Впроекте изложены общие сведения об лпдс «Нурлино», нефтяном предприятии ОАО «Уралсибтранснефть», общие положения охраны труда, техники безопасности, и охраны

АННОТАЦИЯ

В проекте изложены общие сведения об ЛПДС «Нурлино», нефтяном предприятии ОАО «Уралсибтранснефть», общие положения охраны труда, техники безопасности, и охраны природных ресурсов.

В проекте проработан комплекс вопросов по модернизации системы автоматического управления электромеханическим комплексом. Предложена и обоснована постановка автоматики.

Основной эффект от предложенной модернизации заключается в том, что сокращается общее время простоя оборудования в ремонте, так как увеличивается межремонтный период установки. За счет этого увеличивается объем производства товарной нефти. Дипломный проект содержит пояснительную записку из 152 страниц, 28 таблиц, список использованной литературы, а также представлено 11 плакатов на листах формата А1.

THE SUMMARY

In the project the general data about "Nurlino", the oil enterprise of "Uralsibtransneft", and also general provisions of a labour safety, the safety precautions, and protection of natural resources stated.

In the project the complex of questions on modernization of system of automatic control of the electric is worked. Statement of automatics is offered and proved.

The main effect from the offered modernization consists that the general idle time of the equipment under repair as the between-repairs period of installation increases is reduced. Due to it the volume of commodity oil increases

The degree project contains an explanatory note from 152 pages, 28 tables, the list of the used literature, and also 11 posters on sheets of format Al are presented

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ.. 8

1.ОБЩАЯ ЧАСТЬ. 10

1.1 ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА.. 10

1.2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА.. 11

МЕСТОРОЖДЕНИЯ.. 11

1.2.1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ЗАЛЕЖЕЙ.. 11

1.2.2 ОСОБЕННОСТИ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ ОБЬЕКТА ВК1-3
ЗАПАДНОЙ ПЛОЩАДИ УСТЬ-БАЛЫКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.. 13

1.2.3 ВЫДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЬЕКТОВ В ОТЛОЖЕНИЯХ ВИКУЛОВСКОЙ СВИТЫ... 14

1.3 СИСТЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ К ТРАНСПОРТИРОВАНИЮ... 16

1.4 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 18

1.4.1 ОПИСАНИЕ ЛПДС «НУРЛИНО». 18

1.4.2 ОПИСАНИЕ УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА НКК «НУРЛИНО-ЯЗЫКОВО» 19

1.4.3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ЛПДС «Нурлино». 21

НАСОСНЫЙ ЦЕХ НКК.. 22

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ АГРЕГАТАХ.. 22

2. ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДОЖИМНОЙ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ 34

2.1 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ НАСОСНОЙ ТОВАРНОЙ НЕФТИ.. 34

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА.. 42

2.2. СТАЦИОНАРНЫЕ УСТАНОВКИ.. 42

2.2.1 ХАРАКТЕРИСТИКА ЛИНЕЙНОГО УЧАСТКА.. 42

2.2.2 ХАРАКТЕРИСТИКА НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ.. 43

2.2.3 МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ РЕЖИМОВ.. 49

2.2.4 РАСЧЕТ РЕЖИМОВ РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДА.. 54

2.3. ЭЛЕКТРОПРИВОД ЗАДВИЖКИ.. 58

2.3.1 ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ НА ЭЛЕКТРОПРИВОД ЗАДВИЖКИ.. 58

2.3.2 УСЛОВИЯ РАБОТЫ ЗАДВИЖКИ.. 61

2.3.3 СИЛОВОЙ РАСЧЕТ ЗАДВИЖКИ.. 69

2.3.4 РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ДВИГАТЕЛЯ.. 73

2.3.5 ЭЛЕКТРОПРИВОД С ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕМ ЧАСТОТЫ С ЧАСТОТНЫМ УПРАВЛЕНИЕМ... 76

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ НА СИСТЕМУ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКИМ КОМПЛЕКСОМ... 85

3 СИСТЕМА КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОМЕЧАНИЧЕСКИМ КОМПЛЕКСОМ 88

3.1 АВТОМАТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ НПС.. 88

3.2 ЭЛЕКТРОМЕЧАНИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС КАК ОБЪЕКТ АВТОМАТИЗАЦИИ 90

3.3 ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИСПОЛЬЗУЕМОГО ОБОРУДОВАНИЯ.. 92

3.3.1 БЛОК КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ НАСОСНОГО АГРЕГАТА.. 92

3.3.2 МОДУЛЬ ПРОЦЕССОРА МП7. 105

3.3.3 БЛОК ПИТАНИЯ ИЗОЛИРОВАННЫЙ БПИЗ. 106

3.3.4 МОДУЛЬ СОПРЯЖЕНИЯ С ТЕРМИНАЛОМ МСТ. 106

3.3.5 ТЕРМИНАЛ.. 107

3.3.6 ПАРАМЕТРИЧЕСКАЯ СИСТЕМА ОБНАРУЖЕНИЯ УТЕЧЕК.. 107

3.4 ПРИНЦИП РАБОТЫ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ НАСОСНЫМИ АГРЕГАТАМИ.. 111

4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 122

4.1 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА УСТРОЙСТВ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКИМ КОМПЛЕКСОМ ДЛЯ ДОЖИМНОЙ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ.. 122

4.2 РАСЧЕТ СЕБЕСТОИМОСТИ БАЗОВОГО ВАРИАНТА.. 123

4.3 РАСЧЕТ СЕБЕСТОИМОСТИ ПРОЕКТНОГО ВАРАНТА.. 125

4.4 ГОДОВОЙ ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ И СРОК ОКУПАЕМОСТИ.. 127

5.БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ.. 128

5.1 АНАЛИЗ ПОТЕНЦИАЛЬНЫХ ОПАСНОСТЕЙ.. 128

5.2 ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ. 132

5.3 ОСВЕЩЕНИЕ.. 135

5.4. БОРЬБА С ШУМОМ И ВИБРАЦИЕЙ.. 136

5.5 ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ. 138

5.6 МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ.. 140

6 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ... 142

6.1 ОХРАНА АТМОСФЕРНОГО ВОЗДУХА.. 143

6.2 ОХРАНА ЗЕМЕЛНЫХ РЕСУРСОВ.. 145

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ... 151

ВВЕДЕНИЕ

Нефтегазовая промышленность является одной из важнейших составляющих экономики России, непосредственно влияющей на формирование бюджета страны.

Сравнительно недавно топливно-энергетический комплекс нашей страны находился в крайне тяжелом положении. Десятки тысяч нефтяных скважин находились в бездействии. Кризис нефтяной отрасли начался в октябре 1997 года в связи с резким падением цен на нефть. Кроме того, огромное влияние на нефтяные компании оказывает политика нашей страны, налоги в нефтяной промышленности составляют почти 50 процентов от выручки. Поэтому сегодня Российские нефтяные компании должны приспосабливаться к новым рыночным условиям и выживать.

Одной из актуальных проблем состояния и развития нефтегазового комплекса является состояние его ресурсной базы. Приращение извлекаемых запасов углеводородного сырья, модернизация, обновление основных фондов, повышение их отдачи, эффективности их использования и снижения издержек важнейшие вопросы развития топливно-энергетического комплекса.

Наиболее острой проблемой сегодня является быстрый рост издержек производства. При сохранении столь высокого темпа роста издержек нефтедобывающая промышленность может полностью потерять конкурентоспособность.

Нефтяные компании непрерывно занимаются поиском подходов к реструктуризации и реорганизации управления производством в новых условиях, стремятся сделать производство эффективным, вопросы контроля разработки месторождений и оптимизации добычи нефти давно являются первостепенными задачами.

Работа предприятий в рыночных условиях диктует свои правила: хочешь быть конкурентоспособным - сокращай затраты, изменяй форму деятельности. И как следствие этого, совершенствуется структура предприятий и разрабатываются мероприятия по наращиванию объемов добычи нефти в целях обеспечения роста прибыли и улучшения благосостояния работников нефтегазодобывающих предприятий.

1.ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА

В состав Усть-Балыкского месторождения входят 18 площадей. В настоящее время в разработке находятся три площади : Талинская, Западная и Каменная, на которых сосредоточены 80% запасов нефти месторождения. Западная площадь по запасам нефти является основной.

Поверхность рельефа Усть-Балыкского месторождения нефти представляет собой холмисто - увалистую равнину с глубоким долинно-балочным эрозионным расчленением.

Гидрографическая сеть представлена мелкими речками и ручьями , являющимися притоками р. Хугот, Ем - Era, Енадырь. Большие по протяженности болота в районе работ являются препятствием для транспорта.

Климат района континентальный с продолжительной суровой зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура - 18 С.Средняя температура самого холодного месяца-января составляет - 25 °С (до -52 °С ).

Территория месторождения характеризуется в пределах Западной и Талинской площадей развитой инфраструктурой, включающей в себя все элементы обустройства промыслов (водоводы, нефте- и газопроводы, ДНС, КНС, внутрипромысловые автодороги, линии электропередач, подстанции и тл.). Усть-Балыкского месторождение связано трубопроводом с НПС «Нурлино», где нефть поступает в магистральный нефтепровод, доставляющий ее в крупные нефтеперерабатывающие центры.

1.2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.2.1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ЗАЛЕЖЕЙ

В геологическом строении Талинской и Западной площади участвуют различные комплексы пород от докембрийских до современных включительно[7].

Сводный геолого-стратиграфический разрез представлен на рисунке 2.1.

Докембрийские образования,
слагающие нижний структурный этаж биотитовыми, хлористо-серицитовыми, глинисто-серицитовыми, кварцево-графитовыми сланцами и амфиболитами.

Палеозойские образования
(второй структурный этаж) представлены менее метаморфизированные или неметаморфизированные породами: сланцы, кварцитовые песчаники, туфопесчаники, базальты.

Юрская система
представлена тремя отделами. Отложения нижней и частично средней юры представлены континентальными, средней - переходными от континентальных к морским, а верхней - пребрежно-морскими и морскими осадками.

Нижние и среднеюрские отложения объединяются в тюменскую свиту. Мощность свиты колеблется от 30 до 260 м. Цитологически представлена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов с линзами углей, углистых аргиллитов. Основные продуктивные пласты выделены в один эксплуатационный объект.

Викуловская свита. Основной объект ксплуатации по Западному и Каменному. ВК-3 водонасыщен. Qизвл. 350 млн.т.; 60 % по Каменному; 39 % по Западному; 1 % по Талинскому.

1440 м

ВК-1

ВК-2

1500 м ВК-3

Викуловская свита
литологически сложена глинисто-алевритовыми породами, с переходом в верхней части к преимущественно алеврито-песчаному составу. Толщина свиты 120-130 м. Является основным объектом разработки на Западной площади ВК1-3
.

Коллекторы пласта ВК 1-3
представлены типично полимиктовыми разнозернистыми песчаниками и алевролитами с содержанием кварца 30 - 59%, полевых шпатов 10 -34 %, обломков пород 20 - 54 %, слюды 1,0 - 3,7 %.

Пласты-коллекторы крайне не выдержаны как в разрезе, так и по простиранию, имеют низкие филътрационно-емкостные свойства.

Объект ВК разрабатывается на основании технологической схемы разработки Западной и Каменной площадей Усть-Балыкского месторождения, утвержденной ЦКР.

Утвержденный вариант разработки по объекту ВК предусматривает:

- система разработки — пятирядная с переходом на блочно-замкнутую;

- плотность сетки -10 га/скв.;

- общий проектный фонд - 4975 скважин, в т.ч. добывающих - 3485, нагнетательных - 1488. Оставшийся уточненный независимый проектный фонд скважин для бурения на 01.01.2002 года составляет по площади 329 (13,2%).

проектные уровни добычи:

- нефти -2,7517 млн.т (2003 г.),

- жидкости — 20,8355 млн.т,

- закачка воды – 30,0503 млн.м3
,

1.2.2 ОСОБЕННОСТИ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ ОБЬЕКТА ВК1-3
ЗАПАДНОЙ ПЛОЩАДИ УСТЬ-БАЛЫКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Основные проблемы в разработке объекта викуловской свиты обусловлены горно-геологическими условиями залегания пластов:

- высокая расчлененность объекта (в каждом пласте выделяется до пяти и выше нефтенасыщенных пропластков с различной проницаемостью разделенными прослоями глин), обуславливает разноскоростную выработку запасов нефти из продуктивных интервалов разреза, что предъявляет повышенные требования к технологии строительства скважины и методам вскрытия пластов, заведомо снижает эффективность использования горизонтальных скважин для выработки запасов нефти в краевых зонах;

- невыдержанная, тонкая глинистая перемычка между верхним пластом ВК1
и нижним BK2-3
, делает невозможным организацию дифференцированного воздействия и не обеспечивает надежную изоляцию пластов в процессе эксплуатации скважин;

- присутствие рыхлосвязанной воды в свободном состоянии обуславливает неблагоприятный режим фильтрации нефти в пласте, изначально характеризуя продукцию скважин повышенным водосодержанием;

- обширные водонефтяные зоны - существенно снижают эффективность систем заводнения и методов интенсификации нефтедобычи.

1.2.3 ВЫДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЬЕКТОВ В ОТЛОЖЕНИЯХ ВИКУЛОВСКОЙ СВИТЫ

Прибрежно-морские отложения продуктивных пластов BK1
и ВК2-3
приурочены к кровельной части викуловской свиты и имеют площадное распространение.

Согласно Технологической схемы на разработку предусмотрено выделение одного эксплуатационного объекта ВК1-3
[10].

Разбуривание пластов BK1
и ВК2-3
, материалы геофизических, гидродинамических и промысловых исследований подтвердили правомерность выделения залежей нефти викуловской свиты в единый объект разработки.

Пласт
BK1
.
Коллекторы пласта BK1
в пределах Запдной+Талинской лицензионного участка распространены повсеместно и представлены средне-мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

Общая толщина пласта изменяется от 12,6 до 24 м, эффективные толщины варьируют в интервале от 3,6 до 22,2 м, среднее значение эффективной толщины в пределах внешнего контура нефтеносности составило 12,3 м. Расчлененность пласта довольно неравномерная, количество пропластков составляет от 2 до 15. Преобладающая толщина проницаемых прослоев 1,0 - 1,6 м. Проницаемые прослои более 3 м зачастую сложены переслаиванием коллекторов, различающихся по своим фильтрационно-емкостным свойствам.

Толщина прослоев и линз неколлектора несколько меньше и в среднем составляет 1 м, однако на долю пропластков неколлектора с толщиной не более одно метра приходится 68,5 % (рис. 3.6.).

Продуктивный пласт BK1
по морфологическому строению относится к типу линзовидно-слоистых, выдержанных по общей толщине. Однако присутствующие в разрезе пласта преимущественно маломощные пропластки неколлектора не могут служить существенными экранами для фильтрации жидкости. Тип коллектора поровый. По фильтрационным способностям продуктивные отложения пласта BK1
характеризуются как низкопроницаемые. На долю пропластков коллектора с проницаемостью менее 10*10"3
мкм2
приходится 14,5 %, с проницаемостью от 10 до 50*10"3
мкм2
- 54,6 % от общего объема пласта. Коллекторы с улучшенными фильтрационными свойствами приурочены к средней части пласта (пачка «Ь»). Проницаемость отложений этой пачки по данным ГИС составляет в среднем 79,7*10"3
мкм2
.

Нефть пласта BK1
Западной площади малосернистая, малосмолистая, парафинистая, средней плотности, вязкая.

От пласта BK1
пласт ВК2-3
отделен уплотненной глинистой, неравномерно алевритистой и карбонатизированной, перемычкой толщиной 1,0 - 7,4 м.

1.3 СИСТЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ К ТРАНСПОРТИРОВАНИЮ

Современное нефтедобывающее предприятие представляет собой сложный комплекс технологических объектов, осущест­вляющих добычу, транспортировку, первичную подготовку, хранение и внешнюю перекачку нефти и газа, а также выпол­няющих технологические процессы поддержания пластовых давлений.

Отличительными особенностями нефтедобывающего пред­приятия являются:

большая рассредоточенность объектов на площадях, дости­гающих тысяч и десятков тысяч гектаров;
расстояния между скважинами измеряются сотнями метров;
непрерывность технологических процессов;
однотипность технологических процессов на объектах (сква­жины, групповые установки, сепараторы и т. п.);
связь всех технологических объектов через единый пласт, на который проведены все эксплуатационные и нагнетательные скважины, через поток продукции (нефть, газ) и через энерге­тические потоки (пар, газ, вода);
низкая информационность о процессах, протекающих в пла­сте и скважине (практически единственным источником ин­формации является измерение дебитов жидкостей и давлений в скважинах);
большая инерционность протекающих в пласте процессов, приводящих к тому, что результаты того или иного управляю­щего воздействия на пласт можно будет оценить только через несколько лет, а иногда только к концу разработки месторож­дения, т. е. через десятки лет;
непостоянство объема добычи нефти на месторождении, характеризующееся подъемом добычи в начальный период экс­плуатации, стабилизацией на некотором уровне в промежуточ­ный период и снижением добычи после этого периода, из-за этого в начальный период эксплуатации месторождения, когда наряду с разбуриванием площади вводятся многодебитные скважины, строительство объектов транспортировки и подго­товки нефти не обеспечивает ведения нормального технологи­ческого процесса; при наступлении третьего периода эксплуа­тации месторождения мощность капитальных технологических объектов оказывается излишней;
уникальность строения и параметров месторождений и не­возможность повторения разработки в идентичных условиях, ограничивающих значение проводимых промысловых экспери­ментов;
практически единственная возможность оценить досто­инства и недостатки той или иной технологии разработки — это математическое моделирование тем более, что проведение про­мысловых экспериментов связано с огромными затратами ре­сурсов и времени.

Некоторые из отмеченных особенностей способствовали ус­корению развития автоматизации нефтедобывающих предприя­тий. Так, непрерывность и однотипность технологических про­цессов, связь их через единый пласт, продукт и энергетические потоки позволяли решать задачи автоматического управления, используя существующие методы теории автоматического регулирования. Рассредоточенность технологических объектов на больших площадях привела к необходимости и экономической целесообразности разработки и внедрения телемеханических систем и организационных структур дистанционного контроля и управления технологическими объектами и процессами.

1.4 Т
ЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.4.1 ОПИСАНИЕ ЛПДС «НУРЛИНО»

ЛПДС “Нурлино” пущена в эксплуатацию в 1973 году и осуществляет свою деятельность в соответствии с положением о нефтеперекачивающей станции и имеет насосные цеха по нефтепроводам УБКУА, НКК, ТОН-1 и осуществляет перекачку тюменских нефтей.

Перекачка по нефтепроводам УБКУА и НКК может осуществляться, как отдельно по каждому, так и одновременно по двум трубопроводам. Территориально подпорные и основные насосные цеха нефтепроводов УБКУА, НКК расположены на совмещенных площадках. Подпорная насосная нефтепровода НКК имеет насосы 26 QLSM - 4 шт., подпорная нефтепровода УБКУА - НПМ-5000´90 - 4 шт.

