Впроекте изложены общие сведения об лпдс «Нурлино», нефтяном предприятии ОАО «Уралсибтранснефть», общие положения охраны труда, техники безопасности, и охраны АННОТАЦИЯ В проекте изложены общие сведения об ЛПДС «Нурлино», нефтяном предприятии ОАО «Уралсибтранснефть», общие положения охраны труда, техники безопасности, и охраны природных ресурсов. В проекте проработан комплекс вопросов по модернизации системы автоматического управления электромеханическим комплексом. Предложена и обоснована постановка автоматики. Основной эффект от предложенной модернизации заключается в том, что сокращается общее время простоя оборудования в ремонте, так как увеличивается межремонтный период установки. За счет этого увеличивается объем производства товарной нефти. Дипломный проект содержит пояснительную записку из 152 страниц, 28 таблиц, список использованной литературы, а также представлено 11 плакатов на листах формата А1. THE SUMMARY In the project the general data about "Nurlino", the oil enterprise of "Uralsibtransneft", and also general provisions of a labour safety, the safety precautions, and protection of natural resources stated. In the project the complex of questions on modernization of system of automatic control of the electric is worked. Statement of automatics is offered and proved. The main effect from the offered modernization consists that the general idle time of the equipment under repair as the between-repairs period of installation increases is reduced. Due to it the volume of commodity oil increases The degree project contains an explanatory note from 152 pages, 28 tables, the list of the used literature, and also 11 posters on sheets of format Al are presented СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ.. 8 1.ОБЩАЯ ЧАСТЬ. 10 1.1 ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА.. 10 1.2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА.. 11 МЕСТОРОЖДЕНИЯ.. 11 1.2.1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ЗАЛЕЖЕЙ.. 11 1.2.2 ОСОБЕННОСТИ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ ОБЬЕКТА ВК1-3 ЗАПАДНОЙ ПЛОЩАДИ УСТЬ-БАЛЫКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.. 13 1.2.3 ВЫДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЬЕКТОВ В ОТЛОЖЕНИЯХ ВИКУЛОВСКОЙ СВИТЫ... 14 1.3 СИСТЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ К ТРАНСПОРТИРОВАНИЮ... 16 1.4 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 18 1.4.1 ОПИСАНИЕ ЛПДС «НУРЛИНО». 18 1.4.2 ОПИСАНИЕ УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА НКК «НУРЛИНО-ЯЗЫКОВО» 19 1.4.3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ЛПДС «Нурлино». 21 НАСОСНЫЙ ЦЕХ НКК.. 22 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ АГРЕГАТАХ.. 22 2. ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДОЖИМНОЙ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ 34 2.1 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ НАСОСНОЙ ТОВАРНОЙ НЕФТИ.. 34 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА.. 42 2.2. СТАЦИОНАРНЫЕ УСТАНОВКИ.. 42 2.2.1 ХАРАКТЕРИСТИКА ЛИНЕЙНОГО УЧАСТКА.. 42 2.2.2 ХАРАКТЕРИСТИКА НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ.. 43 2.2.3 МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ РЕЖИМОВ.. 49 2.2.4 РАСЧЕТ РЕЖИМОВ РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДА.. 54 2.3. ЭЛЕКТРОПРИВОД ЗАДВИЖКИ.. 58 2.3.1 ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ НА ЭЛЕКТРОПРИВОД ЗАДВИЖКИ.. 58 2.3.2 УСЛОВИЯ РАБОТЫ ЗАДВИЖКИ.. 61 2.3.3 СИЛОВОЙ РАСЧЕТ ЗАДВИЖКИ.. 69 2.3.4 РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ДВИГАТЕЛЯ.. 73 2.3.5 ЭЛЕКТРОПРИВОД С ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕМ ЧАСТОТЫ С ЧАСТОТНЫМ УПРАВЛЕНИЕМ... 76 ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ НА СИСТЕМУ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКИМ КОМПЛЕКСОМ... 85 3 СИСТЕМА КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОМЕЧАНИЧЕСКИМ КОМПЛЕКСОМ 88 3.1 АВТОМАТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ НПС.. 88 3.2 ЭЛЕКТРОМЕЧАНИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС КАК ОБЪЕКТ АВТОМАТИЗАЦИИ 90 3.3 ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИСПОЛЬЗУЕМОГО ОБОРУДОВАНИЯ.. 92 3.3.1 БЛОК КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ НАСОСНОГО АГРЕГАТА.. 92 3.3.2 МОДУЛЬ ПРОЦЕССОРА МП7. 105 3.3.3 БЛОК ПИТАНИЯ ИЗОЛИРОВАННЫЙ БПИЗ. 106 3.3.4 МОДУЛЬ СОПРЯЖЕНИЯ С ТЕРМИНАЛОМ МСТ. 106 3.3.5 ТЕРМИНАЛ.. 107 3.3.6 ПАРАМЕТРИЧЕСКАЯ СИСТЕМА ОБНАРУЖЕНИЯ УТЕЧЕК.. 107 3.4 ПРИНЦИП РАБОТЫ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ НАСОСНЫМИ АГРЕГАТАМИ.. 111 4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 122 4.1 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА УСТРОЙСТВ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКИМ КОМПЛЕКСОМ ДЛЯ ДОЖИМНОЙ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ.. 122 4.2 РАСЧЕТ СЕБЕСТОИМОСТИ БАЗОВОГО ВАРИАНТА.. 123 4.3 РАСЧЕТ СЕБЕСТОИМОСТИ ПРОЕКТНОГО ВАРАНТА.. 125 4.4 ГОДОВОЙ ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ И СРОК ОКУПАЕМОСТИ.. 127 5.БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ.. 128 5.1 АНАЛИЗ ПОТЕНЦИАЛЬНЫХ ОПАСНОСТЕЙ.. 128 5.2 ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ. 132 5.3 ОСВЕЩЕНИЕ.. 135 5.4. БОРЬБА С ШУМОМ И ВИБРАЦИЕЙ.. 136 5.5 ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ. 138 5.6 МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ.. 140 6 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ... 142 6.1 ОХРАНА АТМОСФЕРНОГО ВОЗДУХА.. 143 6.2 ОХРАНА ЗЕМЕЛНЫХ РЕСУРСОВ.. 145 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ... 151 ВВЕДЕНИЕ Нефтегазовая промышленность является одной из важнейших составляющих экономики России, непосредственно влияющей на формирование бюджета страны. Сравнительно недавно топливно-энергетический комплекс нашей страны находился в крайне тяжелом положении. Десятки тысяч нефтяных скважин находились в бездействии. Кризис нефтяной отрасли начался в октябре 1997 года в связи с резким падением цен на нефть. Кроме того, огромное влияние на нефтяные компании оказывает политика нашей страны, налоги в нефтяной промышленности составляют почти 50 процентов от выручки. Поэтому сегодня Российские нефтяные компании должны приспосабливаться к новым рыночным условиям и выживать. Одной из актуальных проблем состояния и развития нефтегазового комплекса является состояние его ресурсной базы. Приращение извлекаемых запасов углеводородного сырья, модернизация, обновление основных фондов, повышение их отдачи, эффективности их использования и снижения издержек важнейшие вопросы развития топливно-энергетического комплекса. Наиболее острой проблемой сегодня является быстрый рост издержек производства. При сохранении столь высокого темпа роста издержек нефтедобывающая промышленность может полностью потерять конкурентоспособность. Нефтяные компании непрерывно занимаются поиском подходов к реструктуризации и реорганизации управления производством в новых условиях, стремятся сделать производство эффективным, вопросы контроля разработки месторождений и оптимизации добычи нефти давно являются первостепенными задачами. Работа предприятий в рыночных условиях диктует свои правила: хочешь быть конкурентоспособным - сокращай затраты, изменяй форму деятельности. И как следствие этого, совершенствуется структура предприятий и разрабатываются мероприятия по наращиванию объемов добычи нефти в целях обеспечения роста прибыли и улучшения благосостояния работников нефтегазодобывающих предприятий. 