Для нормальных условий эксплуатации основные центробежные насосы обеспечиваются подпором. В качестве подпорных насосов применяют насосы серий НМП, НДвН, НДсН и НПВ. Чтобы создать хорошую всасывающую способность, подпорные насосы эксплуатируют при сравнительно низкой частоте вращения вала (730-1450 об/мин), они имеют одно рабочее колесо с двухсторонним подводом жидкости. Приводом подпорных насосов являются низковольтные и высоковольтные электродвигатели. Наиболее совершенной конструкцией подпорных насосов являются насосы вертикального типа (серии НВП). Основное их достоинство заключается в том, что отпадает необходимость в строительстве традиционной подпорной насосной, как правило, заглубленной по отношению к отметке земли. Насосы этого типа можно устанавливать непосредственно в резервуарном парке, что значительно сокращает потери на трение во всасывающих трубопроводах.

В качестве привода к основным насосам используются асинхронные и синхронные электродвигатели высокого напряжения. Из асинхронных часто применяют электродвигатели с короткозамкнутым ротором серии АТД. Двигатели серии АТД монтируют в одном здании с насосами, поскольку они во взрывобезопасном исполнении, в корпусе двигателя поддерживается небольшое избыточное давление воздуха, что исключает возможность попадания в него паров нефти, а следовательно, загорания или взрыва двигателя. Однако при использовании двигателей серии АТД мощностью от 2,5 до 8 МВт требуется установка в стационарных помещениях дорогостоящих статических конденсаторов большой мощности, которые из-за значительных колебаний нагрузки станций и температуры окружающей среды часто выходят из строя. Кроме того, для надежной работы станции в закрытом распределительном устройстве 6-10 кВ необходимо устанавливать высоковольтное электрооборудование, что усложняет схему электроснабжения и эксплуатацию станции, а также требует дополнительных затрат. Для привода магистральных насосов нашли широкое применение синхронные двигатели серии СТД. Синхронные двигатели более надежны, чем асинхронные, обладают лучшими показателями по устойчивости, что особенно важно при снижении напряжения в сети. Использование синхронных электродвигателей позволяет использовать их в качестве компенсирующего устройства реактивной мощности, что упрощает систему электроснабжения НПС, т.к. в этом случае отпадает необходимость в установке батарей статических конденсаторов, дополнительных ячеек распределительного устройства и кабелей. Синхронные электродвигатели дороже, чем аналогичные асинхронные, однако, лучшие энергетические характеристики синхронных двигателей делают их применение эффективным.

В табл. 1.1 и табл. 1.2, приведены технические данные насосов, установленных на НПС:

Таблица 1.1

Технические данные магистрального насоса НМ 3600-230

Таблица 1.2

Технические данные магистрального насоса НПВ 2500-80

В табл. 1.3 приведены электродвигатели, находящиеся на НПС:

Таблица 1.3

II РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ НПС

Система электроснабжения должна обеспечивать стабильную и непрерывную подачу электроэнергии к НПС "Суторминская". Так как НПС является потребителем I категории [3], то ее питание должно осуществляться от двух независимых, взаиморезервируемых источников.

Исходными данными при разработке проекта электроснабжения объектов нефтяной и газовой промышленности являются величина электрической нагрузки потребителей, а также место расположения ближайших источников электроэнергии и их параметры. Такими источниками, как правило являются главные понижающие подстанции (ГПП) с двумя трансформаторами.

Основные условия проектирования рациональной схемы электроснабжения – надежность, экономичность и качество электроэнергии у потребителя. Для крупных предприятий наиболее надежной и экономичной является система электроснабжения с применением глубоких вводов, при которой сети 6-110 кВ максимально приближены к потребителям электроэнергии.

Система электроснабжения строится таким образом, чтобы все её элементы постоянно находились под нагрузкой, т.е. чтобы не было холодного резерва. Вместе с тем параллельно установленные трансформаторы и параллельные линии электропередачи должны работать раздельно, так как при этом снижаются токи короткого замыкания и удешевляются схемы коммутации и схемы релейных защит.