Основные насосные станции оснащены насосными агрегатами: нефтепровод НКК – НМ-10000´210- 4шт., электродвигатели СТД-8000- 4шт., нефтепровод УБКУА – НМ-10000´210 - 3шт., и СТД-6300 кВт -3шт.

В насосном цехе нефтепровода ТОН-1 установлены два насоса НМ-500-300 с электродвигателями ВАУ-2 630 кВт.

Охлаждение двигателей, как на подпорных, так и на основных агрегатах воздушное. Смазка подшипников основных агрегатов ТОН-1, УБКУА, НКК централизованная принудительная.

Резервуарный парк состоит из 4-х резервуаров РВС-20000 и 12 резервуаров РВСП-20000.

На ЛПДС “Нурлино” имеются узлы учета нефти, совмещенные с узлами качества: УУН №19 - нефтепровод УБКУА

УУН №20 - нефтепровод НКК

УУН №19т - нефтепровод ТОН-№1

УУН №19а - нефтепровод ТУ III

ЛПДС “Нурлино” обслуживает участки магистральных нефтепроводов ТУ-I, ТУ-II, ТУ-III, ТОН-I,ТОН-II,III, УБКУА и НКК.

Все трубопроводы, обслуживаемые ЛПДС “Нурлино”, имеют камеры приема, запуска очистных и диагностических устройств.

Для выполнения операций по перекачке нефти ЛПДС “Нурлино” имеет необходимые технические средства для перекачки нефти и обслуживания магистральных нефтепроводов.

1.4.2 ОПИСАНИЕ УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА НКК «НУРЛИНО-ЯЗЫКОВО»

ХАРАКТЕРИСТИКА ТРАССЫ

Участок «Нурлино-Языково» входит в состав последнего эксплуатационного участка нефтепровода НКК, по которому перекачивается тюменская нефть. Конечным пунктом нефтепровода и участка является база смешения «Самара». Длина участка составляет 55 км, общая протяженность нефтепровода НКК - 2249 км.

Трасса нефтепровода проходит по густонаселенной местности. Дорожная сеть развита хорошо, лесов практически нет. Земли, в основном, заняты под сельскохозяйственные угодья. Рельеф местности пересеченный с многочисленными оврагами и речками

ХАРАКТЕРИСТИКА ТРУБ

На основной нитке проложены трубы диаметром D=1220 мм, на резервной диаметром D=1020 мм. Трубы 2 группы прочности из стали 17Г1С. На участках, где рабочее давление превышает допустимое значение, проложены трубы 4 группы прочности из стали 14Г2САФ. Характеристика труб и металла, из которых они изготовлены, представлены в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Характеристика труб и металла

	Характеристика труб			Характеристика металла труб
Тип труб	Группа прочности	Марка стали	D, мм	Gвр, МПа	Gт, Мпа
Экстендированные	2	17Г1С	1200,1000	520	360
Экспондированные	4	14Г2САФ	1200	520	400

В табл. 1.2 приведены сортаменты труб, используемых при сооружении нефтепровода, а также допустимые рабочие давления в зависимости от категории участков нефтепровода и гарантированная величина заводского испытанного давления.

Таблица 1.2

Сортамент труб

Трубы D*δ, мм	Марка стали	Группа прочности	Допустимые рабочие давления по категориям участков, МПа			Гарантированная величина заводского давления испытания, МПа
			В	1-2	3
1220*12	17Г1С	2	3.72	4.64	5.54	6.50
1220*14.5	17Г1С	2	4.51	5.60	6.72	7.90
1220*15.2	17Г1С	2	4.74	5.90	7.05	8.27
1020*15	14Г2САФ	4	5.12	6.37	7.63	9.04

1.4.3
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ЛПДС «Нурлино»

Рассмотрим технологическую схему ЛПДС Нурлино по нефтепроводу НКК.

Нефть с НПС Черкассы поступает на блок предохранительных клапанов, предназначенных для защиты от повышенного давления, как трубопровода, так и объектов станции, затем проходит очистку от механических примесей в блоке фильтров – грязеуловителей. После этого нефть поступает в резервуарный парк. Откачка нефти из резервуарного парка производится вертикальными подпорными насосами 26 QLSM, после чего нефть поступает на узел учета № 20. После учета нефть закачивается в трубопровод магистральными насосами НМ–10000´210. Для того чтобы рабочее давление не превышало расчетное, перед выходом нефти в магистральный трубопровод установлен узел регуляторов давления.

Н
АСОСНЫЙ ЦЕХ НКК

Насосный цех относится к взрывоопасным помещениям класса В-1а. В зале насосов установлены четыре основных насоса марки НМ 10000-210 с последовательным подключением. В зале электродвигателей, который находится в отдельном помещении насосной, размещены четыре синхронных электродвигателя СТД 8000-2, а также расположен блок централизованной маслосистемы с аккумулирующим баком. Насосные агрегаты обвязаны трубопроводами-отводами, которые соединяют их приемные и напорные патрубки с общим коллектором. В технологической обвязке насосов применяют трубы 1020*14 мм.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ АГРЕГАТАХ

Агрегаты нефтяные электронасосные центробежные магистральные типа НМ предназначены для транспортирования по магистральным трубопроводам нефти с температурой от -5 до +80 0
С, с содержанием механических примесей по объему не более 0,05% и размером не более 0,02 мм. Электронасосный агрегат состоит из насоса и приводного электродвигателя. Принцип действия насоса заключаются в преобразовании механической энергии в гидравлическую за счет взаимодействия жидкости с рабочими органами.

Таблица 1.3

Техническая характеристика насосного агрегата НМ-10000-210

Наименование показателей
1. Подача, (м3 /ч)	10000
2. Напор, (м)	210
3. Допускаемый кавитационный запас, (м)	65
4. Частота вращения, (об/мин)	3000
5. Предельное давление,(кгс/см2 )	75
6. Мощность, (r=860 кг/м3 ), (кВт)	5550
7. КПД (на воде), % не менее	89
8. Тип торцевых уплотнений	УНИ-125-185 (или ТМ-120м)
9. Внешняя утечка через одно концевое уплотнение (л/час не более)	0.25
10. Габаритные размеры (длина´ширина´высота)	2505´260´2125
11. Масса всего (кг) в том числе - ротор - крышка	9791 390 2500

Таблица 1.4

Электропривод агрегата

Наименование	СТД-8000
1. Мощность, кВТ	8000
2. Напряжение, В	10000
3. Частота вращения, об/мин	3000
4. Ток статора, А	527
5. Критическая частота вращения, об/мин	2130
6. Напряжение возбуждения, В	156
7. Ток возбуждения, А	262
8. COS	0,9
9. КПД не менее, %	97,7
10. Габариты, мм (длина´ширина´высота)	4735´2630´1715

Для возбуждения двигателей принимаем тиристорный цифровой возбудитель ВТЦ-СД-320, поскольку применяемые в настоящее время возбудители ВТЕ-320 и ТЕ8-320 разработаны около 20 лет назад морально и технически устарели и их характеристики не соответствуют современным требованиям.

Основные технические данные ВТЦ-СД-320 приведены в табл. 1.5

Таблица 1.5

Технические характеристики ВТЦ-СД-320

Параметр	Значение
Номинальный ток возбуждения	320 А
Номинальное напряжение возбуждения	115 В
Номинальная мощность	36,8 кВт
Кратность форсировки по току	1,8
Схема выпрямления	Трехфазная мостовая (шесть тиристоров Т500)
Масса	Не более 400 кг

Компоновка оборудования и технологическая обвязка в цехе и вне его приняты из условия обеспечения следующих требований, определенных расчетными параметрами насосов:

· самотечное отведение утечек от торцевых уплотнений насосов в наземный сборник нефти ЕП-40;

· подача нефти погружными насосами на всасывающую линию магистральных насосов из емкости ЕП-40;

· подача под напором масла к насосным агрегатам и самотечное отведение его в масляные баки, установленные на глубине 1.7м в специальном приемнике.

Для обеспечения нормальных условий работы магистральных насосов и электродвигателей по действующим стандартам предусмотрены следующие вспомогательные системы:

· система разгрузки торцевых уплотнений;

· система сбора утечек от торцевых уплотнений;

· централизованная система смазки и охлаждения подшипников;

· аппараты воздушного охлаждения масла;

· система подачи и подготовки сжатого воздуха;

· система контроля и защиты насосных агрегатов.

Все системы имеют закрытый контур, рабочие элементы циркулируют по замкнутой схеме.

СИСТЕМА СБОРА УТЕЧЕК НАСОСНОГО ЦЕХА

Система сбора утечек предусматривается для приема капельных уте­чек от торцов, возникающих в процессе эксплуатации, а также на случай возникновения на насосах аварийных ситуаций: образования щелей или полного раскрытия торцов. Отвод утечек осуществляется в специальный сборник, размещаемый вне помещения насосов. В этом сборнике должен постоянно сохраняться незаполненный объем емкости, достаточный для приема максимальных утечек, образующихся при раскрытии торцов за время закрытия задвижек на основных трубопроводах-отводах насоса, на котором возникла неисправность торцов. Отвод утечек нефти осуществля­ется в подземные емкости объемом 40 м3
. Для дренажа магистральных на­сосов применяется дренажный поддон конструкции «Гипротрубопровода».

Поддон предназначен для сбора нефти при проливах с последующим отводом собранной нефти в коллектор утечек.

СИСТЕМА РАЗГРУЗКИ ТОРЦОВЫХ УПЛОТНЕНИЙ

Система разгрузки торцов насосов осуществляется путем отвода части перекачиваемой нефти после лабиринтных уплотнений валов в при­емный коллектор ЛПДС или в отдельно стоящий сборник нефти ударной волны и разгрузки. Отвод разгрузочной нефти от торцовых уплотнений на­сосов в сборник нефти ударной волны и разгрузки по защитному контуру производится при срабатывании предохранительного клапана лишь в от­дельных случаях, когда давление в приемном коллекторе ЛПДС поднима­ется выше 2,5 МПа допустимого по прочности торцов. Отвод нефти из раз­грузочных устройств предусмотрен во всасывающий трубопровод насос­ной. В случае повышения давления в трубопроводе насосной нефть направ­ляется в подземную емкость.

СИСТЕМА ВЕНТИЛЯЦИИ ПОМЕЩЕНИЙ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ

В общественных зданиях применяется приточно-вытяжная вентиляция с приточной камерой расположенной в подвале, и вытяжной камерой, рас­положенной на чердаке.

Приточные системы механической вентиляции состоят из следующих конструктивных элементов:

¨ воздухоприемного устройства, через которое наружный воздух посту­пает в приточную камеру;

¨ приточной камеры с оборудованием для обработки воздуха и подачи его в помещения;

¨ сети каналов и воздуховодов, по которым воздух вентилятором распре­деляется по отдельным вентилируемым помещениям;

¨ приточных отверстий с решетками;

¨ регулирующих устройств в виде дроссель-клапанов , устанавливаемых в воздухоприемных устройствах, на ответвлениях воздуховодов и в кана­лах.

Вытяжные системы механической вентиляции состоят из следующих элементов:

¨ жалюзийных решеток и специальных насадков, через которые воздух из помещений поступает в вытяжные каналы;

¨ вытяжных каналов, по которым воздух, извлекаемый из помещений, транспортируется в сборный воздуховод;

¨ сборных воздуховодов, соединенных с вытяжной камерой;

¨ вытяжной камеры, в которой установлен вентилятор с электродвигате­лем;

¨ оборудования для очистки воздуха, если удаляемый воздух сильно за­грязнен;

¨ вытяжной шахты, служащей для отвода в атмосферу воздуха, извлекае­мого из помещений;

¨ регулирующих устройств (дроссель-клапанов ).

Блок приточных и подпорных вентиляторов обеспечивает подачу воз­духа в нефтенасосную и корпуса электродвигателей.

В блоке установлены:

¨ два приточных вентилятора для обеспечения воздухообмена и обогрева помещения нефтенасосной;

¨ два подпорных вентилятора для создания избыточного давления воздуха в корпусе электродвигателя;

¨ водяные калориферы на каждый вентилятор, через которые засасыва­ется воздух и вентиляционных камер, для подогрева воздуха;

¨ тепловой узел для распределения тепла.

Оборудование вентиляционных систем работает автоматически. В случае аварийной остановки включается резервный вентилятор. При оста­новке обоих подпорных или приточных вентиляторов аварийно отключа­ется вся станция.

На ЛПДС «Нурлино» системы включают по два радиальных вентиля­тора, рабочий и резервный.

Для очистки воздуха от пыли при его запыленности более 0,2 мг/м3
установлены фильтры ячейковые типа ФяВ. Подаваемый воздух подогрева­ется до 10° С (в холодный период года) в калориферных установках.

Создание необходимых режимов работы системы обеспечивается воз­душной регулировочной заслонкой с электроприводом, установленной на воздухозаборе. Частично закрытое положение заслонки соответствует ре­жиму «продувка», полностью открытая – режимам «закрытие клапана» и «подпитка».

Для продувки электродвигателей включается рабочий вентилятор. Ре­гулирующая заслонка, находясь в частично закрытом положении, обеспе­чивает перед каждым электродвигателем давление равное 240 – 800 Па (необходимое для открытия продувочного клапана). Продувка осуществля­ется в течение 10 – 15 мин.

По окончании продувки регулирующая заслонка автоматически от­крывается и давление воздуха возрастает до 1100 Па (необходимое для за­крытия продувочного клапана).

Закрытие продувочного клапана дает разрешение на пуск электродви­гателя. После запуска электродвигателей система обеспечивает их под­питку воздухом.

Система рассчитана на одновременную продувку, закрытие клапана и последующую подпитку всех четырех электродвигателей, включая элек­тродвигатель насосного агрегата, находящегося в горячем резерве.

Перед каждым электродвигателем установлена воздушная заслонка с ручным управлением. При помощи этих заслонок осуществляется дополни­тельная настройка системы при необходимости работы с меньшим числом электродвигателей или осуществляются необходимые режимы при вводе в действие электродвигателей из ремонта.

В настоящее время на нефтеперекачивающей станции «Нурлино» в об­щественных и производственных зданиях устраивают механическую вен­тиляцию, в которой воздух перемещается по сети воздуховодов и другим элементам системы с помощью центробежных и осевых вентиляторов, приводимых в действие электродвигателями.

СИСТЕМА МАСЛОСНАБЖЕНИЯ

Маслосистема предназначена для смазки и охлаждения под­шипников основных насосных агрегатов по перекачке нефти (насос НМ 10000-210, электродвигатель СТД-8000).

Перед пуском насосных агрегатов необходимо осуществить подачу масла на подшипники скольжения и проконтролировать посту­пление масла визуально через смотровые окна в линии слива с целью предотвращения «сухого» запуска агрегатов, что может привести к выплавлению баббитовых вкладышей подшипников и выходу насосных агрегатов из строя.

Подача масла на подшипники осуществляется насосами РЗ-30, Ш-40, связанных по системе АВР, то есть при аварийном отключении одного из насосов, автоматически включается другой. Забор масла производится из двух маслобаков, емкостью по 2,0 м каждый.

Во время эксплуатации из двух емкостей - одна рабочая, дру­гая - резервная, что обеспечивает быстрый ввод другого бака в работу без заполнения ее свежим маслом. Насос РЗ-30, Ш-40 подает масло на сетчатый фильтр, который может работать, как параллельно, так и (в случае ремонта или промывки одного из них), одним элементом. По­сле фильтра масло поступает в установку маслоохлаждения, состоящую из трех воздушных маслоохладителей (секций АВГ) работающих по одному, по две и по три в зависимости от температуры наружного воздуха и от температуры масла на выходе из воздушных холодиль­ников. После маслоохладителей масло поступает на подшипники на­сосных агрегатов. Необходимо следить, чтобы вентили на входе масла к подшипникам действующих насосов и электродвигателей были пол­ностью открыты, а ремонтируемые закрыты. Масло с подшипников самотеком по линии слива возвращается обратно в масляные баки ем­костью 2,0 м3
. Задвижки рабочего бака сливной трубы должны быть открыты, а резервные закрыты, для аварийной подачи масла в случае отключения электроэнергии служит аккумулирующий бак емкостью 0,5 м3
, который расположен под потолком в электрозале. С аккумули­рующего бака лишнее масло по линии перетока перетекает обратно в рабочий бак. Этим в аккумулирующем баке все время поддерживается атмосферное давление, а при остановке и включении в работу акку­мулирующего бака играет роль воздушника.

При работе маслосистемы происходит потери масла, которые восполняются насосом РЗ-4,5А из бака хранения масла емкостью 5 м3
, расположенного за пределами электрозала на НКК и в маслоприямке нефтепровода УБКУА. Кроме того, имеется вывод для наполнения 2 м3
емкости из бочек или автоцистерны при помощи гибкого рукава. При работе агрегатов помнить, что в маслосистеме находится около 2 м3
масла и пополнение масляных баков производить из расчета, чтобы масло в случае остановки насосов не смогло перелиться в приямок, то есть в масляном баке не должно быть масла более 2 м3
при рабо­тающих агрегатах.

ЗАДАЧИ КОНТРОЛЯ И ЗАЩИТА НАСОСНОГО АГРЕГАТА

Для повышения надежности работы насосного агрегата он оснащается средствами контроля, защиты и сигнализации, с помощью которых производятся следующие операции:

· контроль давления на всасывании и нагнетании насосов;

· контроль электрических параметров работы электродви­гателя;

· тепловой контроль корпуса насоса

· тепловой контроль корпуса электродвигателя;

· контроль подачи масла электроконтактным манометром;

· тепловой контроль узлов с трущимися деталями / подшипники и уплотнения вала насоса, подшипники электродвигателя/;

· тепловой контроль входящего и выходящего из электродвигателя воздуха;

· контроль наличия избыточного давления воздуха в корпусе электродвигателя;

· контроль герметичности торцевого уплотнения;

· контроль давления в линии разгрузки;

· контроль вибраций с помощью вибросигнализатора;

· контроль числа часов работы агрегата.

Система защита выключает насосный агрегат в случае ава­рийной ситуации.

В насосном агрегате предусмотрены следующие виды защиты:

· защита от снижения давления на входе в насос во избе­жание возникновения кавитационных явлений;

· защита от чрезмерного повышения давления на входе на­соса;

· защита от падения давления масла в системе;

· тепловая защита корпуса насоса, предотвращающая дея­тельную работу насоса на закрытую задвижку;

· защита герметичности торцевого уплотнения, срабатыва­ющая в случае резкого увеличения утечек;

· при отсутствии избыточного давления в корпусе электро­двигателя насосный агрегат не включается в работу и отключает­ся во время работы;

· защита от чрезмерных вибраций срабатывает при достиже­нии критических величин (амплитуды, вибрации).

2. ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДОЖИМНОЙ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ

2.1 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ НАСОСНОЙ ТОВАРНОЙ НЕФТИ

На ЛПДС “Нурлино” для привода центробежных нагнетателей типа НМ-10000Х210 используются синхронные двигатели типа СТД-8000 с полной мощностью 8000 кВА. Таких двигателей на станции установлено 4 штуки.

Таблица 2.1

Технические характеристики центробежного нагнетателя НМ-10000Х210

Наименование показателей
1. Подача, (м3 /ч)	10000
2. Напор, (м)	210
3. Допускаемый кавитационный запас, (м)	65
4. Частота вращения, (об/мин)	3000
5. Предельное давление,(кгс/см2 )	75
6. Мощность, (r=860 кг/м3 ), (кВт)	5550
7. КПД (на воде), % не менее	89
8. Тип торцевых уплотнений	УНИ-125-185 (или ТМ-120м)
9. Внешняя утечка через одно концевое уплотнение (л/час не более)	0.25
10. Габаритные размеры (длина´ширина´высота)	2505´260´2125
12. Масса всего (кг) в том числе - ротор - крышка	9791 390 2500

Таблица 2.2

Технические характеристики синхронного электродвигателя СТД-8000

Наименование Показателей	СТД-8000
1. Мощность, кВТ	8000
2. Напряжение, В	10000
3. Частота вращения, об/мин	3000
4. Ток статора, А	527
5. Критическая частота вращения, об/мин	2130
6. Напряжение возбуждения, В	156
7. Ток возбуждения, А	262
8. COS	0,9
9. КПД не менее, %	97,7
10. Габариты, мм (длина´ширина´высота)	4735´2630´1715

Исполнение двигателя закрытое с замкнутым циклом вентиляции. Допустимая температура нагрева обмоток статора, измеренная термометром сопротивления, 1200
С, ротора – 1300
С..

Установлено 4 электродвигателя СТД-8000, длина кабельной линии: l1
= 0,3 км, l2
= l3
= l4
= l5
= 0,05 км; напряжение соответственно первичной и вто­ричной обмоток: U1н
= 35 кВ, U2н
= 10 кВ.

Таблица 2.3

Исходные данные

Установка	Uн , кВ	Рн , кВт	Cosjн	hн	Длина гиб­кого кабеля, м
СТД-8000	10	8000	0,9	97.7	50

Рис. 1 Схема электроснабжение

Рис.2 Схема замещения сети

Преобразовав формулу

, (2.1.1)

найдем номинальный ток одного двигателя:

; (2.1.2)

Для определения тока трехфазного к.з. в точке K необходимо знать параметры сети и сопротивление цеховой трансформаторной подстанции. Так как мощность трансформатора неизвестна, необходимо определить расчетную мощность участка и выбрать участковую подстанцию.

Расчетная мощность участка

, (2.1.3)

где - коэффициент спроса;

- установленная мощность;

- мощность наиболее мощного двигателя

Отсюда

Расчетная мощность трансформатора

(2.1.4)

Поскольку

Отсюда .

Выберем трансформатор типа ТД - 20000/35 в соответствии с условием (здесь Sт
- номинальная мощность трансформатора), имеющую следующие паспортные данные: Sт.н.
= 20000 кВ×А, Uв.н .
= 38,5 кВ, Uн.н.
= 11 кВ, Iв.н.
= 38,5 А, Iн.н.
= 960 А, uk
= 2,5%, Ix
,
x
= 1,5%, Px
,
x
= 48*103
Вт, Рк
= 148*103
Вт.

Сопротивление трансформатора, приведенное к низкому напряжению (НН), можно определить по формулам:

(2.1.5)

Сопротивление обмоток трансформатора, приведенное к обмотке низкого напряжения трансформатора, Rт
= 0,0535 Ом, Хт
= 0,156 Ом.

Для определения сопротивления сети необходимо предварительно выбрать сечения кабелей, для чего надо знать значения расчетных токов.

Выбор сечения жил кабелей производится в соответствии с условием Iкаб
£ Iкаб.доп.
Определим расчетный ток в высоковольтном магистральном кабеле длиной l1
= 300 м

Выберем сечение жил кабеля и определим допустимый ток кабеля из условия I2
£ Iдоп
; при Sк..м.
= 240 мм2
, Iдоп
= 350 А. Принимаем 4 кабеля СБГ, его удельное сопротивление R0
= 0,26 Ом/км, X0
= 0,0865 Ом/км. Сопротивление высоковольтного магистрального кабеля

R1
= R0
.
l = 0,26 .
0,3 = 0,078 Ом, Ом

X1
= X0
.
l = 0,0865 .
0,3 = 0,026 Ом. Ом

Определим сечение и сопротивление высоковольтного кабеля длиной l2
= 50 м. Расчетный ток этого кабеля принимаем равным номинальному току двигателя Iн2
= 525 А. Выберем сечение жил кабеля и определим допустимый ток кабеля из условия Iд1
£ Iдоп
; при Sк..м.
= 180 мм2
, Iдоп
= 305 А. Принимаем 2 кабеля СБГ его удельное сопротивлениеR0
= 0,26 Ом/км, X0
= 0,0865 Ом/км. Сопротивление высоковольтного кабеля

R2
=R0
· l2
=0,26 · 0,05=0,013 Ом, Ом

X2
= X0
.
l2
= 0,08 · 0,05 = 0,004 Ом, Ом

Найдем ток трехфазного к.з. Iк.з.
в точке К. Для этого определим сопротивления элементов цепи.

Суммарное сопротивление цепи до точки к.з.,

ХS
= ХТ
+ Х1
= 0,156 + 0,005 = 0,161 Ом

RS
= RТ
+ R1
= 0,0535 + 0,0195 = 0,073 Ом

Ом

Ток трехфазного к.з. в точке К

кА

Окончательно принимаем высоковольтный кабель (до насосного цеха) типа СБГ, который проверяем по экономической плотности тока, термической стойкости к токам к.з. и допустимой потере напряжения.

Проверка выбранного сечения по экономической плотности тока осуществляется по формуле:

мм2
, (2.1.6)

Cечение:

где I1
– ток высоковольтного кабеля, А; jЭК
– экономическая плотность тока, 309,7 А/мм2
.

По экономической плотности тока сечение удовлетворяет заданным условиям.

Выберем защитно-коммутационный аппарат в точке 4 в соответствии с условием где Uн.а
, Iн.а
, Iо.а
– соответственно номинальное напряжение, номинальный ток, ток отключения аппарата (его паспортные данные); Uн
, Iраб
, - cсоответственно номинальное напряжение, рабочий ток и ток к.з. сети в месте установки аппарата.

Номинальное напряжение Uн
=10000 В, номинальный ток двигателя Iн
=525 А.

ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ

Принимаем к установке в начале кабеля высоковольтный выключатель МГГ 10-2000-45Т3, имеющий UНА
= 10000 В, IНА
= 2000 А, IОА
= 45000 А.

Величина, т.е. условие выбора аппарата соблюдено.

После выбора коммутационного аппарата, необходимо определить ток уставки срабатывания максимальной токовой защиты этих аппаратов (автоматических выключателей, магнитных пускателей) и найти величину коэффициента чувствительности максимальной токовой защиты в соответствии с инструкцией по определению токов короткого замыкания, выбору и проверке уставок максимальной токовой защиты в сетях напряжением 10000 В.

ВЫБОР РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ

Разъединители служат для отключения цепи без нагрузки, а также для обеспечения видимого разрыва при производстве ремонтных работ.

Таблица 2.4

Условия выбора разъединителей.

Величина	Обозначение	Формула
Номинальное напряжение кВ	Uн	Uн ³Uн.т.
Номинальный ток, А	Iн	Iн ³Iн.т.
Допустимый ударный ток кА	iн.дин.	iн ³iуд .р.
Ток термической стойкости кА	Iн.т.с.	Iн.т.с. ³I t/tт.с .

Таблица 2.5

Исходя из этих условий выбираем разъединитель типа РВЗ-10/600

Тип	Uном кВ	Iном А	Предельный скв.ток к.з. кА	Ток термической Стойкости кА(н.с.)
РВЗ 10/600	10	600	52	34

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

Для защиты двигателя от к.з. установлена максимальная токовая защита. Она собрана на токовых реле типа РТ-40/6, катушки которых включены во вторичные цепи трансформаторов тока ТД - 20000/35.

Ток срабатывания реле.

А

где Кн
=1,1-1,2 - для реле типа РТ-40; Кс
=1; Кв
=0,8-0,85; Ктт
=40

Эта защита работает с выдержкой времени, устанавливаемой с помощью реле времени. Выдержка времени устанавливается в пределах 0-20 секунд.

Для защиты от междуфазных коротких замыканий служит токовая отсечка:

А,

где Кн
=1,4-1,5; Кс
=1

2.2. СТАЦИОНАРНЫЕ УСТАНОВКИ

2.2.1 ХАРАКТЕРИСТИКА ЛИНЕЙНОГО УЧАСТКА

Для определения расчетных режимов работы нефтепровода НКК на участке "Нурлино-Языково" необходима информация о раскладке труб по трассе линейного участка, а также о шероховатости стенки трубопровода и разности нивелирных отметок соседних станций. Значения этих параметров линейного участка нефтепровода приведены в табл. 2.6

Таблица 2.6

Расчетные параметры линейного участка нефтепровода

Линейный участок	Общая длина L, км	Участки постоянного диаметра, м			Разность нивел. отм. Az
		1,1896	1,191	1,196	82
"Нурлино-Языково"	55	13250	33250	8500

На основании данных, приведенных в табл. 2.6, для линейного участка рассчитан эквивалентный диаметр по формуле

, (2.2.1)

где n - число распределенных диаметров труб на линейном участке;

li
, di
- соответственно длина и внутренний диаметр

секции линейного участка.

Эквивалентный диаметр составляет 1,191 м.

2.2.2 ХАРАКТЕРИСТИКА НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ

На каждой перекачивающей станции рассматриваемого эксплуатационного участка нефтепровода установлено по четыре магистральных насосных агрегата НМ 10000-210. На перекачивающей станции "Нурлино", находящейся в начале эксплуатационного участка, установлены четыре подпорных насосных агрегата 26 QLSM фирмы "Worthington".

Значения диаметров роторов насосов и типы электродвигателей приведены в табл. 2.7.

Таблица 2.7

Характеристика насосных агрегатов.

Перекачивающая станция	Диаметр ротора насоса Dp , мм				Тип электро-двигателя
	1 -насос	2-насос	3-насос	4-насос
Нурлино	495/485	475/465	495/485	475/465	СТД-8000

Графические характеристики насосных агрегатов представлены на рис. 2.2.1-2.2.3.

Рис 2.2.1 Характеристика подпорного насоса 26 QLSM

Рис. 2.2.2. Характеристика насоса НМ 10000-210 с ротором 495/485 мм

Рис. 2.2.3. Характеристика насоса НМ 10000-210 с ротором 475/465

Для выполнения расчета с применением ЭВМ рабочие характеристики насосов H(Q) и Пн(О) необходимо представить в виде функций.

В качестве искомых функциональных зависимостей были выбраны полиномы вида

H=a0
+a1
Q+a2
Q2
; (2.2.2)

ηн
=k0
+k1
Q+k2
Q2
+k3
Q3
J
(2.2.3)

где ai
, ki
- коэффициенты аппроксимации.

Значения коэффициентов аппроксимации из уравнений (1 .2) и (1.3) для всех типов установленных насосов были найдены по методу наименьших квадратов.

Значения коэффициентов аппроксимации характеристик насосов приведены в табл. 2.8.

Таблица 2 .8

Коэффициенты аппроксимации характеристик насосов с роторами 495/485 мм, 475/465 мм и подпорного насоса

Коэффициенты аппроксимации		Диаметр рабочего колеса НМ 10000-210		Насос 26QLSM
		495/485	475/465
H(Q)	а0 a1 а2	328,0997 -6,933802∙10- 3 -4,955454∙10-7	273,4496 -3,3871 97∙10-3 -1,901 829∙10-6	161,845 -2,5591 53∙10-3 -1,279595∙10-6
η (Q)	ko k1 k2 k3	4,983004 2,055794∙10-2 -1,64452∙10-6 4, 174424∙10-1 1	0,6549201 3,3971 36∙10-2 Ч988764∙10-6 2,73581 7∙10-10	40,33463 -4,1 1142∙10-3 3,746569∙10-6 -2,870879∙10-10

В качестве привода магистральных насосных агрегатов используются синхронные электродвигатели СТД 8000-2; подпорные насосы укомплектованы асинхронными электродвигателями фирмы "Shorch". Значения коэффициентов полезного действия этих электродвигателей зависят от коэффициента их загрузки

, (2.2.4)

где nh
- мощность на валу электродвигателя;

nhom
-номинальная мощность электродвигателя.

Рис. 2.2.4. Зависимость коэффициента полезного действия электродвигателя от коэффициента загрузки.

Таблица 2.9.

Зависимость КПД синхронного электродвигателя от коэффициента загрузки.

Коэффициент Загрузки	0,25	0,5	0,75	1
ηэ.с.	0,916	0,938	0,955	0,968

Таблица 2.10

Зависимость КПД асинхронного электродвигателя от коэффициента загрузки

Коэффициент загрузки	0,25	0,5	0,75	1
ηэл.а.	0,951	0,967	0,969	0,967
COS φ	0,69	0,84	0,87	0,88
К= ηэл.а. ∙COS φ	0,6562	0,8123	0,8430	0,8510

В качестве аналитической зависимости, описывающей изменение КПД от коэффициента загрузки, выберем полином второго порядка

ηэ
=ro+r1
∙k3
+r2
∙k3
2
(2.2.5)

Поскольку для асинхронных электродвигателей мощность, потребляемая из сети, зависит от значения COS φ, расчет коэффициентов аппроксимации полинома будем производить для параметра R= ηэ
∙COS φ

R=ro
+r1
∙k3
+r2
∙k3
2
(2.2.6)

2.2.3 МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ РЕЖИМОВ

Режим работы перекачивающих станций определяется совместным решением уравнений, описывающих гидравлическую характеристику линейных участков трубопровода и характеристику перекачивающих станций.

Производительность трубопровода определяется из системы уравнений

где Нтр
- напор, необходимый для преодоления разности

геодезических отметок и создание остаточного напора в конце

трубопровода;

Ннс
- напор, развиваемый всеми работающими насосами при

заданном режиме перекачки;

∆zj
- разность геодезических отметок на j -м линейном участке;

n - число линейных участков (перекачивающих станций);

Ност
- остаточный напор в конечном пункте трубопровода;

- потери напора на трение в j-м линейном участке

трубопровода;

1,02 - коэффициент, учитывающий местные сопротивления на

линейном участке;

nMHj
- число магистральных насосов, установленных на j-й

перекачивающей станции;

hпн
- напор, развиваемый подпорными насосами;

hмн
jк
- напор, развиваемый k-м магистральным насосным

агрегатом j-й перекачивающей станции;

fjk
- индекс состояния k-ro насосного агрегата j-й ПС (если насос

находится в работе fjk
=1; если остановлен fjk
=0).

Потери напора на трение определяются по формуле Лейбензона

, (2.2.7)

где v -
расчетная вязкость нефти;

Q - расход нефти;

- длина j-oro линейного участка;

D - внутренний эквивалентный диаметр j-oro линейного участка.

Значения коэффициентов и m
в формуле Лейбензона зависят от режима течения нефти и шероховатости внутренней поверхности стенки трубопровода. Эквивалентную шероховатость принимаем равной 0,2.

Режим течения определяется безразмерным критерием Рейнольдса

, (2.2.8)

В табл. 2.11 приведены значения коэффициентов р и m для различных режимов течения жидкости.

Таблица 2.11

Зависимость коэффициентов р и m от режима течения

Режим течения		Re	m	P
Ламинарный		Re<2320	1	4,153
Турбу-лентный	Гидравлически гладкие трубы	2320<Re<10/ε	0,25	0,0246
	Смешанное трение	10/6<Re<500/ ε	0,123	0,802∙10(0,0552∙ ln ε - 0 , 627)
	Квадратичное трение	Re>500/ ε	0	9,089∙103 - ε 0, 25

Напор, развиваемый магистральными hMH
и подпорными hП
H
перекачивающими агрегатами, определяется по формуле (2.2.2).

Напор на выходе с-й перекачивающей станции определяется из соотношения

ННС
=
Нвсс
+ Нмнс
(2.2.9)

где Нвсс
- напор на входе с-й перекачивающей станции;

, (2.2.10)

Нмнс
- напор, создаваемый работающими насосами с-й перекачивающей станции.

Напор на всасывающей линии с-й перекачивающей станции определяется как разность между напорами, создаваемыми (с-1) перекачивающими станциями и потерями в трубопроводе, состоящем из (с-1) линейных участков

, (2.2.11)

Напоры на всасывании и нагнетании перекачивающих станций должны удовлетворять условию, накладываемому ограничениями

,

, (2.2.12)

где - максимальное допустимое давление на нагнетании j-й НПС;

- соответственно минимальное и максимальное допустимые давления на входе с-й НПС; g - ускорение свободного падения.

Расчет мощности электродвигателя насоса выполняется с учетом выражения

, (2.2.13)

где - коэффициент полезного действия насоса, определяемый по формуле (2.3);

Н - напор, развиваемый насосом при производительности Q;

- коэффициент полезного действия электродвигателя, определяемый для синхронных электродвигателей по формуле (2.2.5),

а для асинхронных по формуле (2.2.6).

Значение коэффициента загрузки К3
, вычисляется из выражения (2.2.4), где мощность на валу электродвигателя Nн
определяется по формуле (2.2.13) без учета .

Для каждого их вариантов включения насосов на перекачивающих станциях определяется сумма потребляемой мощности для всех насосов, включенных в работу.

В качестве критерия оценки эффективности режимов перекачки, при питании НПС от различных энергосистем, приняты удельные энергозатраты на 1 м3
нефти, транспортируемой при рассматриваемом напряжении

, (2.2.14)

Конфигурация работающих основных насосов (карта случайно выбранных режимов) представлена в табл. 2.12

Таблица 2.12

Карта возможных режимов.

Номер режима	Варианты включения насосов
1	0,0,0,1
2	0,0,1,1
3	0,1,1,1
4	0,0,1,1
5	1,0,1,0
6	1,1,1,0
7	0,1,0,1

2.2.4 РАСЧЕТ РЕЖИМОВ РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДА

Параметры режимов работы нефтепровода представлены в табл. 2.13.

Таблица 2.13

Параметры режимов работы нефтепровода

Номер режима	Расход, м3 /ч	Удельная мощность, кВт*ч/т
1	5100	1,2678
2	7635	1,2628
3	7110	1,2493
4	9110	1,3542
5	11500	1,6484
6	9310	1,3954
7	5465	1,2559

Расчетные значения давления на входе и выходе перекачивающих станций, расхода и энергозатрат приведены в приложении 1.