1.ОБЩАЯ ЧАСТЬ 1.1 ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА В состав Усть-Балыкского месторождения входят 18 площадей. В настоящее время в разработке находятся три площади : Талинская, Западная и Каменная, на которых сосредоточены 80% запасов нефти месторождения. Западная площадь по запасам нефти является основной. Поверхность рельефа Усть-Балыкского месторождения нефти представляет собой холмисто - увалистую равнину с глубоким долинно-балочным эрозионным расчленением. Гидрографическая сеть представлена мелкими речками и ручьями , являющимися притоками р. Хугот, Ем - Era, Енадырь. Большие по протяженности болота в районе работ являются препятствием для транспорта. Климат района континентальный с продолжительной суровой зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура - 18 С.Средняя температура самого холодного месяца-января составляет - 25 °С (до -52 °С ). Территория месторождения характеризуется в пределах Западной и Талинской площадей развитой инфраструктурой, включающей в себя все элементы обустройства промыслов (водоводы, нефте- и газопроводы, ДНС, КНС, внутрипромысловые автодороги, линии электропередач, подстанции и тл.). Усть-Балыкского месторождение связано трубопроводом с НПС «Нурлино», где нефть поступает в магистральный нефтепровод, доставляющий ее в крупные нефтеперерабатывающие центры. 1.2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1.2.1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ЗАЛЕЖЕЙ В геологическом строении Талинской и Западной площади участвуют различные комплексы пород от докембрийских до современных включительно[7]. Сводный геолого-стратиграфический разрез представлен на рисунке 2.1. Докембрийские образования, слагающие нижний структурный этаж биотитовыми, хлористо-серицитовыми, глинисто-серицитовыми, кварцево-графитовыми сланцами и амфиболитами. Палеозойские образования (второй структурный этаж) представлены менее метаморфизированные или неметаморфизированные породами: сланцы, кварцитовые песчаники, туфопесчаники, базальты. Юрская система представлена тремя отделами. Отложения нижней и частично средней юры представлены континентальными, средней - переходными от континентальных к морским, а верхней - пребрежно-морскими и морскими осадками. Нижние и среднеюрские отложения объединяются в тюменскую свиту. Мощность свиты колеблется от 30 до 260 м. Цитологически представлена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов с линзами углей, углистых аргиллитов. Основные продуктивные пласты выделены в один эксплуатационный объект. Викуловская свита. Основной объект ксплуатации по Западному и Каменному. ВК-3 водонасыщен. Qизвл. 350 млн.т.; 60 % по Каменному; 39 % по Западному; 1 % по Талинскому. 1440 м ВК-1 ВК-2 1500 м ВК-3 Викуловская свита литологически сложена глинисто-алевритовыми породами, с переходом в верхней части к преимущественно алеврито-песчаному составу. Толщина свиты 120-130 м. Является основным объектом разработки на Западной площади ВК1-3 . Коллекторы пласта ВК 1-3 представлены типично полимиктовыми разнозернистыми песчаниками и алевролитами с содержанием кварца 30 - 59%, полевых шпатов 10 -34 %, обломков пород 20 - 54 %, слюды 1,0 - 3,7 %. Пласты-коллекторы крайне не выдержаны как в разрезе, так и по простиранию, имеют низкие филътрационно-емкостные свойства. Объект ВК разрабатывается на основании технологической схемы разработки Западной и Каменной площадей Усть-Балыкского месторождения, утвержденной ЦКР. Утвержденный вариант разработки по объекту ВК предусматривает: - система разработки — пятирядная с переходом на блочно-замкнутую; - плотность сетки -10 га/скв.; - общий проектный фонд - 4975 скважин, в т.ч. добывающих - 3485, нагнетательных - 1488. Оставшийся уточненный независимый проектный фонд скважин для бурения на 01.01.2002 года составляет по площади 329 (13,2%). проектные уровни добычи: - нефти -2,7517 млн.т (2003 г.), - жидкости — 20,8355 млн.т, - закачка воды – 30,0503 млн.м3 , 1.2.2 ОСОБЕННОСТИ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ ОБЬЕКТА ВК1-3 ЗАПАДНОЙ ПЛОЩАДИ УСТЬ-БАЛЫКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Основные проблемы в разработке объекта викуловской свиты обусловлены горно-геологическими условиями залегания пластов: - высокая расчлененность объекта (в каждом пласте выделяется до пяти и выше нефтенасыщенных пропластков с различной проницаемостью разделенными прослоями глин), обуславливает разноскоростную выработку запасов нефти из продуктивных интервалов разреза, что предъявляет повышенные требования к технологии строительства скважины и методам вскрытия пластов, заведомо снижает эффективность использования горизонтальных скважин для выработки запасов нефти в краевых зонах; - невыдержанная, тонкая глинистая перемычка между верхним пластом ВК1 и нижним BK2-3 , делает невозможным организацию дифференцированного воздействия и не обеспечивает надежную изоляцию пластов в процессе эксплуатации скважин; - присутствие рыхлосвязанной воды в свободном состоянии обуславливает неблагоприятный режим фильтрации нефти в пласте, изначально характеризуя продукцию скважин повышенным водосодержанием; - обширные водонефтяные зоны - существенно снижают эффективность систем заводнения и методов интенсификации нефтедобычи. 1.2.3 ВЫДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЬЕКТОВ В ОТЛОЖЕНИЯХ ВИКУЛОВСКОЙ СВИТЫ Прибрежно-морские отложения продуктивных пластов BK1 и ВК2-3 приурочены к кровельной части викуловской свиты и имеют площадное распространение. Согласно Технологической схемы на разработку предусмотрено выделение одного эксплуатационного объекта ВК1-3 [10]. Разбуривание пластов BK1 и ВК2-3 , материалы геофизических, гидродинамических и промысловых исследований подтвердили правомерность выделения залежей нефти викуловской свиты в единый объект разработки. Пласт BK1 . Коллекторы пласта BK1 в пределах Запдной+Талинской лицензионного участка распространены повсеместно и представлены средне-мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Общая толщина пласта изменяется от 12,6 до 24 м, эффективные толщины варьируют в интервале от 3,6 до 22,2 м, среднее значение эффективной толщины в пределах внешнего контура нефтеносности составило 12,3 м. Расчлененность пласта довольно неравномерная, количество пропластков составляет от 2 до 15. Преобладающая толщина проницаемых прослоев 1,0 - 1,6 м. Проницаемые прослои более 3 м зачастую сложены переслаиванием коллекторов, различающихся по своим фильтрационно-емкостным свойствам. Толщина прослоев и линз неколлектора несколько меньше и в среднем составляет 