диплом электроснабжение НПС. Электроснабжение нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода "ухтанпс1"
 Скачать 1.43 Mb.
|
|
Для выключателей Q1-Q5: ВМКЭ-35А: I∞=50 кА, tп=4 с; Расчет теплового импульса тока при КЗ:  где I-действ. значение периодической составляющей тока КЗ, кА; tоткл–время от начала КЗ до его отключения. tоткл=tз+tвык, где tз –время действ. релейн.защиты, для МТЗtз =0,5-1с. Примем tз =1 с. tвык –полное время отключения выключателя, для выключателей ВМКЭ-35А и BB/TEL-10 время отключения- tвык=0,05 с. Tа –постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, для данной точки КЗ:  где X∑ , R∑ - соответственно суммарное индуктивное и активное сопротивления цепи до точки КЗ. tоткл=1+0,07=1,07 с Т.к. при расчёте токов КЗ в точке К-1 активное сопротивление учитывается, то  Тогда тепловой импульс тока при КЗ для Q1-Q5:  Интеграл Джоуля для Q1-Q5:  Для выключателей Q6-Q18: BB/TEL-10: I∞=50 кА, tп=4 с; tоткл =1+0,07=1,07 с.  Т.к. при расчёте токов КЗ в точке К-2 активное сопротивление учитывается, то  Тогда тепловой импульс тока при КЗ для Q6-Q18:  Интеграл Джоуля для Q6-Q18:  4.6 Освещение и нагрузка на стороне 0,4 кВ Рассчитываем освещение машзала методом коэффициента использования.  Ен – нормированная освещенность помещения Фл – световой поток лампы (светильника) Кз – коэффициент запаса S– площадь помещения z – коэффициент, характеризующий неравномерность освещения Uоу – коэффициент использования светового потока n – количество ламп устанавливаемое в помещение Для машзала Ен = 300 (Лк) Определяем высоту подвеса светильников: hр=H-h=6-0.8=5.2 (м) iп =А*В/ hр*(А+В)=60* 9/5,2*(60+9)=1,5 Определяем значения коэффициентов отражения стен и потолка: ρн=0,5 ρс=0,3 ρр=0,1 Выбираем тип светильника: РСП05-400-001 Тип лампы ДРЛ-400 Фл=24000 (лм) Тип КСС: Д Степень защиты: IP20 КПД-80% Определяем коэффициент использования светового потока, который зависит от 2 факторов: - тип кривой силы света - коэффициента отражения поверхности помещения При iп =1,5; Uоу = 48% Для ламп ДРЛ коэффициент запаса Кз =1,5 z=1,1 Определяем число светильников: n= Eн * S * Кз * z / (Фл * Uоу )= 300*540*1,5*1,1/(24000*0,48)=24(шт) Выполним проверку правильности выбора кол-ва светильников путем расчета освещенности помещения: Ер = Фл * n * Uоу / S * Кз * z =24000*24*0.48/540*1.5*1.1=310 (Лк) Освещённость помещения при выбранных лампах не должна отличаться от нормированной освещённости больше чем на –10 ÷ +20 % Остальные помещения рассчитываются аналогично по данному методу. Расчет нагрузок на стороне 0,4 кВ будем вести методом упорядоченных диаграмм или коэффициента максимума. Распределяем двигатели по силовым щитам К СЩ1 относим №: 10,11,12,13,14,15,18,19,20,21,26,27 К СЩ2 относим №: 9,16,17,22,23,24,25,28,29 Приведём пример для расчёта электрических нагрузок для СЩ1: 1. Вентиляторы №: 10,11,12,13,14,15 1) Находим суммарную активную мощность Рн∑= 0,55+0,55+2*4=9,9 (кВт) 