При заданном плане перекачки V за плановое время Т расход нефти в трубопроводе должен составлять

Q=V/T, (2.2.15)

Обеспечение заданного плана перекачки возможно при любых двух режимах, удовлетворяющих условию

Q1
<Q<Q2
, (2.2.16)

где Q1
и Q2
- производительность нефтепровода на

первом и втором дискретных режимах.

Время работы Т1
и Т2
на выбранных режимах перекачки может быть найдено из решения системы уравнений

(2.2.17)

Решая систему уравнений (2.2.17), получим

, (2.2.18)

или, с учетом (1.17),

, (2.2.19)

Затраты электроэнергии в этом случае будут определяться уравнением

. (2.2.20)

Подставляя значения T1
и Т2
, окончательно получим

(2.2.21)

В интервале расходов от Q1
до Q2
суммарные удельные энергозатраты, определяемые из выражения (2.2.21), изменяются по закону параболы.

Задачей анализа расчетных режимов перекачки из ряда возможных является поиск режимов, характеризующихся наименьшими энергозатратами. Очевидно, что такие режимы будут принадлежать кусочно-выпуклой линии и являться ее узловыми точками.

Левой границей линии будет режим обладающий наименьшими удельными затратами на перекачку. Значение остальных узловых режимов будут определяться из условия

, (2.2.22)

Результаты расчета приведены в табл. 2.14 и графически представлены на рис. 2.2.5.

Таблица
2.14

Рациональные режимы перекачки

Номер режима	Расход, м3 /ч	Удельные энергозатраты, кВт ч/т
1	7110	1,2493
2	7635	1,2628
3	9110	1,3542
4	11500	1,6484

Рис.2.2.5. Зависимость изменения удельных энергозатрат от расхода

Рассчитаем напоры на выходе перекачивающей станций ЛПДС Нурлино для режимов 2,3 по формуле

где Р - расчетное давление, Па;

ρ - плотность нефти, кг/м3
;

g - ускорение свободного падения, м/с2
;

Рассчитаем напор для

2-го режима

3-го режима

Остаточный напор на ЛПДС Языкове принимаем 40 м, исходя из условия безкавитационной работы насосов.

Вывод.

При работе нефтепровода с производительностью

• Q1
=7300 м3
/ч целесообразно применять циклическую перекачку на режимах 1,2;

• Q2
=8700 м3
/ч на режимах 2,3;

• Q3
= 10300 м3
/ч на режимах 3,4.

При расчете было принято, что значения тарифов на электроэнергию на перекачивающих станциях эксплуатационного участка одинаковы. Указанные оптимальные режимы позволяют уменьшить затраты на оплату покупной электроэнергии, которые составляют более 50% от общих затрат на перекачку нефти.

2.3. ЭЛЕКТРОПРИВОД ЗАДВИЖКИ

2.3.1 Т
ЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ НА ЭЛЕКТРОПРИВОД ЗАДВИЖКИ

1. Назначение и область применения:

Задвижка предназначена для включения и отключения отдельных участков трубопроводов и технологических аппаратов в системах сбора, подготовки, транспорта и хранения нефти, газа, газоконденсата, пластовых вод. Задвижки установливаются на особо опасных участках магистральных нефтепроводов с рабочей температурой среды от -45 до + 50° С.

2. Технические характеристики
:

2.1 Напряжение питания – 380В, 50 Гц.

2.2 Привод регулируемый, реверсивный.

2.3 Диапазон регулирования – 1:10.

2.4. Привод исполнительного органа:

Асинхронный двигатель марки: 4А100L4УЗ

2.4.1. Номинальная мощность - 4 кВт.

2.4.2. Синхронная частота вращения – 1500 об/мин.

2.4.3. КПД - 0,84

2.4.4. Cos - 0,84

2.4.5. Номинальное скольжение, SН
– 4,6 %

2.4.6. Момент инерции, Jрот
- 0,011 кгм2

3. Требования по автоматизации:

3.1. Система управления электроприводом должна обеспечивать постоянное время закрытия задвижки

3.2. Электропривод должен обеспечивать управление со следующих постов:

3.2.1. Местный пост управления привода

3.2.2. Дистанционное управление из операторной

3.2.3. Система управления должна снабжаться блокировкой, запрещающей работу с местного поста управления при управлении с поста диспетчера (и наоборот)

3.3. Электропривод снабжается следующими видами защит:

3.4. Защита от исчезновения тока в любой фазе

3.5. Защита от токов короткого замыкания Iуст = 5,6·Iном

3.6. Защита от недопустимой перегрузки Iуст = 1,5·Iном, t = 1 мин

4. Условия эксплуатации:

4.1. Диапазон температур................................................... .(-45 - +50)°С

4.2. Относительная влажность.
.......................................... .80% при 20°С

4.3. Шкафы управления исполнения УХЛ, со степенью защиты от попадания посторонних предметов и влаги IР 22.

4.4. Двигатели общепромышленного исполнения, со степенью защиты от попадания посторонних предметов и влаги IР 32.

4.5. Установочное положение задвижек электроприводом вверх. Допускается отклонение от вертикали до 90° в любую сторону. При наклонном или горизонтальном положении должна быть предусмотрена дополнительная опора под электропривод.

4.6. Диапазон вибрационных нагрузок 1¸35 Гц при максимальном ускорении 0,5g и степени жёсткости 1

5.Требования по надежности

5.1. Коэффициент готовности - 0.98

5.2. Средняя наработка на отказ – 12000ч.

5.3. Гарантийный срок эксплуатации - 6 лет.

5.4. Минимальное время восстановления - 10 мин.

6. Гарантии изготовителя:

6.1. Непрерывный срок эксплуатации......................................................10 – 15 часов.

6.2. Минимальное время между кап. ремонтами.........................................500 циклов

2.3.2 У
СЛОВИЯ РАБОТЫ ЗАДВИЖКИ

По расположению уплотняющих колец задвижки можно разделить на следующие две группы:

1. Клиновые задвижки, уплотняющие кольца которых расположены под углом и образуют клин. К этому типу относятся как задвижки с цельным клином, так и с клином, образованным двумя дисками.

2. Параллельные задвижки, уплотняющие кольца которых расположены параллельно друг другу.

Величина угла при вершине клина (2φ) оказывает важное влияние на эксплуатационные свойства задвижек. При малых углах уменьшается величина усилия, необходимого для закрытия задвижки, но при этом увеличивается вероятность заклинивания клина в корпусе при деформациях трубопровода, вызываемых колебаниями температуры.

Обычно при tраб
≤ 120° С применяют клинья с уклоном 1:20 (φ = 2°52'), а tраб
> 120° С - с уклоном 1:12(φ = 5°).

Для того чтобы клин не защемлялся в корпусе, необходимо, чтобы он не был самотормозящим, что выполнимо при условии

μк
=tgφ ( 2.3.1)

где μк
— коэффициент трения.

Для задвижек с углом φ = 2°52' tg φ = 0,05, для задвижек с углом φ= 5° tg φ=0,09. В реальных условиях эксплуатации клиновых задвижек коэффициент трения больше указанных величин; поэтому клиновые задвижки обычно работают в условиях самоторможения клина.

В параллельных задвижках угол распорного клина имеет величину порядка φ=20°. При таких значениях φ можно обеспечить отсутствие самоторможе­ния клина (при хорошей чистоте поверхностей клина и дисков).

При силовых расчетах задвижек следует учитывать условия, в которых создается плотное перекрытие среды задвижкой. Рассмотрим основные из возможных.

При одностороннем самоуплотнении удельное давление на уплотняющих кольцах, необходимое для обеспечения плотности, создается давлением среды, действующим на диск. Для этого должно быть выдержано условие Qср > Qу, т. е. усилие, создаваемое давлением среды на клин или диск, должно быть больше усилия, необходимого для обеспечения плотности,

Для обеспечения плотного перекрытия задвижке на уплотняющих кольцах должны быть созданы уделыные давления по величине не меньше qу
, т.е. должно быть выдержано условие qк
> qу
,

где qк
- удельное давление, фактически действующее на уплотняющих поверхностях колец;

qУ
- удельное давление, необходимое для обеспечения плотности.

Если задвижка работает в условиях самоуплотнения и уплотняющие кольца клина корпуса соприкасаются на полную ширину наиболее узкого из колец, то

(2.3.2)

и должно иметь место

(2.3.3)

При давлении ниже указанного плотность задвижки не будет обеспечена. Таким образом, в задвижках при одностороннем самоуплотнении плотность обеспечивается лишь, начиная с определенной величины давления и выше; ниже этого давления плотность задвижки не гарантируется.

Для ориентировочного определения условий, при которых возможно самоуплотнение задвижек, приведен график на рисунке 2.3.1.

В этом случае полости корпуса и крышки заполнены средой даже при закрытой задвижке. Конструкция задвижек, предназначенных для работы в таких условиях, иногда не предусматривает разжимающих элементов для дисков в параллельных задвижках (клин, винт, кулачки и т. д.), вследствие чего между уплотняющими кольцами диска и корпуса сохраняется зазор со стороны входа среды.

1- для задвижек со стальными уплотняющими кольцами;

2 - для задвижек с латунными кольцами

Рис 2.3.1 - Диаграмма давлений среды, обеспечивающих самоуплот­нение задвижек

Если такая задвижка перекрыта в трубопроводе с
неподвижной средой, то независимо от величины давления в трубопроводе плотность перекрытия ее не будет обеспечена до начала движения среды. При этом части трубопровода не будут разобщены до тех пор, пока не начнется движение среды через задвижку и пока расход среды не достигнет величины, создающей перепад давлений, при котором возникнет усилие, достаточное для перемещения диска к кольцу корпуса и плотного прижатия его.

Во избежание такого недостатка задвижки, даже предназначенные для работы в условиях самоуплотнения, очень часто снабжаются распорным устройством, которое в данном случае служит, в основном, для сближения уплотняющих колец диска и корпуса до их соприкосновения.

Управление задвижками, работающими в условиях самоуплотнения, может производиться с фиксацией достигнутого положения диска в закрытой задвижке - путем применения концевых выключателей.

При одностороннем уплотнении с поджатием
задвижка работает тогда , когда давление среды не обеспечивает условий, необходимых для самоуплотнения, т. е. когда QР
< Qу
; усилие, создаваемое давлением среды на диск или клин меньше усилия, необходимого для создания плотности. Закрытие задвижек производится с поджатием шпинделем клина для создания определенных удельных давлений. При низких давлениях задвижка не обладает достаточной плотностью и дает протечку. Плотность задвижки в этих условиях гарантируется лишь при достижении определенного давления.. При меньших давлениях плотность не гарантируется.

Односторонняя гарантированная плотность
в задвижке на всем диапазоне давлений от нуля до Ру
обеспечивается тогда, когда действием шпинделя создают на уплотняющих кольцах задвижки удельные давления, достаточные для создания плотности как при действии среды, так и при отсутствии среды.

При возникновении перепада давлений усилия на кольцах изменяются в связи с влиянием упругости элементов задвижки; при этом величина удельного давления на кольцах со стороны входа среды снижается, а со стороны выхода среды - повышается. Величина этих изменений зависит от соотношения упругости дисков и корпуса.

В результате действия среды, в этом случае, плотность обеспечивается в задвижке лишь на стороне выхода среды, и в полость корпуса и крышки может проходить среда.

Задвижки при односторонней гарантированной плотности должны закрываться путем применения ограниченного момента.

Двухсторонняя гарантированная плотность в задвижке на всем диапазоне от нуля до Ру
обеспечивается тем, что усилие, создаваемое на уплотняющих кольцах действием шпинделя при помощи распорного устройства, гарантирует плотность как со стороны входа, так и со стороны выхода среды независимо от направления ее движения. Среда после перекрытия задвижки в полость корпуса и крышки не проходит.

Закрытие задвижек при двухсторонней гарантированной плотности должно производиться с ограничением момента.

Следует считать, что для задвижек наиболее надежным является последний метод уплотнения, т. е. обеспечение двухсторонней гарантированной плотности; однако для обеспечения таких условии требуется изготовление задвижек с особой тщательностью и точностью и наличие очень жесткого корпуса, что значительно удорожает изготовление задвижек. Помимо этого для обеспечения двухсторонней плотности требуется применение больших усилий. В связи с этим обычно ограничиваются обеспечением односторонней гарантировал плотности, а для задвижек больших проходов обычно ограничиваются условиями самоуплотнения.

СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ НА КЛИН ЗАДВИЖКИ

При перемещении клина в задвижке необходимо преодолевать силы сопротивления, которые возникают, в основном, в связи с трением между деталями задвижки.

Силы трения в задвижке возникают между уплотняющими кольцами клина и корпуса как со стороны выхода среды, так и со стороны входа среды. До соприкосновения клина с уплотняющими кольцами корпуса может действовать сила трения между клином и направляющими гребнями корпуса, которая создается как действием давления среды на клин, так и моментом на шпинделе, хотя влиянием последнего обычно пренебрегают.

Силы трения между направляющими клина и корпуса и между уплотняющими кольцами клина и корпуса одновременно действовать не могут, поэтому в расчете учитывается лишь одна из них.

В конце закрытия и в начале открытия задвижки, когда клин еще не коснулся уплотняющего кольца корпуса, при наличии перепада давлений может действовать сила гидравлического давления, составляющая которого Qт
помогает закрытию и противодействует открытию. Схема действия силы Qт
на клин показана на рисунке 2.3.2.

Вес деталей QG
, подвешенных к шпинделю, обычно по сравнению с силами, действующими в задвижке, имеет незначительную величину и существенного влияния на ее работу не оказывает даже в том случае, если шпиндель задвижки расположен вертикально. При горизонтальном расположении оси шпинделя вес этих деталей незначительно увеличивает силу трения между клином и корпусом. Часть момента, действующего на шпинделе, передаваемая на клин, вызывает изменения действия кольца и уменьшая его с другой стороны. Так как влияние этого фактора сказывается в пределах 2 - 4 %, при обычных расчетах задвижек он не учитывается.

Рис. 2.3.2 - Схема действия силы Qг
на клин

При силовых расчетах задвижек не учитывается также и сила трения Tг
-между головкой шпинделя и клином, которая также очень мало сказывается на величине усилия, необходимого для управления задвижкой.

Рассмотрим процесс закрытия и открытия клиновой задвижки и выявим силы, действующие на клин.

Перемещение клина при закрытии задвижки в потоке среды протекает следующим образом: клин, опускаясь вниз, постепенно перекрывает отверстие корпуса, вследствие чего увеличивается разность давлений по обе стороны клина, и последний встречает все большее сопротивление увеличивающейся силы трения Тн между направляющими корпуса и клина.

В период, когда клин еще не коснулся уплотняющего кольца, он движется вертикально вниз вдоль направляющих. Сила давления среды Оср
, направленная нормально к плоскости уплотняющего кольца, образует угол с направляющими клина, благодаря чему создается дополнительное усилие Qг
направленное в сторону движения клина и равное

(2.3.4)

Клин при движении вниз коснется одного уплотняющего кольца и благодаря зазору между направляющими начнет двигаться вдоль плоскости уплотняющего кольца. В это время сила давления среды направлена нормально к плоскости движения и создает лишь силу Тк
- силу трения между уплотняющими поверхностями. В дальнейшем, когда клин касается обоих уплотняющихколец, к действующим силам сопротивления прибавляется сила трения ТК1
во второй паре уплотняющих колец со стороны входа среды. Величина сил трения между уплотняющими поверхностями в этот момент зависит не только от силы действий давлений среды Qср
, но и от усилия, которым шпиндель действует на клин Q1
.

При открытии задвижки подъем клина начинается скольжением по его уплотняющим кольцам корпуса. Основными силами сопротивления, действующими в этот момент, являются силы трения между уплотняющими кольцами. При дальнейшем движении клина вверх вдоль уплотняющих колец в связи со смещением клина под действием усилия гидравлического давления среды Qср выбирается зазор между направляющими клина и корпуса, после чего клин начинает двигаться вертикально вверх вдоль направляющих. С этого момента действует составляющая Qг силы гидравлическуого давления среды на клин

(2.

3.5)

направленная в сторону, обратную движению клина, эта сила пр мере подъема клина уменьшается в связи с уменьшением усилия Qср.

2.3.3 С
ИЛОВОЙ РАСЧЕТ ЗАДВИЖКИ

Рис.2.3.3 Задвижка клиновая

Задвижка клиновая Dу
=800 мм, Ру
=2,5 МПа имеет вращаемый шпиндель. Угол наклона клина φ=2°52´, передаточное отношение привода Д, которым снабжена задвижка, при ручном управлении iм
=902; к.п.д. η=0,77. Диаметр отхода маховика Dм
=800 мм. Диаметры уплотняющих колец D1
=900 мм, D2
=827 мм. Расчет производится для условий работы при односторонней гарантированной плотности.

1. Определить крутящий момент и усилие на маховике, необходимые для закрытия задвижки.

Наибольшее усилие, необходимое для перемещения клина при закрытии клиновой задвижки с латунными уплотняющими кольцами при угле наклона клина φ=2°52´ для данных условий определяется формулой:

Q1
=0,60Qу
+0,25Qср
-QG
(2.3.6)

где Qу
– усилие, необходимое для уплотнения, Н;

Qср
- усилие от давления среды на клин, Н;

QG
– вес подвижных частей, который здесь =
но мал, поэтому его в расчете не учитываем.

Qу
= πDк
bqу
=3,14·0,8635·0,0365·2,88·106
=285 кН, (2.3.7)

где

- средний диаметр уплотняющих колец;

- ширина уплотняющих колец;

- удельное давление.

Qср
=0,785D2
к
Ру
=0,785·0,86352
·2,5·106
=1463,3 кН; (2.3.8)

Наибольшее усилие вдоль шпинделя, необходимое для закрытия задвижки, имеет величину: Q0
=Q1
=0,60·285·103
=536,8 кН.

2. Определить момент на шпинделе, необходимый для закрытия задвижки:

М=М0
+Мс
+Мб
(2.3.9)

где

М0
- момент в резьбе, Н·м;

Мс
- момент трения в сальнике, Н·м;

Мб
- момент трения в бурте, Нб·м.

(2.3.10)

где по таб. «значения условного плеча момента для шпинделей с трапецеидальной резьбой»при коэффициенте трения μ=0,25.

(2.3.11)

где Т- сила трения в сальнике, н;

dc= 0,09 м – диаметр шпинделя в сальнике.

(2.3.12)

где ψ=2,24 при h/s=6,94, так как h=0,104 м, D=0,12 м, dс
=0,09 м, s=1/2(D -dc
)=0,015м .

, (2.3.13)

где Qшп
=0,785dc
2
P=0,785·0,092
·2,5·106
=15896 Н·м,

средний диаметр бурта принят по шарикоподшипнику: d6
=0,24 м, коэффициент трения принят μ=0,01.

Наибольший момент на шпинделе, необходимый для закрытия задвижки:

М=6736+340,2+663,2=7739,4 Н м.