1 м, однако на долю пропластков неколлектора с толщиной не более одно метра приходится 68,5 % (рис. 3.6.). Продуктивный пласт BK1 по морфологическому строению относится к типу линзовидно-слоистых, выдержанных по общей толщине. Однако присутствующие в разрезе пласта преимущественно маломощные пропластки неколлектора не могут служить существенными экранами для фильтрации жидкости. Тип коллектора поровый. По фильтрационным способностям продуктивные отложения пласта BK1 характеризуются как низкопроницаемые. На долю пропластков коллектора с проницаемостью менее 10*10"3 мкм2 приходится 14,5 %, с проницаемостью от 10 до 50*10"3 мкм2 - 54,6 % от общего объема пласта. Коллекторы с улучшенными фильтрационными свойствами приурочены к средней части пласта (пачка «Ь»). Проницаемость отложений этой пачки по данным ГИС составляет в среднем 79,7*10"3 мкм2 . Нефть пласта BK1 Западной площади малосернистая, малосмолистая, парафинистая, средней плотности, вязкая. От пласта BK1 пласт ВК2-3 отделен уплотненной глинистой, неравномерно алевритистой и карбонатизированной, перемычкой толщиной 1,0 - 7,4 м. 1.3 СИСТЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ К ТРАНСПОРТИРОВАНИЮ Современное нефтедобывающее предприятие представляет собой сложный комплекс технологических объектов, осущест­вляющих добычу, транспортировку, первичную подготовку, хранение и внешнюю перекачку нефти и газа, а также выпол­няющих технологические процессы поддержания пластовых давлений. Отличительными особенностями нефтедобывающего пред­приятия являются: большая рассредоточенность объектов на площадях, дости­гающих тысяч и десятков тысяч гектаров; расстояния между скважинами измеряются сотнями метров; непрерывность технологических процессов; однотипность технологических процессов на объектах (сква­жины, групповые установки, сепараторы и т. п.); связь всех технологических объектов через единый пласт, на который проведены все эксплуатационные и нагнетательные скважины, через поток продукции (нефть, газ) и через энерге­тические потоки (пар, газ, вода); низкая информационность о процессах, протекающих в пла­сте и скважине (практически единственным источником ин­формации является измерение дебитов жидкостей и давлений в скважинах); большая инерционность протекающих в пласте процессов, приводящих к тому, что результаты того или иного управляю­щего воздействия на пласт можно будет оценить только через несколько лет, а иногда только к концу разработки месторож­дения, т. е. через десятки лет; непостоянство объема добычи нефти на месторождении, характеризующееся подъемом добычи в начальный период экс­плуатации, стабилизацией на некотором уровне в промежуточ­ный период и снижением добычи после этого периода, из-за этого в начальный период эксплуатации месторождения, когда наряду с разбуриванием площади вводятся многодебитные скважины, строительство объектов транспортировки и подго­товки нефти не обеспечивает ведения нормального технологи­ческого процесса; при наступлении третьего периода эксплуа­тации месторождения мощность капитальных технологических объектов оказывается излишней; уникальность строения и параметров месторождений и не­возможность повторения разработки в идентичных условиях, ограничивающих значение проводимых промысловых экспери­ментов; практически единственная возможность оценить досто­инства и недостатки той или иной технологии разработки — это математическое моделирование тем более, что проведение про­мысловых экспериментов связано с огромными затратами ре­сурсов и времени. Некоторые из отмеченных особенностей способствовали ус­корению развития автоматизации нефтедобывающих предприя­тий. Так, непрерывность и однотипность технологических про­цессов, связь их через единый пласт, продукт и энергетические потоки позволяли решать задачи автоматического управления, используя существующие методы теории автоматического регулирования. Рассредоточенность технологических объектов на больших площадях привела к необходимости и экономической целесообразности разработки и внедрения телемеханических систем и организационных структур дистанционного контроля и управления технологическими объектами и процессами. 1.4 Т ЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.4.1 ОПИСАНИЕ ЛПДС «НУРЛИНО» ЛПДС “Нурлино” пущена в эксплуатацию в 1973 году и осуществляет свою деятельность в соответствии с положением о нефтеперекачивающей станции и имеет насосные цеха по нефтепроводам УБКУА, НКК, ТОН-1 и осуществляет перекачку тюменских нефтей. Перекачка по нефтепроводам УБКУА и НКК может осуществляться, как отдельно по каждому, так и одновременно по двум трубопроводам. Территориально подпорные и основные насосные цеха нефтепроводов УБКУА, НКК расположены на совмещенных площадках. Подпорная насосная нефтепровода НКК имеет насосы 26 QLSM - 4 шт., подпорная нефтепровода УБКУА - НПМ-5000´90 - 4 шт. Основные насосные станции оснащены насосными агрегатами: нефтепровод НКК – НМ-10000´210- 4шт., электродвигатели СТД-8000- 4шт., нефтепровод УБКУА – НМ-10000´210 - 3шт., и СТД-6300 кВт -3шт. В насосном цехе нефтепровода ТОН-1 установлены два насоса НМ-500-300 с электродвигателями ВАУ-2 630 кВт. Охлаждение двигателей, как на подпорных, так и на основных агрегатах воздушное. Смазка подшипников основных агрегатов ТОН-1, УБКУА, НКК централизованная принудительная. Резервуарный парк состоит из 4-х резервуаров РВС-20000 и 12 резервуаров РВСП-20000. На ЛПДС “Нурлино” имеются узлы учета нефти, совмещенные с узлами качества: УУН №19 - нефтепровод УБКУА УУН №20 - нефтепровод НКК УУН №19т - нефтепровод ТОН-№1 УУН №19а - нефтепровод ТУ III ЛПДС “Нурлино” обслуживает участки магистральных нефтепроводов ТУ-I, ТУ-II, ТУ-III, ТОН-I,ТОН-II,III, УБКУА и НКК. Все трубопроводы, обслуживаемые ЛПДС “Нурлино”, имеют камеры приема, запуска очистных и диагностических устройств. Для выполнения операций по перекачке нефти ЛПДС “Нурлино” имеет необходимые технические средства для перекачки нефти и обслуживания магистральных нефтепроводов. 