Размещено на http:www.allbest.ru/

В данном дипломном 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. нефтеперекачивающий электропривод насос

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. Технологический 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=0,360,54;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 1,31,8 при 100 мм и k=2,02,5 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.

Параметры центробежных насосов, применяемых на магистральных нефтепроводах, определяются ГОСТ 12124-74. При этом максимальная температура перекачиваемого продукта может быть до +80С, коэффициент кинематической вязкости не более 3 /с и содержание механических примесей не более 0,05% по объему. Насосы маркируются согласно указанному государственному стандарту. Например, нефтяной магистральный насос, применяемый на нефтеперекачивающей станции «Уват-1» с подачей 7000 м³/ч и напором 210 м ст. жидкости обозначается НМ-7000-210 ГОСТ 12124-74. Основной характеристикой любого центробежного насоса является зависимость подачи от напора - так называемая Q-H-характеристика центробежного насоса совместно с Q-N (потребляемая мощность) и Q-(к.п.д.) характеристиками.

Указанные характеристики являются типичными для всех центробежных насосов и прилагаются к каждому насосу вместе с его паспортом.

Из рис. 1.2 видно, что при Q=0, что соответствует полностью закрытому положению задвижки на напорном трубопроводе, создается напор, который по мере открытия этой задвижки несколько увеличивается и, достигнув своего максимума, по мере увеличения подачи уменьшается.

Q-N-характеристика показывает, что и при закрытой задвижке затрачивается некоторая мощность. Последняя расходуется на нагрев жидкости, находящейся в насосе, и в течение довольно короткого промежутка времени может сильно повысить ее температуру. Поэтому длительная работа центробежного насоса на закрытую задвижку не допускается.

Рис. 1.2 Характеристики центробежного насоса

По мере открытия выкидной задвижки потребляемая мощность постепенно возрастает.

Кривая изменения к.п.д. насоса в зависимости от Q, начиная от точки =0 (что соответствует Q=0), с увеличением Qвозрастает, при некотором Qопдостигает своего максимума и при дальнейшем увеличении Qначинает уменьшаться. Значение Qоп, соответствующее максимальному значению , определяет производительность и напор при наивыгоднейшем режиме работы центробежного насоса. При эксплуатации магистральных нефте-продуктопроводов необходимо стремиться к тому, чтобы уменьшение к.п.д. насосов по сравнению с его максимальным значением не превышало 5-7%.

Указанные характеристики, являясь составной частью паспорта насоса, составляются для данного числа оборотов no и даются заводом-изготовителем. При других числах оборотов nx, если последний отличается от no не более чем на 20%, производительность Qx, напорHx, мощность Nx, соответствующие новому числу оборотов nx, ориентировочно могут быть определены из выражений:

; (1.3)

; (1.4)

; (1.5)

где Q₀,H₀ и N₀ - соответственно подача, напор и мощность при числе оборотов n₀.

Наиболее распространенной схемой технологической обвязки насосов перекачивающей станции является последовательная установка двух - трех рабочих и одного резервного агрегата. На рассматриваемой в данном проекте нефтеперекачивающей станции «Уват-1» последовательно установлены четыре насосных агрегата два рабочих агрегата, один в АВР и один в ремонте.

Корпус насоса в месте выхода вала уплотняют торцевыми уплотнениями. Для снижения давления на торцевые уплотнения камера перед ними по системе разгрузочных трубопроводов соединяется с подводящим трубопроводом.

Кроме основного оборудования, перекачивающие станции имеют вспомогательное насосное оборудование: нефтяные насосы для откачки утечек из резервуаров-сборников, насосы систем маслосмазки и др. В этих системах применяются насосы: центробежные, поршневые, ротационные, погружные и др. Ротационные насосы, куда относятся винтовые, шестеренчатые, кулачковые и лопастные, применяются для перекачки вязких нефтепродуктов, не имеющих загрязнений.

Погружные центробежные насосы используются для откачки нефтепродуктов из заглубленных резервуаров. Применяют насосы двух типов: НА - нефтяные артезианские и ПНР - погружные, нефтяные, резервуарные.