2) Находим коэффициент использования и cosφ Kи = 0.6; cosφ= 0.78 => tgφ = 0,8 3) Определяем активную сменную мощность Рсм = Kи * Рн∑ = 0,6*9,9= 6 (кВт) 4) Определяем реактивную сменную мощность Qсм = Рсм * tgφ = 6*0,8= 4,8 (кВар) Для других электроприёмников СЩ1 расчёты ведутся аналогично. Результаты расчётов сводим в таблицу № 4.6 Итого по СЩ1: 1) Определяем суммарную мощность всех потребителей Рн∑= 9,9+22+73,6= 105,5 (кВТ) 2) Определяем активную сменную мощность СЩ1 Рсм∑= 6+2,2+70= 78,8 (кВт) 3) Определяем реактивную сменную мощность СЩ1 Qсм∑= 4,8+1,65+161=167,5 (кВар) 4) Определяем пределы номинальных мощностей Рн.min ÷ Рн max = 0,55 ÷ 36,8 5) Определяем модуль силовой сборки m= Рн max / Рн.min =36.8/0.55 > 3 6) Определяем коэффициент использования Ки = Рсм / Рн= 78,8/105,5= 0,75 7) Определяем tgφ tgφ= Qсм / Рсм= 167,5/78,8=2,1 => cosφ=0,43 8) Определяем эффективное число электроприёмников т.к. m >3; Ки >2; n >5 ; P ≠const, то nэ= 2 Рн∑/ Рн max=2*150,5 / 36,8= 6 (шт) 9) Находим коэффициент максимума Кма=1,2 Кмр=1,1 , т.к. nэ <10 10) Определяем активную расчётную мощность Рм = Кма * Рсм∑=1,2*78,8=95 (кВт) 11) Определяем реактивную расчётную мощность Qм = Кмр * Qсм∑= 1,1*167,5=184 (кВар) 12) Определяем полную расчётную мощность Sм =√ Рм² + Qм² = √ 9025+33856 = 207 (кВА) 13) Определяем расчётный максимальный ток Iм = Sм/( √3 * Uн)= 207/1,73*0,4 =318 (А) Полученные результаты сводим в таблицу № 4.6 Для электроприёмников СЩ2 расчёты ведутся аналогично. 4.7 Выбор трансформатора 10/0,4 кВ для собственных нужд НПС Нефтеперекачивающая станция относится к потребителям I категории по надёжности электроснабжения, поэтому намечаем к установке два трансформатора с Sн=400 (кВА). Sн.тр. ≥ Sр’ 400 кВА > 260 кВА – условия выполняются Проверяем трансформатор по Кз в нормальном режиме работы: Кз=Sр’/ 2*Sн.тр. = 260/800 = 0,33 Для потребителей I категории Кз.доп. = 0,7 0,33<0,7 – условия выполняются, следовательно выбираем трансформатор мощностью 400 (кВА). Выберем тип силового трансформатора ТМ – 400х2 – 10/0,4 Выберем тип подстанции 2ГКТП – 400/10/0,4 – 82У1 Определяем потери в трансформаторах: Активные: ∆Р= 2*2% Sтр. = 2*0,02*400 = 16 (кВт) Реактивные: ∆Q=2*10%Sтр. = 2*0,1*400=80 (кВар) Определяем расчётную мощность на высшем напряжении Рм.вн. = Рм + ∆Ртр. = 212,5+16 = 228,5 (кВт) Qм.вн. = Qм’ + ∆Qтр. = -146,6 + 80 = -66,6 (кВар) Sр.вн. = √ Рм.вн.² + Qм.вн² = √ 228,5² + (-66,6)² = 238 (кВА) Определяем расчётный ток на высшем напряжении Iм.вн. = Sр.вн./√ 3 *Uн = 238 / 0,65 = 366(А) Полученные данные заносим в таблицу №4.6 4.8 Выбор трансформатора тока по первичным и вторичным условиям Трансформатор тока ТЛК-10 предназначен для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты и управления, для изолирования цепей вторичных соединений от высокого напряжения в комплектных электрических устройствах внутренней установки (КРУ, КРУН, КСО) переменного тока на класс напряжения 10 кВ.
