Повышение эффективности электроснабжения и электропотребления ЛПДС «Мозырь» РУП «Гомельтранснефть Дружба»

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ ГОМЕЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ имени П. О. Сухого Кафедра «Электроснабжение»

РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ

ТЕМА: «Повышение эффективности электроснабжения и электропотребления ЛПДС «Мозырь»

РУП «Гомельтранснефть Дружба»

Разработал студент группы Э-53 Пузан А. В

Руководитель проекта к.т.н., ст.пр. Колесник Ю.Н.

Консультант по экономической части ст. пр. Прокопчик Г.А.

Консультант по охране труда к.т.н., доцент Куценко Г. Ф.

Заведующий кафедрой А. В. Сычев Гомель

ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС РУП «ГОМЕЛЬТРАНСНЕФТЬ ДРУЖБА» И ТРЕБОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ К СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

1.1 Общая характеристика РУП «Гомельтранснефть Дружба»

1.2 Технологический процесс транспортировки нефти в РУП «Гомельтранснефть Дружба»

1.3 Производственно-энергетическая характеристика ЛПДС «Мозырь»

2. АНАЛИЗ ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ РУП «ГОМЕЛЬТРАНСНЕФТЬ ДРУЖБА»

2.1 Анализ электрической нагрузки ЛПДС «Мозырь»

2.2 Анализ структуры электропотребления

3. РЕКОНСТРУКЦИЯ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЛПДС «МОЗЫРЬ»

3.1 Расчет электрических нагрузок ЛПДС «Мозырь»

3.2 Расчет компенсации реактивной мощности и выбор трансформаторов подстанции

3.3 Расчет токов короткого замыкания и выбор комплектного оборудования

4. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ РУП «ГОМЕЛЬТРАНСНЕФТЬ ДРУЖБА»

4.1 Повышение эффективности контроля за энергоэффективностью

4.2 Разработка математической модели для оценки энергоэффективности

4.3 Повышение эффективности реконструкции и строительства линейной части нефтепровода

5. АНАЛИЗ ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ ЛПДС «МОЗЫРЬ»

5.1 Способ анализа графиков нагрузки

5.2 Классификация графиков нагрузки на группы с однотипными профилями

ВВЕДЕНИЕ

электроснабжение электропотребление ток замыкание В настоящее время надежное, безопасное и экономичное электроснабжение играет важнейшую роль в народном хозяйстве Республики Беларусь.

Предприятия транспорта нефти относятся к крупнейшим потребителям электроэнергии. Установленная мощность электродвигателей магистральных насосных агрегатов достигает значительных величин в зависимости от протяженности участков нефтепровода и количества нефтеперекачивающих станций. Так, по РУП «Гомельтранснефть Дружба» установленная мощность электроприемников в границах «Гомельэнерго» составляет более 40 МВт, а «Брестэнерго» — около 30 МВт. Поэтому повышение эффективности электроснабжения и электропотребления объектов ЛПДС «Мозырь» РУП «Гомельтранснефть Дружба» в связи с установкой нового электрооборудования является актуальной задачей.

Рациональное и экономное расходование всех видов топливно-энергетических ресурсов, в том числе и электрической энергии, снижение их потерь должно обеспечиваться не только переходом к ресурсосберегающим и безотходным технологиям, но и повышением качества проектных работ, организацией и управлением электропотреблением промышленных потребителей.

Проблема эффективного использования электроэнергии включает в себя комплекс задач управления электропотреблением, каждая из которых имеет важное значение при решении вопросов рационального использования электроэнергии.

Одним из направлений повышения эффективности электропотребления является контроль за энергоэффективностью.

Основной целью данного дипломного проекта является повышение эффективности электроснабжения и электропотребления предприятия.

В соответствии с целью:

— проведем анализ технологического процесса и требований технологии к системе электроснабжения;

— выполним анализ параметров электропотребления предприятия ЛПДС «Мозырь»;

— разработаем проект реконструкции подстанции 110/6 кВ «Михалки» ЛПДС «Мозырь» для повышения эффективности системы электроснабжения;

— разработаем рекомендации по повышению эффективности электропотребления предприятия, основанные на математической модели для контроля за энергоэффективностью, а также на реконструкции и строительстве линейной части нефтепровода;

— выполним анализ графиков электрической нагрузки ЛПДС «Мозырь».

В экономической части проекта определены технико-экономические показатели разработанных в дипломе мероприятий.

В разделе «Охрана труда и экология» проработаем вопросы техники безопасности при обслуживании оборудования НПС, защиты нефтепровода от коррозии, рассмотрим мероприятия по ликвидации аварийного нефтезагрязнения окружающей среды.

При выполнении дипломного проекта использованы исходные данные по предприятию, справочная, научная и учебная литература, список которой приведен в конце расчетно-пояснительной записки.

1.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС РУП «ГОМЕЛЬТРАНСНЕФТЬ ДРУЖБА» И ТРЕБОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ К СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

1.1 Общая характеристика РУП «Гомельтранснефть Дружба»

Республиканское унитарное предприятие «Гомельтранснефть Дружба» — это самостоятельное предприятие в составе Белорусского государственного концерна по нефти и химии, объединенное в разветвленную технологическую сеть магистральных нефтепроводов Российской компании «Транснефть» .