1.3 Состав промежуточной нефтеперекачивающей станции «Уват-1»

В состав промежуточной нефтеперекачивающей станции «Уват-1» входят:

основная нефтеперекачивающая насосная со зданием для размещения нефтеперекачивающих агрегатов и различного вспомогательного оборудования (основное укрытие);

общестанционный коллектор с агрегатными задвижками и обратными клапанами;

камера регуляторов с регулирующими устройствами (клапанами, задвижками и другими исполнительными механизмами);

площадка с фильтрами-грязеуловителями;

узел пропуска скребка с задвижками пропуска скребка и общестанционными отсекающими задвижками;

резервуары-сборники утечек с камерой задвижек и фильтров;

насосы системы откачки утечек;

коммуникационные трубопроводы для технологической обвязки;

понижающая подстанция системы энергоснабжения (подводящие линии электропередачи, построенные для энергоснабжения нефтеперекачивающей станции, в состав последней не входят);

оборудование для аварийного энергоснабжения нефтеперекачивающей станции;

система пенопожаротушения;

помещения и сооружения для устройств защиты, централизованного контроля и управления основным и вспомогательным оборудованием;

узел связи;

система водоснабжения с водонасосной, с артезианскими скважинами и емкостями для хранения рабочих и аварийных запасов воды;

система теплоснабжения для обогрева производственных бытовых зданий и сооружений;

площадки и сооружения для стоянки аварийной техники и автотранспорта;

административно-служебный корпус, совмещенный с мастерскими для мелкого и текущего ремонта оборудования, складом для хранения запасных частей, инструментов и прочего оборудования;

жилой поселок для обслуживающего персонала нефтеперекачивающей станции с объектами бытового и культурно-массового назначения.

1.4 Технологическая схема промежуточной нефтеперекачивающей станции «Уват-1»

Технологическая схема промежуточной нефтеперекачивающей станции «Уват-1», работающей по принципу «из насоса в насос» представлена на рис 1.4.

Поток жидкости, перекачиваемый предыдущей станцией, поступает в камеру пропуска скребка-очистителя. При закрытых общестанционных задвижках 1 и 2 нефтеперекачивающая станция отсекается от магистрального нефтепровода. Поток жидкости через задвижки 4 и 5 и обратный клапан 8к транзитом направляется в магистральный нефтепровод. Обычно общестанционные задвижки 1 и 2 находятся в открытом состоянии и закрываются лишь при производстве ремонтных работ со вскрытием станционной технологической обвязки, при длительных отключениях НПС по указанию диспетчера или при возникновении аварийных ситуаций, как пожар или порыв технологического оборудования НПС.

Задвижка 3 служит собственно для пропуска скребков-очистителей.

Обратный клапан 8к необходим для предотвращения работы нефтеперекачивающей станции «на себя».

Чтобы предотвратить попадание в нефтеперекачивающие агрегаты различных механических примесей и грязи, на всасывающей части нефтеперекачивающей станции устанавливаются фильтры-грязеуловители ФГУ№1-№4, которые периодически очищают. Обычно один очищенный фильтр находится в резерве, хотя в отдельных случаях фильтр отключается только во время очистки или замены.

После фильтров-грязеуловителей поток нефти направляется в общестанционный коллектор, оборудованный обратными клапанами 2к-6к по числу установленных агрегатов и агрегатными задвижками , минуя систему гашения ударной волны «Аркрон». Которая в случае резкого повышения давления сбрасывает часть нефти в резервуары РВС№1-№2, уменьшая при этом давление в трубе.

Агрегатные задвижки позволяют отключать или подключать нефтеперекачивающие агрегаты к общестанционному коллектору. Обратные клапана предотвращают работу нефтеперекачивающих агрегатов «на себя». Последовательное движение потока нефти, например, при работе агрегатов №1-№4 следующая: задвижка 1 - агрегат №1 - задвижка 2 - задвижка 1 - агрегат №2 - задвижка 2 - задвижка 1 - агрегат №3 - задвижка 2 - обратные клапана 5к,6к - камера регуляторов давления. В камере регуляторов давления установлено два регулирующих органа (один резервный), предназначенных для регулирования рабочих параметров в заданных пределах. В общем случае число регулирующих органов, определяется исходя из пропускной способности нефтепровода, и выпускаемых промышленностью регуляторов и может быть больше двух. Из камеры регуляторов поток жидкости через задвижку 2 по магистральному нефтепроводу направляется до следующей нефтеперекачивающей станции. Для сбора утечек нефти самотеком установлен под землей резервуар-сборник утечек ЕП-25. При резервуарах размещается камера задвижек с фильтром и обратным клапаном. Последний предотвращает заполнение резервуара из магистрали. Насос откачки утечек включается при достижении определенного уровня в резервуаре-сборнике. Обычно работа насоса откачки утечек автоматизируется. При наполнении нефтью резервуаров РВС№1-№2, в случае срабатывания системы «Аркрон», откачка нефти из резервуаров производится подпорными насосами ЦНС 38-220 системы откачки утечек. Нефть при этом откачивается в общестанционный коллектор. Для предотвращения попадания нефти из общестанционного коллектора в систему откачки утечек, в последней установлены обратные клапана.

