Электроснабжение и релейная защита нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода

,%20%d0%b3.%20%d0%a7%d0%b5%d0%b1%d0%be%d0%ba%d1%81%d0%b0%d1%80%d1%8b.%20%d0%94%d0%b0%d0%bd%d0%bd%d1%8b%d0%b5%20%d1%8f%d1%87%d0%b5%d0%b9%d0%ba%d0%b8%20%d0%be%d1%82%d0%b2%d0%b5%d1%87%d0%b0%d1%8e%d1%82%20%d1%81%d0%be%d0%b2%d1%80%d0%b5%d0%bc%d0%b5%d0%bd%d0%bd%d1%8b%d0%bc%20%d1%82%d1%80%d0%b5%d0%b1%d0%be%d0%b2%d0%b0%d0%bd%d0%b8%d1%8f%d0%bc%20%d1%8d%d0%ba%d1%81%d0%bf%d0%bb%d1%83%d0%b0%d1%82%d0%b0%d1%86%d0%b8%d0%b8,%20%d0%b8%d0%bc%d0%b5%d1%8e%d1%82%20%d0%b4%d0%b2%d1%83%d1%85%d1%81%d1%82%d0%be%d1%80%d0%be%d0%bd%d0%bd%d0%b8%d0%b9%20%d0%ba%d0%be%d1%80%d0%b8%d0%b4%d0%be%d1%80%20%d0%be%d0%b1%d1%81%d0%bb%d1%83%d0%b6%d0%b8%d0%b2%d0%b0%d0%bd%d0%b8%d1%8f,%20%d0%b2%d1%8b%d0%ba%d0%b0%d1%82%d0%bd%d1%8b%d0%b5%20%d1%82%d0%b5%d0%bb%d0%b5%d0%b6%d0%ba%d0%b8%20%d1%81%20%d0%b2%d0%b0%d0%ba%d1%83%d1%83%d0%bc%d0%bd%d1%8b%d0%bc%d0%b8%20%d0%b2%d1%8b%d0%ba%d0%bb%d1%8e%d1%87%d0%b0%d1%82%d0%b5%d0%bb%d1%8f%d0%bc%d0%b8,%20%d0%b1%d0%b5%d0%b7%d0%be%d0%bf%d0%b0%d1%81%d0%bd%d1%8b%d0%b9%20%d0%b4%d0%be%d1%81%d1%82%d1%83%d0%bf%20%d0%ba%20%d0%bb%d1%8e%d0%b1%d0%be%d0%bc%d1%83%20%d1%8d%d0%bb%d0%b5%d0%bc%d0%b5%d0%bd%d1%82%d1%83%20%d0%9a%d0%a0%d0%a3.%20%d0%a0%d0%b5%d0%bb%d0%b5%d0%b9%d0%bd%d1%8b%d0%b9%20%d0%b8%20%d0%ba%d0%b0%d0%b1%d0%b5%d0%bb%d1%8c%d0%bd%d1%8b%d0%b9%20%d0%be%d1%82%d1%81%d0%b5%d0%ba%d0%b8%20%d0%be%d1%82%d0%b4%d0%b5%d0%bb%d0%b5%d0%bd%d1%8b%20%d0%be%d1%82%20%d0%be%d1%82%d1%81%d0%b5%d0%ba%d0%b0%20%d0%ba%d0%be%d0%bc%d0%bc%d1%83%d1%82%d0%b0%d1%86%d0%b8%d0%be%d0%bd%d0%bd%d1%8b%d1%85%20%d0%b0%d0%bf%d0%bf%d0%b0%d1%80%d0%b0%d1%82%d0%be%d0%b2%20%d0%bc%d0%b5%d1%82%d0%b0%d0%bb%d0%bb%d0%b8%d1%87%d0%b5%d1%81%d0%ba%d0%b8%d0%bc%d0%b8%20%d0%bf%d0%b5%d1%80%d0%b5%d0%b3%d0%be%d1%80%d0%be%d0%b4%d0%ba%d0%b0%d0%bc%d0%b8,%20%d0%b2%d1%81%d0%b5%20%d0%ba%d0%be%d0%bc%d0%bc%d1%83%d1%82%d0%b0%d1%86%d0%b8%d0%b8%20%d0%bf%d1%80%d0%be%d0%b8%d0%b7%d0%b2%d0%be%d0%b4%d1%8f%d1%82%d1%81%d1%8f%20%d1%82%d0%be%d0%bb%d1%8c%d0%ba%d0%be%20%d0%bf%d1%80%d0%b8%20%d0%b7%d0%b0%d0%ba%d1%80%d1%8b%d1%82%d0%be%d0%b9%20%d0%bd%d0%b0%d1%80%d1%83%d0%b6%d0%bd%d0%be%d0%b9%20%d0%b4%d0%b2%d0%b5%d1%80%d0%b8,%20%d0%b8%d0%bc%d0%b5%d1%8e%d1%82%d1%81%d1%8f%20%d1%84%d1%83%d0%bd%d0%ba%d1%86%d0%b8%d0%be%d0%bd%d0%b0%d0%bb%d1%8c%d0%bd%d1%8b%d0%b5%20%d0%b1%d0%bb%d0%be%d0%ba%d0%b8%d1%80%d0%be%d0%b2%d0%ba%d0%b8.%20>Для комплектования ЗРУ-10 кВ выберем малогабаритные ячейки КРУ серии КВ-02-10 (КРУ2-10) производства ОАО «Электрон» <http://www.e-tron.ru/kso-kru/kv-02-10-kru2-10.html>, г. Чебоксары. Данные ячейки отвечают

Электроснабжение и релейная защита нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода

Курсовой проект

Физика

Другие курсовые по предмету

Физика

Сдать работу со 100% гаранией

1. Описание технологического процесса

 

.1 Нефтеперекачивающие станции (НПС)

 

Нефтеперекачивающие станции (НПС) - это комплекс сооружений, обеспечивающих перекачку нефти по нефтепроводу. По принципу работы НПС подразделяются на головные и промежуточные. На головных НПС осуществляется прием нефти от цехов нефтегазодобывающих управлений (установок по подготовке нефти, товарных парков и т.д.) или магистральных нефтепроводов, определяются количество нефти и ее качество, и начинается основной технологический процесс - перекачка нефти по трубопроводу до следующей станции.

Основными технологическими сооружениями головной НПС являются основная (главная, магистральная) насосная, подпорная насосная, резервуарный парк, технологические трубопроводы с задвижками и фильтрами, узел счетчиков, узел регулирующих устройств (регуляторов давления), узел приема и пуска скребка.

Промежуточные НПС, располагаемые по трассе нефтепровода через 60-150 км, предназначены для повышения давления перекачиваемой нефти, чтобы скомпенсировать потери напора в трубопроводе на трение. В состав основных технологических сооружений промежуточной станции включаются: основная насосная, технологические трубопроводы с задвижками и фильтрами, узел регуляторов давления, узел приема и пуска скребка, узел гашения волн давления. В отдельных случаях по технологическим соображениям на промежуточных станциях могут устанавливаться небольшие резервуарные парки. При этом устанавливаются подпорные насосы.

1.2 Технологические режимы работы нефтеперекачивающих станций

 

Нефтеперекачивающие станции по технологическим соображениям проектируют и эксплуатируют в различных режимах - через резервуары, с подключенными резервуарами и из насоса в насос.

При работе через резервуары поступающая на станцию нефть принимается в одну группу резервуаров, а из другой группы резервуаров в это же время нефть забирается подпорными насосами, подается в основные насосы и затем закачивается в магистральный нефтепровод. Такой режим обычно применяется на головных станциях нефтепроводов, где приемо-сдаточные операции выполняются на основе замеров нефти в резервуарах.

При режиме с подключенными резервуарами последние через приемные трубопроводы все время гидравлически связаны с потоком нефти, проходящим через станцию. Из резервуаров или в резервуары поступает только объем нефти, представляющий разность между объемами перекачиваемой нефти до станции и после нее. Если объемы равны, то уровень нефти в резервуарах остается постоянным, т.е. исключаются потери от больших дыханий. Такой режим работы применяется на станциях, оборудованных счетчиками (расходомерами), обеспечивающими коммерческий учет нефти, и пробоотборниками, работающими на потоке нефти.

Режим работы из насоса в насос часто применяют на промежуточных станциях магистральных нефтепроводов. При этом режиме весь поток нефти подается на прием основных насосов, поэтому на станциях не устанавливаются резервуары и подпорные насосы, т.е. нефтеперекачивающие станции становятся дешевле и проще. Однако на трубопроводах больших диаметров применяемые насосы требуют значительного подпора, что уменьшает пропускную способность нефтепровода. Для ее увеличения в ряде случаев экономически целесообразно на промежуточных станциях устанавливать резервуары и подпорные насосы и применять режим с подключенными резервуарами. Для увеличения пропускной способности нефтепровода на промежуточных станциях можно устанавливать только подпорные насосы (без установки емкости), эти насосы должны быть рассчитаны на высокое давление на всасывании. Однако при работе из насоса в насос любые изменения режима работы насосной приводят к изменению давления и расхода вдоль всего магистрального трубопровода, что вызывает необходимость регулирования работы насосных на всех НПС. Кроме того, при работе из насоса в насос отказ оборудования на любой станции вызывает снижение пропускной способности всего трубопровода.

2. Расчёт электрических нагрузок

 

Расчетная схема электроснабжения

 

Рис. 2.1 - Расчетная схема электроснабжения

 

Расчет нагрузок

Расчёт электрических нагрузок ведём методом, разработанным институтом Гипротюменьнефтегаз.

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

(2.1)

РР = М, при С > 0,75М (2.2)

 

где С = Рс = (2.3)

(2.4)

Рном 1 - номинальная активная мощность единичного электроприемника.

. Определяем среднюю мощность.

В данном случае на НПС используются синхронные электродвигатели. Коэффициент включения и коэффициент загрузки для данного типа электроприёмника составляет Кз =0,84, Кв=0,84.

МВт

. Определяем максимальную мощность М:

МВт

. Проверим условие применимости формулы для расчёта активной мощности определив отношение С к М и получим:

Следовательно, расчетную активную мощность высоковольтных электродвигателей определим по формуле (2.1):

МВт

Полную мощность определим по следующей формуле:

 

(2.5)

 

Для управления током возбуждения синхронных электродвигателей мощностью до 12 500 кВт и напряжением 6 или 10 кВ ОАО «НИПОМ» предлагает цифровые возбудительные устройства ВТЦ-СД с функциями энергосбережения и обеспечения устойчивости синхронного двигателя.

Данная система полностью компенсирует реактивную мощность:

cosφ =1, следовательно tgφ =0, отсюда получаем что расчетная реактивная мощность равна:

Тогда полная расчетная мощность равна:

Выбор числа и мощности трансформаторов

Число трансформаторов выбирается из соображений надежности в зависимости от категории электроснабжения потребителей. Для электроснабжения потребителей I и II категорий надежности должны быть предусмотрены два независимых источника электроснабжения, т. е. двух трансформаторные подстанции.

Учитывая результат полной мощности электродвигателей выберем трансформаторы. Номинальную мощность каждого из трансформаторов выбираем из 100 % резервирования электроснабжения. С учетом допустимых нагрузок мощность каждого из трансформаторов может быть принята Sном = 25 МВ*А. Выберем двух обмоточные масляные трансформаторы типа ТДН - 25000/110 , технические данные которых сведены в табл. 2.1.

Параметры трансформаторов ТДН - 25000/110.

 

Таблица 2.1 - Параметры трансформаторов ТДН - 25000/110

ПараметрыЕдиницы измеренияДанныеНоминальная мощность, SномКВ*А25000Номинальное напряжение обмотки ВНКВ110Номинальное напряжение обмотки ННКВ10Потери холостого хода, Р0КВт31Потери короткого замыкания, РкКВт120Напряжение короткого замыкания, Uк%10,85Ток холостого хода, I0%0,45

Проверим, подходят ли выбранные трансформаторы с учетом потерь.

Коэффициент загрузки трансформаторов при аварийном режиме вычисляется по формуле:

(2.6)

 

Вычисляем активные потери в трансформаторе по формуле:

 

(2.7)

 

МВт

Вычисляем реактивные потери в трансформаторе по формуле:

 

(2.8)

 

Тогда полная мощность двигателей с учетом потерь в трансформаторах составит:

 

(2.9)

 

МВА

Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим требованиям.

Коэффициент загрузки трансформаторов в номинальном режиме вычисляется по формуле:

 

(2.10)

Выбор сечений проводов и кабелей

Сечение проводов и кабелей выбирают по техническим и экономическим соображениям. Произведем выбор сечения по расчетному току. За расчетные токи потребителей примем их номинальные значения.

Для выбора высоковольтного оборудования найдём расчетный ток:

Для синхронных двигателей:

 

(2.11)

 

где Рном - номинальная мощность синхронного двигателя, кВт

где Uном - номинальное напряжение синхронного двигателя

сos φ - коэффициент мощности синхронного электродвигателя.

Для трансформаторов типа ТДН 25000/110 номинальный ток определяется:

 

(2.12)

 

где Sном.тр - номинальная мощность трансформатора, кВт;ном.тр - номинальное напряжение трансформатора, кВ;

Для трансформатора выбираем тип проводов по экономической плотности тока:

(2.13)

 

где jэк - экономическая плотность тока, jэк=1.3 А/мм2 :

Для параллельно работающих линий, питающих ЗРУ 10 кВ, в качестве расчётного тока принят ток послеаварийного режима, когда одна питающая линия вышла из строя. Расчётный ток для этого случая определим по величине расчётной мощности:

 

(2.14)

 

где Sрасч - расчётная мощность, равная 16300 кВА.

Результаты расчета сведены в табл. 2.2.

 

Таблица 2.2 - Выбор сечений и марки кабелей

Наименование потребителейОсновной электродвигательЗРУ-10 кВТрансформатор ТМН 6300/110Расчетная мощность, кВт63001630025000Номинальный ток, А403942131Длительно допустимый ток, А2х2344х347390Сечение жилы кабеля, мм2120960120Принятая марка кабеляААБЛ-10 2(3х120)ААБЛ-10 4(3х240)АС-120/19

Условие выбора сечения жил кабеля по допустимому нагреву при нормальных условиях прокладки: номинальный ток должен быть меньше либо равен допустимому току.

3. Расчёт токов короткого замыкания

 

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

В нормальном режиме все секционные вакуумные выключатели наход

Похожие работы

1 2 3 4 5 > >>