РУП «Гомельтранснефть Дружба» это:

— 1300 квалифицированных рабочих и инженерно-технических работников;

— 679 км трассы, на протяжении которой эксплуатируется почти 2000 км трубопроводов высокого давления диаметром труб от 530 до 1020 мм;

— 12 подводных переходов протяженностью 59 км, в числе которых переходы через реки Сож, Днепр, Припять, Уборть, Ствигу, Горынь и Муховец;

— 652 пересечения с железными и автомобильными дорогами;

— 170 переходов через мелиоративные каналы;

— 112 км вдоль трассовых высоковольтных линий;

— 308 км высоковольтных кабельных линий

— энергетическое оборудование с суммарной потребляемой мощностью 44 МВт;

— 1028 км магистральных кабельных линий связи;

— 9 узлов производственной связи емкостью 1250 номеров;

— свыше 100 станций катодной защиты;

6 нефтеперекачивающих станций, на которых установлено 67 синхронных и асинхронных электродвигателей мощностью от 250 до 5000 кВт;

— 6 трансформаторных подстанций суммарной мощностью 246 кВА;67 насосов производительностью от 1600 до 7000 м3/ч;

— резервуарный парк общей вместимостью 300 тыс. м3;

— собственная центральная база производственного обслуживания с транспортным цехом и автозаправочным комплексом;

— хозрасчетный ремонтно-строительный участок;

— комплекс вспомогательных производств;

— база отдыха «Милоград» на 80 мест;

— 6 благоустроенных жилых поселков.

Система нефтепровода, входящая в структуру узкоспециализированных трубопроводных систем, может быть представлена следующими структурными комплексами, которые в свою очередь можно рассматривать как отдельные системы:

— линейные сооружения или собственно трубопроводы;

— нефтеперекачивающие станции (НПС), головные и промежуточные (транзитные станции), осуществляющие перемещение нефти по трубопроводу;

— подводящие трубопроводы с промыслов или нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), включающие пункты подготовки сырья к транспорту;

— конечные пункты, на которых принимают поступающую по трубопроводу нефть и распределяют ее между потребителями;

— автоматизированные системы управления технологическим процессом (АСУТП).

Под НПС понимается отдельная очередь нефтеперекачивающей станции. Например, в Турове существуют НПС Туров-1, осуществляющая перекачку нефти по трубопроводу 630 мм и НПС Туров-2, которая по проекту предназначена для перекачки нефти по трубопроводу 820 мм. Для того, чтобы уменьшить гидравлическое сопротивление участка, используются также лупинги (обводные участки), соединенные с основными трубопроводами. При перекачке, как правило, используются все имеющиеся трубопроводы. В настоящий момент, например, на участке нефтепровода Мозырь-Брест работают трубопроводы 630, 820 и 720 мм, которые перемычками на НПС соединены в систему трубопроводов. НПС и соединяющие их трубопроводы объединяются в систему, обеспечивающую транспортировку нефти по данному направлению.

На рисунке 1.1 представлена схема и фрагмент белорусского нефтепровода, который управляется республиканским унитарным предприятием «Гомельтранснефть Дружба». Его можно разделить на следующие основные участки:

— Унеча-Мозырь от 106-го по 289-й километр с 2-мя НПС (Гомель, Защебье) и 2-мя трубопроводами (1020 и 820 мм);

— Мозырь-Адамова Застава, или Мозырь-Брест с 0-го по 444-й километр с 4-мя НПС (Мозырь, Туров, Пинск, Кобрин) и 3-мя трубопроводами (630, 820 мм и 720 мм);

— Мозырь-Броды с 0-го по 32-й км с 1-й НПС (Мозырь) и 2-мя трубопроводами (720 мм);

— Мозырь-МНПЗ с 0-го по 8-й км с 1-й НПС (Мозырь) и 2-мя трубопроводами (530, 720 мм), протяженность — 8 км.

Основной производственной задачей предприятия является обеспечение перекачки нефти по белорусскому участку магистрального трансъевропейского нефтепровода, связывающего месторождения России с потребителями в европейских странах. Приведенный фрагмент участка нефтепровода Мозырь-Брест включает в себя три нитки трубопровода 630 мм, 820 мм, 720 мм (рис. 1.1, табл. 1.2).

Участок нефтепровода включает четыре НПС.

Из рисунка 1.1. видно, что основными участками нефтепроводов РУП «Гомельтранснефть Дружба» являются участки Унеча-Мозырь и Мозырь-Брест. При этом основной насосной станцией предприятия является линейная производственно-диспетчерская станция (ЛПДС) «Мозырь», где расположен резервуарный парк предприятия и которая запитывается от подстанции «Михалки».

Таблица 1.2. Характеристики трубопроводной системы участка

1.2 Технологический процесс транспортировки нефти в РУП «Гомельтранснефть Дружба»

Перекачка нефти осуществляется за счет работы мощных магистральных насосных агрегатов, установленных на отдельных, последовательно расположенных НПС (табл. 1.1). Различная производственная программа нефтепровода выполняется путем работы определенного состава насосов. Этими насосными агрегатами нефть по трубопроводам перекачивается из одного резервуарного парка в другой.

Каждая из НПС имеет автономное энергоснабжение и как потребитель электроэнергии может рассматриваться как отдельное самостоятельное предприятие. Установленная мощность головных НПС магистральных нефтепроводов достигает 40−50 МВт, промежуточных — 20−35 МВт (табл. 1.1).

По обеспечению надежности электроснабжения электроприемники в соответствии с Правилами Устройства Электроустановок разделяют на три категории.

Электроприёмники I категории — электроприёмники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. Из состава электроприёмников I категории выделяется особая группа электроприёмников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего оборудования.

Электроприёмники этой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания и перерыв их электроснабжения может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Электроприёмники II категории — электроприёмники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Их рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания. Для электроприёмников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Допускается питание электроприёмников II категории по одной кабельной линии, состоящей не менее чем из двух кабелей, присоединённых к одному общему аппарату. При наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более 1 сутки, допускается питание электроприемников II категории от одного трансформатора.

Электроприёмники III категории — все остальные электроприёмники, не подходящие под определение I и III категорий.

Для электроприёмников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены повреждённого элемента системы, не превышают 1 сутки.

По требованиям надежности электроснабжения НПС относятся к потребителям I категории. Они питаются от подстанций энергосистемы двумя линиями электропередачи 35−220 кВ. На подстанциях НПС установлено по два трансформатора 16−40 МВА со вторичным напряжением 6−10 кВ.