Промежуточные нефтеперекачивающие станции, предназначенные для восполнения потерь энергии жидкости при перекачке по магистральным нефтепроводам к потребителям. В зависимости от назначения данного магистрального нефтепровода потребителями могут быть нефтеперерабатывающие заводы, железнодорожные цистерны, речные или морские танкеры или другие магистральные нефтепроводы. Возможно работа нефтепровода на несколько различных по своим характеристикам и технологическим особенностям потребителям.

1.5 Технологическое оборудование промежуточной нефтеперекачивающей станции «Уват-1»

Промежуточные нефтеперекачивающие станции магистральных нефтепроводов обеспечивают движение жидкости по магистрали. Оборудование нефтеперекачивающих станций размещается в специальном здании и подразделяется на основное и вспомогательное оборудование. Основным считается оборудование, принимающее непосредственное участие в процессе перекачки.

К числу основного оборудования относятся нефтеперекачивающие агрегаты с приводом и насосом, всасывающие и нагнетающие трубопроводы, предназначенные для обвязки агрегатов с общестанционным коллектором.

Перечень основного оборудования применяемого на промежуточной нефтеперекачивающей станции «Уват-1» приведен в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Перечень технологического оборудования

Наименование,	Характеристика, тип, марка
Основная насосная
Насос магистральный	НМ-7000-210, Q=7000м3/час H=210 м, n=3000 об/мин
Обратный клапан	Ду-700 Pу=64 кг/см2
Агрегатные задвижки	Ду-800 Pу=64/см2
Система сбора и раскачки утечек
Насос откачки РВС-400	ЦНС38-220 Q=34м3/час H=230 м, n=2950 об/мин
Емкость утечек ЕП-25,	V=25м3
Насос погружной	12НА 94 Q=80м3/час H=52м N=1470 об/мин
Задвижки	Ду-80 Pу=16 кг/см2
Резервуары
Резервуары РВС-400,	V=400 м3
Задвижки	Ду-80 Pу=16 кг/см2
Система грязеулавливания
Фильтры грязеуловители	КМ
Задвижки	Ду-500 Pу=64 кг/см2
Система регулирования давления
Регуляторы давления	«BIFFI» Ду-500 Pу=64 кг/см2
Задвижки	Ду-500 Pу=64 кг/см2
Система гашения ударной волны
Блок гашения ударной волны	«Аркрон-1000» Q=9100-9300 м3/час, P=40 кг/см2
Задвижки	Ду-300 PУ=64 кг/см2
Камера пропуска скребка
Задвижки	Ду-1000 Pу=75 кг/см2
Обратный клапан	Ду-700 Pу=75 кг/см2

Вспомогательным считается оборудование и системы, обеспечивающие нормальную работу основного оборудования. К вспомогательному оборудованию относятся: система смазки и охлаждения подшипников нефтеперекачивающих агрегатов; оборудование приточно-вытяжной вентиляции и отопления насосного зала; устройства защиты, контроля и управления агрегатами; мостовой кран для грузоподъемных работ при ремонте или замене оборудования перекачивающей насосной.

Принудительно-циркуляционная система смазки и охлаждения подшипников основных агрегатов состоит из емкости для масла, рабочего и резервного маслонасосов, трубопроводов и вентилей системы смазки. Последние обеспечивают подключение или отключение подшипников того или иного нефтеперекачивающего агрегата к системе смазки.

Не допускается работа нефтеперекачивающих агрегатов при неисправной системе смазки охлаждения, так как это приводит к быстрому выходу из строя подшипников и валов основных нефтеперекачивающих агрегатов.

Нефтеперекачивающие агрегаты в месте с их приводом и системами принудительно-циркуляцинной системой смазки, приточно-вытяжной вентиляцией размещаются в специальном здании (общее укрытие). Общее укрытие делится на два зала: электрозал и насосный зал, что вызвано требованиями пожаровзрывобезопасности. В электрозале размещаются: синхронные электродвигатели (привод основных насосных агрегатов) тиристорные возбудители синхронных двигателей, система принудительно-циркуляционной смазки и приточно-вытяжная вентиляция. В насосном зале размещаются: магистральные нефтеперекачивающие насосы и подпорные насосы системы откачки утечек.