1.4.2 ОПИСАНИЕ УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА НКК «НУРЛИНО-ЯЗЫКОВО» ХАРАКТЕРИСТИКА ТРАССЫ Участок «Нурлино-Языково» входит в состав последнего эксплуатационного участка нефтепровода НКК, по которому перекачивается тюменская нефть. Конечным пунктом нефтепровода и участка является база смешения «Самара». Длина участка составляет 55 км, общая протяженность нефтепровода НКК - 2249 км. Трасса нефтепровода проходит по густонаселенной местности. Дорожная сеть развита хорошо, лесов практически нет. Земли, в основном, заняты под сельскохозяйственные угодья. Рельеф местности пересеченный с многочисленными оврагами и речками ХАРАКТЕРИСТИКА ТРУБ На основной нитке проложены трубы диаметром D=1220 мм, на резервной диаметром D=1020 мм. Трубы 2 группы прочности из стали 17Г1С. На участках, где рабочее давление превышает допустимое значение, проложены трубы 4 группы прочности из стали 14Г2САФ. Характеристика труб и металла, из которых они изготовлены, представлены в табл. 1.1. Таблица 1.1 Характеристика труб и металла Характеристика труб Характеристика металла труб Тип труб Группа прочности Марка стали D, мм Gвр, МПа Gт, Мпа Экстендированные 2 17Г1С 1200,1000 520 360 Экспондированные 4 14Г2САФ 1200 520 400 В табл. 1.2 приведены сортаменты труб, используемых при сооружении нефтепровода, а также допустимые рабочие давления в зависимости от категории участков нефтепровода и гарантированная величина заводского испытанного давления. Таблица 1.2 Сортамент труб Трубы D*δ, мм Марка стали Группа прочности Допустимые рабочие давления по категориям участков, МПа Гарантированная величина заводского давления испытания, МПа В 1-2 3 1220*12 17Г1С 2 3.72 4.64 5.54 6.50 1220*14.5 17Г1С 2 4.51 5.60 6.72 7.90 1220*15.2 17Г1С 2 4.74 5.90 7.05 8.27 1020*15 14Г2САФ 4 5.12 6.37 7.63 9.04 1.4.3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ЛПДС «Нурлино» Рассмотрим технологическую схему ЛПДС Нурлино по нефтепроводу НКК. Нефть с НПС Черкассы поступает на блок предохранительных клапанов, предназначенных для защиты от повышенного давления, как трубопровода, так и объектов станции, затем проходит очистку от механических примесей в блоке фильтров – грязеуловителей. После этого нефть поступает в резервуарный парк. Откачка нефти из резервуарного парка производится вертикальными подпорными насосами 26 QLSM, после чего нефть поступает на узел учета № 20. После учета нефть закачивается в трубопровод магистральными насосами НМ–10000´210. Для того чтобы рабочее давление не превышало расчетное, перед выходом нефти в магистральный трубопровод установлен узел регуляторов давления. Н АСОСНЫЙ ЦЕХ НКК Насосный цех относится к взрывоопасным помещениям класса В-1а. В зале насосов установлены четыре основных насоса марки НМ 10000-210 с последовательным подключением. В зале электродвигателей, который находится в отдельном помещении насосной, размещены четыре синхронных электродвигателя СТД 8000-2, а также расположен блок централизованной маслосистемы с аккумулирующим баком. Насосные агрегаты обвязаны трубопроводами-отводами, которые соединяют их приемные и напорные патрубки с общим коллектором. В технологической обвязке насосов применяют трубы 1020*14 мм. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ АГРЕГАТАХ Агрегаты нефтяные электронасосные центробежные магистральные типа НМ предназначены для транспортирования по магистральным трубопроводам нефти с температурой от -5 до +80 0 С, с содержанием механических примесей по объему не более 0,05% и размером не более 0,02 мм. Электронасосный агрегат состоит из насоса и приводного электродвигателя. Принцип действия насоса заключаются в преобразовании механической энергии в гидравлическую за счет взаимодействия жидкости с рабочими органами. Таблица 1.3 Техническая характеристика насосного агрегата НМ-10000-210 Наименование показателей 1. Подача, (м3 /ч) 10000 2. Напор, (м) 210 3. Допускаемый кавитационный запас, (м) 65 4. Частота вращения, (об/мин) 3000 5. Предельное давление,(кгс/см2 ) 75 6. Мощность, (r=860 кг/м3 ), (кВт) 5550 7. КПД (на воде), % не менее 89 8. Тип торцевых уплотнений УНИ-125-185 (или ТМ-120м) 9. Внешняя утечка через одно концевое уплотнение (л/час не более) 0.25 10. Габаритные размеры (длина´ширина´высота) 2505´260´2125 11. Масса всего (кг) в том числе - ротор - крышка 9791 390 2500 Таблица 1.4 Электропривод агрегата Наименование СТД-8000 1. Мощность, кВТ 8000 2. Напряжение, В 10000 3. Частота вращения, об/мин 3000 4. Ток статора, А 527 5. Критическая частота вращения, об/мин 2130 6. Напряжение возбуждения, В 156 7. Ток возбуждения, А 262 8. COS 0,9 9. КПД не менее, % 97,7 10. Габариты, мм (длина´ширина´высота) 4735´2630´1715 Для возбуждения двигателей принимаем тиристорный цифровой возбудитель ВТЦ-СД-320, поскольку применяемые в настоящее время возбудители ВТЕ-320 и ТЕ8-320 разработаны около 20 лет назад морально и технически устарели и их характеристики не соответствуют современным требованиям. Основные технические данные ВТЦ-СД-320 приведены в табл. 1.5 Таблица 1.5 Технические характеристики ВТЦ-СД-320 Параметр Значение Номинальный ток возбуждения 320 А Номинальное напряжение возбуждения 115 В Номинальная мощность 36,8 кВт Кратность форсировки по току 1,8 Схема выпрямления Трехфазная мостовая (шесть тиристоров Т500) Масса Не более 400 кг Компоновка оборудования и технологическая обвязка в цехе и вне его приняты из условия обеспечения следующих требований, определенных расчетными параметрами насосов: · самотечное отведение утечек от торцевых уплотнений насосов в наземный сборник нефти ЕП-40; · подача нефти погружными насосами на всасывающую линию магистральных насосов из емкости ЕП-40; · подача под напором масла к насосным агрегатам и самотечное отведение его в масляные баки, установленные на глубине 1.7м в специальном приемнике. Для обеспечения нормальных условий работы магистральных насосов и электродвигателей по действующим стандартам предусмотрены следующие вспомогательные системы: · система разгрузки торцевых уплотнений; · система сбора утечек от торцевых уплотнений; · централизованная система смазки и охлаждения подшипников; · аппараты воздушного охлаждения масла; · система подачи и подготовки сжатого воздуха; · система контроля и защиты насосных агрегатов. Все системы имеют закрытый контур, рабочие элементы циркулируют по замкнутой схеме. СИСТЕМА СБОРА УТЕЧЕК НАСОСНОГО ЦЕХА Система сбора утечек предусматривается для приема капельных уте­чек от торцов, возникающих в процессе эксплуатации, а также на случай возникновения на насосах аварийных ситуаций: образования щелей или полного раскрытия торцов. Отвод утечек осуществляется в специальный сборник, размещаемый вне помещения насосов. В этом сборнике должен постоянно сохраняться незаполненный объем емкости, достаточный для приема максимальных утечек, образующихся при раскрытии торцов за время закрытия задвижек на основных трубопроводах-отводах насоса, на котором возникла неисправность торцов. Отвод утечек нефти осуществля­ется в подземные емкости объемом 40 м3 . Для дренажа магистральных на­сосов применяется дренажный поддон конструкции «Гипротрубопровода». Поддон предназначен для сбора нефти при проливах с последующим отводом собранной нефти в коллектор утечек. СИСТЕМА РАЗГРУЗКИ ТОРЦОВЫХ УПЛОТНЕНИЙ Система разгрузки торцов насосов осуществляется путем отвода части перекачиваемой нефти после лабиринтных уплотнений валов в при­емный коллектор ЛПДС или в отдельно стоящий сборник нефти ударной волны и разгрузки. Отвод разгрузочной нефти от торцовых уплотнений на­сосов в сборник нефти ударной волны и разгрузки по защитному контуру производится при срабатывании предохранительного клапана лишь в от­дельных случаях, когда давление в приемном коллекторе ЛПДС поднима­ется выше 2,5 МПа допустимого по прочности торцов. Отвод нефти из раз­грузочных устройств предусмотрен во всасывающий трубопровод насос­ной. В случае повышения давления в трубопроводе насосной нефть направ­ляется в подземную емкость. СИСТЕМА ВЕНТИЛЯЦИИ ПОМЕЩЕНИЙ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ В общественных зданиях