Наибольший момент на маховике, необходимый для закрытия задвижки вручную:

. (2.3.14)

Усилие на маховике, необходимое для закрытия задвижки:

(2.3.15)

1. Определить крутящий момент и усилие на маховике, необходимые для открытия задвижки.

Наибольшее усилие, необходимое для перемещения клина при открытии:

Q1
’
=0,6Qу
+0,35Qср
=0,6·285000+0,35·463000=683155 =683155 Н.

Крутящий момент на шпинделе:

М´=М´0
+М´с
+М´б
, (2.3.16)

где:

М0
- момент в резьбе, Н·м;

Мс
- момент трения в сальнике, Н·м;

Мб
- момент трения в бурте, Н·м.

Момент в резьбе:

(2.3.17)

Момент трения в бурте:

(2.3.18)

Наибольший момент на шпинделе, необходимый для открытия задвижки:

М=8574+340,2+819,8=9734 Н м.

Наибольший момент на маховике, необходимый для открытия задвижки вручную:

. (2.3.19)

Усилие на маховике, необходимое для открытия задвижки:

(2.3.20)

Выбираем двигатель на 1500 об/мин.

(2.3.21)

Номинальная мощность - Рн
= 4 КВт

Синхронная частота вращения - n = 1500 об/мин

Коэффициент полезного действия - h= 84 %

Коэффициент мощности - cosj = 0,84

Номинальное скольжение - Sн
= 4,6 %

Критическое скольжение – Sк
= 31,5 %

Частота питающего напряжения - f = 50 Гц

Момент инерции ротора – Jрот
= 0,011кг·м2

Параметры схемы замещения: в номинальном режиме: R1
’
= 0.067; X1
’
= 0.079; R’’2
=0,053; X’’2
=0,14

Расчетные параметры для схемы замещения:

Lm
= 0,1946Гн, Lsh
= 0,01631 Гн,

Rs
=1,6539 Ом, LRh
= 0,01668 Гн,

RR
=1,2678 Ом, Ks
= 0,969,

Ls
= 0,2008 Гн, KR
= 0,948,

LR
= 0,2053 Гн.

2.3.4 РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ДВИГАТЕЛЯ

IН
===8,61 A

Рис.2.3.4 Г-образная схема замещения АД для номинального режима.

Параметры Г – образной схемы замещения АД для номинального режима в относительных единицах:

X1
= = = 0,076

R 1
= = = 0,064

Коэффициент перевода относительных единиц в физические:

C = = = 25,48

Взаимная индуктивность статора и ротора, приведенная к статору: Lm
== 0,19 Гн

Активное сопротивление фазы обмотки статора:

Rs = R1
C = 0,064 ∙25,48 = 1,63 Ом

Индуктивность фазы обмотки статора:

Ls
= = = 0,2 Гн

Поправочный коэффициент для параметров Г-образной схемы замещения:

σг
= = = 1,039

Активное сопротивление ротора, приведенное к статору:

Rr
= = = 1,25 Ом

Индуктивность фазы обмотки ротора, приведенная к статору:

Lr
= Гн

Через первичные параметры определяется переходная индуктивность асинхронной машины .

Переходная индуктивность статора:

L’
s = Ls
- Гн

Переходная индуктивность ротора:

L'r = Lr
- Гн

Постоянная времени обмотки ротора:

T'r
= cек

Постоянная времени обмотки статора:

Ts
= сек

Коэффициент магнитной связи статора:

Ks
=

Коэффициент магнитной связи ротора:

Kr
=

РАСЧЕТ МЕХАНИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ДВИГАТЕЛЯ

Номинальное и критическое скольжение:

Sн = 0,046

Sк = 0,315

Синхронная частота вращения ротора:

ωc
= рад

Кратность пускового и критического моментов:

mп
=Mп
/Мн
=2,0 mк
=Мк
/Мн
=2,4

Номинальный момент двигателя:

Мн
=9570 Нм

Пусковой момент двигателя по справочным данным:

Mп
= 2,0 ∙ Мн
= 2,0 ∙ = 53,5 Нм

Критический момент:

Мк
= 2,4 ∙ 26,75 = 64,2 Нм

2.3.5
ЭЛЕКТРОПРИВОД С ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕМ ЧАСТОТЫ С ЧАСТОТНЫМ УПРАВЛЕНИЕМ

Частотное управление асинхронным двигателем, для своей реализации, не требует знания или определения внутренних параметров машины. Все необходимые параметры, вводимые в привод, указаны в общих паспортных данных двигателя. Различные законы частотного управления опираются на уравнения установившихся режимов. Следовательно, привод имеет невысокие динамические показатели. Частотное управление подразумевает рациональные законы управления частотой и напряжением. В приводе, как правило, предусмотрен один внутренний настраиваемый регулятор скорости. Большинство фирм выпускают такие простые приводы. Приводы с частотным управлением имеют встроенные функции: переключаемые законы управления, задатчик интенсивности, ограничение тока, вычисление температуры двигателя (по значению измеренного тока и частоты), исключение из рабочих режимов резонансных частот и ряд других.

Схема системы управления электроприводом представлена на рис.2.3.5.

Рис. 2.3.5 Схема системы управления электроприводом

Функции осуществляемые схемой: при включенном предварительно автоматическом выключателе нажатие на кнопку SB1 приведет к срабатыванию контактора КМ1, который силовыми замыкающими контактами подключит статор двигателя к сети (при замкнутом контакте водяного реле ВР, которое контролирует уровень воды в заливочном баке), а вспомогающим замыкающим контактом заблокирует кнопку SB1, оставив цепь катушки КМ замкнутой после отпускания кнопки. Нажатие на кнопку SB2 разорвет цепь катушки КМ, силовые контакты КМ отключат двигатель от сети и он остановится под действием момента Мс. Отключение также может осуществляться контактом КК, если ток статора превысит допустимое значение на 30 -–40%, - так осуществлена защита от небольших перегрузок и обрыва фазы. От коротких замыканий защищает автоматический выключатель QF. Защиту от самопроизвольного запуска осуществляет контактор КМ, т.к. он может повторно включится лишь при нажатии кнопки SB1. Логическая функция данной схемы:

РЕЗУЛЬТАТЫ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Частотное регулирование скорости асинхронного двигателя электропривода осуществляется изменением частоты и напряжения питающего двигатель.

Типовая структурная схема универсального электропривода на базе асинхронного короткозамкнутого двигателя состоит из самого двигателя, преобразователя частоты, включающего инвертор тока или напряжения с широтно-импульсной модуляцией (ШИМ), датчиков тока, напряжения, скорости, системы управления реализованной программно на микроконтроллере.

Преобразователь частоты включает в себя неуправляемый выпрямитель и инвертор на силовых транзисторных модулях IGBT или BJT –типа.

В качестве электродвигательного устройства в разрабатываемом электроприводе используется асинхронный двигатель с короткозамкнутым ротором. Для получения структурной схемы асинхронной машины необходимо выполнить математическое описание переходных процессов, протекающих в ней.

Входными параметрами являются напряжения статора на оси a и b, выходным параметром является частота вращения ротора wр
.

Моделирование привода с частотным управлением проводилось с асинхронным двигателем 4А100L4У3, номинальной мощностью 4 кВт, напряжением 380В и синхронной частотой вращения 1500 об/мин.

Схема модели представлена на рис. 2.3.6 .На рис.2.3.7 приведены графики переходных процессов в приводе с "вентиляторной" нагрузкой. В приводе осуществлялся пуск двигателя с номинальным моментом до номинальной скорости, наброс и сброс нагрузки. Моделирование, для ускорения процесса счета, проводилось в режиме Accelerator.

Исследование переходных процессов, протекающих в электроприводе, проводились на персональном компьютере с помощью пакета прикладной программы MATLAB 6.5 в соответствии со схемой, представленной на рис. 2.3.6.
Анализ полученных переходных процессов показывает, что предполагаемый электропривод позволяет:

1) осуществить плавный разгон двигателя до номинальной частоты вращения при пуске, при этом скачок электромагнитного момента не превышает критического значения;

2) осуществить плавное регулирование частоты вращения в заданном диапазоне;

3) при резких набросах нагрузки электропривод осуществляет стабилизацию частоты вращения.

Рис.2.3.6.
Схема моделирования привода с частотным управлением U/f=const)..

Заданные значения сравниваются с измеренными через звено нечувствительности и П-регулятор (выбранный на основе моделирования так, чтобы ток двигателя при пуске не был больше заданного значения). В качестве задатчика интенсивности используется апериодическое звено первого порядка с постоянной времени τ=2 .

Схема задатчика интенсивности

Алгоритм управления U/f= const c IR-компенсацией, которая выполнялась на основе начального задания U.

Рис.2.3.7.
Переходные процессы в приводе при пуске, набросе и сбросе нагрузки.

ВЫБОР ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯ ЧАСТОТЫ

ТРИОЛ АТ16 – универсальный низковольтный 0.4 кВ трехфазный частотно-регулируемый электропривод предназначенный для регулирования скорости вращения асинхронных электродвигателей.

Назначение:

· Для управления широким спектром производственных машин и механизмов с приводными низковольтными (0,4 кВ) асинхронными электродвигателями.

· Управление сложными технологическими процессами и производственными комплексами в замкнутых системах автоматического регулирования, в составе различных АСУ ТП.

· Интеграция в АСУ ТП верхнего уровня и работа в локальных сетях

Таблица 3.2
Технические характеристики:

Питающая сеть	3х380 В, +10%, –15%, 50(60) Гц ± 2% (с заземленной либо изолированной нейтралью)
Выходное напряжение	3х(0…380 В) ± 2% (значение максимального выходного напряжения программируется)
Выходная частота	0…400 Гц ± 0,05% (значения максимальной и минимальной частоты программируются)
Номинальная частота сети	45...65 Гц ±2%
Перегрузочная способность	1,5·Iн в течении 1 мин, не чаще 1 раза за 10 мин.
Кратковременное допустимое отклонение напряжения питающей сети	-30%...+15%
Коэффициент полезного действия	не менее 0,95 (без двигателя)
Условия окружающей среды:	рабочая температура +1 …+40°С(спец исполнение: -20;-40;+50°С), влажность (без конденсации) до 80%
Степень защиты	IP00, IP21, IP54

В электроприводах Триол АТ16 реализованы:
· скалярное управление (программируемая зависимость U/F);
· векторное управление.
Электроприводы Триол АТ16 обеспечивают:
· пуск по заданному алгоритму;

· длительная работа в заданном диапазоне частот вращения и нагрузок;

· реверс;

· торможение и останов по заданным алгоритмам;

· регулирование технологического параметра за счет встроенного ПИД-регулятора;

· защита ПЧ, АД и технологического оборудования в аварийных и нештатных режимах;

· сигнализация, отображение и дистанционная передача информации о параметрах и режимах работы;

· учет отработанного времени, регистрация отказов, нештатных и аварийных режимов.

· дистанционный прием и обработка сигналов управления, задания параметров и режимов, в том числе по каналу последовательной связи от управляющих машин и АСУ ТП высшего уровня.

· Предусматривают работу в ручном и автоматическом режимах.

Входы/выходы:
· 6 дискретных входов (+4 - опция расширения);

· 4 релейных выхода (+6 - опция расширения);

· 2 аналоговых вход (+6 - опция расширения);
· интерфейс RS485 (протокол связи Modbus)
ВЫВОД

Данный привод позволяет:

· осуществить плавный разгон двигателя до номинальной частоты вращения при пуске, причем скачок электромагнитного момента не превышает критического значения;

· осуществить плавное регулирование частоты вращения в заданном диапазоне;

· при резких набросах нагрузки электропривод осуществляет стабилизацию частоты вращения.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ НА СИСТЕМУ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКИМ КОМПЛЕКСОМ

1. Назначение и область применения:

Система предназначена для автоматического контроля и управления нефтеперекачивающими агрегатами и задвижками с целью поддерживания заданного давления в нефтетрубопроводе, автоматического ввода резервного нефтеперекачивающего агрегата в случае отказа одного из рабочих . Система управления устанавливается в непосредственной близости нефтеперекачивающего агрегата, что определяет требования к искробезопасности. Система предназначена для работы при следующих условиях:

- температура среды от -45 до + 75° С,

- влажность воздуха 100% при 350
С,

- пределы изменения атмосферного давления от 84 до 106.7 кПа .

2. Технические характеристики
:

2.1 Напряжение питания – 220В, 50 Гц.

2.2 Интерфейс связи между подсистемами – RS-485.

2.3 Логический протокол – Modbus RTU.

2.4. Сигналы от датчиков стандартные токовые – 0 – 20мА.

2.5 Дискретные входы и выходы; сухой контакт.

2.6 Привод задвижки - асинхронный двигатель марки 4А100L4УЗ

2.7 Привод нефтеперекачивающего агрегата - синхронный двигатель марки СТД-8000

2.8 Расстояние между блоками управления – 50 м, между блоком управления и операторной - 300м

3. Требования по автоматизации:

3.7. Система управления электроприводом обеспечивает автоматическое управление пуском (остановкой) нефтеперекачивающего агрегата и автоматизированным контролям процессов.

3.8. Автоматическое включение следующего нефтеперекачивающего агрегата при аварийной остановке предыдущего с соответственной сигнализацией.

3.3 Автоматическое включение дополнительного нефтеперекачивающего агрегата при недостаточном давлении в трубопроводе и автоматическое выключение рабочего нефтеперекачивающего агрегата при превышении заданного давления.

3.4 Автоматический переход на режим ручного управления при определении утечки на магистральном нефтетрубопроводе, а так же множественное отключение нефтеперекачивающих агрегатов, с соответственной сигнализацией.

3.5 Автоматическое формирование управляющих сигналов на закрытие и открытие задвижек.

3.6 Контроль закрытия и открытия задвижек.

4. Режимы работы:

4.1. Автоматическое управление

4.2 Ручное управление

4.3 Аварийный режим

5. Посты управления:

5.1. Местный пост управления

5.2. Операторная НКК

6.Требования по надежности

5.5. Коэффициент готовности - 0.98

5.6. Вероятность безотказной работы - 0.98

5.7. Непрерывный срок эксплуатации 10 – 15 часов.

3 СИСТЕМА КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОМЕЧАНИЧЕСКИМ КОМПЛЕКСОМ

3.1 АВТОМАТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ НПС

Технологические (функциональные) системы управляемые АСУ НПС:

- магистральные насосные агрегаты;

- подпорные насосные агрегаты и резервуарные парки (для головных насосных станций);

- основные вспомсистемы - маслосистема, подпорная вентиляция помещения электродвигателей и вентиляция камер беспромвальной установки;

- система откачки утечек нефти;

- система регулирования давления;

- система пожарной сигнализации и система пенного пожаротушения;

- система высоковольтного и низковольтного электроснабжения;

- вспомогательные системы - приточно-вытяжная вентиляция производственных помещений, система хозяйственно-производственного и противопожарного водоснабжения, система канализации и др.

ОСНОВНЫЕ ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ФУНКЦИИ

Задание оператором режимов работы, программное и кнопочное управление технологическим процессом и защита магистральных насосных агрегатов, других исполнительных механизмов и НПС в целом по предельным значениям контролируемых параметров, задаваемых уставками.

Ручное управление в аварийных ситуациях с пульта резервного управления, обеспечивающего непосредственное воздействие на исполнительные механизмы с соответствующей индикацией.

Автоматическое регулирование давления на входе и выходе НПС.

Автоматическое определение места возникновения пожара с использованием системы пожарной сигнализации, автоматическое и автоматизированное пенотушение в определенных системой помещениях.

Оперативное представление оператору и ЦДП необходимой текущей информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования НПС, режимах работы АСУ НПС и состоянии ее технических средств, автоматическая выдача оператору рекомендаций для парирования нештатных ситуаций.

Восстановление нормального функционирования системы (запуск вспомогательных систем) после кратковременного исчезновения внешнего электроснабжения.

Учет числа часов работы магистральных и подпорных агрегатов, технологического оборудования, выдачу этой информации оператору и запись ее в архив.

Отображение на мониторах ПЭВМ АРМ оператора мнемокадров всей НПС и отдельных систем, графиков изменения отдельных параметров и т. д..

Адаптация АСУ к изменению количества и характеристик технологического оборудования НПС.

3.2 ЭЛЕКТРОМЕЧАНИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС КАК ОБЪЕКТ АВТОМАТИЗАЦИИ

В состав электромеханического комплекса нефтеперекачивающей станции входит следующее оборудование:

- насосы перекачки нефти и воды;

- электрозадвижки;

-обратные клапаны.

На данный момент не станции ЛПДС «Нурлино» используется ручной режим, в котором оператор следит за исправность насосов и управляет включением (отключением) агрегатов и задвижек при недостатке (избытке) давления в магистральном нефтетрубопроводе. Мною была спроектирована и разработана автоматическая система контроля и управления нефтеперекачивающими агрегатами, в которой упрощается обслуживание электромеханическим комплексом, за счет внедрения новых технологий, структурная схема которой представлена на рис3.2

рис.3.2.1 Структурная схема схемы контроля и управления НА и система управления задвижками

Даная система управления автоматически обеспечивает пуск (остановку) нефтеперекачивающего агрегата, при недостаточном (избыточном) давлении в трубопроводе, а так же автоматический ввод резервного. При пуске (остановке) насоса задвижки регулируют поток нефти для сокращения гидроударов на агрегат. Все подсистемами работают c интерфейсом связи– RS-485, логическим протоколом – Modbus RTU.

В состав системы контроля и управления входит следующее оборудование:

- блок управления и контроля насосным агрегатом (БУКНА);

- модуль процессора МП7;

- блок питания изолированный БПИ3;

- модуль сопряжения с терминалом;

- терминал;

- частотно-регулируемый электропривод ТРИОЛ АТ16;

- концентратор ИПК-300Р;

- коммутатор XDSL-modem

- параметрическая система определения утечек.

3.3 ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИСПОЛЬЗУЕМОГО ОБОРУДОВАНИЯ

3.3.1 БЛОК КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ НАСОСНОГО АГРЕГАТА

Назначение:

Блок управления и контроля насосным агрегатом (далее "блок") предназначен для оперативного измерения технологических параметров состояния узлов насосного агрегата (НА) и управления устройствами его запуска, штатного и аварийного отключений по установленному пользователем алгоритму.

Блок обеспечивает:

- прием и обработку сигналов:

1) состояния НА;

2) температуры подшипников;

3) давления в технологических магистра­лях;

4) тока двигателя;

- сигнализацию аварийного состояния;

- выдачу сигналов управления (включения/выключения НА, готовности НА к пуску, планового и аварийного останова);

- передачу информации в контроллер по последовательному интерфейсу RS-485 в формате протокола Modbus RTU в ЭВМ верхнего уровня.

Конструктивное исполнение позволяет устанавливать блок в непосредственной близости к насосным агрегатам.