Система охлаждения предохраняет основные электродвигатели от перегрева, если в качестве охлаждающего реагента привода принят воздух. Избыточное регулируемое давление воздуха в электрозале предотвращает попадание паров нефти из насосного зала и образование взрывоопасных смесей, исключая возможность взрыва.

Работа вспомогательного оборудования и систем автоматизируется. Дистанционный контроль и автоматическое управление осуществляется из комнаты оператора, которая размещается в одном здании с нефтеперекачивающей насосной. В этой же комнате размещается аппаратура дистанционного контроля и управления основными нефтеперекачивающими агрегатами, а также полукомплекты средств телемеханики. Технические характеристики и количественные показатели вспомогательного оборудования зависят от типа установленного основного оборудования.

1.6 Описание дросселирования

Метод дросселированияна практике применяется сравнительно часто, хотя и не является экономичным. Он основан на частичном перекрытии потока нефти, на выходе из насосной станции, то есть на введении дополнительного гидравлического сопротивления. При этом рабочая точка из положения А₁, смещается в сторону уменьшения расхода в точку А₂ (рисунок 1.3).

Рис. 1.6. Совмещенная характеристика ПС и трубопровода при регулировании дросселированием

Целесообразность применения метода можно характеризовать величиной к.п.д. дросселированияз_др.:

, (1.1)

где h_др.- дросселируемый напор.

С увеличением значения дросселируемого напора значение з_др. уменьшается. Полный к. п. д. насоса (ПС) определяется выражением:

з=з₂·з_др., (1.2)

где з₂ - к.п.д. насоса после дросселирования.

Метод дросселирования уместно применять для насосов, имеющих пологую напорную характеристику. При этом потери энергии на дросселирование не должны превышать 2% энергозатрат на перекачку.

Изменение частоты вращения вала насоса.

Это прогрессивный и экономичный метод регулирования. Применение плавного регулирования частоты вращения роторов насосов на ПС магистральных нефтепроводов облегчает синхронизацию работы станций, позволяет полностью исключить обточку рабочих колес, применение сменных роторов, а также избежать гидравлических ударов в нефтепроводе. При этом сокращается время запуска и остановки насосных агрегатов. Однако, в силу технических причин, этот способ регулирования пока не нашел широкого распространения.

Метод изменения частоты вращения основан на теории подобия

(1.3)

где Q₁,H₁ и N₂ - подача, напор и потребляемая мощность, соответствующая частоте вращения рабочего колеса n₁;

Q₂, H₂ и N₂ - то же при частоте вращения рабочего колеса n₂.

При уменьшении частоты вращения характеристика насоса изменится и рабочая точка сместится из положения А₁ в А₂ (рисунок 1.4).

В соответствии с (1.1) при пересчете характеристик насоса с частоты вращения , на частоту , получим следующие соотношения:

(1.4)

Изменение частоты вращения вала насоса возможно в следующих случаях:

Рис. 1.7. Совмещенная характеристика нефтепровода и насоса при изменении частоты вращения вала

- применение двигателей с изменяемой частотой вращения;

- установка на валу насосов муфт с регулируемым коэффициентом
проскальзывания (гидравлических или электромагнитных);

- применение преобразователей частоты тока при одновременном
изменении напряжения питания электродвигателей.

Следует отметить, что изменять частоту вращения в широких пределах нельзя, так как при этом существенно уменьшается КПД насосов [1].

Дросселирование напорных линий для управления насосами имеет смысл, если напор насоса больше требуемого. Этот способ управления насосами может обеспечить достаточно плавное регулирование расхода. Схема управления насосом в случае применения дросселирования может быть реализована по двум вариантам. В первом случае для дросселирования используют задвижки с механическим приводом. Следовательно, при этом есть существенные ограничения для создания автоматического управления насосами. Во втором случае используют задвижки с электроприводом. При этом можно добиться определенного уровня автоматизации управления насосами. Однако этот способ ограничен по быстродействию большой инерцией приводов задвижек. Так же при работе могут возникать ударные явления в трубопроводах. Дросселирование для управления насосами следует применять тогда, когда не предполагается высокий уровень автоматизации, гидравлическая система имеет относительно постоянные во времени характеристики.

1.7 Описание методов регулирования режимов работы нефтепродуктопровода

Изменение количества работающих насосов. Этот метод применяется при необходимости изменения расхода в нефте-проводе. Однако результат зависит не только от схемы соединения насосов, но и вида характеристики трубопровода (рисунок 1.8).