Согласно ПУЭ, потребители относятся к первой категории в отношении бесперебойности питания.

Это предъявляет к системе электроснабжения следующие требования:

·   Электроснабжение должно осуществляться от двух независимых источников питания по двум линиям;

·   Питание потребителей нефтеперекачивающей станции должно производится от двух трансформаторной подстанции, трансформаторы которой выбираются с учетом взаимного резервирования;

·   Перерыв в электроснабжении возможен лишь на время действия автоматики (АПВ и АВР).

 Схема системы электроснабжения нефтеперекачивающей станции, удовлетворяющая требованиям изложенным выше, представлена на листе 2 графической части.

2.2 Схема электроснабжения НПС

Рис. 2.1. Схема электроснабжения НПС

 На рис. 2.1. в соответствии с заданием приведена схема электроснабжения НПС для перекачки нефти по трубопроводу.

 Трансформаторы Т1 и Т2 35/10 кВ в нормальном режиме работают раздельно, каждый на свою секцию шин КРУ.

Автоматическое включение резерва на стороне низшего напряжения производится с помощью секционного выключателя. (Q4).

 Питание подводится по двум одноцепным взаиморезервируемым ЛЭП 35кВ. Питание высоковольтных двигателей и трасформаторов 10/0,4кВ производится от двух, взаиморезервируемых секций шин КРУ (рис. 2.1).

 Питание цепей защиты и управления электродвигателями и всего вспомогательного оборудования НПС на напряжение 220/380 В, осуществляется от трансформаторов собственных нужд, Т3 и Т4.

2.3 Расчет электрических нагрузок на стороне высшего напряжения трансформаторной подстанции 35/10 кВ при НПС

 Для расчета электрических нагрузок на стороне ВН, воспользуемся методикой, разработанной институтом Гипротюменьнефтегаз. В основе метода используется модель распределения в виде двухступенчатой кратчайшей функции.

Расчетная активная мощность высоковольтных двигателей по этому методу определяется следующим образом:

  при С £ 0,75 М (2.4.2)

  при С > 0,75 М (2.4.3)

где  (2.4.4)

  (2.4.5)

где Кв - коэффициент включения, Кв = 0,84;

Кз - коэффициент загрузки двигателей, Кз = 0,76 – 0,84;

Рном-номинальная активная мощность единичного электродвигателя.

Примем Кз = 0,84, т. е. его максимальное значение. Тогда средняя мощность определится:

Максимальная мощность:

Разделим С на М и получим:

С/М = 6,42 / 9,1 = 0,70 < 0,75

 Следовательно, расчетную активную мощность высоковольтных электродвигателей определим по формуле:

=0,9 соответственно заданию. Коэффициент мощности является опережающим, поэтому реактивная мощность принимается со знаком минус.

Реактивная мощность высоковольтных электродвигателей НПС равна:

  (2.4.6)

Полная мощность высоковольтных электродвигателей составит:

  (2.4.7)

2.4. Выбор числа и мощности трансформаторов

 Число трансформаторов выбирается из соображений надежности в зависимости от категории электроснабжения потребителей.

Категорию проектируемого объекта по надежности электроснабжения принимают в соответствии с ПУЭ [13].

К первой категории относятся потребители, отключение электроснабжения которых влечет за собой опасность для жизни людей, ущерб народному хозяйству, повреждение оборудования, нарушение сложного технологического процесса.

К второй категории - массовый срыв выпуска продукции, простой рабочих, механизмов, промышленного транспорта, нарушение нормальной деятельности значительного количества городских жителей.

К третьей категории - все остальные потребители. Для потребителей третьей категории рекомендуется применять подстанцию с одним трансформатором.

Электроприёмники установок по добыче, подготовке и транспортировке нефти и газа практически все относятся к первой категории надежности. Для электроснабжения потребителей первой категории надежности должны быть предусмотрены два независимых источника электроснабжения.