применяется приточно-вытяжная вентиляция с приточной камерой расположенной в подвале, и вытяжной камерой, рас­положенной на чердаке. Приточные системы механической вентиляции состоят из следующих конструктивных элементов: ¨ воздухоприемного устройства, через которое наружный воздух посту­пает в приточную камеру; ¨ приточной камеры с оборудованием для обработки воздуха и подачи его в помещения; ¨ сети каналов и воздуховодов, по которым воздух вентилятором распре­деляется по отдельным вентилируемым помещениям; ¨ приточных отверстий с решетками; ¨ регулирующих устройств в виде дроссель-клапанов , устанавливаемых в воздухоприемных устройствах, на ответвлениях воздуховодов и в кана­лах. Вытяжные системы механической вентиляции состоят из следующих элементов: ¨ жалюзийных решеток и специальных насадков, через которые воздух из помещений поступает в вытяжные каналы; ¨ вытяжных каналов, по которым воздух, извлекаемый из помещений, транспортируется в сборный воздуховод; ¨ сборных воздуховодов, соединенных с вытяжной камерой; ¨ вытяжной камеры, в которой установлен вентилятор с электродвигате­лем; ¨ оборудования для очистки воздуха, если удаляемый воздух сильно за­грязнен; ¨ вытяжной шахты, служащей для отвода в атмосферу воздуха, извлекае­мого из помещений; ¨ регулирующих устройств (дроссель-клапанов ). Блок приточных и подпорных вентиляторов обеспечивает подачу воз­духа в нефтенасосную и корпуса электродвигателей. В блоке установлены: ¨ два приточных вентилятора для обеспечения воздухообмена и обогрева помещения нефтенасосной; ¨ два подпорных вентилятора для создания избыточного давления воздуха в корпусе электродвигателя; ¨ водяные калориферы на каждый вентилятор, через которые засасыва­ется воздух и вентиляционных камер, для подогрева воздуха; ¨ тепловой узел для распределения тепла. Оборудование вентиляционных систем работает автоматически. В случае аварийной остановки включается резервный вентилятор. При оста­новке обоих подпорных или приточных вентиляторов аварийно отключа­ется вся станция. На ЛПДС «Нурлино» системы включают по два радиальных вентиля­тора, рабочий и резервный. Для очистки воздуха от пыли при его запыленности более 0,2 мг/м3 установлены фильтры ячейковые типа ФяВ. Подаваемый воздух подогрева­ется до 10° С (в холодный период года) в калориферных установках. Создание необходимых режимов работы системы обеспечивается воз­душной регулировочной заслонкой с электроприводом, установленной на воздухозаборе. Частично закрытое положение заслонки соответствует ре­жиму «продувка», полностью открытая – режимам «закрытие клапана» и «подпитка». Для продувки электродвигателей включается рабочий вентилятор. Ре­гулирующая заслонка, находясь в частично закрытом положении, обеспе­чивает перед каждым электродвигателем давление равное 240 – 800 Па (необходимое для открытия продувочного клапана). Продувка осуществля­ется в течение 10 – 15 мин. По окончании продувки регулирующая заслонка автоматически от­крывается и давление воздуха возрастает до 1100 Па (необходимое для за­крытия продувочного клапана). Закрытие продувочного клапана дает разрешение на пуск электродви­гателя. После запуска электродвигателей система обеспечивает их под­питку воздухом. Система рассчитана на одновременную продувку, закрытие клапана и последующую подпитку всех четырех электродвигателей, включая элек­тродвигатель насосного агрегата, находящегося в горячем резерве. Перед каждым электродвигателем установлена воздушная заслонка с ручным управлением. При помощи этих заслонок осуществляется дополни­тельная настройка системы при необходимости работы с меньшим числом электродвигателей или осуществляются необходимые режимы при вводе в действие электродвигателей из ремонта. В настоящее время на нефтеперекачивающей станции «Нурлино» в об­щественных и производственных зданиях устраивают механическую вен­тиляцию, в которой воздух перемещается по сети воздуховодов и другим элементам системы с помощью центробежных и осевых вентиляторов, приводимых в действие электродвигателями. СИСТЕМА МАСЛОСНАБЖЕНИЯ Маслосистема предназначена для смазки и охлаждения под­шипников основных насосных агрегатов по перекачке нефти (насос НМ 10000-210, электродвигатель СТД-8000). Перед пуском насосных агрегатов необходимо осуществить подачу масла на подшипники скольжения и проконтролировать посту­пление масла визуально через смотровые окна в линии слива с целью предотвращения «сухого» запуска агрегатов, что может привести к выплавлению баббитовых вкладышей подшипников и выходу насосных агрегатов из строя. Подача масла на подшипники осуществляется насосами РЗ-30, Ш-40, связанных по системе АВР, то есть при аварийном отключении одного из насосов, автоматически включается другой. Забор масла производится из двух маслобаков, емкостью по 2,0 м каждый. Во время эксплуатации из двух емкостей - одна рабочая, дру­гая - резервная, что обеспечивает быстрый ввод другого бака в работу без заполнения ее свежим маслом. Насос РЗ-30, Ш-40 подает масло на сетчатый фильтр, который может работать, как параллельно, так и (в случае ремонта или промывки одного из них), одним элементом. По­сле фильтра масло поступает в установку маслоохлаждения, состоящую из трех воздушных маслоохладителей (секций АВГ) работающих по одному, по две и по три в зависимости от температуры наружного воздуха и от температуры масла на выходе из воздушных холодиль­ников. После маслоохладителей масло поступает на подшипники на­сосных агрегатов. Необходимо следить, чтобы вентили на входе масла к подшипникам действующих насосов и электродвигателей были пол­ностью открыты, а ремонтируемые закрыты. Масло с подшипников самотеком по линии слива возвращается обратно в масляные баки ем­костью 2,0 м3 . Задвижки рабочего бака сливной трубы должны быть открыты, а резервные закрыты, для аварийной подачи масла в случае отключения электроэнергии служит аккумулирующий бак емкостью 0,5 м3 , который расположен под потолком в электрозале. С аккумули­рующего бака лишнее масло по линии перетока перетекает обратно в рабочий бак. Этим в аккумулирующем баке все время поддерживается атмосферное давление, а при остановке и включении в работу акку­мулирующего бака играет роль воздушника. При работе маслосистемы происходит потери масла, которые восполняются насосом РЗ-4,5А из бака хранения масла емкостью 5 м3 , расположенного за пределами электрозала на НКК и в маслоприямке нефтепровода УБКУА. Кроме того, имеется вывод для наполнения 2 м3 емкости из бочек или автоцистерны при помощи гибкого рукава. При работе агрегатов помнить, что в маслосистеме находится около 2 м3 масла и пополнение масляных баков производить из расчета, чтобы масло в случае остановки насосов не смогло перелиться в приямок, то есть в масляном баке не должно быть масла более 2 м3 при рабо­тающих агрегатах. ЗАДАЧИ КОНТРОЛЯ И ЗАЩИТА НАСОСНОГО АГРЕГАТА Для повышения надежности работы насосного агрегата он оснащается средствами контроля, защиты и сигнализации, с помощью которых производятся следующие операции: · контроль давления на всасывании и