Таблица 1.1. Состав и мощности ранее установленного силового оборудования НПС участка нефтепровода Мозырь-Брест

Рассматриваемая в дипломном проекте ЛПДС «Мозырь» получает питание от подстанции 110/6 кВ «Михалки». Учитывая повышенные требования к надежности, безопасности и экономичности электроснабжения данного объекта, износ электрооборудования и установку новых насосных агрегатов, целесообразно выполнить проект реконструкции данной подстанции.

1.3 Производственно-энергетическая характеристика ЛПДС «Мозырь»

ЛПДС «Мозырь» расположена в месте разветвления нефтепровода Унеча — Мозырь на два нефтепровода:

1. ЛПДС «Мозырь» — государственная граница с Польшей (Адамова застава,

2. ЛПДС «Мозырь» — Броды.

На ЛПДС «Мозырь» эксплуатируются следующие технологические сооружения:

* Резервуарный парк общей емкостью 300 000 м³, в том числе:

* 10 подземно-железобетонных резервуаров по 10 000 м³;

* 8 вертикально стальных резервуаров по 10 000 м³;

* 8 вертикально стальных резервуаров по 10 000 м³.

* 4 магистральные насосные, обеспечивающие перекачку нефти по нетепроводам:

* ЛПДС «Мозырь» — государственная граница (Мозырь-Брест);

* ЛПДС «Мозырь» — Броды;

* Насосная подачи нефти на Мозырьский нефтеперерабатывающий завод.

* Фильтры — грязеуловители.

* Узлы учета нефти.

* Узлы приема (пуска) очистных устройств.

* Технологическое оборудование.

Сведения по установленной мощности основного электрооборудования представлены в таблице 1.1.

Станция работает по схеме перекачки из резервуаров, вся поступающая нефть попадает в резервуары ЛПДС, затем подпорными насосами (поднимая давление с 1.5−2 кгс/см2 до 3−5 кгс/см2) подается на магистральные насосы.

Основной функцией ЛПДС «Мозырь» и ее персонала является обеспечение перекачки нефти при помощи насосных подстанций. Кроме этого в функции персонала входит обслуживание участка трассы. В состав технологических сооружений ЛПДС «Мозырь» входят пять насосных станций закрытого типа, одна из которых законсервирована. Центробежные насосы соединены последовательно, их обвязка обеспечивает работу насосных станций при выводе в резерв любого из агрегатов. На насосных станциях установлены подпорные насосы, обеспечивающие бескавитационную работу основных насосов.

Поступая на площадку ЛПДС, нефть проходит через площадку фильтров, где очищается от механических примесей, затем через узел учета нефти по коллекторам попадает в любой из резервуаров. После отстоя нефть поступает в подпорные насосы. Далее подпорные насосы подают нефть во всасывающую линию основных насосных. Пройдя последовательно работающие насосные агрегаты и камеру регулирующих клапанов, нефть под давлением, через камеру пуска скребка поступает в магистраль.

Насосные для нефти и нефтепродуктов, в том числе и ЛПДС «Мозырь» относятся к взрывоопасным помещениям класса В-1а, в которых при нормальной эксплуатации взрывоопасных смесей горючих паров с воздухом быть не должно, их появление возможно только в результате аварий и неисправностей. Оборудование насосной делится на основное и вспомогательное. К основному оборудованию относятся магистральные и подпорные насосы с электроприводами к ним, к вспомогательному — системы, предназначенные для обслуживания основного оборудования: смазки подшипников насосов, охлаждения масла в маслоохладителях и воздушного охлаждения электродвигателей, вентиляции и отопления, отвода утечек от торцевых уплотнений. Кроме обеспечения перекачки нефти персонал станции обеспечивает обслуживание закрепленного за станцией участка магистрального нефтепровода, в том числе и следующие установки катодной защиты (УКЗ) и комплектные трансформаторные подстанции (КТП):

1. На участке Унеча-Мозырь 5 шт УКЗ и 4 шт КТП;

2. На участке Мозырь-Брест 4 шт УКЗ и 5 шт КТП;

3. На участке Мозырь-Броды 2 шт УКЗ и 1шт КТП.

4. На участке Речица-НПЗ 2 шт УКЗ.

Для обеспечения работы нефтеперекачивающей станции на НПС имеются собственная котельная, станция водоснабжения, мастерские и другие вспомогательные службы.

Электроснабжение ЛПДС «Мозырь» осуществляется через подстанцию от двух воздушных линий:

*Л-1 110 кВ Мозырь 330;

* Л-2 110 кВ ТЭЦ НПЗ.

Основными трансформаторами подстанции являются два однотипных трехфазных трехобмоточных трансформатора:

* ТР-1 ТДТН-25 000/110; ТР-2 ТДТН-25 000/110

ЛПДС «МОЗЫРЬ»

Рис. 1.2. Производственная структура ЛПДС «МОЗЫРЬ»

2. АНАЛИЗ ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ РУП «ГОМЕЛЬТРАНСНЕФТЬ ДРУЖБА»

2.1 Анализ электрической нагрузки ЛПДС «Мозырь»

Под нагрузкой в данный момент времени понимается ее действующее значение, показываемое измерительным прибором с достаточно малой инерцией, например стрелочным амперметром. Обычно имеют дело с тремя видами нагрузок: по току I, по активной Р и реактивной Q мощности. Кривая изменения нагрузки во времени I (t), Р (t) или Q (t) называется графиком нагрузки. Следует различать индивидуальные и групповые графики нагрузки.

Индивидуальные графики нагрузки создаются отдельными электроприемниками и обозначаются строчными символами: i (t), р (t), q (t).