Согласно руководящим документам для большинства объектов нефтяной и газовой промышленности в районах Западной Сибири с учетом сложности размещения и эксплуатации подстанций рекомендовано выбор единичной мощности трансформаторов и автотрансформаторов двухтрасформаторных подстанций производить из условия 100% резервирования электроснабжения потребителей. Сюда отнесены объекты нефтедобычи, переработки попутного газа, компрессорные станции магистральных газопроводов с газотурбинными приводными агрегатами, нефтеперекачивающие станции магистральных нефтепроводов.

 Произведём выбор силовых трансформаторов. Выбираем силовые трансформаторы из условия:

где - полная максимальная нагрузка подстанции;

 Выберем двухобмоточные масляные трансформаторы типа ТМ 10000/35, технические данные которых сведены в табл. 2.4

Таблица 2.4

 Параметры трансформаторов ТМ 10000/35

 Проверим, подходят ли выбранные трансформаторы с учетом потерь. Активные потери составляют 2 % от номинальной мощности. Реактивные потери составляют 10 % от номинальной мощности.

 Полная мощность, с учетом потерь, в трансформаторах составит:

 Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим требованиям.

Коэффициент загрузки трансформаторов:

  (2.5.10)

Для I категории , следовательно,  соответствует.

III РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

3.1. Расчет токов короткого замыкания в относительных единицах

 Электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения должно быть устойчивым к токам КЗ и выбираться с учетом этих токов.

На рис. 3.2 приведена расчетная схема, а на рис. 3.3 схема замещения, построенная в соответствии со схемой на рис. 2.1.

В нормальном режиме все секционные вакуумные выключатели находятся в отключенном состоянии, силовые трансформаторы работают раздельно на отдельные секции шин.

Наиболее тяжелый режим работы может наступить при КЗ в момент перевода нагрузки с одного силового трансформатора на другой, т. е. когда секционный выключатель Q4 включен (рис. 3.2). Этот режим принят за расчетный.

 Преобразовывать сложные схемы при помощи именованных единиц неудобно. В этом случае все величины выражают в относительных единицах, сравнивая их с базисными. В качестве базисных величин принимают базисную мощность Sб и базисное напряжение Uб. За базисную мощность принимают суммарную мощность генераторов, мощность трансформатора, а чаще число, кратное 10, например 100 МВ×А. За базисную мощность принимаем значение100 МВ×А.

 В качестве базисного напряжения принимаем напряжение высокой ступени 35кВ - Uб1=37,5кВ и Uб2=10,5кВ - базисное напряжение на низкой стороне 10кВ. Составим расчётную схему и схему замещения цепи короткого замыкания. Ниже приведена схема электроснабжения НПС (рис. 3.2).

Рис. 3.2. Расчетная исходная схема

Cхема замещения имеет следующий вид:

Рис. 3.3. Схема замещения

Т.к. точка КЗ значительно удалена от источника питания и его мощность велика, по сравнению с суммарной мощностью электроприемников, то периодическая составляющая тока КЗ:

 ; (3.1.11)

 Определим базисные токи (Iб) для каждой ступени трансформации:

 -базисный ток на высокой стороне (3.1.12)

 -базисный ток на низкой стороне (3.1.13)

Найдем сопротивления отдельных элементов сети в относительных единицах и подсчитаем суммарное эквивалентное сопротивление схемы замещения от источника до точки короткого замыкания:

а) для системы при заданной мощности КЗ:

 ; (3.10)

  (3.1.14)

б) для ВЛ:

 , (3.1.15)

где , , ;

 , (3.1.16)

где , , ;

в) для двухобмоточных трансформаторов Т1,Т2 (35/10кВ):

  (3.1.17)

г) для двухобмоточных трансформаторов Т3,Т4 (10/0,4кВ):

  (3.1.18)

д) для двигателей основных насосов (СТДП-2500-2УХЛ4):

  (3.1.19)

где -полная мощность СД;

  (3.1.20)

– сверхпереходное сопротивление, =0,2;

е) для двигателей подпорных насосов (ВАОВ-630 L-4У1):

  (3.1.21)

где -полная мощность ВАОВ;

  (3.1.22)

– сверхпереходное сопротивление, =0,2;

На рис.3.4 приведена преобразованная схема замещения.

Рис. 3.4. Преобразованная схема замещения

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7