нагнетании насосов; · контроль электрических параметров работы электродви­гателя; · тепловой контроль корпуса насоса · тепловой контроль корпуса электродвигателя; · контроль подачи масла электроконтактным манометром; · тепловой контроль узлов с трущимися деталями / подшипники и уплотнения вала насоса, подшипники электродвигателя/; · тепловой контроль входящего и выходящего из электродвигателя воздуха; · контроль наличия избыточного давления воздуха в корпусе электродвигателя; · контроль герметичности торцевого уплотнения; · контроль давления в линии разгрузки; · контроль вибраций с помощью вибросигнализатора; · контроль числа часов работы агрегата. Система защита выключает насосный агрегат в случае ава­рийной ситуации. В насосном агрегате предусмотрены следующие виды защиты: · защита от снижения давления на входе в насос во избе­жание возникновения кавитационных явлений; · защита от чрезмерного повышения давления на входе на­соса; · защита от падения давления масла в системе; · тепловая защита корпуса насоса, предотвращающая дея­тельную работу насоса на закрытую задвижку; · защита герметичности торцевого уплотнения, срабатыва­ющая в случае резкого увеличения утечек; · при отсутствии избыточного давления в корпусе электро­двигателя насосный агрегат не включается в работу и отключает­ся во время работы; · защита от чрезмерных вибраций срабатывает при достиже­нии критических величин (амплитуды, вибрации). 2. ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДОЖИМНОЙ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ 2.1 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ НАСОСНОЙ ТОВАРНОЙ НЕФТИ На ЛПДС “Нурлино” для привода центробежных нагнетателей типа НМ-10000Х210 используются синхронные двигатели типа СТД-8000 с полной мощностью 8000 кВА. Таких двигателей на станции установлено 4 штуки. Таблица 2.1 Технические характеристики центробежного нагнетателя НМ-10000Х210 Наименование показателей 1. Подача, (м3 /ч) 10000 2. Напор, (м) 210 3. Допускаемый кавитационный запас, (м) 65 4. Частота вращения, (об/мин) 3000 5. Предельное давление,(кгс/см2 ) 75 6. Мощность, (r=860 кг/м3 ), (кВт) 5550 7. КПД (на воде), % не менее 89 8. Тип торцевых уплотнений УНИ-125-185 (или ТМ-120м) 9. Внешняя утечка через одно концевое уплотнение (л/час не более) 0.25 10. Габаритные размеры (длина´ширина´высота) 2505´260´2125 12. Масса всего (кг) в том числе - ротор - крышка 9791 390 2500 Таблица 2.2 Технические характеристики синхронного электродвигателя СТД-8000 Наименование Показателей СТД-8000 1. Мощность, кВТ 8000 2. Напряжение, В 10000 3. Частота вращения, об/мин 3000 4. Ток статора, А 527 5. Критическая частота вращения, об/мин 2130 6. Напряжение возбуждения, В 156 7. Ток возбуждения, А 262 8. COS 0,9 9. КПД не менее, % 97,7 10. Габариты, мм (длина´ширина´высота) 4735´2630´1715 Исполнение двигателя закрытое с замкнутым циклом вентиляции. Допустимая температура нагрева обмоток статора, измеренная термометром сопротивления, 1200 С, ротора – 1300 С.. Установлено 4 электродвигателя СТД-8000, длина кабельной линии: l1 = 0,3 км, l2 = l3 = l4 = l5 = 0,05 км; напряжение соответственно первичной и вто­ричной обмоток: U1н = 35 кВ, U2н = 10 кВ. Таблица 2.3 Исходные данные Установка Uн , кВ Рн , кВт Cosjн hн Длина гиб­кого кабеля, м СТД-8000 10 8000 0,9 97.7 50 Рис. 1 Схема электроснабжение Рис.2 Схема замещения сети Преобразовав формулу , (2.1.1) найдем номинальный ток одного двигателя: ; (2.1.2) Для определения тока трехфазного к.з. в точке K необходимо знать параметры сети и сопротивление цеховой трансформаторной подстанции. Так как мощность трансформатора неизвестна, необходимо определить расчетную мощность участка и выбрать участковую подстанцию. Расчетная мощность участка , (2.1.3) где - коэффициент спроса; - установленная мощность; - мощность наиболее мощного двигателя Отсюда Расчетная мощность трансформатора (2.1.4) Поскольку Отсюда . Выберем трансформатор типа ТД - 20000/35 в соответствии с условием (здесь Sт - номинальная мощность трансформатора), имеющую следующие паспортные данные: Sт.н. = 20000 кВ×А, Uв.н . = 38,5 кВ, Uн.н. = 11 кВ, Iв.н. = 38,5 А, Iн.н. = 960 А, uk = 2,5%, Ix , x = 1,5%, Px , x = 48*103 Вт, Рк = 148*103 Вт. Сопротивление трансформатора, приведенное к низкому напряжению (НН), можно определить по формулам: (2.1.5) Сопротивление обмоток трансформатора, приведенное к обмотке низкого напряжения трансформатора, Rт = 0,0535 Ом, Хт = 0,156 Ом. Для определения сопротивления сети необходимо предварительно выбрать сечения кабелей, для чего надо знать значения расчетных токов. Выбор сечения жил кабелей производится в соответствии с условием Iкаб £ Iкаб.доп. Определим расчетный ток в высоковольтном магистральном кабеле длиной l1 = 300 м Выберем сечение жил кабеля и определим допустимый ток кабеля из условия I2 £ Iдоп ; при Sк..м. = 240 мм2 , Iдоп = 350 А. Принимаем 4 кабеля СБГ, его удельное сопротивление R0 = 0,26 Ом/км, X0 = 0,0865 Ом/км. Сопротивление высоковольтного магистрального кабеля R1 = R0 . l = 0,26 . 0,3 = 0,078 Ом, Ом X1 = X0 . l = 0,0865 . 0,3 = 0,026 Ом. Ом Определим сечение и сопротивление высоковольтного кабеля длиной l2 = 50 м. Расчетный ток этого кабеля принимаем равным номинальному току двигателя Iн2 = 525 А. Выберем сечение жил кабеля и определим допустимый ток кабеля из условия Iд1 £ Iдоп ; при Sк..м. = 180 мм2 , Iдоп = 305 А. Принимаем 2 кабеля СБГ его удельное сопротивлениеR0 = 0,26 Ом/км, X0 = 0,0865 Ом/км. Сопротивление высоковольтного кабеля R2 =R0 · l2 =0,26 · 0,05=0,013 Ом, Ом X2 = X0 . l2 = 0,08 · 0,05 = 0,004 Ом, Ом Найдем ток трехфазного к.з. Iк.з. в точке К. Для этого определим сопротивления элементов цепи. Суммарное сопротивление цепи до точки к.з., ХS = ХТ + Х1 = 0,156 + 0,005 = 0,161 Ом RS = RТ + R1 = 0,0535 + 0,0195 = 0,073 Ом Ом Ток трехфазного к.з. в точке К кА Окончательно принимаем высоковольтный кабель (до насосного цеха) типа СБГ, который проверяем по экономической плотности тока, термической стойкости к токам к.з. и допустимой потере напряжения. Проверка выбранного сечения по экономической плотности тока осуществляется по формуле: мм2 , (2.1.6) Cечение: где I1 – ток высоковольтного кабеля, А; jЭК – экономическая плотность тока, 309,7 А/мм2 . По экономической плотности тока сечение удовлетворяет заданным условиям. Выберем защитно-коммутационный аппарат в точке 4 в соответствии с условием где Uн.а , Iн.а , Iо.а – соответственно номинальное напряжение, номинальный ток, ток отключения аппарата (его паспортные данные); Uн , Iраб , - cсоответственно номинальное напряжение, рабочий ток и ток к.з. сети в месте установки аппарата. Номинальное напряжение Uн =10000 В, номинальный ток двигателя Iн =525 А. ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ Принимаем к установке в начале кабеля высоковольтный выключатель МГГ 10-2000-45Т3, имеющий UНА = 10000 В, IНА = 2000 А, IОА = 45000 А. Величина, т.