Проектирование электропривода магистральной нефтеперекачивающей станции

В данном курсовом проекте производится выбор основного силового оборудования системы электропривода [1]. В результате выполнения проекта производится выбор  двигателя с применением частотно – регулируемого асинхронного электропривода насоса магистральной нефтеперекачивающей подстанции (МНПП) для обеспечения необходимых показателей, требуемых при выполнении технологического процесса. Расчет и построение переходных процессов в системе частотно-регулируемый электропривод (ЧРЭП) асинхронного двигателя.

В тексте использованы следующие сокращения:

ЛПДС - линейная производственно-диспетчерская станция;

ЧРЭП - частотно-регулируемый электропривод;

МНПП - магистральной  нефтеперекачивающей подстанции;

МТ - магистральные трубопроводы;

НПП - нефтеперекачивающая  подстанция;

ПС - перекачивающая станция;

НПС – нефтеперекачивающая станция. 

 

Введение

          От добычи  нефти из колодцев с деревянной  цепью, открытых фонтанов, деревянных  вышек и ударного бурения отечественная  нефтяная промышленность шагнула  за послереволюционное время  далеко вперед - до современной,  более чем полумиллиардной добычи нефти в год, к использованию ЭВМ на нефтедобывающих предприятиях, к сложнейшим техническим сооружениям и технологическим процессам.

Добыча нефти у нас  в стране, начиная примерно с 50-х  годов, стала резко увеличиваться .

Дальнейшее развитие добычи нефти и газа, успешное выполнение производственных и экономических  задач зависят от технического уровня нефтяной и газовой электроэнергетики, от совершенства применяемых в технологических  установках электроприводов и электрооборудования, а также от надежности работы схем и объектов внутри промыслового и  внешнего электроснабжения.

Электрификация  нефтяной и газовой промышленности в нашей стране осуществляется на базе применения электропривода переменного  тока. Синхронный двигатель по сравнению  с асинхронным имеет более качественные энергетические показатели: возможность изменения величины и знака реактивной мощности, более высокий к.п.д., больший воздушный зазор и меньшую зависимость максимального момента двигателя от напряжения сети, постоянную скорость вращения. Синхронные электродвигатели нашли широкое применение для привода турбомеханизмов большой и средней мощности.

В настоящее  время в нефтепроводном транспорте повышаются требования к процессу нефтеперекачки, возникает потребность к повышению надежности процесса перекачки нефти, снижению экологических загрязнений, снижению энерго и экономических затрат, степени организации производства и повышения производительности нефтеперекачки в целом. Требуемые задачи возможно реализовать при применении новых технических разработок. В частности, систем автоматики, реализованных на основе микропроцессорной техники. При внедрении микроконтроллеров и новейших разработок в процесс нефтеперекачки можно добиться улучшения показателей транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам.

В дипломном  проекте  решены следующие вопросы:

1. На основе технологического процесса перекачки нефти произведен выбор основного технологического и силового электрооборудования нефтеперекачивающей станции;
2. На основе расчетов электрических нагрузок и токов короткого замыкания произведен выбор коммутационной аппаратуры;
3. Произведен расчет экономического эффекта от применения вакуумных выключателей взамен масляных  и  электромеханических  реле  на  блоки  микропроцессорной  релейной  защиты.
4. Разработан автоматизированный электропривод насосных агрегатов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ТЕХНОЛОГИЧЕКИЙ ПРОЦЕСС НА  ПРОМЕЖУТОЧНЫХ

НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЯХ

 

1.1. Магистральный нефтепровод   «Усть-Балык-Омск»,

его характеристики и назначение

 

       К магистральным  нефтепроводам относятся нефтепроводы  протяженностью не менее 50 км, предназначенные для перекачки нефти или нефтепродуктов соответственно из районов добычи или переработки к потребителям (наливные станции, нефтеперерабатывающие заводы и др.). К данному типу нефтепроводов относят и магистральный нефтепровод “Усть-Балык – Омск”, сооруженный в 1967 году и прошедший реконструкцию в 1997 году.

Магистральный нефтепровод состоит из головных и промежуточных нефтеперекачивающих  станций, линейных сооружений (собственно трубопровода) с устройствами связи  и электрохимической защиты от почвенной  коррозии и блуждающих токов, системы  подводящих и отводящих трубопроводов.

В зависимости от назначения и выполняемой  функции нефтеперекачивающие станции  делятся на головные и промежуточные. Промежуточные нефтеперекачивающие  станции предназначены для восполнения  потерь энергии, затрачиваемой на гидравлическое сопротивление трубопровода. Рассматриваемая  в этом проекте нефтеперекачивающая  станция “Уват-1” относится к промежуточной.

