диплом электроснабжение НПС. Электроснабжение нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода "ухтанпс1"
 Скачать 1.43 Mb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» ИНСТИТУТ КИБЕРНЕТИКИ, ИНФОРМАТИКИ И СВЯЗИ КАФЕДРА «ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА» СПЕЦИАЛЬНОСТЬ 140211.65 «Электроснабжение» ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА к дипломному проекту на тему: ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА "УХТА-НПС1" Дипломник: С.И. Ванеев студент гр. ЭСз-08-1 Руководитель проекта: В.И. Юхвид Консультанты: О.А. Петрова, ассистент кафедры ЭКУП С.В. Воробьева, профессор, д.т.н. кафедры ПромЭко Нормоконтроль: Г.А. Хмара, ст. преподаватель РАБОТА ДОПУЩЕНА К ЗАЩИТЕ В ГЭК: Зав. кафедрой «Электроэнергетика» к.т.н. А.Л. Портнягин ""2014 г. Тюмень, 2014 Заведующий кафедрой "Электроэнергетика" к.т.н. ________ А.Л. Портнягин «___»____________2014 г. Задание на дипломное проектированиеСтуденту Ванееву Сергею Ивановичу 1.Тема работы утверждена приказом по университету № 189/86-а 2. Срок сдачи студентом законченной работы «5» июня 2014 г. 3. Исходные данные к проекту: объём перекачиваемой нефти 800 м3/сут.; количество основных насосных агрегатов- 4, 1 резервный; количество подпорных насосных агрегатов- 4; - длина линии ВЛ 35кВ- 8км. - трансформаторы Т1,Т2 ТМ 10000/35;  ,  ; ,  ;- синхронные двигатели М1-М4: СТД-2500-2Р УХЛ4;  ;  ;- асинхронные двигатели М5-М8: ВАОВ4 630- S4 У1 ;  ; ;4. Содержание расчётно-пояснительной записки: технологическая часть; расчёт электрических нагрузок; выбор числа и мощности силовых трансформаторов; расчёт токов короткого замыкания; выбор и проверка высоковольтного оборудования; выбор устройств релейной защиты и автоматики; расчёт экономической эффективности; безопасность и экологичность проекта; 5. Перечень графического материала: технологическая схема НПС -УХТА-1; принципиальная схема электроснабжения НПС-УХТА-1; схема релейной защиты синхронного электродвигателя; схема микропроцессорной релейной защиты ВАОВ4 630- S4 У1 ; график экономической эффективности проекта; молниезащита и заземление; Консультанты по проекту Экономический раздел: экономический анализ эффективности разработанной системы электроснабжения НПС магистрального нефтепровода Консультант____________________ /О.А. Петрова, ассистент кафедры ЭКУП Раздел безопасности и экологичности проекта: безопасность и экологичность проекта Консультант _______________________________/С.В. Воробьева, профессор, д.т.н. кафедры ПромЭко Дата выдачи задания « ____» ____________ 2014 г. Руководитель _______________ / В.И. Юхвид / (подпись руководителя) Задание принял к исполнению « ____» _____________ 2014 г. ___________________ / С.И. Ванеев / (подпись студента) Реферат Дипломный проект включает в себя пояснительную записку, состоящую из ___ страниц машинописного текста, __ иллюстраций, __ таблиц и 6 листов графического материала. Цель дипломного проекта– систематизировать и углубить знания, полученные при изучении теоретического курса, получить практические навыки проектирования электроснабжения предприятий и расчёта релейной защиты. В ходе дипломной работы было выполнено: - расчет электрических нагрузок; - определение мощностей трансформаторов и их выбор; - выбор силового оборудования и типовых ячеек КРУ; - разработка схем релейной защиты; - расчёт заземления; промышленная безопасность проекта; - Экономическое обоснование системы электроснабжения НПС; В тексте использованы следующие сокращения: НПС- нефтеперекачивающая станция; АД- асинхронный двигатель; СД- синхронный двигатель; КЗ- короткое замыкание; ЗРУ- закрытое распределительное устройство; КРУ- комплектное распределительное устройство; БМРЗ- блок микропроцессорной релейной защиты; Содержание Введение 1. Описание