е. условие выбора аппарата соблюдено. После выбора коммутационного аппарата, необходимо определить ток уставки срабатывания максимальной токовой защиты этих аппаратов (автоматических выключателей, магнитных пускателей) и найти величину коэффициента чувствительности максимальной токовой защиты в соответствии с инструкцией по определению токов короткого замыкания, выбору и проверке уставок максимальной токовой защиты в сетях напряжением 10000 В. ВЫБОР РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ Разъединители служат для отключения цепи без нагрузки, а также для обеспечения видимого разрыва при производстве ремонтных работ. Таблица 2.4 Условия выбора разъединителей. Величина Обозначение Формула Номинальное напряжение кВ Uн Uн ³Uн.т. Номинальный ток, А Iн Iн ³Iн.т. Допустимый ударный ток кА iн.дин. iн ³iуд .р. Ток термической стойкости кА Iн.т.с. Iн.т.с. ³I t/tт.с . Таблица 2.5 Исходя из этих условий выбираем разъединитель типа РВЗ-10/600 Тип Uном кВ Iном А Предельный скв.ток к.з. кА Ток термической Стойкости кА(н.с.) РВЗ 10/600 10 600 52 34 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА Для защиты двигателя от к.з. установлена максимальная токовая защита. Она собрана на токовых реле типа РТ-40/6, катушки которых включены во вторичные цепи трансформаторов тока ТД - 20000/35. Ток срабатывания реле. А где Кн =1,1-1,2 - для реле типа РТ-40; Кс =1; Кв =0,8-0,85; Ктт =40 Эта защита работает с выдержкой времени, устанавливаемой с помощью реле времени. Выдержка времени устанавливается в пределах 0-20 секунд. Для защиты от междуфазных коротких замыканий служит токовая отсечка: А, где Кн =1,4-1,5; Кс =1 2.2. СТАЦИОНАРНЫЕ УСТАНОВКИ 2.2.1 ХАРАКТЕРИСТИКА ЛИНЕЙНОГО УЧАСТКА Для определения расчетных режимов работы нефтепровода НКК на участке "Нурлино-Языково" необходима информация о раскладке труб по трассе линейного участка, а также о шероховатости стенки трубопровода и разности нивелирных отметок соседних станций. Значения этих параметров линейного участка нефтепровода приведены в табл. 2.6 Таблица 2.6 Расчетные параметры линейного участка нефтепровода Линейный участок Общая длина L, км Участки постоянного диаметра, м Разность нивел. отм. Az 1,1896 1,191 1,196 82 "Нурлино-Языково" 55 13250 33250 8500 На основании данных, приведенных в табл. 2.6, для линейного участка рассчитан эквивалентный диаметр по формуле , (2.2.1) где n - число распределенных диаметров труб на линейном участке; li , di - соответственно длина и внутренний диаметр секции линейного участка. Эквивалентный диаметр составляет 1,191 м. 2.2.2 ХАРАКТЕРИСТИКА НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ На каждой перекачивающей станции рассматриваемого эксплуатационного участка нефтепровода установлено по четыре магистральных насосных агрегата НМ 10000-210. На перекачивающей станции "Нурлино", находящейся в начале эксплуатационного участка, установлены четыре подпорных насосных агрегата 26 QLSM фирмы "Worthington". Значения диаметров роторов насосов и типы электродвигателей приведены в табл. 2.7. Таблица 2.7 Характеристика насосных агрегатов. Перекачивающая станция Диаметр ротора насоса Dp , мм Тип электро-двигателя 1 -насос 2-насос 3-насос 4-насос Нурлино 495/485 475/465 495/485 475/465 СТД-8000 Графические характеристики насосных агрегатов представлены на рис. 2.2.1-2.2.3. Рис 2.2.1 Характеристика подпорного насоса 26 QLSM Рис. 2.2.2. Характеристика насоса НМ 10000-210 с ротором 495/485 мм Рис. 2.2.3. Характеристика насоса НМ 10000-210 с ротором 475/465 Для выполнения расчета с применением ЭВМ рабочие характеристики насосов H(Q) и Пн(О) необходимо представить в виде функций. В качестве искомых функциональных зависимостей были выбраны полиномы вида H=a0 +a1 Q+a2 Q2 ; (2.2.2) ηн =k0 +k1 Q+k2 Q2 +k3 Q3 J (2.2.3) где ai , ki - коэффициенты аппроксимации. Значения коэффициентов аппроксимации из уравнений (1 .2) и (1.3) для всех типов установленных насосов были найдены по методу наименьших квадратов. Значения коэффициентов аппроксимации характеристик насосов приведены в табл. 2.8. Таблица 2 .8 Коэффициенты аппроксимации характеристик насосов с роторами 495/485 мм, 475/465 мм и подпорного насоса Коэффициенты аппроксимации Диаметр рабочего колеса НМ 10000-210 Насос 26QLSM 495/485 475/465 H(Q) а0 a1 а2 328,0997 -6,933802∙10- 3 -4,955454∙10-7 273,4496 -3,3871 97∙10-3 -1,901 829∙10-6 161,845 -2,5591 53∙10-3 -1,279595∙10-6 η (Q) ko k1 k2 k3 4,983004 2,055794∙10-2 -1,64452∙10-6 4, 174424∙10-1 1 0,6549201 3,3971 36∙10-2 Ч988764∙10-6 2,73581 7∙10-10 40,33463 -4,1 1142∙10-3 3,746569∙10-6 -2,870879∙10-10 В качестве привода магистральных насосных агрегатов используются синхронные электродвигатели СТД 8000-2; подпорные насосы укомплектованы асинхронными электродвигателями фирмы "Shorch". Значения коэффициентов полезного действия этих электродвигателей зависят от коэффициента их загрузки , (2.2.4) где nh - мощность на валу электродвигателя; nhom -номинальная мощность электродвигателя. Рис. 2.2.4. Зависимость коэффициента полезного действия электродвигателя от коэффициента загрузки. Таблица 2.9. Зависимость КПД синхронного электродвигателя от коэффициента загрузки. Коэффициент Загрузки 0,25 0,5 0,75 1 ηэ.с. 0,916 0,938 0,955 0,968 Таблица 2.10 Зависимость КПД асинхронного электродвигателя от коэффициента загрузки Коэффициент загрузки 0,25 0,5 0,75 1 ηэл.а. 0,951 0,967 0,969 0,967 COS φ 0,69 0,84 0,87 0,88 К= ηэл.а. ∙COS φ 0,6562 0,8123 0,8430 0,8510 В качестве аналитической зависимости, описывающей изменение КПД от коэффициента загрузки, выберем полином второго порядка ηэ =ro+r1 ∙k3 +r2 ∙k3 2 (2.2.5) Поскольку для асинхронных электродвигателей мощность, потребляемая из сети, зависит от значения COS φ, расчет коэффициентов аппроксимации полинома будем производить для параметра R= ηэ ∙COS φ R=ro +r1 ∙k3 +r2 ∙k3 2 (2.2.6) 2.2.3 МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ РЕЖИМОВ Режим работы перекачивающих станций определяется совместным решением уравнений, описывающих гидравлическую характеристику линейных участков трубопровода и характеристику перекачивающих станций. Производительность трубопровода определяется из системы уравнений где Нтр - напор, необходимый для преодоления разности геодезических отметок и создание остаточного напора в конце трубопровода; Ннс - напор, развиваемый всеми работающими насосами при заданном режиме перекачки; ∆zj - разность геодезических отметок на j -м линейном участке; n - число линейных участков (перекачивающих станций); Ност - остаточный напор в конечном пункте трубопровода; - потери напора на трение в j-м линейном участке трубопровода; 1,02 - коэффициент, учитывающий местные сопротивления на линейном участке; nMHj - число магистральных насосов, установленных на j-й перекачивающей станции; hпн - напор, развиваемый подпорными насосами; hмн jк - напор, развиваемый k-м магистральным насосным агрегатом j-й перекачивающей станции; fjk - индекс состояния k-ro насосного агрегата j-й ПС (если насос находится в работе fjk =1; если остановлен fjk =0). Потери напора на трение определяются по формуле Лейбензона , (2.2.7) где v - расчетная вязкость нефти; Q - расход нефти; - длина j-oro линейного участка; D - внутренний