Проверим трансформаторы тока ТЛК-10, устанавливаемые внутри помещения на электродинамическую стойкость при КЗ  ; гдеkt– кратность термической устойчивости, приводится в каталогах, kt = 65; t – время термической устойчивости, приводится в каталогах, t=1 с; tпр – приведенное время КЗ, tпр=1,005 с; I∞ – действующее значение периодической составляющей тока КЗ, I∞ = 10,51 кА.  .Проверим трансформаторы тока, устанавливаемые внутри помещения на термическую стойкость при КЗ:   , .Из расчета следует, что выбранные трансформаторы тока ЗРУ удовлетворяют условиям выбора. 4.9 Выбор трансформатора напряжения по первичным и вторичным условиям Условие выбора: Uном ≥ Uном. сети Выберем трансформаторы напряжения типа НАМИ-10-ХЛ2, номинальное напряжение которого 10 кВ и номинальная мощность в третьем классе точности 500 ВА. Предельная мощность 1000 ВА. 4.10 Выбор предохранителей на стороне 10 кВ
4.11 Выбор ограничителей перенапряжения 35 кВ и 10 кВ Ограничители перенапряжений нелинейные с полимерной внешней излоляцией предназначены для защиты от коммутационных и атмосферных перенапряжений изоляции электрооборудования подстанций и сетей переменного тока. Ограничители перенапряжений устанавливаются в сетях переменного тока частотой 50 Гц с изолированной нейтралью и включаются параллельно защищаемому объекту. Ограничители перенапряжений типа: ОПН-П1-3IIУХЛ1, ОПН-П1-6IIУХЛ1 и ОПН-П1-10IIУХЛ1. Конструктивно ограничители перенапряжения выполнены в виде блока последовательно соединенных оксидно-цинковых варисторов, заключенного в полимерную покрышку. Технические данные которого представлены в таблице 4.11 Таблица 4.11
4.12 Связь с диспетчерским пунктом питающей сети нефтепровода и потребителем Диспетчеризация — это централизация контроля и управления процесса перекачки нефти и нефтепродуктов по магистральному трубопроводу при помощи технических средств связи, автоматики и телемеханики. Все операции контроля и управления процессом перекачки выполняются дежурным диспетчером. Основная функция диспетчерских служб — контроль за соблюдением на трубопроводе заданного технологического режима перекачки, правил технической эксплуатации магистральных трубопроводов, оборудования и резервуаров. В зависимости от назначения применяемые на нефтепроводном транспорте системы телемеханики подразделяются на три группы: системы для централизации контроля и управления процессов перекачки, товароучетных операций и линейной части трубопроводов. Системы контроля и автоматики линейной части при централизованном управлении участком трубопровода должны обеспечивать оповещение диспетчерского персонала о разрывах и больших утечках из магистрального трубопровода и точно определять место разрыва трубопровода в установившихся и переходных режимах перекачки. Датчики обеспечивают ввод данных "о состоянии оборудования и параметров перекачки в аппаратуру телемеханики контролируемых пунктов для передачи их в РДП. 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".
Назначение: Система автоматики РП "Ухта-1" предназначена для мониторинга и эффективного дистанционного управления технологическим оборудованием. Немаловажным свойством системы является автоматический расчет всех параметров по каждому резервуару и РП в целом и передача всей информации на верхний уровень в ТДП "Ухта". Структура системы: Система имеет двух уровневую структуру. На нижнем уровне установлено 4 дистанционных терминальных устройств (remote terminal unit - далее RTU) фирмы Motorola. На верхнем уровне расположены концентратор (front interface unit - далее FIU) фирмы Motorola и две ПЭВМ c программным обеспечением (далее ПО) "Сириус-СКАДА" разработки ООО "НПА Вира Реалтайм". Функции системы: Система автоматизации: Шкафы управления задвижками Манифольда и задвижками РВС нижнего уровня на объекте автоматизации позволяют: управлять задвижками РВС; управлять задвижками Манифольда; контролировать состояние задвижек, а именно: открыта, закрыта, открывается, закрывается, промежуточное состояние, авария; определять стадию выполнения команд управления и фиксировать ошибки (команда принята, управление невозможно, задвижка уже открыта или закрыта, задвижка уже движется и т.