Условия эксплуатации и степень защиты блока:

Номинальные значения климатических факторов - согласно ГОСТ 15150 для вида климатического исполнения ОМ 1,5, но при этом значения следующих факторов устанавливаются равными:

- рабочая температура внешней среды от -40 до +75 °С;

- влажность воздуха 100 % при 35 °С (категория 5 исполнения ОМ);

- пределы изменения атмосферного давления от 84 до 106,7 кПа;

- тип атмосферы III, IV (морская и приморско-промышленная).

Степень защиты блока IP66 по ГОСТ 14254 (пыленепроницаемость и защита от сильных струй воды).

По устойчивости к механическим воздействиям блок соответствует исполнению N1 по ГОСТ 12997.

Электрические параметры и характеристики:

Питание блока осуществляется от сети переменного тока напряжением от 180 до 242 В, частотой (50±1) Гц.

Мощность, потребляемая блоком, не превышает 10 В-А.

По степени защиты от поражения электрическим током блок относится к классу защиты I в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.007.0.

Электрическая изоляция между цепями управления и силовыми цепями блока, а также сетью ~220 В, 50 Гц выдерживает без пробоя и поверхностного перекрытия испытательное напряжение ~1500 В, 50 Гц в нормальных условиях применения.

Сопротивление изоляции силовых цепей блока, а также сети ~220 В, 50 Гц относительно металлических частей корпуса не менее 20 МОм в нормальных условиях применения.

Блок предназначен для непрерывной работы.

Надежность:

Средняя наработка на отказ блока с учетом технического обслуживания не менее 40000 ч.

Срок службы не менее 10 лет.

Конструктивные параметры:

Габаритные размеры не превышают 476x400x242,5 мм.

Масса блока не более 11 кг.

Устройство и принцип работы:

Конструктивно блок представляет собой металлическую оболочку с кабельными вводами для подключения контролируемых и управляющих сигналов, цепей питания ~220 В, 50 Гц блока и кабельных линий связи с вторичным прибором и ЭВМ верхнего уровня. Внутри оболочки размещена плата контроллера-сборщика микропроцессорного КСМ1. Подключения внешних кабелей производятся посредством розеток-клеммников, входящих в комплект поставки блока. На передней панели блока расположены две индикационные лампы и пять кнопок ручного управления для возможности оперативного вмешательства в процесс функционирования НА и входящего в его состав маслонасоса (МН).

Упрощенный алгоритм работы блока показан на рисунке 3.3.1. На рисунке использованы следующие условные обозначения:

Т1 ...Т5 - измеряемые значения температур подшипников НА, электродвигателя и гидропяты;

Рвх
- давление на приеме НА;

Рвых
- давление на выкиде НА;

Рм
- давление в конце линии МН;

Iд
- ток электродвигателя;

tп
- интервал времени выдержки, определяемый пользователем и необходимый для набора давления в системе при пуске или после прохожде­ния воздушной пробки;

Условие А - (Рвх
> PУ1
) & (Рм
> PУ3
);

Условие В - любое из значений Т1 ...Т5 больше Ту, или обрыв одного из температур­ных каналов, или короткое замыкание одного из температурных кана­лов, или Iд>Iу;

Условие С - (Рвх
> PУ1
)&(Рвых
> РУ2
)&(Рм
> PУ3
);

PУ1
, РУ2
, PУ3
- аварийные по давлению уставки, определяются пользователем;

Ту - аварийная уставка по температуре, определяется пользователем;

ly - аварийная уставка по току электродвигателя, определяется пользователем.

рис.3.3.1 Блок-схема алгоритма работы блока

К контролируемым измеряемым параметрам относятся значения температур подшипников НА и электродвигателя Т1 ...Т4, температура гидропяты Т5, уровень давления на приеме НА Рвх, уровень давления на выкиде НА Рвых, уровень давления в конце масляной линии РМ, значение тока электродвигателя Iд.

К контролируемым дискретным сигналам относятся утечка сальников ("УТС"), состояние масляного насоса ("МН вкл"), состояние НА ("НА вкл"), защита электродвигателя ("ЗД"), состояние кнопки "Съем аварии".

Процедура включения контролируемого блоком НА начинается с включения МН. В процессе ожидания сигнала "МН вкл" блок сравнивает результаты измерений сигналов подключенных датчиков с аварийными уставками, анализирует состояние линий связи с этими датчиками на возможный обрыв или короткое замыкание.

С приходом дискретного сигнала "МН вкл" блок ожидает в течение регламентируемого интервала времени tn набора давления РМ в линии МН при пуске или после прохождения "воздушной пробки". Выходной дискретный сигнал "Готов к пуску", индицируемый одноименной лампой, формируется при условии, когда значения контролируемых параметров Т1...Т5, РМ не выходят за уровни аварийных уставок. В противном случае блок переходит в режим "Авария".

После выработки сигнала "Готов к пуску" блок продолжает сбор телеметрической информации, анализирует ее на возможность аварийной ситуации и ожидает внешнего дискретного сигнала "НА вкл", инициируемого оператором. С приходом сигнала "НА вкл", блок снимает сигнал "Готов к пуску", транслирует сигнал "НА вкл" на одноименную лампу индикации и переходит в режим контроля работы НА. К контролируемым параметрам добавляются Рвх, Рвых, Iд. Как при пуске, так и при нормальной работе НА возможны случаи кратковременного пропадания давлений на приеме или выкиде НА. Программные средства блока позволяют определить возникновение данной ситуации и отфильтровать факт ее появления от действительно аварийного состояния.

Выход из этого режима возможен двумя путями: при плановом выключении НА, когда снимается сигнал "НА вкл", и при возникновении аварийной ситуации.

В первом случае блок переходит в режим ожидания сигнала "НА вкл", продолжает собирать и анализировать телеметрическую информацию и формирует сигнал "Готов к пуску".

Во втором случае блок переходит в режим "Авария", формируя соответствующий сигнал на своем дискретном выходе, включая, тем самым, внешнюю сигнализацию. В режиме "Авария" блок перестает измерять контролируемые параметры и "замораживает" их последние значения на момент времени возникновения аварии, что позволяет оператору на индикаторе вторичного прибора или мониторе ЭВМ верхнего уровня определить причину и источник аварийной ситуации.

Блок находится в аварийном режиме до тех пор, пока не получит дискретный сигнал с кнопки "Съем аварии", инициируемый оператором.

АВТОМАТИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО АГРЕГАТА

Защита насосного агрегата по параметрам перекачиваемой жидкости обеспечивается контактными манометрами 1
и 2
(см. рис.3.3.2),
контролирующими, давления во всасывающем и нагнетатель­ном трубопроводах. Манометр, установленный на всасывающем трубопроводе у входной задвижки /, настраивают на дав­ление, характеризующее кавитационный режим насоса. Защита по минимальному давлению всасывания осуществляется с вы­держкой времени, благодаря чему исключается реакция схемы на кратковременные снижения давления при включении насо­сов и прохождении по трубопроводу небольших воздушных пробок. Максимальный контакт манометра 1
дает сигнал в схему управления агрегатом, прерывая процесс запуска в случае отсутствия требуемого давления после открытия за­движки /.

Максимальный контакт манометра 2
обеспечивает автома­тическую остановку агрегата, если давление в нагнетательном трубопроводе превышает допустимое по условиям механиче­ской прочности оборудования, арматуры и трубопровода.

В эксплуатации возможны случаи работы насоса с очень малой подачей, что сопровождается быстрым повышением тем­пературы жидкости в корпусе насоса //, а это недопустимо.

Защита от повышения температуры обеспечивается элект­роконтактным термометром 11,
установленным на нагнетатель­ном трубопроводе между насосом /// и задвижкой //. Наруше­ние герметичности устройств уплотнения вала насоса требует немедленной остановки агрегата. Контроль утечек сводится к контролю уровня в камере, через которую отводятся утечки. Превышение допустимого уровня фиксируется датчиком ме­ханического, электрического или пневматического типа 3.

Давление в системах уплотнительной жидкости и циркуля­ционной смазки подшипников насосов и электродвигателя контролируется электроконтактными манометрами.

Вибросигнализирующая аппаратура 9
контролирует вибра­цию подшипников насоса, а при ее увеличении до недопусти­мых величин отключает агрегат. Для визуального контроля температуры обмоток и металла электродвигателя IV
приме­няются логометры с переключателем 8,
а для контроля давления масла смазки подшипников — показывающие мано­метры 10.

На щите приборов по месту и в операторной в цепях конт­роля за работой электродвигателя устанавливаются ампер­метры 12
и счетчики расходуемой электроэнергии. Для контроля температуры подшипников приме­няются мосты и потенциометры 9.

Для контроля за работой воздушного охлаждения электро­двигателя устанавливают сигнализаторы температуры нагре­того воздуха 6
и сигнализатор падения давления 7 воздуха наддува.

Аварийная остановка агрегата происходит при срабатыва­нии приборов и устройств защиты. Различают аварийные остановки, допускающие повторный пуск агрегата и не допу­скающие его. В последнем случае должна быть установлена и устранена причина, вызвавшая остановку, и только после этого становится возможным повторный пуск агрегата. Оста­новка с разрешением повторного пуска происходит при несо­стоявшемся пуске, т. е. если остановка произошла из-за невы­полнения одной из операций программного пуска, а также из-за температуры продукта в корпусе насоса. Аварийная остановка с запрещением повторного пуска агрегата происхо­дит при изменении следующих параметров: возрастании тем­пературы подшипников электродвигателя, насоса и промежу­точного вала; повышенной вибрации агрегата; увеличении утечек из уплотнений вала насоса; возрастании температуры охлаждающего воздуха на входе в электродвигатель; повыше­нии разности температур входящего и выходящего воздуха, охлаждающего электродвигатель; срабатывании устройств электрической защиты электродвигателя.

Последовательность операций при остановке агрегата по сигналам защитной автоматики не отличается от последова­тельности при обычной программной остановке. Для подпор­ных насосных агрегатов число параметров защитной автома­тики несколько меньше, чем для рассмотренных основных агрегатов из-за конструктивных особенностей насоса и элек­тродвигателя.

Схемы защиты и сигнализации насосов агрегатов строятся по тем же принципам, что и схемы для перекачивающих агре­гатов. В целом по насосной станции также имеется система предупредительной сигнализации и аварийной защиты по сле­дующим параметрам: возникновению пожара, затоплению на­сосной, загазованности насосной, недопустимым давлениям на линиях всасывания и нагнетания и др. Работа защит по ряду указанных параметров описана ниже.

В схеме автоматизации насосной станции предусматри­вается аварийное отключение станции, допускающее повтор­ный пуск, и отключение, не допускающее его.

Отключение станции, допускающее повторный пуск, про­исходит при повышении давления выше допустимого в кол­лекторе станции до или после регулирующих органов и при понижении давления в приемном трубопроводе ниже допусти­мого. Сначала останавливается первый по направлению по­тока нефти насос. Если после этого давление не приходит в норму, отключаются остальные насосы.

Отключение станции, не допускающее повторного пуска, случается при выходе из строя вспомогательных общестанци­онных установок масло- и водоснабжения, откачки утечек, воздухоснабжения регуляторов, а также при чрезмерном повы­шении концентрации паров нефтепродуктов в воздухе.

Автоматическая остановка агрегатов станции происходит последовательно по программе, за исключением случая сраба­тывания защиты по загазованности. При повышенной концентрации паров нефти в помещении насосов происходит одновре­менное отключение всех потребителей электроэнергии, кроме вентиляторов и приборов контроля. Если в схеме автоматиза­ции насосной станции предусматривается защита по пожаро­опасное™ (установлены датчики, реагирующие на появление дыма, пламени или повышенной температуры в помещении), то при их срабатывании отключаются все потребители элек­троэнергии без исключения.

рис. 3.3.2 Принципиальная схема КИП перекачивающего насосного агрегата

В качестве первичных измерительных приборов в системе применены серийно выпускаемые датчики и преобразователи:

- температуры - ТСМУ-205; ТХАУ-205.

- давления - Сапфир-22; Метран-22-ДИ; Метран-43-ДИ

- уровень - ДУУ-2

3.3.2 МОДУЛЬ ПРОЦЕССОРА МП7

Модуль процессора МП7 является центральным узлом прибора и предназначен

для:

- обеспечения двухстороннего информационного обмена КПК с ЭВМ верхнего уровня по последовательному интерфейсу RS-485 в формате протокола Modbus RTU, в том числе, загрузки своей

- обеспечения двухстороннего информационного обмена с интерфейсными модулями;

- определения типа и проведения диагностики интерфейсных модулей, входящих в состав КПК;

- формирования массива телеметрической информации, собранной интерфейсными модулями, входящими в состав КПК, и характеризующей текущее состояние контролируемого объекта;

- трансляции массива настроечных параметров от ЭВМ верхнего уровня к интерфейсным модулям, входящим в состав КПК;

- сбора данных от интерфейсных модулей ввода КПК и принятия решений на формирование с помощью интерфейсных модулей вывода КПК управляющих воздействий по результатам анализа данных о состоянии контролируемого объекта в соответствии с установленным алгоритмом;

3.3.3 БЛОК ПИТАНИЯ ИЗОЛИРОВАННЫЙ БПИЗ

Блок питания изолированный БПИЗ предназначен для преобразования сетевого переменного напряжения 220 В, 50 Гц в постоянные стабилизиро­ванные напряжения +5 В и +24 В, которые необходимы для рабо­ты МП7 и интерфейсных модулей прибора, с гальванической изоляцией как от сети питания, так и друг от друга.

БПИЗ имеет защиту от перегрузок и коротких замыканий в течение неограниченного времени, а также возможность параллельной работы на общую нагрузку, что позволяет, в зависимости от состава и мощности потребления интерфейсных модулей прибора, включать в состав прибора до трех БПИЗ.

3.3.4 МОДУЛЬ СОПРЯЖЕНИЯ С ТЕРМИНАЛОМ МСТ

Модуль сопряжения с терминалом МСТ предназначен для подключения терминала и обеспечивает:

- двухсторонний информационный обмен с терминалом по „последовательному интерфейсу RS-485 в формате протокола Modbus RTU;

- просмотр на терминале текущей конфигурации КПК, массива данных телеметрии каналов ввода/вывода КПК, а также ввод с терминала параметров настройки интерфейсных модулей КПК;

- двухсторонний информационный обмен с модулем процессора МП7, входящим в состав КПК.

3.3.5 ТЕРМИНАЛ

Терминал предназначен для работы в составе КПК и обеспечивает:

- двухсторонний информационный обмен с МСТ, входящим в сос­тав КПК, по последовательному интерфейсу RS-485 в формате протокола Modbus RTU;

- просмотр текущей конфигурации КПК, массива данных теле­метрии каналов ввода/вывода КПК, а также ввод параметров настройки интерфейсных модулей КПК.

3.3.6 ПАРАМЕТРИЧЕСКАЯ СИСТЕМА ОБНАРУЖЕНИЯ УТЕЧЕК

Система обнаружения утечек и ударов установлена на действующих наземных, подземных и подводных трубопроводах. Она позволяет обнаруживать утечки из (и осведомить об ударах по) любых трубопроводов. С распределением датчиков каждые 15 км по длине трубопровода определяет местоположение утечки (минимальный размер дыры или растрескивания – 5 мм) с точностью около 100 м по трубопроводу. Система оповещает пост управления (или, по необхомости, несколькие посты управления) в режиме реального времени о детекции утечки или удара о продуктопровод.

Система обнаружения утечек и ударов для продуктопроводов основана на:

- акустическом методе обнаружения с помощью специфических датчиков, установленных на трубопроводе; - определении места разгерметизации или удара на базе GPS приемников для измерения разницы времени появления шума; - специально разработанной компьютерной системе анализа шума, позволяющей определить позицию и тип аварийной ситуации (утечка или удар), а также, в случае разгерметизации, размер отверстия или растрескивания. Основные преимущества настоящей акустической системы следующие: - обнаружение и определение местоположения утечки или удара о трубопровод; - прямое определение (без сравнения с моделью); - обнаружение и определение на больших расстояниях (в некоторых условиях до 50 км между двумя датчиками); - превосходная точность для определения места разгерметизации; - обнаружение в реальном масштабе времени; - обнаружение утечки маленького диаметра (минимум 5 мм); - малая трудоемкость установки системы; - использование сертифицированных взрывобезопасных датчиков; - техническое обслуживание весьма ограничено.

Эта система обнаружения утечек использует один из следующих двух типов датчика: — Гидрофон, который устанавливается внутри трубопровода, в Т- образном фитинге трубопровода (в контакте с продуктом); — Акселерометр, который устанавливается снаружи трубопровода.

Определяя скорость распространения звука внутри трубопровода, и используя точное расстояние между датчиками, позиция разгерметизации может быть точно вычислена с помощью следующей формулой:

где d - расстояние между источником шума и рассматриваемым датчиком D - расстояние между рассм. датчиком (A) и соседним датчиком (B) V - скорость звука в трубопроводе t - разность времени прихода шума к датчикам A и B: t = T1 - T2

Определенное число датчиков установлено вдоль трубопровода для ее защиты по всей протяженности. Основной вариант распределения датчиков предполагает их установку через каждые 15 км.

Принципы локализации или выявления утечки или удара идентичны. Неожиданный случай, такой как удар молотком, анкером, экскаватором, буровой машиной или выстрелом по трубопроводу, взрыв или землетрясение, является источником шума, который распространяется в трубопроводе. Так же как и шум утечки, это кратковременное столкновение может быть дистанционно обнаружено, и его координаты по трубопроводе, вычислены. Удар хорошо определяется, так как это очень энергетический и короткий импульс. Амплитуда и длина этого импульса будут зависеть непосредственно от типа аварии.

Удар и утечка хорошо различимы. Удар кратковременен. Утечка может произойти внезапно, но шум от нее постоянный. Удары о трубопровод могут повреждать его, причиняя разгерметизацию. Осведомление о производящихся ударах служит предварительной тревогой утечки для оператора.

Для того, чтобы определить местоположение утечки или ударов, предлагаемая Центральная Система Управления будет программирована с заданными параметрами, как точным расстоянием между датчиками и скоростью звука (измеренной или расчетной).

Как только утечка или удар обнаруживается, оператор отправляет комманду на место происшествия для его перекрытия и для ликвидации аварии. Для выполнения этой задачи расстояние d между местоположением утечки или удара и одным из датчиков выдается системой.

Точность определения местоположения зависит от трех факторов: — точность определения скорости звука (которая может быть измерена или рассчитана); — точность определения линейного расстояния между датчиками; — точность "глобального" времени, выдаваемого навигационной спутниковой системой GPS, использование которой бесплатно.

Нормальная общая точность системы – около 1% расстояния между датчиками. Точность может быть увеличена, определив с меньшей погрешностью скорость звука по трубопроводу.

3.4 ПРИНЦИП РАБОТЫ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ НАСОСНЫМИ АГРЕГАТАМИ

В систему автоматического управления задаются данные по давлению. Система автоматического управления сравнивает фактическое давление с заданным и в случае если фактическое давление меньше чем на 1Атм подается сигнал на включение последующего агрегата. В случае если фактическое давление превышает заданное на давление дополнительного агрегата (в последовательном соединении насосов), то автоматически отключается последний включенный насос.