Для большинства заводских электроприемников характерна цикличность их работы, обусловленная многократным повторением операций комплексного технологического процесса. Вследствие этого индивидуальные графики обладают регулярностью, которую необходимо учитывать при исследовании и расчетах нагрузок. Различают три основных характерных режима работы электроприемников, от которых зависит форма графиков нагрузки: продолжительный; кратковременный; повторно-кратковременный (ПКР). В свою очередь электроприемники продолжительного режима работы делят на две разновидности по виду графиков нагрузки:

а) электроприемники с непрерывным режимом работы (большинство вентиляторов, насосов, компрессоров, электролизные установки и др.);

б) электроприемники, которые в процессе технологического цикла отключаются (неоднородный режим работы). Они позволяют разрабатывать мероприятия по усовершенствованию энергопотребления и лежат в основе обоснования использования электроэнергии. По длительности рассматриваемого периода различают суточные и годовые графики.

Рассмотрим суточный график нагрузок, характеризующий изменение расчетной нагрузки предприятия в течение суток. Характерный график нагрузки ЛПДС «Мозырь» представлен в таблице 2.1.

Для имеющихся графиков проведем расчет показателей.

Суточный расход электроэнергии:

(2.1)

Определим коэффициент использования (kи), характеризующий использование оборудования по времени и по мощности:

(2.2)

где Рнноминальное значение мощности группы электроприемников, кВт;

Рсрсреднесуточная нагрузка, кВт:

(2.3)

где Рciсреднее значение нагрузки на i-ом интервале, кВт:

Nчисло интервалов.

Определим коэффициент формы графика (kфг), характеризующий неравномерность графика нагрузки:

(2.4)

где Рсксреднеквадратичная нагрузка, кВт;

(2.5)

Найдем коэффициент максимума нагрузки (kм), устанавливающий связь между расчетной и среднегодовой нагрузкой:

(2.6)

где Рррасчетная нагрузка, кВт.

Определяем коэффициент заполнения графика (kзг), характеризующий неравномерность графика:

(2.7)

Таблица 2.1. График электрической нагрузки предприятия за характерные сутки

Произведем расчет этих показателей на примере графика нагрузки активной мощности:

;

;

;

;

;

.

Анализ графиков активных нагрузок предприятия показал, что потребление электроэнергии ЛПДС «Мозырь» осуществляется практически равномерно.

2.2 Анализ структуры электропотребления РУП «Гомельтранснефть Дружба» относится к крупнейшим промышленным потребителям топливно-энергетических ресурсов. Потребляемые ТЭР практически полностью относятся к транспорту нефти (рис. 2.1). При этом транспорт нефти по участкам нефтепровода требует значительного количества электрической энергии (рис. 2.2). Из рисунков 2.1−2.2 видно, что на транспорт нефти приходится 99,6% всех потребляемых ТЭР предприятия. При этом электрическая энергия составляет 99% или 133 708 ту.т. в год. Тепловая энергия расходуется на нужды отопления в отопительный период, а также на горячее водоснабжение технологических объектов, жилых поселков и объектов соцкультбыта.

Таблица 2.2. Сведения о расходе ТЭР по основным объектам РУП «Гомельтранснефть Дружба» за 2004 г.

Из рис. 2.5. видно, что для достаточно малых диапазонов удельного электропотребления обнаружен существенный разброс объемов перекачки нефти и наоборот. Это означает, что одному суточному объему перекачки нефти соответствует некоторый диапазон расхода электроэнергии. Поэтому необходимо искать такие режимы, которые обеспечат перекачку нефти с минимальным расходом электроэнергии.

ВЫВОДЫ

1. Суточный график нагрузки ЛПДС «Мозырь» является практически равномерным, что необходимо учитывать при определении расчетной нагрузки на стадии реконструкции системы электроснабжения ЛПДС «Мозырь».

2. Характер изменения расхода электроэнергии нелинейный. При этом ожидается рост электропотребления на 18,4% при увеличении грузооборота нефти на 6,3%. Расход и эффективность потребления электроэнергии в РУП «Гомельтранснефть Дружба» сильно связаны с технологическими факторами, особенно с объемом грузооборота нефти.

3. Предприятия транспорта нефти являются одними из самых электроемких промышленных потребителей. Доля электроэнергетической составляющей затрат в структуре себестоимости транспортировки нефти по участкам нефтепровода РУП «Гомельтранснефть Дружба» достигает 50%. Поэтому повышение эффективности электропотребления РУП «Гомельтранснефть Дружба» позволит снизить затраты на транспортировку нефти.

4. Показано, что одному суточному объему перекачки нефти соответствует некоторый диапазон расхода электроэнергии. Поэтому необходимо искать такие режимы, которые обеспечат перекачку нефти с минимальным расходом электроэнергии. Эта задача может быть решена при контроле энергоэффективности.

3. РЕКОНСТРУКЦИЯ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЛПДС «МОЗЫРЬ Эффективность электроснабжения ЛПДС «Мозырь» определяется надежностью, экономичностью и безопасностью обслуживания его элементов. Поэтому для повышения эффективности электроснабжения выполним проект реконструкции подстанции ЛПДС «Мозырь». С этой целью выполним расчет электрических нагрузок ЛПДС «Мозырь», расчет компенсации реактивной мощности и выбор трансформаторов подстанции, расчет токов короткого замыкания и выбор комплектного оборудования.

3.1 Расчет электрических нагрузок ЛПДС «Мозырь»

Расчет ожидаемых электрических нагрузок является одним из основных этапов проектирования и реконструкции систем электроснабжения.

Правильное определение электрических нагрузок является важной задачей, так как способствует обоснованному выбору любого элемента электроснабжения с точки зрения допустимого нагрева.

ЛПДС «Мозырь» получает питание от подстанции 110/6 кВ «Михалки». Электрические соединения подстанции на напряжении 110 кВ выполнены по схеме «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии».

Силовые трансформаторы 110/6 кВ имеют неполную изоляцию нейтрали 110 кВ, поэтому для ее защиты используются ограничители перенапряжения на напряжение 50 кВ.

Для заземления нейтралей трансформаторов приняты однополюсные заземляющие разъединители.

Схема на напряжении 6 кВ — «Одна одиночная, секционированная система шин с секционным выключателем».