Рис. 1.8. Совмещенная характеристика трубопровода и ПС при регулировании изменением числа и схемы включения насосов

1 - гидравлическая характеристика насоса; 2 - напорная характеристика ПС при последовательном соединении насосов; 3 - напорная характеристика ПС при параллельном соединении насосов; 4, 5 - гидравлическая характеристика трубопровода; 6 - з-Q характеристика насоса при последовательном соединении; 7 - з-Q характеристика насоса при параллельном соединении

Рассмотрим в качестве примера параллельное и последовательное соединение двух одинаковых центробежных насосов при работе их на трубопровод с различным гидравлическим сопротивлением.

Как видно из графических построений (рисунок 1.4), последо-вательное соединение насосов целесообразно при работе на трубопровод с крутой характеристикой. При этом насосы работают с большей, чем при параллельном соединении, подачей (Q_B>Q_C), aтакже с более высоким суммарным напором и коэффициентом полезного действия. Параллельное соединение насосов более предпочтительно при работе на трубопровод с пологой характеристикой (Q_F>Q_E, H_F>H_E, з_F>з_E) [1].

2. Разработка системы электропривода насосных агрегатов

2.1 Технологические требования, предъявляемые к электроприводу насосов НПС

Исходя из вышеописанной технологии работы НПС можно сформулировать следующие требования, предъявляемые к электроприводу силового насоса:

- обеспечить постоянство подачи;

- необходимо регулирование скорости ;

- должно, быть обеспеченно пожаро- и взрывобезопасность;

- ограничение уровня давления на выходе насосного агрегата;

- установка подпорных насосов, для исключения кавитации;

- возможность работы в продолжительном режиме;

- в связи с большой мощностью приводных электродвигателей, необходимо ограничить пусковые токи двигателей, исключить глубокое понижение напряжения при их пуске;

- привод нереверсивный.

2.2 Качественный выбор системы электропривода

До недавнего времени основным способом регулирования давления в нефтепроводе являлось дросселирование с помощью задвижек. Для управления задвижками применяются асинхронные электродвигатели небольшой мощности. Установлено что более экономичным способом регулирования давления в нефтепроводе является регулирование скорости вращения приводного двигателя насосного агрегата.

Опыт применения регулируемых по частоте вращения электродвигателей переменного тока для привода насосов, компрессоров и других механизмов, кроме экономии электроэнергии, указывает на необходимость учета дополнительных факторов:

возможность на различных стадиях работы оборудования выбирать оптимальную производительность механизма;

исключение тяжелых пусковых режимов;

исключение неуправляемости механизма при выключении;

обеспечение частот вращения, невозможных для двигателей с непосредственным подключением к питающей сети;

оптимизация режимов сопредельных и вспомогательных механизмов, трубопроводов, арматуры и как следствие, уменьшение их износа, повышение долговечности и надежности;

снижение затрат на резервирование, ремонт и обслуживание;

возможность полной автоматизации насосных агрегатов.

В целом современный уровень развития преобразовательной техники, а также опыт разработки и эксплуатации частотно-регулируемых электроприводов переменного тока позволяют в полной мере реализовать перечисленные выше преимущества и возможности.

В проекте рассматривается подход, согласно которому в насосной станции устанавливается одно пускорегулирующее устройство на основе тиристорного преобразователя частоты (ТПЧ), которое осуществляет поочерёдный разгон насосных агрегатов до номинальной частоты вращения с последующим «мягким» непосредственным подключением их приводных электродвигателей к питающей сети. Тиристорный преобразователь частоты устанавливается один на всю НПС. Электродвигатели поочерёдно подключаются к ТПЧ на время пуска. С помощью ТПЧ можно регулировать скорость вращения одного электродвигателя и в процессе работы, а значит и напор жидкости в трубопроводе. При этом ТПЧ в цепи питания одного электродвигателя насосного агрегата обеспечивает общее регулирование напора в трубопроводе в соответствии с заданным значением.

Пуск насосных агрегатов посредством ТПЧ исключает протекание сверхтоков в обмотках двигателей относительно номинальных значений и, таким образом, снимает ограничения на допустимое количество их пусков за определённый промежуток времени. При временной неисправности ТПЧ сохраняется возможность прямых пусков приводных двигателей и работа их в нерегулируемом по частоте вращения режиме.

Частотный способ регулирования электроприводов обладает целым рядом преимуществ по сравнению с другими способами регулирования , то есть при применении ТПЧ регулирование скорости двигателя насоса, а значит и давления, является плавным, имеет широкий диапазон изменения скорости как вверх, так и вниз от основной и характеризуется малыми потерями в процессе регулирования.

Кроме этого, если при «дросселировании» количество потребляемой из сети электроэнергии остается постоянным, и в процессе регулирования значительная ее часть рассеивается в виде потерь, то при использовании частотного регулирования давления количество потребляемой электроэнергии значительно снижается.

2.3 Электропривод насосных агрегатов

Наиболее распространены магнитоэлектрические двигатели, которые по типу потребляемой энергии подразделяется на:

- двигатели постоянного тока;

- синхронные электродвигатели;

- асинхронные электродвигатели.

Двигатель постоянного тока -- электрический двигатель, питание которого осуществляется постоянным током. Данный вид двигателей имеет щеточно-коллекторный узел. Щёточно-коллекторный узел обеспечивает электрическое соединение цепей вращающейся и неподвижной части машины и является наиболее ненадежным и сложным в обслуживании конструктивным элементом, а так же является менее взрывобезопасным, так как есть возможность искрения.

Синхронный электродвигатель -- электродвигатель переменного тока, ротор которого вращается синхронно с магнитным полем питающего напряжения. Данные двигатели обычно используются при больших мощностях (от сотен киловатт и выше). Но с точки зрения бесперебойной передачи Синхронная машина устроена сложнее, чем асинхронная. Так же синхронный двигатель может выйти из синхронизма, если нагрузка превысит некоторое допустимое значение и двигатель остановится. А так как асинхронный пуск синхронных двигателей несколько сложнее пуска асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором, то данный тип двигателей нам не подходит.

Асинхронный электродвигатель -- электродвигатель переменного тока, в котором частота вращения ротора отличается от частоты вращающего магнитного поля, создаваемого питающим напряжением. Эти двигатели наиболее распространены в настоящее время.Преимущества асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором следующие: приблизительно постоянная скорость при разных нагрузках; возможность кратковременных механических перегрузок; простота конструкции; простота пуска и легкость его автоматизации.

Исходя из всего выше описанного мы выбираем для привода насосных агрегатов асинхронный электродвигатель.

При выборе двигателей для привода основных перекачивающих насосов мощность, на валу центробежного насоса, определяется по следующей формуле:

кВт; (2.1)

где с - плотность нефтепродукта;

з - полный к.п.д. насоса, трансмиссии и двигателя;

При выборе мощности привода необходимо учесть, что допускается работа центробежного насоса с подачей выше номинальной на 15-20%.

Произведём выбор электродвигателя магистральных насосов НМ-7000-210 применяемых на нефтеперекачивающей станции «Уват-I».

Данные для расчета:

Производительность Q=1,9 м³/с

Напор насоса H=210 м

К.П.Д. насоса з=0,6-0,75

Плотность перекачиваемой нефти (средняя) с=900 кг/м³

Номинальная частота вращения n=3000 об/мин

Мощность (на нефти) Р=3870кВт

Мощность электродвигателя для насоса, кВт:

При известной мощности механизма мощность электродвигателя выбирается по каталогу с учетом КПД промежуточной передачи.

Номинальная мощность электродвигателя, принятого по каталогу, должна быть равна или несколько больше расчетной.

Выбранный электродвигатель не нуждается в проверке по нагреву, так как режим его работы продолжительный с постоянной нагрузкой.

Мощность (кВт) электродвигателя для насоса определяется по формуле [8]:

(2.2)

где Q [м3/с] - производительность насоса, Н [Па] - давление на выходе насоса, звент, зпер - КПД насоса и передаточного механизма соответственно, kз - коэффициент запаса.

Мощность определиться как:

При заниженной скорости создаваемый насосом напор может оказаться недостаточным, и насос не будет перекачивать жидкость.

Номинальная мощность электродвигателя, принятого по каталогу, должна быть равна или несколько больше расчетной.

Выбранный электродвигатель не нуждается в проверке по нагреву или по перегрузке, так как завод-изготовитель произвел все расчеты и испытания, причем основанием для расчетов являлось максимальное использование материалов, заложенных в электродвигателе при его номинальной мощности.

Ближайшим по мощности является асинхронный трехфазный взрывозащищённый двигатель серии 4АЗМП-8000/10000 Х1 УХЛ4 имеющий характеристики приведённые в таблице 2.1.

Таблица 2.1.

Номинальные данные выбранного двигателя

Наименование параметра; единица измерения	Численное значение
Номинальная мощность, кВт	8000
Номинальное линейное напряжение на обмотке статора АД, В	10000
Частота вращения, об/мин	2985
КПД, %	97,5
Масса, кг	14650
Коэффициент мощности асинхронного двигателя	0,89
Коэффициент кратности пускового тока АД, Кi	5,8
Скольжение, %	0,5
Ток статора, А	532
Кратность максимального вращающего момента, о.е.	2,2
Кратность начального пускового вращающего момента, о.е.	0,8

Применение электродвигателей для привода перекачивающих агрегатов требует соответствующей организации электроснабжения НПС. Независимо от типа электродвигателей на перекачивающих станциях сооружаются трансформаторные подстанции с установкой на них двух трансформаторов 110/6 кВ с регулированием напряжения под нагрузкой.

Каждый электродвигатель питается индивидуальным фидером от распределительного устройства 6 кВ подстанции. Современные подстанции проектируются и сооружаются автоматизированными, без постоянного дежурного персонала. Поэтому обычно предусматривается дистанционный контроль работы оборудования и устройств защиты подстанции.

В отдельных случаях для привода центробежных насосов могут применяться газотурбинные двигатели, характеризующиеся компактностью, большой удельной мощностью, быстротой пуска, а также легкостью автоматизации и телеуправления [3].

2.3.1 Характерные особенности двигателя 4АЗМП-8000/10000 Х1 УХЛ4

Назначение

Асинхронныйтрехфазный взрывозащищённыйдвигатель серии 4АЗМП предназначен для привода стационарных центробежных насосов, компрессоров, нагнетателей и других быстроходных механизмов во взрывоопасных зонах помещений всех классов (кроме взрывоопасных зон наружных установок класса В-IГ), согласно «Правилам устройства электроустановок» Двигательработает в продолжительном номинальном режиме S1 по ГОСТ 183-74 от сети переменного тока напряжением10 кВ с частотой 50 Гц. Синхронная частота вращения 3000 об/мин.

Исполнение по взрывозащите 1ExpIIT5 для двигателей с видом климатического исполнения УХЛ4.

Область применения

Энергетика, нефтедобывающая, нефтеперерабатывающая, горнодобывающая, металлургическая промышленность и другие отрасли народного хозяйства.

Условия эксплуатации

Температура окружающей среды и относительная влажность воздуха по ГОСТ15150-69.

Окружающая среда - взрывоопасная, может содержать взрывоопасные смеси паров и газов с воздухом по ГОСТ 12.1.001-78 всех категорий и групп: - Т1, Т2, Т3, Т4, Т5 - для двигателей с видом климатического исполнения УХЛ4.

Степень защиты двигателей по ГОСТ 17494-72

- оболочки двигателей - IP44,

- вводного устройства - IP55

Охлаждение двигателей - воздушное: с замкнутой системой вентиляции ICW37A71 по ГОСТ 20459-87. Для охлаждения воздуха в двигателях с замкнутой системой вентиляции используется встроенный воздухоохладитель.

Двигатели с замкнутой системой вентиляции при использовании на высоте до 1000м над уровнем моря обеспечивают номинальную нагрузку при верхнем рабочем значении температуры охлаждающей вода +30 0С и предельном рабочем значении температуры охлаждающей воды + 33 0С.

Особенности конструкции

Двигатель состоит из статора, ротора, подшипниковых щитов, высоковольтного вводного устройства, водяного воздухоохладителя.

Двигатели выполнены на щитовыносных подшипниках скольжения. Смазка подшипников автономная кольцевая (для двигателей мощностью 500 ч 1000 кВт) и принудительная под избыточным давлением (для двигателей мощностью 1250 ч 8000 кВт, а также для двигателей мощностью 500 ч 1000 кВт с частотой питающей сети 60 Гц и двигателей в тропическом исполнении).

Изоляция обмотки статора выполнена на термореактивных связующих по нагревостойкости класса F по ГОСТ 8865-87.

Двигатели допускают прямой пуск от полного напряжения сети. Допускается производить два пуска подряд из холодного состояния или один пуск из горячего состояния при напряжении на выводах двигателя в процессе пуска не менее 0,8 номинального (не менее 0,75 номинального для двигателей мощностью 6300 кВт и выше) и не выше 1,1 номинального. Следующий пуск возможен через три часа.

Уровни вибрации соответствуют ГОСТ 20815 (МЭК 34-14).Уровни шума соответствуют ГОСТ 16372 (МЭК 60034-9) для машин класса 2.Двигатели имеют правое направление вращения.

Исходя из справочных данных:

;;

тогда;

Номинальный момент равен

Момент статический является вентиляторным, т.е.

;

;

;

;

Выразим установившуюся скорость при статическом моменте,

,

Тогда установившийся статический момент равен

; М_доп=л·М_н

М_доп=2.2·25640=56408 Н·м

М_max=М_с+М_дин; так как режим работы продолжительный с постоянной нагрузкой, то М_дин=0 и М_max=М_с=21390 Н·м;

Условие перегрузочной способности:

М_max<М_доп

21390 Н·м< 56408 Н·м,условие выполняется, двигатель прошел проверку по перегрузке.

2.4 Выбор и описание преобразователя частоты

Статические преобразователи частоты состоят из выпрямителя В, инвертора И и блока управления (рис. 2.1).

Выпрямитель является управляемым или неуправляемым преобразователем переменного тока в постоянный. На его выходе имеется постоянное напряжение, которое поступает на инвертор, состоящий из быстродействующих ключей, работающих в триггерном режиме.

Если выпрямитель управляемый, то величина напряжения преобразователя определяется выходным напряжением выпрямителя, а частота - частотой коммутирующего напряжения. При применении неуправляемого выпрямителя и величина, и частота выходного напряжения преобразователя частоты определяются инвертором.

В настоящее время применяются преобразователи частоты трех типов:

- с непосредственной связью (НПЧ);

- с промежуточным звеном постоянного тока с автономным инвертором напряжения (ПЧИН);

- с промежуточным звеном постоянного тока с автономным инвертором тока (ПЧИТ).

Характер нагрузки у ПЧИН активно-индуктивный, нежели чем у ПЧИТ - активно-емкостной.Отсюда следует, что при активно-емкостной нагрузке появляется Xc сопротивление, что значит, что сопротивление X невелико, а значит и большая инерция.

ПЧИН более устойчив к изменениям нагрузки, чем ПЧИТ.

Рассматриваемая нами система разомкнутая, то есть нет обратной связи, поэтому мы не сможем проследить ошибку.

У ПЧИТ большие броски токови значит меньший срок службы.

Из этого всего делаем вывод, что по заданным параметрам нам больше всего удовлетворяет ПЧИН.

Принципиальная схема силовых цепей ПЧ изображена на рис.2.1

Для описанного выше электродвигателя выбираем преобразователь частоты фирмы «СТРОЙТЕХАВТОМАТИКА» типа СТА-В9.HVI-10кВ.

Высоковольтные частотные преобразователи CTA-B9.HVI предназначены для управления асинхронными электродвигателями мощностью 315 кВт - 8000 кВт.

Частотный преобразователь CTA-B9.HVIШкаф Bypass (опция)

Силовая часть высоковольтных частотных преобразователей СТА-B9.HVI выполнена на новейших высоковольтных силовых полупроводниковых приборах IGBT. Применение высоковольтных IGBT упрощает топологию электропривода и приводит к уменьшению количества используемых в инверторе силовых полупроводниковых приборов. Уменьшение количества комплектующих компонентов напрямую связано с увеличением надежности электропривода в целом. Подключение высоковольтных преобразователей частоты осуществляется без использования внешних понижающих и повышающих трансформаторов и дополнительных фильтров. Это делает высоковольтные преобразователи частоты СТА более компактными и экономичными с точки зрения потерь энергии.

Общая функциональная схема высоковольтного преобразователя частоты CTA-B9.HVI:

Функциональная схема силовой ячейки:

Входные цепи R, S, T подключаются к низкому трехфазному напряжению вторичной обмотки трансформатора. Напряжение с трансформатора через диодный трехфазный выпрямитель заряжает конденсаторы. Накопленная электрическая энергия конденсаторов расходуется однофазным мостом, состоящего из IGBT транзисторов Q1-Q4, для формирования напряжения ШИМ на выходах L1, L2.

Силовой блок, получив по оптоволоконному кабелю управляющий сигнал на открытие и закрытие IGBT-транзисторов Q1 - Q4, формирует ширину импульса выходного напряжения одной фазы, используя метод векторного управления (PWM),. Каждая фаза имеет только 3 возможных значения выходного напряжения: при открытых Q1 и Q4 выходное напряжение L1 и L2 соответствует 1; при открытых Q2 и Q3 выходное напряжение L1 и L2 соответствует -1; при открытых Q1 и Q2 или Q3 и Q4 выходное напряжение L1 и L2 соответствует 0.

...