При аварии нефтеперекачивающего агрегата подается сигнал на блок контроля и управления, который в последующем передает сигнал на контроллер САУ. При обнаружении утечки сигнал поступает на контроллер, который в свою очередь через блок контроля и управления переходит на ручной режим с сопутствующим аварийным сигналом.

Функциональная схема работы системы управления представлена на рис.3.4.1

рис.3.4.1 Функциональная схема работы системы управления.

При пуске нефтеперекачивающего агрегата подается сигнал на открытие задвижек. Задвижка №1, перед нефтеперекачивающим агрегатом (по потоку), после плавного открытия передает сигнал – “задвижка открыта”. Сравнивается давление до открытия и после, датчик давления установлен до и после агрегата, после и до задвижек соответственно. Если давление в участке увеличилось, то поступает сигнал на включение агрегата, одновременно открывается 2 задвижка. Аналогично сравнивается давление после сигнала - “задвижка открыта”. Привод задвижки оснащен преобразователем частоты который регулирует скорость открытия (закрытия) задвижки, что позволяет сократить количество гидроударов по насосу (практически избежать их).

При отключении насоса подается сигнал на одновременное закрытие двух задвижек, что категорически исключает гидроудары.

Блок-схемы открытия и закрытия задвижек представлены на рис 3.4.2 и 3.4.3.

рис 3.4.2 Блок-сема алгоритма на открытие задвижек

рис.3.4.3 Блок-схема алгоритма на закрытие задвижек

На данный момент на нефтеперекачивающей станции ЛПДС «Нурлино» включение нефтеперекачивающих агрегатов происходит вручную - оператором. Для автоматического управления мною была разработана система автоматического контроля и управления нефтеперекачивающими агрегатами и построена графическая система автоматики, представленная на рис 3.4.4., по которой были написаны уравнения переходов и выходов, составлена лестничная диаграмма.

Управление нефтеперекачивающими агрегатами может осуществляться, как и из операторной, так и в непосредственной близости насосов при помощи терминала, который в свою очередь подключен к КПК. При нажатии кнопки пуск подается сигнал Х0 на положение A1(1,0,0,0). Если насос №1 работает нормально и необходимо повысить давление, то подается сигнал Х5 на положение А5 и автоматически включается насос №2. Представим что насос №2 – неисправен, тогда поступает аварийный сигнал о неисправности насоса и идет переключение в режим А6 (1 и 3 насосы – работают, 2-неисправен).

В случае если система обнаружила утечку на магистрали, система управления и контроля переходит на ручной режим с сопутствующей аварийной сигнализацией.

В графической системе автоматизации рассмотрены разные режимы работы электромеханического комплекса. Режим А15 – аварийный, в случае если необходимый для работы насос неисправен и его невозможно заменить, либо при повышении давления не осталось исправных агрегатов.

рис. 3.4.4 Графическая система автоматизации

Возможные режимы работы насосных агрегатов:

Типы сигналов:

Логические уравнения, построенные на основе графической системы автоматизации:

По логическим уравнениям составляем лестничную диаграмму для задания рабочих режимов в контроллер, представленную на рис. 3.4.5.

рис.3.4.5 Лестничная диаграмма

ВЫВОД:

Данная система контроля и управления позволяет:

- измерять технологические параметры состояния узлов насосного агрегата (НА) и управлять устройствами его запуска, штатного и аварийного отключений по установленному алгоритму;

- сбор данных от интерфейсных модулей ввода контроллера и принятия решений на формирование с помощью интерфейсных модулей вывода контроллера управляющих воздействий по результатам анализа данных о состоянии контролируемого объекта в соответствии с установленным алгоритмом.

4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА УСТРОЙСТВ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКИМ КОМПЛЕКСОМ ДЛЯ ДОЖИМНОЙ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ

В данном проекте рассматривается модернизация основной насосной для перекачивания нефти, путем постановки блока контроля и управления, контроллера, преобразователя частоты для регулирования насосных агрегатов и задвижек.

В предлагаемом варианте экономический эффект достигается за счет сокращения простоев оборудования из-за отказа системы перекачки, а так же за счет сокращения персонала. Простои оборудования сокращаются за счет повышения надежности установки из-за отсутствия холостых режимов работы насоса, а так же из-за уменьшения гидроударов, в свою очередь это позволяет сократить количество бригад по ремонту УЭЦН, т.е. уменьшить затраты на зарплату рабочим.

Простои из-за ремонта в базовом варианте составляют 432 часа в год, а в предлагаемом варианте по данным, полученным при эксплуатации подобного оборудования, они будут равны 216 часам в год . Соответственно, затраты на ремонт и обслуживание снизятся приблизительно на 50%.

Капитальные затраты по базовому и проектируемому вариантам приведены в табл.4.1.1.

Таблица 4.1.1.

Затраты	Расчетные значения
	Для базовой техники	Для новой техники
Оптово-отпускная цена оборудования, руб.: - БУКНА, 4шт. - преобразователя частоты, 8шт. - МП7, 1шт. - БПИ3, 1 шт. - МСТ, 1шт. - терминал, 1шт. -задвижки с приводом, 8шт.	- - - - - - 800000	140000 72000 152000 8900 15200 15900 800000
Стоимость зап. частей, руб.	160000	200000
Монтаж, доставка, наладка, руб.	70000	80000
Зарплата оператора, руб/мес.	10000	-
Суммарная тарифная ставка ремонтной бригады(6 чел.), руб/мес.	60000	30000
Итого	1100000	1514000

4.2 РАСЧЕТ СЕБЕСТОИМОСТИ БАЗОВОГО ВАРИАНТА

, (4.2.1)

где Сзбаз
— расходы на заработную плату ремонтному персоналу за год, руб.;

Срембаз
— расходы на запасные части, руб.;

Сэлбаз
— расходы на электроэнергию, руб.;

Србаз
— расходы на амортизационные отчисления, руб.;

Расчет годового фонда заработной платы ремонтного персонала:

С3баз
= (Т·k1
+T·k2
)·k3
·12, (4.2.2)

где Т - суммарный тариф бригады обслуживания УЭЦН в месяц, руб.;

k1
- районный коэффициент (k1
= 1,5);

k2
- надбавки за работу на нефтеперекачивающей станции (k2
= 0,8);

k3
- коэффициент, учитывающий премию за основные результаты хозяйственной деятельности (k3
= 1,37);

12 - количество месяцев.

Срем.бр.
= (60000·1,5+60000·0,8)·1,37·12 = 2268720 руб (4.2.3)

Соп.
= (10000·1,5+10000·0,8)·1,37·12 = 378120 руб (4.2.4)

С∑.
= Срем.бр
+ Соп
=2268720 + 378120 = 2646840 руб (4.2.5)

Расходы на запасные части:

Срембаз
= Ц∙Nбаз
=160000∙6=960000 руб. (4.2.6)

Где Ц- стоимость запасных частей на один ремонт;

Nпр
– количество отказов в год по базовому варианту.

Затраты на электроэнергиюв рублях:

(4.2.7)

где а – стоимость 1 кВт∙ч электроэнергии (0,94 руб/ кВт∙ч);

b – цена 1 кВт установленной мощности (90руб/кВт);

W – расход активной мощности.

(4.2.8)

где Тм
– число часов работы насоса в месяц (648 часов); Ру
– мощность двигателя привода насоса.

кВт

кВт;

Годовая плата за электроэнергию составит:

руб/год

Расходы на амортизационные отчисления:

Амортизационные отчисления составят:

(4.2.9)

где к – капитальные затраты по базовому варианту; 0,05 – норма амортизационных отчислений.

руб.;

Общие затраты по базовому варианту составят:

4.3 РАСЧЕТ СЕБЕСТОИМОСТИ ПРОЕКТНОГО ВАРАНТА

(4.3.1)

Расчет годового фонда заработной платы ремонтного персонала:

С3баз
= (Т·k1
+T·k2
)·k3
·12,

где Т - суммарный тариф бригады обслуживания УЭЦН в месяц, руб.;

k1
- районный коэффициент (k1
= 1,5);

k2
- надбавки за работу на нефтеперекачивающей станции (k2
= 0,8);

k3
- коэффициент, учитывающий премию за основные результаты хозяйственной деятельности (k3
= 1,37);

12 - количество месяцев.

С3баз
= (30000·1,5+30000·0,8)·1,37·12=1134360 руб (4.3.2)

Расходы на запасные части:

Сремпр
= Ц∙Nпр
=200000∙3=600000 руб, (4.3.3)

Где Ц- стоимость запасных частей на один ремонт;

Nпр
– количество отказов в год по проекту.

Амортизационные отчисления составят:

(4.3.4)

где к – капитальные затраты по базовому варианту; 0,05 – норма амортизационных отчислений.

руб.;

Общие затраты по базовому варианту составят:

Результаты расчета сведены в табл. 4.4.1

4.4 ГОДОВОЙ ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ И СРОК ОКУПАЕМОСТИ

Годовой экономический эффект равен:

, где (4.4.1)

Сб
и Спр
– годовые эксплуатационные издержки (себестоимость) по базовому и проектному вариантам, руб.,

Ен
– нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений в новую технику, Ен
=0,15.

ΔК- капитальные затраты по новому варианту.

Эг
= (119970064 - 118118284) — 1514000 · 0,15 =1624680 руб. (4.4.2)

Срок окупаемости Т:

Т = (4.4.3)

Данные для расчета прибыли приведены в табл.4.4.1Таблица 4.4.1

Показатели	Базовый вариант	Проектный вариант
Капитальные затраты, руб	1100000	1514000
эксплуатационные затраты: - зарплата рабочим - затраты на запчасти - затраты на эл. энергию - Амортизация Итого :	264840 960000 116308224 55000 119970064	113360 600000 116308224 75700 1181182847
Годовой экономический эффект, руб	-	1624680
Срок окупаемости, мес	-	10

5.БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Нефть и нефтепродукты характеризуются высокой взрыво- и пожароопасностью, а пары их ядовиты. Неправильное выполнение той или иной технологической операции может послужить причиной образования горючей и взрывоопасной среды, а в дальнейшем привести к аварии и несчастному случаю.

Насосный цех является основным технологическим сооружением ЛПДС “Нурлино” и от его работы зависит весь процесс перекачки, также он является основным источником опасности и загрязнения окружающей среды является крайне важным. В насосном цехе работает большое количество людей для их нормальной работы необходимо соблюдать все меры безопасности и стремиться уменьшить вредные воздействия на организм человека

Учитывая все выше перечисленные факторы, рассмотрение насосного цеха с точки зрения безопасности и экологичности является крайне важным

5.1 АНАЛИЗ ПОТЕНЦИАЛЬНЫХ ОПАСНОСТЕЙ

АТМОСФЕРНОЕ ЭЛЕКТРИЧЕСТВО

Основными поражающими факторами атмосферного электричества являются:

· сила тока до 250 кА;

· температура до 80000 ºС;

· прямой удар молнии;

· электростатическая и электромагнитная индукция;

· запас высоких потенциалов в зданиях и сооружениях.

Эти факторы вызывают пожары и взрывы, приводят к разрушениям зданий и сооружений, являются причиной гибели и электротравматизма людей.

СТАТИЧЕСКОЕ ЭЛЕКТРИЧЕСТВО

При перекачке нефти создаются условия для накопления статического электричества с потенциалом φ=80 кВ. Чем выше разность потенциалов, тем больше опасность возникновения искрового разряда с энергией, достаточного для воспламенения нефти, равного w=4-8 кВт. Заряды статического электричества накапливаются при соударении частиц с поверхностью трубопровода и являются причиной нарушения технологических процессов, снижения производительности агрегатов, точности показаний электрических приборов, приборов автоматики, неблагоприятно отражаются на здоровье рабочих, отрицательно сказываются на его психофизическом состоянии.

Согласно ГОСТ 12.4.124-83 все металлические и электропроводные неметаллические части технологического оборудования должны быть заземлены. Сопротивление защитного устройства от статического электричества не должно превышать 100 Ом. Снижение интенсивности возникновения зарядов статического электричества достигается путем подбора скорости движения жидкости, очистной жидкости от механических примесей. Согласно РД 34.21.122-87 для защиты от ударов молнии объектов П категории применяют штыревые молниеотводы устанавливаемые на защищаемом объекте неизолированные от него.

ТОКСИЧНОСТЬ

Токсичность (отравляющая способность) нефти проявляется в основном тогда, когда она переходит в парообразное состояние.

При длительном контакте с парами нефти, попадающими в организм человека через органы дыхания, слизистые оболочки могут наблюдаться острые и хронические профессиональные отравления.

Пары нефти действуют главным образом на центральную нервную систему. Признаки отравления чаще всего проявляются в головокружении, сухости во рту, головной боли, тошноте, сердцебиении, общей слабости и потери сознания.

При длительном соприкосновении рабочих с сырой нефтью могут развиваться кожные заболевания.

Нефть, транспортируемая по нефтепроводу НКК, содержит в своем составе серу. Она частично находится в свободном состоянии, частично в виде Н2
S (до 0,03%). Содержание серы составляет около 1%. Сероводород Н2
S является сильным нервным ядом, вызывающим остановку дыхания, а иногда и паралич сердца. В организм он поступает, в основном, через органы дыхания.

Четырех часовой контакт с сероводородом с концентрацией 6 мг/м3
вызывает головную боль, слезотечение, светобоязнь.

Концентрация сероводорода 100 мг/м3
и выше ведет к острому отравлению (судороги, потеря сознания, смерть).

Присутствие в воздухе сероводорода можно определить по запаху, напоминающему запах тухлых яиц.

Предельно допустимые концентрации токсичных веществ устанавливается по ГОСТ 12.1.005-88.

Таблица 5.1

Токсичные свойства веществ

Наименование вещества	ПДК,мг/м3	Класс опасности
Нефть	300	4
Сероводород в смеси с углеводородами	3	3

Профилактика интоксикации и профессиональных заболеваний включает технические, санитарные и лечебно-профилактические мероприятия:

· герметизация;

· система разгрузки торцевых уплотнений;

· система сбора утечек;

· контроль загазованности приборами и газосигнализаторами;

· вентиляция.

При аварийном нарушении герметичности трубопроводов и оборудования, автоматически отключается вышедший из строя агрегат. Для защиты тела рабочих от контакта с ядовитыми веществами предусматривается спецодежда, спец- обувь, противогазы. Работающим на производстве с вредными веществами в дни работы выдается 0,5 л молока, ограничивается рабочий день, увеличивается длительность отпуска. Важное значение имеет проведение медицинских осмотров.

ДАВЛЕНИЕ

Перекачка нефти по нефтепроводу НКК осуществляется при высоком давлении (Р=6.5 МПа). При разрыве трубопровода или прорыве торцевого уплотнения насоса под большим давлением в помещении насосной образуется взрывоопасная и токсичная концентрация паров нефти, и как следствие- взрыв, пожар, отравление обслуживающего персонала.

5.2
ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ

На каждом месторождении имеются:

а) схема электроснабжения на которой указываются силовые сети, места расположения электроустановок.

б) принципиальная схема с указанием силовых сетей, электроустановок, а также рода тока, сечения проводов и кабелей, их длины, марки, напряжения и мощности каждой установки, всех мест заземления, расположения защитной и коммутационной аппаратуры.

На каждом пусковом аппарате имеется четкая надпись указывающая включаемую им установку.

На рукоятках отключенных пускателей, автоматах и высоковольтных распределительных устройствах в случае работы людей на линии должны вывешиваться плакаты “Не включать - работают люди.”

При обслуживании электроустановок применяются необходимые защитные средства (диэлектрические перчатки, боты, коврики, изолирующие подставки и т.д.)

Защитные средства, применяемые при обслуживании электроустановок подвергаются обязательным периодическим электрическим испытаниям в установленные сроки.

Голые токоведущие части электрических устройств, голые провода и шины, контакты рубильников и предохранителей, зажимы электрических машин и т.п. доступные случайным прикосновениям, защищены надежными ограждениями.

Недействующие участки электросети должны отсоединяют от питающей сети.

Электроустановки напряжением до 35 кВ имеют изолированную нейтрал.

Для защиты людей от поражения электрическим током в электроустановках напряжением до 1000 В имеется реле - утечки.

На электростанциях или подстанциях все отходящие фидеры напряжением выше 100В, питающие электроустановки, оборудованы аппаратурой, обеспечивающих автоматическое отключение линий при замыкании на землю одной фазы.

Заземлению подлежат металлические части электроустановок, нормально не находящихся под напряжением, но которые могут в случае повреждения изоляции оказаться под ним:

а) корпус буровых станков, насосов, станины и кожухи электрических машин, трансформаторов и другое электрооборудование.

б) приводы электрической аппаратуры.

в) вторичные обмотки измерительных трансформаторов.

г) каркасы щитов управления и распределительных щитов.

д) металлические и железобетонные конструкции.

е) металлические корпуса кабельных муфт, металлически и оболочки кабелей, стальные трубы.

ж) металлические и железобетонные опоры линий эл. передач.

з) корпуса прожекторов и осветительной аппаратуры.

Сопротивление общего заземляющего устройства должно быть не более 4 Ом.

Все подключения заземляющих проводов к корпусам машин, электрооборудования и аппаратам, а также к заземлителям проводится сваркой или надежным болтовым соединением.

Перед включением вновь установленного или передвинутого электрооборудования должно быть замерено сопротивление их заземляющих устройств. Результаты измерений заносится в специальную книгу.

Основные меры по электробезопасности в насосном цехе:

· надежная электрическая изоляция токоведущих частей;

· применение защитного заземления металлических токоведущих частей в сетях до 1000 В с изолированной и заземленной нейтралью Rз
= 4Ом;

· зануление в сетях до 1000 В, Rз
= 2Ом ;

· защитное отключение при появлении напряжения на корпусе оборудования;

· предупредительная сигнализация, блокировка, знаки безопасности;

· ограждение неизолированных токоведущих частей;

· эксплуатация и обслуживание электроустановок должно выполняться в соответствии с правилами технической эксплуатации электроустановок.

Защитные средства от поражения током по ГОСТ 12.1.009-76 включает в себя: диэлектрические перчатки, калоши, коврики, указатели высокого напряжения, инструменты с изолированными рукоятками.

Насосный цех относится к помещениям с повышенной опасностью, так как имеет токопроводящие полы, возможно одновременное прикосновение человека к соединяемым с землей технологическим аппаратом с одной стороны и к металлическим корпусам электроприводов – с другой.

В процессе эксплуатации оборудования в насосном цехе существует опасность поражения электрическим током, которая выражается в следующем:

· термическое действие- ожог отдельных участков тела;

· электрическое действие- разложение крови и других органических жидкостей;

· биологическое действие- раздражение живых тканей, что сопровождается судорожным сокращением мышц, в том числе сердца и легких. В результате наблюдается нарушение или полное прекращение деятельности органов дыхания и кровообращения.