В нормальном режиме предусмотрена раздельная работа трансформаторов 110/6 кВ.

Электроснабжение ЛПДС «Мозырь» осуществляется через подстанцию от двух воздушных линий:

*Л-1 110 кВ Мозырь 330;

* Л-2 110 кВ ТЭЦ НПЗ.

Основными трансформаторами подстанции являются два однотипных трехфазных трехобмоточных трансформатора:

— ТР-1 ТДТН-25 000/110;

— ТР-2 ТДТН-25 000/110.

Для питания собственных нужд и сторонних потребителей предусматриваются трансформаторы ТМ-160/6, ТСМА-320/6, ДТКа-250/6, ТМЗ-630/6, ТМ-320/6.

Перечень основных линейных присоединений подстанции ЛПДС «Мозырь» представлен в таблице 3.1.

Устанавливаемые потребители электроэнергии, представленные в табл. 3.1., формируют электрическую нагрузку ЛПДС «Мозырь».

Таблица 3.1. Перечень устанавливаемых основных потребителей ЛПДС «Мозырь»

К основным методам определения расчетных электрических нагрузок относятся метод упорядоченных диаграмм, предложенный профессором Каяловым Г. М., и статистический метод. При этом метод упорядоченных диаграмм используется, как правило, на стадии проектирования электроснабжения, когда неизвестны графики электрических нагрузок. Статистический же метод основан на анализе графика электрической нагрузки, получить который возможно при наличии системы учета параметров электропотребления. Поэтому метод используется на стадии эксплуатации при реконструкции системы электроснабжения.

В дипломном проекте для определения расчетных нагрузок используем метод упорядоченных диаграмм, поскольку предполагается изменение состава электроприемников.

Сущность метода упорядоченных диаграмм заключается в установлении связи между расчетной мощностью нагрузки и показателями режима работы отдельных электроприемников. Эта зависимость получена на основании систематического применения кривых распределения или упорядоченных диаграмм для значений групповой нагрузки. Диаграммы определяются из опыта для наиболее загруженных смен каждого отдельного приемника электрической энергии. Расчет электрических нагрузок для сетей напряжением до 1 кВ производится для каждого узла питания (распределительного пункта, шкафа, сборки, распределительного шинопровода, щита станций управления, троллея, магистрального шинопровода, цеховой трансформаторной подстанции), а также по цеху, корпусу в целом.

Резервные электроприемники, ремонтные сварочные трансформаторы и другие ремонтные электроприемники, а также электроприемники, работающие кратковременно (пожарные насосы, задвижки, вентили и т. п.), при подсчете расчетной мощности не учитываются (за исключением случаев, когда мощности пожарных насосов и других противоаварийных электроприемников определяют выбор элементов системы электроснабжения).

Для многодвигательных приводов учитывается наибольшая сумма номинальных мощностей одновременно работающих электродвигателей данного привода. Если в числе этих двигателей имеются одновременно включаемые (с идентичным режимом работы), то они учитываются в расчете как один электроприемник номинальной мощностью, равной сумме номинальных мощностей одновременно работающих двигателей. Для электродвигателей с повторно-кратковременным режимом работы их номинальная (паспортная) мощность не приводится к длительному режиму (ПВ=100%).

При наличии в справочных материалах интервальных значений ku следует для расчета принимать наибольшее значение. Значения ku должны быть определены из условия, что вероятность превышения фактической средней мощности над расчетной для характерной категории электроприемников должна быть не более 0,05.

Согласно методу упорядоченных диаграмм активная расчетная нагрузка при количестве электроприемников в группе более трех определяется как:

(3.1)

где Руст — установленная мощность группы электроприемников:

; (3.2)

КИ — групповой коэффициент использования:

. (3.3)

Кр — коэффициент расчетной мощности, зависит от эффективного числа электроприемников nЭ и группового (средневзвешенного) коэффициента использования Ки, а также от постоянной времени нагрева сети Т0, на которую рассчитывается электрическая нагрузка:

(3.4)

Эффективное количество электроприемников в группе:

. (3.5)

Для определения значений Кр существуют номограммы, в которых приняты следующие постоянные времени нагрева:

мин — для сетей напряжением до 1 кВ, питающих распределительные шинопроводы, пункты, сборки, щиты [10];

ч — для магистральных шинопроводов, вводно-распределительных устройств и цеховых трансформаторов [10];

мин — для кабелей напряжением 6 кВ и выше, питающих цеховые трансформаторные подстанции и распределительные устройства. Расчетная мощность нагрузки для этих элементов определяется при .

В случае, когда расчетная мощность Рр, определенная по выражению (2.1), окажется меньше номинальной наиболее мощного электроприемника в группе рн. мах, следует принимать Рр = рн.мах.

Для сетей напряжением до 1 кВ, питающих распределительные шинопроводы, пункты, сборки, щиты расчетная реактивная мощность нагрузки определяется по формуле:

(3.6)

где Км. р — коэффициент расчетной реактивной нагрузки. Для питающих сетей напряжением до 1 кВ определяется в зависимости от nэ:

— при nэ 10 Км. р = 1,1; при nэ > 10 Км. р = 1. (3.7)

tg — средневзвешенный коэффициент реактивной мощности группы электроприемников:

(3.8)

tg i — справочное значение коэффициента реактивной мощности характерной категории электроприемников, к которой относится i-й электроприемник в группе.

Для магистральных шинопроводов, вводно-распределительных устройств и на шинах цеховых трансформаторных подстанций, а также при определении реактивной мощности нагрузки в целом по цеху, корпусу, предприятию:

Qp = Pр•tg. (3.9)

Расчетный ток группы электроприемников:

. (3.10)

Расчет электрических нагрузок на напряжении выше 1 кВ производится в целом аналогично. При этом в зависимости от числа присоединений к распределительному устройству высокого напряжения и группового коэффициента использования Ки, определяется значение коэффициента одновременности Кo.