Число промежуточных и головных станций, их взаимное расположение и расстояние между ними наряду с такими параметрами, как протяженность и пропускная способность, являются показателями, характеризующими магистральный трубопровод в  целом. Эти показатели имеют большое  практическое значение при учете  и  диспетчерском управлении трубопроводами. Протяженность магистрального трубопровода                 “Усть-Балык-Омск” составляет 963 км, а пропускная способность данного нефтепровода составляет 65 млн. тонн нефти в год при максимальном  давлении  46 кгс/см².

  Расстояние между нефтеперекачивающими  станциями, а следовательно и   их число, определяются расчетным  путем и зависят от большого  количества факторов, основным из  которых является максимальная  пропускная способность магистрального  нефтепровода при минимальных  затратах на его строительство,  а в последующем – затратами  на перекачку одной тонны нефти  или нефтепродуктов по нему. При  размещении перекачивающих станций  учитываются также такие параметры  линейной части, как максимально  допустимое давление на трубопроводе, его диаметр, свойства перекачиваемой  нефти или нефтепродуктов, рельеф  местности, эксплутационно-технические характеристики перекачивающих агрегатов и другие факторы [1]. Рассматриваемая в данном проекте промежуточная нефтеперекачивающая станция “Уват-1”, расположенная на 334 км магистрального трубопровода “Усть-Балык - Омск”, осуществляет прием нефти от предыдущей станции “Демьянское”, расположенной на 266 км того же трубопровода и осуществляет перекачку до следующей станции “Аремзяны”, расположенной на 415 км нефтепровода. Диаметр трубопровода  составляет 1000 мм.

В связи с наблюдавшейся в недалеком  прошлом времени тенденцией строительства  магистральных трубопроводов с  большой пропускной способностью увеличились  требования к технико-эксплутационным показателям нефтеперекачивающих станций. Для обеспечения надежной, ритмичной работы перекачивающих агрегатов в оптимальных режимах, правильной эксплуатации и ухода за дорогостоящей линейной частью магистрального трубопровода на нефтеперекачивающих станциях сосредотачиваются значительное количество различных вспомогательных систем, сооружений и оборудования.

 

1.2. Выбор  магистрального  насоса

 

Показатели, характеризующие нефтеперекачивающие  насосные, - число установленных  нефтеперекачивающих агрегатов, потребляемая мощность, пропускная способность и  степень автоматизации нефтеперекачивающей  насосной.

Управление  основными агрегатами нефтеперекачивающих насосных - оперативное управление нефтепроводом в целом. Поэтому вопросам выбора, расстановки и работы насосных агрегатов перекачивающих станций придается большое значение.

Выбор типа основного нефтеперекачивающего насосного агрегата зависит от допустимого  рабочего давления, которое надежно  выдерживает трубопровод, его заданной пропускной способности и свойств  перекачиваемой нефти. При технико-экономическом  обосновании выбора учитываются  следующие факторы:

• подача одного нефтеперекачивающего насосного агрегата определяет число агрегатов на перекачивающей станции. Чем меньше подача насосного агрегата, тем больше их число, тем выше коэффициент использования оборудования. Уменьшается также влияние аварийных остановок насосных агрегатов на суточную производительность перекачивающей станции, что существенно для магистральных трубопроводов, работающих в режиме «из насоса в насос». С другой стороны, увеличение числа насосных агрегатов ведет к увеличению числа обслуживающего персонала, осложняется контроль и управление магистральным трубопроводом в целом;
• мощность, потребляемая одним насосным агрегатом, не должна превышать мощности серийно выпускаемых силовых агрегатов;
• установка однотипных насосных агрегатов в пределах участка трубопровода, а при возможности всей системы магистральных трубопроводов облегчает их ремонт, взаимозаменяемость, обслуживание  и  управление.

     В настоящее время  на магистральных нефтепроводах  в качестве основных насосов  устанавливаются центробежные. Поршневые насосы встречаются в основном на старых нефтепроводах, они могут быть использованы при перекачке вязких нефтепродуктов или для работы во вспомогательных системах.

   Для  обеспечения  перекачки  65  млн т.  нефти при максимальном  давлении  46  кгс/см²  в качестве основных насосных агрегатов применим центробежные насосы типа НМ-7000-210  с паспортными данными НМ-7000-210, Q=7000м³/час   H=210 м, n=3000 об/мин.

  Необходимое  количество  насосных  агрегатов  для   обеспечения  заданного  объема  перекачки  определим  по  формуле:

 

n =  где  V_сут=  65000000 : 365 = 178082 т.

n  = = 1,1

 

 Примем  два  рабочих   насосных  агрегата.  Для  создания  технологического  резерва целесообразно предусмотреть еще два резервных насосных  агрегата  один  из  которых  находится в АВР,  а второй  в ремонте.

     Поршневые насосы  с точки зрения требований, предъявляемых  технологическими особенностями  магистральных трубопроводов, имеют  существенные недостатки:

• низкая подача, не превышающая 50-60 л/с;
• сложность и высокая стоимость насосных установок;
• невозможность плавного регулирования подачи;
• значительные пульсации давления на нагнетательном трубопроводе в результате неравномерности подачи;
• большие требования к степени очистки перекачиваемых нефтепродуктов от механических примесей;
• сложность автоматизации и телемеханизации насосных установок и, как следствие, трудности при централизованном управлении трубопроводом, оборудованным такими насосами.

 

1.2.1. Центробежные насосы

 

Несмотря  на некоторые недостатки (низкий к.п.д. при перекачке высоковязких нефтепродуктов, необходимость постоянного подпора, достаточная эффективность в  ограниченном диапазоне подачи и  ряд других), центробежные насосы практически  полностью вытеснили поршневые. Этому в значительной степени  способствовало то, что центробежные насосы по сравнению с поршневыми, особенно в связи с возможностью возрастания грузопотоков по магистральным трубопроводам, имеют существенные преимущества:

• большая подача при достаточном напоре простого по своей конструкции, относительно небольшого габарита и стоимости насосного агрегата;
• достаточно высокий к.п.д., при этом последний возрастает с увеличением подачи насосного агрегата;
• плавное изменение подачи в зависимости от гидравлической характеристики трубопровода;
• возможность непосредственного присоединения вала насоса к валу двигателя без понижающих редукторов;
• небольшие требования к степени очистки перекачиваемых нефтепродуктов от механических примесей;
• относительно простая автоматизация и телемеханизация магистральных трубопроводов, оборудованных центробежными насосами.

Центробежный  насос, схема которого приведена  на рис. 1.1 состоит из рабочего колеса 1 с криволинейными лопатками, жёстко посаженного на вал 2, обычно непосредственно  соединенного с валом электродвигателя.

Рис. 1.1. Схема центробежного насоса с  двусторонним входом:

1 - рабочее  колесо; 2 - вал; 3 - корпус; 4 - напорный  патрубок; 5 - приемный патрубок; 6 - направляющий  аппарат.

Рабочее колесо размещается в корпусе 3 центробежного  насоса. Корпус сконструирован в форме  кольцеобразной камеры переменного  сечения, которая, расширяясь по спирали, переходит в напорный патрубок 4. Приемный патрубок 5 служит для соединения центральной части работающего  колеса с приемным трубопроводом.

Перед пуском центробежный насос заполняют  жидкостью. После включения приводного электродвигателя рабочее колесо насоса начинает вращаться с большой  скоростью. Жидкость, заполняющая каналы колеса, увлекается его лопатками и под действием центробежной силы направляется к его периферии, проходит через направляющий аппарат 6 и, двигаясь по спиралевидной канаве, поступает в патрубок.

Такое движение жидкости вызывает образование  вакуума в центральной части  рабочего колеса, который под действием  внешнего давления непрерывно заполняется  свежей порцией жидкости.

Направляющий  аппарат служит для преобразования кинетической энергии жидкости в  энергию давления, обеспечивая плавную, безударную работу центробежного насоса, а также увеличивает его к.п.д.

Для ориентировочного определения напора H в м, создаваемого центробежным насосом, можно воспользоваться следующей формулой:

,     (1.1)

где k=0,36¸0,54;n - число оборотов рабочего колеса насоса в секунду;

D_k- диаметр рабочего колеса на выходе, м.

Подача  центробежного насоса в общем  случае зависит от ширины и диаметра рабочего колеса на выходе, формы, размеров и числа лопаток. Для определения  подачи центробежного насоса на практике можно воспользоваться приближенной формулой:

,      (1.2)

где d_н- диаметр нагнетательного патрубка, м;

k- коэффициент, который принимается равным 1,3¸1,8 при 100 мм и k=2,0¸2,5 при d>100 мм.

В зависимости от числа рабочих  колес, установленных в общем  корпусе, различают одноступенчатые  и многоступенчатые насосы. Напор, развиваемый  многоступенчатым насосом, равен напору, развиваемому одним колесом, умноженным на их число. В зависимости от формы  рабочего колеса центробежные насосы подразделяются на насосы с односторонним и двусторонним входом жидкости. Центробежные насосы классифицируются и  по другим признакам, здесь не рассматриваемым.