5.3 ОСВЕЩЕНИЕ

Неправильно выполненное освещение (плохое освещение опасных зон, слепящее действие ламп и блики от них) может явиться причиной травматизма, а также привести к развитию некоторых дефектов глаз. Неправильная эксплуатация осветительных установок, ошибки, допущенные при проектировании и установке в насосном цехе могут привести к взрыву, пожару, ошибкам при наблюдении контрольно-измерительных приборов и автоматики, несчастным случаям.

Согласно СНИП 23-05-95 нормативные значения освещенности для машинного зала насосной 100 лк, для операторной 150 лк. Согласно ПУЭ и категорийности помещения (таблица 3.3) приняты в эксплуатацию светильники взрывозащищенного исполнения марки НОДЛ для общего освещения насосной.

5.
4. БОРЬБА С ШУМОМ И ВИБРАЦИЕЙ

Технологические процессы в насосной ЛПДС “Нурлино” сопроваждаются значительным шумом и вибрацией истоником которых является насосно-силовое оборудование (см. техн. часть).

Длительное воздействие вибрации на человека вызывает профессиональную виброболезнь. Воздействие на биологическую ткань и нервную систему вибрация приводит к атрофии мышц, потери упрогости кровеносных сосудов, окостенению сухожилий, образованию костных мозолей, нарушению вестибулярного аппарата, снижению остроты слуха, ухудшению зрения, что ведет к снижению производительности труда на 10-15% и частично является причиной травматизма. Кроме того, вибрация оказывает вредное воздействие на производственное оборудование и помещение. Возникает она в результате расцентровки валов, от неуравновешенности движущихся частей агрегата. Вибрация ведет к снижению КПД, к преждевременному износу вращающихся частей, к нарушению механической прочности и герметичности агрегата, что может вызвать разрушение фундаментов агрегатов и другие различные аварии. Нормирование шума на рабочих местах, общие требования к шумовым характеристикам агрегатов, механизмов и другие оборудования устанавливаются по ГОСТ 12.1.012-78 и ГОСТ 12.1.003-83.

Таблица 5.2

Допустимые значения уровня звукового давления в насосном цехе и вибрации насосного агрегата

Место замера	Уровень звука, дБ	Допустимый по норме,дБ	Максимальная скорость, мм/с	Аварийная максимальная, мм/с
Насосная	77	80	-	-
Вибрация подшипников: а) насоса	-	-	12,5	15
б) двигателя	-	-	12,5	15
Вибрация корпуса: а) насоса	-	-	13	16
б) двигателя	-	-	13	16
Вибрация фундамента НСА	-	-	7,5	9

Из мер, предусмотренных СНИП 11-12-77, рассмотрим наиболее характерные для насосного цеха:

· размещение насосов и вентиляторов, являющихся источником шума, в разных помещениях;

· дистанционное управление оборудованием;

· уплотнение окон, проемов, дверей;

· устранение технических недостатков и неисправностей оборудования, являющихся источником шума;

· своевременный планово-предупредительный ремонт согласно графика, замена износившихся деталей, регулярная смазка трущихся деталей.

В качестве индивидуальных средств защиты от шума можно использовать наушники или антифоны.

Для снижения или исключения вибрации СНиП 11-12-77 предусматривает следующие меры:

· правильное проектирование оснований под оборудование, с учетом динамических нагрузок и изоляция их от несущих конструкций и инженерных коммуникаций;

· выбор бескавитационных режимов работы;

· центровка и балансировка вращающихся частей агрегатов.

Рабочие, подвергающиеся воздействию вибрации должны регулярно проходить медосмотр.

5.5
ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

В насосном цехе нефтепровода НКК на ЛПДС “Нурлино” перекачивается нефть. Нефть относится к легковоспламеняющимся веществам. Ее пары с воздухом образуют взрывоопасную смесь. Это выдвигает повышенные требования к надежности и эффективности пожаро-и взрывозащиты. Пары нефти способны создавать опасность воспламенения от источника огня. Блуждающие пары тяжелее воздуха, поэтому они стелятся по поверхности пола в цехе, затекают с воздухом и образуют горючие и взрывоопасные смеси.

Пожароопасность технологических процессов в значительной степени определяется физико-химическими свойствами нефти.

Таблица 5.3

Номенклатура показателей пожаровзрывоопасности нефти по ГОСТ 12.1.011-78

Вещество	Агрегатное состояние	Температура, 0		Предел взрываемости, % об
		вспышки	самовоспламенения	НПВ	ВПВ
Нефть	Ж(П)	35	260	1,1	6,4

Таблица 5.4

Распределение взрывоопасных смесей по категориям группам по ГОСТ 12.1.011-76*

Вещество, образующее с воздухом взрывоопасную смесь	Категория и группа взрывоопасных смесей
нефть	II А-Т3

Таблица 5.5

Классификация насосного цеха ЛПДС “Нурлино” по степени взрыво - и пожароопасности

Категория помещения по пожаро-и взрывоопасности НПБ 105-95	Класс взрывоопасности по ПУЭ	Категория молниезащиты РД 34.21.122-87
А	В-1а	II

Меры по предотвращению и распространению взрыва и огня рассмотрены при описании мер по предотвращению токсичности. В дополнение к этому предусматривается установка обратных клапанов на трубопроводе, срабатывающие термоэлементы для включения системы автоматического пожаротушения, установка дверей и окон, открывающихся наружу, заземление металлического оборудования от статического и атмосферного электричества. Соединение насосов и электродвигателей осуществляется через специальные отверстия в герметизирующей камере фрамуги разделительной стенки, к которому подается чистый воздух для создания пневмозащиты. В электрозале предусмотрена приточная вентиляция для создания избыточного давления на валу электродвигателя.

5.6
МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ

В случае угрозы войны персонал уводиться в убежища, которые имеются на территории предприятия.

Убежища обладают защитой от избыточного давления (более 100 кПа) и коэффициентом защиты от ионизирующего излучения 1000 крат.

Убежища оборудованы нарами-скамейками на 250 человек каждое. Убежища имеют два входа с противоположных сторон, а также аварийный выход (тоннель размером 1,2 м * 2 м).

В каждом убежище имеются:

· пункт управления;

· помещения для хранения продовольствия;

· фильтровентиляционное помещение;

· основное помещение;

· медпункт;

· тамбуры;

· сан узел;

· защищенные дизель-электрические станции.

В убежищах предусматривается запас питьевой воды в емкостях из расчета 3 л/сут, а для санитарного узла 5 л/сут на каждого укрываемого человека. Система канализации и водоснабжения убежищ работает от наружной водопроводной сети.

Электроснабжение убежищ осуществляется от дизель - электростанции. В каждом убежище предусмотрена телефонная связь с центральным пунктом управления предприятия.

6 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

На нефтеперекачивающей станции ЛПДС “Нурлино”, где существует вероятность попаданий в воздух паров нефти, газов, можно перечислить следующие причины загрязнения окружающей среды: неисправность перекачивающих насосов, пропуск нефти, воды через сальники и сальниковые уплотнения; недостаточная герметизация резервуаров и отстойников; негерметичность систем перекачки нефти, прорывы нефтепроводов, водоводов из-за аварий, коррозийное разрушение, дефекты труб и строительно-монтажных работ, неправильная техническая эксплуатация оборудования.

На ЛПДС наиболее вероятными являются следующие источники выделения вредных веществ:

- предохранительные устройства. Выбросы возможны при их проверке и при срабатывании предохранительных клапанов;

- контрольно-измерительные приборы. Потери нефти и газа могут произойти при монтаже и демонтаже приборов и датчиков;

- узел отбора пробы. Утечки и выделения вредных веществ происходит при отборе пробы нефти, при очистке пробоотборной линии и пробоотборника;

- потери за счет наличия нефти в сбрасываемой воде в линии предва­рительного сброса;

- аварийные утечки вследствие коррозии оборудования, дефектов строительно-монтажных работ и самих труб или конструкций, нарушение пра­вил эксплуатации.

6.1
ОХРАНА АТМОСФЕРНОГО ВОЗДУХА

ИСТОЧНИКИ ЗАГРЯЗНЕНИЯ

· неплотности фланцевых соединений (выбросы - углеводороды);

· дыхательные клапаны (на резервуаре; выбросы - углеводороды);

· дымовая труба (сжигание в котельной; выбросы - окись углерода, углево­дороды, окислы азота).

ВИДЫ ЗАГРЯЗНЕНИЙ

· углеводородами из-за разнообразных утечек при технологических операциях перекачки, подготовки и транспорта нефти;

Усредненные годовые показатели выбросов в атмосферу при эксплуатации объектов приведены в табл. 6.1. Около 95 % от валового выброса ЗВ приходится на долю углеводов, основная масса которых поступает в атмосферу в результате утечек через неплотности и фланцевых сооружений технологической обвязки оборудования.

Таблица.6.1

Выбросы в атмосферу

Наименование объектов	Выделение вредных веществ в атмосферу, т/год
	углеводороды	Прочие
Резервуар, нефтепроводы	0,423	0,03

В графу прочие включены выбросы свинца и его соединений, диоксида серы, сероводорода, фтористого водорода, паров метанола, паров лизола, а также других специфических примесей, поступающих в атмосферу при проведении ремонтных работ.

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ АТМОСФЕРНОГО ВОЗДУХА

Для снижения уровня загрязнения атмосферного воздуха предусматривается:

· полная герметизация системы сбора и транспорта нефти;

· практически 100% утилизация попутного газа;

· применение шлакового покрытия на подъездных автомобильных дорогах и внутриплощадочных проездах, снижающие запыленность и нагрузку на двигатели автотранспорта;

· защитное отключение насосных агрегатов.

Все источники предприятия, подлежащие контролю по загрязнению ат­мосферы, делятся на две категории: к первой категории относятся источники, вносящие существенный вклад в загрязнение атмосферы, так называемые орга­низованные выбросы (котельная, факел), которые должны контролироваться систематически; ко второй категории относятся более мелкие источники, так называемые неорганизованные выбросы, которые могут контролироваться эпизодически.

В число веществ, подлежащих обязательному контролю должны быть включены окислы азота, окись углерода, углеводороды. Основными источни­ками выделения вредных веществ являются:

Для сокращения выбросов необходимо тщательно выполнять правила эксплуатации этих устройств, своевременно и регулярно проводить профилак­тические работы.

6.2
ОХРАНА ЗЕМЕЛНЫХ РЕСУРСОВ

ПЛОЩАДЬ НАРУШЕНИЯ ЗЕМЕЛЬ

Согласно прогнозу аварийности для нефтепроводов площади “Нурлино” в окружающую среду, в зависимости от темпов проводимой реконструкции нефтепроводов, может излиться ориентировочно от 0,5 до 2 тонн нефти и загрязнить при этом 1-5 га земель.

ИСТОЧНИКИ НАРУШЕНИЯ ЗЕМЕЛЬ

· Трубопроводы;

· Земляные амбары

· Резервуары.

ВИДЫ ЗАГРЯЗНЕНИЯ И НАРУШЕНИЯ ЗЕМЕЛЬ

· Поверхностно-активные вещества;

· Нефтепродукты;

· Коррозия промыслового оборудования;

· Нарушение герметичности в технологическом оборудовании;

· Локальное тепловое воздействие.

· Неплотности фланцевых соединений (выбросы - углеводороды);

Уничтожение растительного покрова или изменения в его составе происходят при строительстве и эксплуатации трубопровода, а также производстве земляных работ и загрязнений выбросами, отходами и разливами.

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ЗЕМЕЛЬНЫХ РЕСУРСОВ

Одним из последствий вредных выбросов является загрязнение почв, которое приводит к затяжным процессам регенерации природы и ухудшению санитарного состояния окружающей среды.

В целях охраны и рационального использования земельных ресурсов на территории предполагается комплекс решений:

укрепление откосов всех песчаных насыпей посадкой многолетних трав по слою плодородного грунта;
применение высоконадежного (корозионноустойчивого) оборудования промыслового обустройства на проектируемых кустах скважин;
реконструкция трубопровода;
стопроцентная замена всех линейных трубопроводных систем;
установка электроприводной запорной арматуры;
для удаления нефти используются природные и искусственные сорбен-ты: торф, полимерные материалы, песок. На пути движения потока нефти оборудуются ямы, накопители дренажные канавы.
техническая и биологическая рекультивация всех нарушаемых при строительстве земель.

6.3 ОХРАНА ВОДНЫХ РЕСУРСОВ

СИСТЕМА ВОДОПОТРЕБЛЕНИЯ

На нефтеперекачивающей станции водоснабжение необходимо для системы обогрева и для потребления в целях санитарной гигиены.

ИСТОЧНИКИ ЗАГРЯЗНЕНИЯ

Водоводы;
Трубопровод.

ВИДЫ ЗАГРЯЗНЕНИЙ

Нефтепродукты.
Коррозия промыслового оборудования.

СИСТЕМА ВОДООЧИСТКИ

На площади нефтеперекачивающей станции для очистки сточных вод от остаточных нефтепродуктов и механических примесей используют автоматизированные блочные установки.

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ВОДНЫХ РЕСУРСОВ

В целях рационального использования и охраны поверхностных вод предусматривается следующее:

- модернизация устройства систем дренажа, сбора и утилизации нефтесодержащих стоков;

- утилизация сточных вод;

- применение труб с внутренним и наружным антикоррозионным покрытием из сталей в коррозионно-стойком исполнении, а также неметаллических труб, отличающихся повышенной коррозионной стойкостью.

ВЫВОД:

На ЛПДС осуществляется постоянный контроль воздушной среды. Эти данные фиксируются на рабочем месте и передаются на диспетчерский пункт.

Вокруг объекта устанавливается санитарно-защитная зона, размеры ко­торой определяются по действующим санитарным нормам. Санитарно-защитная зона определяется исходя из объемов возможных аварийных выбросов и условий рассеивания сероводорода до концентрации 30 мг/м3
.

В целых охраны, рационального использования и предупреждения загрязнения почвы, водоемов и воздушного бассейна предусматривается:

- полная герметизация системы сбора и транспорта нефти;

- 100%-ный контроль швов сварных соединений трубопроводов;

- компактность ЛПДС. Благодаря компактности ЛПДС осуществляется экономия площади почвы, сведения к минимуму разъединительных соединений и удобство обслуживания;

- оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований " Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением";

- отсутствие открытого слива и налива нефтепродуктов;

- автоматическая (по уровню жидкости) откачка из дренажной емкости;

- испытание оборудования и трубопроводов на прочность после монтажа;

- оснащение резервуаров непримерзающими клапанами типа КДС;

- трубопроводы и оборудования защищаются от коррозии;

- осуществляется аварийная сигнализация предельных значений регули­руемых параметров (уровня, давления, температуры);

- защитное отключение насосных агрегатов.

В целях охраны, рационального использования и предупреждения за­грязнения почвы и воздушного бассейна данным проектом предусматривается сооружение на территории перекачивающей станции нефтеловушки для сбора произвоственно-дождевых стоков

В случае нарушения технологического режима, связанного с авариями, в целях охраны природы предусматриваются следующие мероприятия :

- опорожнение аппаратов путем дренажа в аварийные емкости;

- локализация аварийных разливов нефти путем обвалования площадки ре­зервуара высотой, превышающей не менее, чем на 0.2 м уровень разлива жидкости;

- устройство бетонных площадок с бордюрным ограждением и дождеприем­ником под установками, работающими под давлением.

Мероприятия по регулированию выбросов при неблагоприятных метеорологических условий (далее НМУ).

При НМУ вводится такой режим работы предприятия, который обеспечивает снижение выбросов на 10.. .20%.

Для этого достаточно:

1) усилить контроль за точным соблюдением технологического регла­мента;

2) сместить во времени технологические процессы, связанные с большим выделением вредных веществ в атмосферу;

3) прекратить испытание оборудования.

В целом, мероприятия по снижению выбросов в атмосферу, почву и во­ду подразделяются на два направления.

Первое направление: охрана окружающей среды при вводе в действие специальных объектов, связанных с устранением имеющихся или ожидаемых вредных последствий. Это организация очистки загрязненных сточных вод, установок для очистки и обезвреживания токсичных веществ из отходящих газов.

Второе направление: исключение или снижение возможности отрица­тельного воздействия. Например, замена более токсичных реагентов менее ток­сичными, создание безотходных технологических процессов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Федоров А.А., Справочник по электроснабжению и электрооборудованию, том 2, –М.: Атомиздат, 1987;

2. Нефтяная промышленность, серия «Машины и нефтяное оборудование» Вопросы совершенствования, контроля и защиты погружных электронасосов, М: Министерство нефтяной промышленности, 1980;

3. Клименко И.А.. Экономика минерального сырья и геологоразведочных работ, М: Недра,1987;

4. Сулейманов М.М.. Охрана труда в нефтяной промышленности. - М.: Недра, 1980;

5. Воронов Н.Г., Маринина О.А.. Экономическое обоснование технических и организационных решений дипломного проекта. –СПб.: СПГГИ, 2004;

6. Гладилин Л.В.. основы электроснабжения горных предприятий –М.: Недра, 1980;

7. Лукас. В.А.. Теория автоматического управления –М.: Недра, 1990;

8. Чиликин М.Г., Сандлер А.С. Общий курс электропривода. –М.: Энергоиздат, 1981;

9. Каталог продукции и применений оборудования фирмы “Триол”, 2004;

10. Охрана окружающей среды. Под редакцией Белова С.В. –М.: Высшая школа, 1991г.

11. Троп А.Е., Козин В.З., Прокофьев Е.В.. Автоматическое управление технологическими процессами обогатительных фабрик. –М.: Недра, 1986;

12. Гусев В.Г., Гусев Ю.М.. Электроника и микропроцессорная техника –М.: Высшая школа, 2004;

13. Белов М.П., Новиков В.А., Рассудов Л.Н.. Автоматизированный электропривод типовых производственных механизмов и технологических комплексов – М.: ACADEMA, 2004;

14. Коршах А.А., Шаммазов А.М.. основы нефтегазового дела –Уфа.: ДизайнПолиграфСервис, 2002;

15. Федоров А.А., Старкова Л.Е.. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования –М.: Энергоиздат, 1987;

16. Исакович Р.Я., Логинов В.И., Попадько В.Е.. автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности.- М: Недра, 1983;

17. Ковчин С.А, Сабинин Ю.А.. Теория электропривода. – СПб: Энергоатомиздат, 1994;

18. Проскуряков Р.М., Стороженко С.В.. Теория автоматического управления. Синтез САУ горного производства с использованием ЭВМ. – СПб: СПГГИ, 2001;

19. Слюсарев Н.И.. Основы разработки нефтяных месторождений, уч.пос. – СПБ: спгги, 2004;

20. Меньшов Б.Г., Ершов М.С., Яризов А.Д.. Электротехнические установки и комплексы нефтегазовой промышленности.- М.: Недра, 2000;