технологического процесса 1.1 Технология перекачки нефти 1.2 Структура предприятия 1.3 Общая характеристика "УХТА-НПС1" 2. Разработка схемы электроснабжения НПС 2.1 Разработка схемы электроснабжения НПС 2.2 Схема электроснабжения НПС 2.3 Расчет электрических нагрузок на стороне 10 кВ трансформаторной подстанции 35/10 кВ 2.4 Выбор числа и мощности трансформаторов 35/10 кВ 3. Расчет токов короткого замыкания для выбора первичного оборудования 3.1 Расчет токов короткого замыкания в именованных единицах 3.2 Расчет режима самозапуска для синхронных электродвигателей 4. Выбор высоковольтного оборудования на стороне 35 кВ и 10 кВ 4.1 Выбор сечения и марки силовых кабелей 10 кВ 4.2 Выбор типа ячеек КРУ-10 кВ 4.3 Выбор шин 35кВ и 10 кВ 4.4 Выбор изоляторов 10 кВ 4.5 Выбор типа выключателей 35 кВ и 10 кВ 4.6 Освещение и нагрузка на стороне 0,4 кВ 4.7 Выбор трансформатора 10/0,4 кВ для собственных нужд НПС 4.8 Выбор трансформатора тока по первичным и вторичным условиям 4.9 Выбор трансформатора напряжен. по первичным и вторичным условиям 4.10 Выбор предохранителей на стороне 10 кВ 4.11 Выбор ограничителей перенапряжения 35 кВ и 10 кВ 4.12 Связь с диспетчерским пунктом питающей сети нефтепровода и потребителем 5. Расчет уставок релейной защиты и выбор устройств РЗА 5.1 Назначение релейной защиты 5.2 Функции БМРЗ 5.3 Расчет защит МТЗ и отсечки трансформатора 35/10 кВ 5.4 Защита синхронных двигателей 5.5 Расчет защит двигателя подпорных насосов 10 кВ 5.5.1 Расчет токовой отсечки для электродвигателя 5.5.2 Расчет МТЗ для электродвигателя 5.5.3 Расчет защиты от замыкания на землю электродвигателя 5.5.4 Контроль замыкания на землю в сети 10 кВ 5.6 Выбор источников оперативного тока 6. Экономическое обоснование системы электроснабжения НПС 6.1 Краткая характеристика проектных решений 6.2 Методика экономического обоснования проекта 6.3 Расчет экономической эффективности системы электроснабжения НПС 6.4 Анализ чувствительности проекта к риску 7. Безопасность и экологичность проекта 7.1 Безопасность работающих на НПС 7.2 Расчет контура заземления и молниезащита 7.3 Пожарная безопасность и экологичность проекта 7.4 Чрезвычайные ситуации мирного времени Заключение Список использованных источников Введение Открытое акционерное общество "Акционерная компания по транспорту нефти "Транснефть" учреждено в соответствии c указом Президента Российской Федерации N 1403 от 17 ноября 1992 года и постановлением Правительства Российской Федерации от 17 ноября 1992 года № 1403 и является правопреемником Главного производственного управления по транспортировке и поставкам нефти (Главтранснефть) Миннефтепрома СССР. Учредитель - Правительство Российской Федерации. Основные направления деятельности: перекачка, координация и управление транспортировкой нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам по территории России и за ее пределы; профилактические, диагностические и аварийно-восстановительные работы на нефтепродуктопроводах; координация деятельности по комплексному развитию сети магистральных трубопроводов и других объектов нефтепроводного транспорта; взаимодействие с нефтепроводными предприятиями других государств по вопросам транспортировки нефти и нефтепродуктов в соответствии с межправительственными соглашениями; координация деятельности организаций в решении задач научно-технического прогресса в трубопроводном транспорте нефти, во внедрении новых технологий и материалов; привлечение инвестиций для развития производственной базы, расширения и реконструкции объектов дочерних обществ, входящих в структуру системы АК "Транснефть"; организация работы по обеспечению охраны окружающей среды в районах объектов магистрального трубопроводного транспорта. "Транснефть" в цифрах: - около 50 тыс. км магистральных нефтепроводов диаметром от 