п.); контролировать состояние уровня нефти в РВС, а именно: перелив в резервуаре, минимальный уровень нефти, пожар в резервуаре; контролировать наличие напряжения в силовых цепях задвижки; контроль несанкционированного проникновения на блок-боксы; собирать информацию с блока преобразователей температуры, а именно: состояние датчиков измерения температуры по 10 слоям и текущее значение температуры каждого слоя; диагностика модулей ввода/вывода; передачу оперативной информации на верхний уровень. Система диспетчеризации: Контроллер верхнего уровня на объекте автоматизации позволяет: осуществлять сбор информации с контролеров нижнего уровня, обработку и передачу ее на ПЭВМ; осуществлять опрос радарных уровнемеров и получение от них дальности нахождения нефти от уровня установки радарного уровнемера, амплитуды сигналов, частоты кварца и т.п.; рассчитывать значения уровня нефти по каждому РВС и передачу их на ПЭВМ; производить диагностику контроллеров нижнего уровня и передачу предупреждающих сигналов о неисправностях в ПЭВМ; получать рассчитанные данные по РВС и РП от ПЭВМ, преобразовывать полученные данные и передавать их в систему телемеханики для ТДП "Ухта". Система реального времени "Сириус-СКАДА" обеспечивает (АРМ товарного оператора РП): сбор всех данных от контроллера верхнего уровня, формирование сводок, построение графиков параметров, автоматическую систему регистрации отклонений от рабочих параметров, автоматическую систему регистрации изменения состояния технологического оборудования и возникновения аварийных ситуаций на объекте, удаленное управление оборудованием РП (задвижками Манифольда и РВС), хранение истории, интерфейс с оператором (мнемосхемы, сообщения и журналы), горячее резервирование основной ПЭВМ, расчет параметров по всем резервуарам и парку и передача их в контроллер верхнего уровня; осуществляет обмен данными с системой микропроцессорной автоматики НПС "Ухта-1". ПО "Сириус-СКАДА" предоставляет комплекс задач по РП, позволяющий: определять текущее состояние РВС по изменению уровня нефти в резервуаре, с возможностью вывода резервуара в ремонт; рассчитывать среднюю температуру нефти в резервуаре по данным 10 слоев с учетом работоспособности преобразователей температуры и замоченности нефтью датчиков каждого слоя; рассчитывать обобщенный сигнал аварии в РП по аварийным сигналам в резервуарах; рассчитывать тип нефти (малосернистая, сернистая, высокосернистая) в зависимости от содержания серы в нефти; контролировать скорость наполнения/опорожнения резервуаров и формировать предупреждающие сигналы с возможностью отключения контроля по резервуарам и РП; рассчитывать объем нефти в резервуаре по калибровочному файлу с корректировкой объема по температуре нефти и температуре наружного воздуха; автоматическое отсечение резервуара (выдача команд управления на соответствующие задвижки) по переливу; автоматическое отсечение резервуара (выдача команд управления на соответствующие задвижки) по пожару; формировать предупреждающие сигналы о достижения уровнем максимально аварийного значения, разрешенного технологическим регламентом; прогнозировать время достижения уровнем нефти в резервуаре заданного значения; прогнозировать уровень нефти в резервуаре через заданное время; прогнозировать уровень нефти в группе резервуаров и в РП через заданное время; прогнозировать время достижения наличием нефти в резервуаре заданного значения; прогнозировать наличие нефти в резервуаре через заданное время; прогнозировать наличие нефти в группе резервуаров через заданное время; прогнозировать время достижения наличием нефти в РП заданного значения с расчетом наличия в каждом резервуаре, которое будет через рассчитанное время; расчет наличия, свободного объема и наличия, массы нетто, товарной емкости и наличия, минимального и максимального объема и наличия, емкости наличия аварийного сброса и т.п. по каждому резервуару и РП согласно РД АК "Транснефть". Реализация системы: Система автоматизации: Шкаф реализован на современной импортной базе. Ядро шкафа - модуль центрального процессора Moscad фирмы Motorola. В шкафу также размещены модули ввода/вывода, блоки питания. Система диспетчеризации: Аппаратные средства, установленные в местном диспетчерском пункте "Ухта-1", а именно: концентратор FIU Moscad (Motorola), АРМ-1 товарного оператора РП (основная ПЭВМ), АРМ-2 товарного оператора РП (ПЭВМ горячего резерва); Комплекс программных средств: "Сириус-СКАДА" образующая система. Преимущества системы автоматики РП: Предлагаемая система обеспечивает: 1) высокая помехоустойчивость 2) высокая надежность за счет применения импортной элементной базы 3) соответствие высокому уровню эксплуатационных требований. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||