Расчетная мощность нагрузки определяется по выражениям:

Pp = Кo •? kи•pн, (3.11)

Qp = Ко? kи•pн•tg, (3.12)

. (3.13)

Результирующая нагрузка на стороне высокого напряжения определяется с учетом средств компенсации реактивной мощности и потерь мощности в трансформаторах. Расчет электрических нагрузок выполним в табличной форме (табл. 3.2).

Расчетную нагрузку ГПП следует определять с учетом потерь мощности в линиях электропередачи. На стадии, когда нет схемы заводского электроснабжения, допускается принимать:

ДРл=0,035 Sр. сум (3.14)

ДQл=0 (3.15)

где ДРл, ДQлактивные и реактивные потери мощности в сетях.

Таким образом, расчетная нагрузка с учетом коэффициента совмещения максимумов:

0,9- коэффициент совмещения максимумов.

= 29 463 кВА.

Таблица 3.2. Расчет нагрузок

3.2 Расчет компенсации реактивной мощности и выбор трансформаторной подстанции Компенсацию реактивной мощности будем производить по методике изложенной в [11, 12]. При проектировании компенсационные устройства выбирают одновременно со всеми элементами электроснабжения, учитывая снижение токов, протекающих по сети, за счет использования средств компенсации. По данной методике, для выбора компенсирующих устройств, необходима схема электроснабжения завода с данными по длинам кабельных линий (расчет мощности конденсаторных установок с целью снижения потерь электроэнергии до оптимального значения производим с использованием допущений, изложенных в [11, 12]).

В качестве компенсирующих устройств принимаем батареи конденсаторов, устанавливаемых в ЗРУ 6 кВ, а также, учитывая наличие синхронных электродвигателей в насосных станциях, предполагаем возможность компенсации реактивной мощности при помощи этих электродвигателей.

Комплектные конденсаторные установки — наиболее распространенные источники реактивной мощности, применяемые в промышленных электрических сетях до и выше 1 кВ. Они имеют преимущества перед СД: малые потери активной мощности (0.0025−0.004 кВт/квар), просты в монтаже и эксплуатации, возможность установки в любом сухом помещении и в любом месте схемы электрической сети.

К основным недостаткам их можно отнести зависимость генерируемой мощности конденсаторов от напряжения и частоты.

Батарея конденсаторов в комплектной конденсаторной установке разделена на секции и включение-отключение каждой из них производится контакторами. Более совершенной является схема с тиристорными выключателями, позволяющая при соответствующем подключении тиристоров ограничить броски токов и с большим быстродействием включать и отключать секции комплектной конденсаторной установки и компенсировать резко меняющуюся реактивную мощность.

Учитывая, что в настоящее время потребители республики не оплачивают потребленную реактивную электроэнергию, эффект от компенсации реактивной мощности состоит в снижении потерь активной энергии в сетях предприятия, а также в увеличении их пропускной способности.

При расчете компенсации реактивной мощности следует сопоставлять потери электроэнергии в компенсирующих устройствах с потерями мощности в электрических сетях.

Рассмотрим режим, когда реактивную нагрузку необходимо компенсировать на стороне 6 кВ при установке компенсирующих устройств на шинах ЗРУ-6 кВ предприятия.

При компенсации реактивной мощности при помощи БСК, потери активной мощности в трансформаторе Тр2 снижаются, но имеют место потери активной мощности в самих БСК.

Рис. 3.1. Схема узла нагрузки

Синхронные двигатели используются в технологических процессах и являются источниками реактивной мощности, которые не требуют капитальных затрат на приобретение. Однако технико-экономические показатели их как источников РМ хуже чем у БСК из-за повышенных удельных потерь на генерацию.

Потери в СД обусловленные реактивной мощностью определяются следующим выражением:

(3.16)

где =Q/Qн — коэффициент загрузки по реактивная мощность СД;

A, В — константы, сумма которых определяет потери в двигателе при номинальной реактивной нагрузке, кВт.

Рассмотрим компенсацию реактивной мощности как мероприятие, позволяющее отказаться от потребления реактивной мощности из энергосистемы за счет собственного производства при включении в распределительную сеть БСК. Экономический эффект при использовании собственного источника реактивной энергии будет определяться разностью между затратами на покупку этой реактивной энергии Зс в энергосистеме, и затратами на ее выработку (генерацию) Зг.

(3.17)

Затраты на генерацию реактивной мощности БСК определяются ее неидеальной емкостью, которая характеризуется тангенсом угла диэлектрических потерь tg, численно равному удельным потерям активной мощности на генерацию (tg=0,0025−0,004 кВт/квар). При стоимости активной электроэнергии Са затраты на генерацию реактивной энергии Wq :

(3.18)

Экономический эффект за период Т при компенсации средней реактивной нагрузки Qср будет определяться следующим выражением:

(3.19)

где Qм — максимальная реактивная мощность за период Т, квар;

Удельный эффект, т. е. эффект приходящийся на единицу выработанной реактивной мощности в единицу времени:

(3.20)

Максимальную реактивную мощность Qм и ее экономическое значение Qэ можно выразить через Qср:

(3.21)

Тогда в ЛПДС «Мозырь» имеем:

QМ = 17 227 квар,

QЭ = 0,2· 17 227 = 3445 квар.

Таким образом, принимаем к установке БСК суммарной мощностью 7000 квар (по 3500 квар на сукцию ЗРУ-6 кВ).

Оставшуюся реактивную мощность компенсируем синхронными двигателями насосных станций с суммарной мощностью СД по секциям шин ЗРУ — 6 кВ предприятия:

I с.ш. — 10 800 кВт;

II с.ш. — 8150 кВт.

Трансформаторы ГПП выбираем по условию [13]:

SТР = SРАСЧ/(1,6…1,7) = 29 463/1,6 = 18 414 кВА Выбираем два масляных трансформатора типа TNARE 25 000/110 PN мощностью 25 МВ· А на напряжение 110±8×1,25%/6 кВ, с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой на стороне высшего напряжения производства фирмы ABB Eita Ltd (Польша).