эквивалентный диаметр j-oro линейного участка. Значения коэффициентов и m в формуле Лейбензона зависят от режима течения нефти и шероховатости внутренней поверхности стенки трубопровода. Эквивалентную шероховатость принимаем равной 0,2. Режим течения определяется безразмерным критерием Рейнольдса , (2.2.8) В табл. 2.11 приведены значения коэффициентов р и m для различных режимов течения жидкости. Таблица 2.11 Зависимость коэффициентов р и m от режима течения Режим течения Re m P Ламинарный Re<2320 1 4,153 Турбу-лентный Гидравлически гладкие трубы 2320<Re<10/ε 0,25 0,0246 Смешанное трение 10/6<Re<500/ ε 0,123 0,802∙10(0,0552∙ ln ε - 0 , 627) Квадратичное трение Re>500/ ε 0 9,089∙103 - ε 0, 25 Напор, развиваемый магистральными hMH и подпорными hП H перекачивающими агрегатами, определяется по формуле (2.2.2). Напор на выходе с-й перекачивающей станции определяется из соотношения ННС = Нвсс + Нмнс (2.2.9) где Нвсс - напор на входе с-й перекачивающей станции; , (2.2.10) Нмнс - напор, создаваемый работающими насосами с-й перекачивающей станции. Напор на всасывающей линии с-й перекачивающей станции определяется как разность между напорами, создаваемыми (с-1) перекачивающими станциями и потерями в трубопроводе, состоящем из (с-1) линейных участков , (2.2.11) Напоры на всасывании и нагнетании перекачивающих станций должны удовлетворять условию, накладываемому ограничениями , , (2.2.12) где - максимальное допустимое давление на нагнетании j-й НПС; - соответственно минимальное и максимальное допустимые давления на входе с-й НПС; g - ускорение свободного падения. Расчет мощности электродвигателя насоса выполняется с учетом выражения , (2.2.13) где - коэффициент полезного действия насоса, определяемый по формуле (2.3); Н - напор, развиваемый насосом при производительности Q; - коэффициент полезного действия электродвигателя, определяемый для синхронных электродвигателей по формуле (2.2.5), а для асинхронных по формуле (2.2.6). Значение коэффициента загрузки К3 , вычисляется из выражения (2.2.4), где мощность на валу электродвигателя Nн определяется по формуле (2.2.13) без учета . Для каждого их вариантов включения насосов на перекачивающих станциях определяется сумма потребляемой мощности для всех насосов, включенных в работу. В качестве критерия оценки эффективности режимов перекачки, при питании НПС от различных энергосистем, приняты удельные энергозатраты на 1 м3 нефти, транспортируемой при рассматриваемом напряжении , (2.2.14) Конфигурация работающих основных насосов (карта случайно выбранных режимов) представлена в табл. 2.12 Таблица 2.12 Карта возможных режимов. Номер режима Варианты включения насосов 1 0,0,0,1 2 0,0,1,1 3 0,1,1,1 4 0,0,1,1 5 1,0,1,0 6 1,1,1,0 7 0,1,0,1 2.2.4 РАСЧЕТ РЕЖИМОВ РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДА Параметры режимов работы нефтепровода представлены в табл. 2.13. Таблица 2.13 Параметры режимов работы нефтепровода Номер режима Расход, м3 /ч Удельная мощность, кВт*ч/т 1 5100 1,2678 2 7635 1,2628 3 7110 1,2493 4 9110 1,3542 5 11500 1,6484 6 9310 1,3954 7 5465 1,2559 Расчетные значения давления на входе и выходе перекачивающих станций, расхода и энергозатрат приведены в приложении 1. При заданном плане перекачки V за плановое время Т расход нефти в трубопроводе должен составлять Q=V/T, (2.2.15) Обеспечение заданного плана перекачки возможно при любых двух режимах, удовлетворяющих условию Q1 <Q<Q2 , (2.2.16) где Q1 и Q2 - производительность нефтепровода на первом и втором дискретных режимах. Время работы Т1 и Т2 на выбранных режимах перекачки может быть найдено из решения системы уравнений (2.2.17) Решая систему уравнений (2.2.17), получим , (2.2.18) или, с учетом (1.17), , (2.2.19) Затраты электроэнергии в этом случае будут определяться уравнением . (2.2.20) Подставляя значения T1 и Т2 , окончательно получим (2.2.21) В интервале расходов от Q1 до Q2 суммарные удельные энергозатраты, определяемые из выражения (2.2.21), изменяются по закону параболы. Задачей анализа расчетных режимов перекачки из ряда возможных является поиск режимов, характеризующихся наименьшими энергозатратами. Очевидно, что такие режимы будут принадлежать кусочно-выпуклой линии и являться ее узловыми точками. Левой границей линии будет режим обладающий наименьшими удельными затратами на перекачку. Значение остальных узловых режимов будут определяться из условия , (2.2.22) Результаты расчета приведены в табл. 2.14 и графически представлены на рис. 2.2.5. Таблица 2.14 Рациональные режимы перекачки Номер режима Расход, м3 /ч Удельные энергозатраты, кВт ч/т 1 7110 1,2493 2 7635 1,2628 3 9110 1,3542 4 11500 1,6484 Рис.2.2.5. Зависимость изменения удельных энергозатрат от расхода Рассчитаем напоры на выходе перекачивающей станций ЛПДС Нурлино для режимов 2,3 по формуле где Р - расчетное давление, Па; ρ - плотность нефти, кг/м3 ; g - ускорение свободного падения, м/с2 ; Рассчитаем напор для 2-го режима 3-го режима Остаточный напор на ЛПДС Языкове принимаем 40 м, исходя из условия безкавитационной работы насосов. Вывод. При работе нефтепровода с производительностью • Q1 =7300 м3 /ч целесообразно применять циклическую перекачку на режимах 1,2; • Q2 =8700 м3 /ч на режимах 2,3; • Q3 = 10300 м3 /ч на режимах 3,4. При расчете было принято, что значения тарифов на электроэнергию на перекачивающих станциях эксплуатационного участка одинаковы. Указанные оптимальные режимы позволяют уменьшить затраты на оплату покупной электроэнергии, которые составляют более 50% от общих затрат на перекачку нефти. 2.3. ЭЛЕКТРОПРИВОД ЗАДВИЖКИ 2.3.1 Т ЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ НА ЭЛЕКТРОПРИВОД ЗАДВИЖКИ 1. Назначение и область применения: Задвижка предназначена для включения и отключения отдельных участков трубопроводов и технологических аппаратов в системах сбора, подготовки, транспорта и хранения нефти, газа, газоконденсата, пластовых вод. Задвижки установливаются на особо опасных участках магистральных нефтепроводов с рабочей температурой среды от -45 до + 50° С. 2. Технические характеристики : 2.1 Напряжение питания – 380В, 50 Гц. 2.2 Привод регулируемый, реверсивный. 2.3 Диапазон регулирования – 1:10. 2.4. Привод исполнительного органа: Асинхронный двигатель марки: 4А100L4УЗ 2.4.1. Номинальная мощность - 4 кВт. 2.4.2. Синхронная частота вращения – 1500 об/мин. 2.4.3. КПД - 0,84 2.4.4. Cos - 0,84 2.4.5. Номинальное скольжение, SН – 4,6 % 2.4.6. Момент инерции, Jрот - 0,011 кгм2 3. Требования по автоматизации: 3.1. Система управления электроприводом должна обеспечивать постоянное время закрытия задвижки 3.2. Электропривод должен обеспечивать управление со следующих постов: 3.2.1. Местный пост управления привода 3.2.2. Дистанционное управление из операторной 3.2.3. Система управления должна снабжаться блокировкой, запрещающей работу с местного поста управления при управлении с поста диспетчера (и наоборот) 3.3. Электропривод снабжается следующими видами защит: 3.4. Защита от исчезновения тока в любой фазе 3.5. Защита от токов короткого замыкания Iуст = 5,6·Iном