420 до 1220 мм - 400 нефтеперекачивающих станций - 1066 резервуаров емкостью около 16 млн. куб. м. - транспорт 93% добываемой в России нефти - принято в систему в 2008 году 460,6 млн. тонн нефти Акционерная компания «Транснефть» являясь крупнейшей в мире компанией по транспортировке нефти, включающей 14 дочерних предприятий, одно из которых - ОАО «Северные МН». Открытое акционерное общество "Северные магистральные нефтепроводы" эксплуатирует более 1,5 тыс. километров магистральных нефтепроводов (МН) с диаметром трубы от 530 до 820 мм, расположенных в северо-западной части Европейского Севера, в т.ч. нефтепроводы: Ухта-Ярославль с головными "УХТА-НПС1" (введена в строй в 1975 г.) и “Приводино”, Уса-Ухта. Производственные показатели ОАО “СМН” за 2008 г.: Тариф на транспортировку нефти – 17,8338 руб. за 100т./км. Принято нефти от производителей в нефтепровод – 24703,215 тыс. т. Потреблено электроэнергии 557761 тыс. кВт ч. (на сумму более 2 700 000 тыс. руб.) Удельный расход электроэнергии 17,06 кВт ч /тыс.т.км. 1. Описание технологического процесса 1.1 Технология перекачки нефти Нефтепровод - это комплекс сооружений для транспортировки нефти и продуктов её переработки от места их добычи или производства к пунктам потребления или перевалки на ж.д. либо водный транспорт. Для сооружения нефтепровода применяют трубы из углеродистой и низколегированной стали, в основном сварные, с продольным и спиральным швами. Преимущество этого вида транспорта: 1. Низкая себестоимость транспорта продукции на значительные расстояния; 2. Непрерывность подачи продукции; 3. Широкая возможность для автоматизации; 4. Уменьшение потерь нефти и нефтепродуктов при их транспортировании; 5. Возможность прокладки трубопроводов по кратчайшему расстоянию, если это экономически целесообразно. Магистральными называются нефтепроводы и нефтепродуктопроводы 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.). Магистральный нефтепровод состоит из перекачивающих и наливных 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 перекачивающие станции, предназначенные для восполнения потерь энергии на гидравлическое сопротивление и перекачки нефти и нефтепродуктов, подразделяются на головные и промежуточные, а наливные станции — на промежуточные и конечные. . Как правило, в состав каждого магистрального трубопровода входят одна головная, в зависимости от протяженности и мощности магистрального трубопровода, от 2—3 до 10—11 промежуточных и необходимое число наливных станций . Головные перекачивающие станции предназначены для приема и последующей откачки нефти и нефтепродуктов из своих резервуаров до первой работающей промежуточной станции . На головных станциях осуществляется временное хранение, учет количества и качества нефти, а также, если это необходимо, смешивание нефтей нескольких сортов. Поэтому в состав головной перекачивающей станции кроме основного оборудования, вспомогательных систем и сооружений, дополнительно входят: . 1. резервуарный парк для приема от поставщиков и временного хранения нефти или нефтепродуктов с помещением для устройств дистанционного контроля и управления; . 2. камера счетчиков с тарировочными емкостями; . 3. подпорная насосная с помещением для подпорных агрегатов и вспомогательных систем централизованного контроля и управления; 4. химическая лаборатория для анализа и учета количественно-качественных показателей получаемых и откачиваемых сортов нефти; . По принципу перекачки продукций на практике применяют две системы: постанционную и транзитную. Постанционная система перекачки характеризуется тем, что нефть или нефтепродукты поступают в резервуары промежуточных перекачивающих станций, заполняют их, а затем откачиваются на следующую станцию (рис. А). Если на станции расположено несколько резервуаров, то перекачка продукции осуществляется беспрерывно: в один резервуар продукция поступает, а из другого откачивается в нефтепровод.  Транзитная система перекачки может осуществляться через резервуар и из насоса в насос. При перекачке через резервуар продукция из предыдущей насосной станции направляется на следующую насосную станцию через резервуар, предназначенный для отделения газа или воды от нефти (рис. Б). Перекачка из насоса в насос заключается в том, что продукт с предыдущей насосной станции направляется непосредственно на следующую насосную станцию, минуя промежуточной резервуар, который подключается параллельно нефтепроводу. 1.2 Структура предприятия УРНУ ОАО «СМН» – единственное предприятие в Республике Коми, которое занимается транспортом нефти добываемой на Севере Европейской части нашей страны. В состав Ухтинского районного нефтепроводного управления (РНУ) входят следующие нефтеперекачивающие станции и участок приема сдачи нефти: НПС "УХТА-НПС1", НПС «Синдор», НПС «Микунь», НПС «Урдома», ЦРС «Ухта», РММ, служба ПЭМ. Перекачку нефти по магистральному нефтепроводу «Уса – Ухта» обеспечивают НПС «Уса», «Сыня», «Чикшино», «Зеленоборск»; по магистральному нефтепроводу «Ухта – Ярославль» – НПС: "УХТА-НПС1", «Синдор», «Микунь», «Урдома», «Приводино», «Нюксеница», «Погорелово», «Грязовец». ГНПС "УХТА-НПС1" является головной на магистральном нефтепроводе «Ухта – Ярославль». Нефтеперекачивающая станция "УХТА-НПС1" расположена на площадке Головных сооружений в 18 км от г. Ухта и предназначена для приема и транспортировки нефти по нефтепроводу «Ухта – Ярославль». Год постройки – 1974. Режим работы – круглосуточный, двухсменный. В 2010–2013 гг. проводилась реконструкция. На территории промплощадки "УХТА-НПС1" располагаются следующие структурные подразделения ОАО «СМН»: Ухтинское РНУ, которое включает: Здание аппарата управления Ухтинского РНУ; "УХТА-НПС1"; Ремонтно-механическая мастерская (РММ); СПЭМ; Цех технологического транспорта и спецтехники (ЦТТиСТ). Территория промплощадки имеет общее ограждение. Административно-бытовой корпус (АБК) УРНУ состоит из двух пятиэтажных зданий, которые предназначены для размещения служб и отделов РНУ. В здании службы промышленно-экологического мониторинга (СПЭМ) проводятся испытания проб воздуха, воды, почв на содержание вредных веществ, а также определение физико-химических показателей перекачиваемой нефти. "УХТА-НПС1" представляет собой комплекс объектов и сооружений, обеспечивающих прием нефти из нефтепровода «Уса – Ухта», ее хранение и перекачку по МН «Ухта – Ярославль». В двух корпусах РММ осуществляется ремонт механо-технологического оборудования НПС, металлообработка, сварочные работы. ЦТТиСТ является структурным подразделением ОАО «СМН». В состав ЦТТиСТ входят объекты: теплые стоянки, РММ, аккумуляторная, маслосклад, автозаправочная станция. Осуществляет эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт автотранспорта и спецтехники, обеспечивает перевозку грузов, доставку на место работы работников промплощадки. Основными направлениями деятельности УРНУ ОАО «СМН» являются транспортирование нефти по системе нефтепроводов, осуществление работ по капитальному ремонту, реконструкции и тех.перевооружению. Транспортирование нефти обеспечивают, входящие в состав УРНУ ОАО «СМН», 5 НПС и 4 ЛЭС. Ухтинское районное нефтепроводное управление (РНУ) является филиалом ОАО «Северные МН». В данном случае под филиалом понимается самостоятельное структурное формирование, входящее в состав ОАО «Северные МН» без права юридического лица.  Рисунок 1 – Состав ОАО «СМН» и Ухтинского РНУ Основными видами деятельности Ухтинского РНУ являются: транспортировка по магистральным трубопроводам нефти, газа и продуктов их переработки; эксплуатация магистральных нефтепроводов, резервуарных парков и насосных станций, оборудования; отгрузка нефти с пунктов налива; осуществление работ по капитальному строительству, капитальному ремонту, техническому перевооружению, реконструкции, диагностике и ремонту; проектирование и строительство объектов нефтяной промышленности; ремонт оборудования, монтаж и пуско-наладка производств и объектов нефтяной промышленности; строительство, ремонт и эксплуатация объектов газового хозяйства, эксплуатация объектов котлонадзора; изготовление, эксплуатация и ремонт подъемных сооружений; транспортировка опасных грузов железнодорожным транспортом; 1.3 Общая характеристика "УХТА-НПС1" В состав сооружений головной НПС входят резервуарный парк (резервуарный парк "Ухта-1" включает шесть стальных вертикальных резервуаров (далее РВС) емкостью 20000 м3, четыре РВС емкостью 10000 м3, задвижки резервуарного парка и задвижки "Манифольда") и подпорная насосная (для создания давления на входе магистральных насосов), расположенная на открытой площадке. В качестве магистральных насосов на НПС используются центробежные насосы НПМ 3600-78 с подачей от 3600 м3/ч и напором 78 м с приводами в виде синхронных двигателей СТД-2500-2Р УХЛ4 (потребляемая мощность 2500 кВт, частота вращения 3000 об/мин, напряжение 10 кВ). Агрегаты включаются в работу последовательно в зависимости от объёма перекачиваемой нефти, одновременно могут работать до трёх агрегатов – четвёртый является резервным. В качестве подпорных насосов на НПС используются центробежные насосы типа НПВ 2500-80 с подачей от 2500 м3/ч и напором 80 м с приводами в виде двигателей ВАОВ4 630- S4 У1 (четыре, потребляемая мощность 800 кВт, частота вращения 1500 об/мин, напряжение 10 кВ). Схема включения агрегатов в работу – параллельно. Технологическое оборудование НПС, кроме насосных агрегатов включает: - систему нефтепроводов; -масляную систему – для смазки уплотнений: -систему вентиляции электродвигателей; -систему охлаждения масла; -обратные клапаны – предотвращают перетекание нефти из напорного трубопровода в подводящий на участке каждого насоса; -запорную арматуру (в том числе автоматические задвижки). В аварийных ситуациях в помещении НПС могут появиться пары нефти или нефтепродуктов. При этом помещение становится взрывоопасным (помещение класса В-Iа). Основные электродвигатели установлены в электрозале с разделительной перегородкой от насосных агрегатов, так как выполнены в нормальном исполнении. Взрывозащита обеспечивается с помощью беспромывальной вентиляции, которая гонит поток воздуха из электрозала в машинный зал через технологические отверстия соединяющего устройства электродвигателя с насосом. Для мощных СД предусматривают следующие виды защит : - токовая отсечка без выдержки времени (защита от КЗ); - максимальная токовая (от перегрузок) ; - дифференциальная токовая (от внутренних повреждений) ; - защита от минимального напряжения с выдержкой времени 5-10 с. (от снижения напряжения до уровня 0,6 от номинального); - токовая от однофазных замыканий при силе тока замыкания на землю, превышающей 10А ; - защита от асинхронного режима, совмещаемая обычно с защитой от перегрузок. В качестве электропривода подпорных насосных агрегатов (вертикального исполнения) применяются асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором марки ВАОВ (соответственно вертикального исполнения). Для асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором предусмотрены следующие виды защит : - токовая отсечка без выдержки времени (защита от КЗ); - максимальная токовая (от перегрузок) ; - дифференциальная токовая (от внутренних повреждений) ; - защита от минимального напряжения с выдержкой времени 5-10 с. (от снижения напряжения до уровня 0,6 от номинального); - токовая от однофазных замыканий при силе тока замыкания на землю, превышающей 10А. |