3.3 Расчет токов короткого замыкания, выбор кабелей и комплектного оборудования Согласно ТУ РУП «Гомельэнерго» схема электрических соединений подстанции на напряжении 110 кВ «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии».

Силовые трансформаторы 110/6 кВ имеют неполную изоляцию нейтрали 110 кВ, поэтому для ее защиты используются ограничители перенапряжения на напряжение 50 кВ.

Для заземления нейтралей трансформаторов приняты однополюсные заземляющие разъединители.

Схема на напряжении 6 кВ — «Одна одиночная, секционированная система шин с секционным выключателем».

В нормальном режиме предусмотрена раздельная работа трансформаторов 110/6 кВ.

Для разработанной схемы заводского электроснабжения рассчитываем токи к.з. Принимаю время отключения цепи tоткл = 1сек, что возможно при применении современных средств РЗА (быстро-действующие МТЗ, токовые отсечки, дистанционная, дифференциальная защиты и др. на основе электронных, микропроцессорных реле).

При определении токов односекундного 3-фазного к.з. пренебрегаем влиянием нагрузок. Расчет токов к.з. производим «сверху вниз», вместе с выбором кабельных линий электропередачи завода и его участков, по нагреву током к.з. экрана и жил кабеля, по условию:

(3.22)

где Iк. доп — допустимое значение тока к. з для кабелей определенного сечения с пластмассовой изоляцией при односекундном к.з.

Выбор кабелей производим также по:

— экономической плотности тока jэ, по выражению:

Iр = SРЕ / UНОМ (3.23)

Fэк = Iр / jЭК (3.24)

где Iр — расчетный ток нормального режима.

— по нагреву расчетным током в аварийном режиме Iр. ав:

(3.25)

где Кпер-коэффициент аврийной перегрузки, опредиляемый по [11],

Кп-поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих в земле.

Допустимый нагрев кабеля определяется при термической перегрузке 130 °C. Допустимое значение тока при этом рассчитывается умножением токов нагрузки в нормальном режиме на 1.23 при прокладке кабеля в земле, т. е.

Кпер =1,23

При расчете токов К.З. пренебрегаем токами в соседних ветвях при К.З.

Параметры схемы замещения:

Для трансформатора TNARE 25 000/110 PN принимаем:

Xт = 55,5 Ом (на стороне 110 кВ), и 55,5(6,3/115)2 = 0,15 Ом (на стороне 6,3 кВ). Сопротивление ВЛ, приведенное к стороне 10 кВ, составит:

Х = 0,48(6,3/115)2 = 0,01 Ом.

эдс системы:

Ток к.з. на шинах 6 кВ ГПП:

.

Тогда сечение кабелей, отходящие от ГПП к цеховым ТП, по условию (3.22) составляет 70 мм².

Для подключения ЗРУ-6 кВ к силовым трансформаторам 110/6 кВ используем два токопровода 6 кВ на железобетонных стойках.

Приведем расчет токопровода для питания участка схемы ГПП-ЗРУ.

Расчетный ток:

Iр = =1417 А

FЭК = 1417/1 = 1417 мм². Принимаем выполнение токопровода проводами марки АС 500/64, сечение 500 мм², по 3 провода в фазе.

Рассчитаем также сечение по нагреву расчетным током в аварийном режиме Iр. ав:

IП.А = =2834 А

IД.ДОП > 2834/1,230,7 = 3292 А.

Для сечения 4*500 мм2 IД.ДОП. = 4*960 = 3840 А при открытой прокладке.

Для обеспечения необходимой пропускной способности, которая равна номинальному току сборных шин РУ-6 кВ, токопроводы выполнены проводами марки АС 500/64 (ГОСТ 839−80Е), по 4 провода в фазе.

Для питания собственных нужд переменного тока 380/220 В предусматриваются сухие трансформаторы мощностью 250 кВ· А, напряжением 6±2×2,5%/0,4 кВ с переключением ответвлений обмотки ВН без возбуждения (ПБВ), устанавливаемые в помещении РУ-6 кВ.

На подстанции применено следующее электротехническое оборудование:

— ОРУ-110 кВ — производства фирмы ABB (Швеция);

— силовых трансформаторов 110/6 кВ типа TNARE 25 000/110PN производства фирмы ABB Elta Ltd (Польша);

— шкафов РУ-6 кВ типа MCset — фирмы «Schneider Electric» (Франция);

— сухих трансформаторов собственных нужд 6/0,4 кВ мощностью 250 кВ· Афирмы «Schneider Electric» (Франция);

— панелей защиты, управления, автоматики трансформаторов 110/6 кВ — фирмы «Schneider Electric» (Франция);

— распределительных щитов постоянного тока 220 В и переменного тока 380/220В — фирмы «Schneider Electric» (Франция);

— аккумуляторной батареи, укомплектованной герметичными аккумуляторами, комплектно со стеллажом — фирмы «Oerlicon» (Швейцария);

— выпрямительного зарядно-подзарядного устройства фирмы «Benning» (Германия). Для подключения ЗРУ-6 кВ к силовым трансформаторам 110/6 кВ используется два токопровода 6 кВ на железобетонных стойках. Для обеспечения необходимой пропускной способности, которая равна номинальному току сборных шин РУ-6 кВ, токопроводы выполнены проводами марки АС 500/64, по 4 провода в фазе.

Изоляция проводов токопроводов выполнена с помощью опорных изоляторов типа ОНШ-10−6УХЛ1.

Для подключения токопроводов к ЗРУ-6 кВ в стене здания предусмотрена установка трех проходных изоляторов типа ИПУ-10/3150−12,5 УХЛ1 на каждом вводе 6 кВ, при этом гибкая ошиновка на подходе к проходным изоляторам фиксируется на опорных изоляторах ОНШ-10−6УХЛ1, которые установлены на кронштейнах, крепящихся к стене здания.

Присоединение токопроводов к трансформаторам 110/6 кВ осуществлено путем установки кронштейнов с опорными изоляторами того же типа.

Для подключения ПС 110/6 кВ к питающим ВЛ-110 кВ предусмотрено

— запитка ПС 110/6 кВ «Михалки» ответвлением ВЛ-110 кВ от вновь образованной ВЛ-110 кВ МТЭЦ-ПС 330 кВ «Мозырь» № 3, для чего выполнена перемычка в правой цепи (по ходу от ПС 330 кВ «Мозырь») между опорами, к которым подключена в настоящее время ПС «Михалки» .

Перечень устанавливаемого оборудования на подстанции «Михалки» представлен в табл. 3.2.

Таблица 3.2. Перечень установленного оборудования на подстанции «Михалки»

4. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ РУП «ГОМЕЛЬТРАНСНЕФТЬ ДРУЖБА»

Согласно одним из направлений энергосбережения является контроль за эффективностью электропотребления. В РУП «Гомельтранснефть Дружба» контроль энергоэффективности ведется путем системы норм расхода электроэнергии, выполнения целевого показателя энергосбережения, оперативного контроля энергоэффективности. Нормирование потребления электроэнергии необходимо для определения энергетической составляющей затрат в структуре себестоимости транспортировки нефти (при калькуляции себестоимости), с одной стороны, для оценки эффективности использования электроэнергии, с другой. Нормирование расхода ТЭР является одним из элементов экономической части политики энергосбережения, способствует устранению бесхозяйственного использования ТЭР и внедрению энергосберегающих мероприятий, призвано регулировать деятельность в области энергосбережения.

4.1 Повышение эффективности контроля за энергоэффективностью Для достоверного решения задач управления электропотреблением необходимо большое количество исходной информации. Поэтому повышению эффективности контроля энергоэффективности будет способствовать систематизация комплекса мероприятий в данном направлении. Для систематизации контроля энергоэффективности транспортировки нефти необходимо решить две взаимосвязанные задачи:

1. Учет и контроль параметров электропотребления и технологических факторов.

2. Определение задач управления электропотреблением с использованием собираемой статистики, направленных на энергосбережение.

Для современных предприятий транспорта нефти первая задача решена в полном объеме. Как отдел главного энергетика, так и отдел АСУТП располагают достоверной и обширной статистической информацией, которая собирается с помощью АСУ в режиме реального времени. Для решения задач управления электропотреблением необходимо ее систематизировать. Контроль энергоэффективности предлагается организовывать в соответствии со структурной схемой (рис. 4.1).

Учет осуществляется при помощи счетчиков, измерительных приборов, оперативных журналов. Данные электрических и технологических показателей поступают в устройства преобразования и первичной обработки информации. Далее формируются массивы данных, которые хранятся в памяти компьютера.

При контроле эффективности расхода электроэнергии нестабильно работающих участков нефтепровода необходимо учитывать изменения технологических факторов. К этим факторам относятся грузооборот Р, вязкость н и плотность с нефти, эквивалентный диаметр Dэ нефтепровода.

Значения этих факторов фиксируются измерительной техникой и поступают в анализатор. Анализатор представляет собой математическую модель энергоэффективности. При неэффективном режиме транспортировки нефти на выходе анализатора формируются рекомендации по повышению энергоэффективности транспортировки нефти. Среди этих рекомендаций основными являются следующие:

— формирование энергоэффективного состава насосных агрегатов;

— оптимизация сроков очистки трубопроводов;

— оптимизация реконструкции и строительства линейной части нефтепровода.

Достоверность контроля энергоэффективности зависит от математической модели.

4.2 Разработка математической модели для оценки энергоэффективности Энергоэффективность транспортировки нефти характеризуется удельным расходом электроэнергии.

Технологический удельный расход электроэнергии определяется выражением:

Суд =, (4.1)

где W — расход электроэнергии на технологические нужды, кВтч;

Р — объем производимой продукции (услуг) в натуральном либо в условном выражении.

Технологический расход электроэнергии (кВтч) на перекачку нефти по участку нефтепровода может быть определен аналитически по формуле [6]:

(4.2)

где Q — производительность участка нефтепровода, м3/c;

H — рабочий напор, м, состоящий из потерь напора h (м) на преодоление гидравлического сопротивления в трубопроводах рассматриваемого участка нефтепровода и разности геодезических отметок конца и начала участка нефтепровода Z (м) соответственно [6,7]:

Н = h + Z, (4.3)

— плотность нефти, кг / м3;

Т — время, за которое определяется электропотребление, ч;

— КПД участка нефтепровода.

Производительность участка нефтепровода может быть выражена как:

(4.4)

где G — количество перекаченной нефти, т.

В общем случае потери напора на преодоление гидравлического сопротивления определяются по формуле [7]:

h =, (4.5)

где L — протяженность участка нефтепровода, м;

V — средняя скорость течения нефти по трубе, м/с:

V =; (4.6)

— коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода рассматриваемого участка, определяется по классическим формулам в зависимости от параметра Рейнольдса [7];

D — внутренний диаметр трубопровода, м;

g = 9,81 — ускорение свободного падения, м/с2.

При турбулентном в зоне Блазиуса характере движения нефти, потребление ЭЭ (выражение (1.4)) можно выразить как:

W =, (4.7)

где Р = G L — грузооборот участка нефтепровода, ткм;

н — вязкость нефти, сСт.

Тогда выражение для определения технологического удельного расхода электроэнергии на перекачку нефти примет вид:

. (4.8)

Для параллельного соединения трубопроводов одной длины, но разных диаметров эквивалентный диаметр Dэ.пар. трубопровода той же длины рассчитывается по формуле [7]:

(4.9)

где D1 и D2 — диаметры параллельных трубопроводов.

Для последовательного соединения трубопроводов разной длины и разных диаметров эквивалентный диаметр Dэ.пос. трубопровода суммарной длины определяется по формуле: