Повышение эффективности электроснабжения и электропотребления ЛПДС 'Мозырь' РУП 'Гомельтранснефть Дружба'

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

ГОМЕЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

имени П.О. Сухого

Кафедра "Электроснабжение"

РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ

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

РУП «Гомельтранснефть Дружба»

Разработал студент группы Э-53 Пузан А.В

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

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

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

Заведующий кафедрой А.В.Сычев

Гомель

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

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

.1 Общая характеристика РУП «Гомельтранснефть Дружба»

.2 Технологический процесс транспортировки нефти в РУП «Гомельтранснефть Дружба»

1.3 Производственно-энергетическая характеристика ЛПДС «Мозырь»

. АНАЛИЗ ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ

РУП «ГОМЕЛЬТРАНСНЕФТЬ ДРУЖБА»

2.1 Анализ электрической нагрузки ЛПДС «Мозырь»

.2 Анализ структуры электропотребления

. РЕКОНСТРУКЦИЯ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

ЛПДС «МОЗЫРЬ»

.1 Расчет электрических нагрузок ЛПДС «Мозырь»

.2 Расчет компенсации реактивной мощности и выбор трансформаторов подстанции

.3 Расчет токов короткого замыкания и выбор комплектного оборудования

. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ РУП «ГОМЕЛЬТРАНСНЕФТЬ ДРУЖБА»

.1 Повышение эффективности контроля за энергоэффективностью

.2 Разработка математической модели для оценки энергоэффективности

.3 Повышение эффективности реконструкции и строительства линейной части нефтепровода

. АНАЛИЗ ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ ЛПДС «МОЗЫРЬ»

.1 Способ анализа графиков нагрузки

.2 Классификация графиков нагрузки на группы с однотипными профилями

ВВЕДЕНИЕ

электроснабжение электропотребление ток замыкание

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

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

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

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

Одним из направлений повышения эффективности электропотребления является контроль за энергоэффективностью.

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

В соответствии с целью:

проведем анализ технологического процесса и требований технологии к системе электроснабжения;

выполним анализ параметров электропотребления предприятия ЛПДС «Мозырь»;

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

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

выполним анализ графиков электрической нагрузки ЛПДС «Мозырь».

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

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

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

1.     

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

.1 Общая характеристика РУП «Гомельтранснефть Дружба»

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

РУП "Гомельтранснефть Дружба" это:

-   1300 квалифицированных рабочих и инженерно-технических работников;

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

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

         652 пересечения с железными и автомобильными дорогами;

         170 переходов через мелиоративные каналы;

         112 км вдоль трассовых высоковольтных линий;

         308 км высоковольтных кабельных линий

         энергетическое оборудование с суммарной потребляемой мощностью 44 МВт;

         1028 км магистральных кабельных линий связи;

         9 узлов производственной связи емкостью 1250 номеров;

         свыше 100 станций катодной защиты;

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

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

-        резервуарный парк общей вместимостью 300 тыс. м3;

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

         хозрасчетный ремонтно-строительный участок;

         комплекс вспомогательных производств;

         база отдыха "Милоград" на 80 мест;

         6 благоустроенных жилых поселков.

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

-        линейные сооружения или собственно трубопроводы;

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

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

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

         автоматизированные системы управления технологическим процессом (АСУТП).

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

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

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

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

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

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

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

Участок нефтепровода включает четыре НПС.

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

Таблица 1.2. Характеристики трубопроводной системы участка

.2 Технологический процесс транспортировки нефти в РУП «Гомельтранснефть Дружба»

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

.3 Производственно-энергетическая характеристика ЛПДС «Мозырь»

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

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

. ЛПДС «Мозырь» - Броды.

На ЛПДС «Мозырь» эксплуатируются следующие технологические сооружения:

• Резервуарный парк общей емкостью 300000 м3, в том числе:

• 10 подземно-железобетонных резервуаров по 10000 м3;

• 8 вертикально стальных резервуаров по 10000 м3;

• 8 вертикально стальных резервуаров по 10000 м3.

• 4 магистральные насосные, обеспечивающие перекачку нефти по нетепроводам:

• ЛПДС «Мозырь» - государственная граница (Мозырь-Брест);

• ЛПДС «Мозырь» - Броды;

• Насосная подачи нефти на Мозырьский нефтеперерабатывающий завод.

• Фильтры - грязеуловители.

• Узлы учета нефти.

• Узлы приема (пуска) очистных устройств.

• Технологическое оборудование.

Сведения по установленной мощности основного электрооборудования представлены в таблице 1.1.

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

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

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

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

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

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

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

. На участке Речица-НПЗ 2 шт УКЗ.

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

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

•Л-1 110 кВ Мозырь 330;

• Л-2 110 кВ ТЭЦ НПЗ.

Основными трансформаторами подстанции являются два однотипных трехфазных трехобмоточных трансформатора:

• ТР-1 ТДТН-25000/110; ТР-2 ТДТН-25000/110

ЛПДС "МОЗЫРЬ"

Рис.1.2. Производственная структура ЛПДС «МОЗЫРЬ»

. АНАЛИЗ ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ РУП «ГОМЕЛЬТРАНСНЕФТЬ ДРУЖБА»

.1 Анализ электрической нагрузки ЛПДС «Мозырь»

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

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

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

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

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

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

Для имеющихся графиков проведем расчет показателей [2].

Суточный расход электроэнергии:

, (2.1)

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

, (2.2)

где Рн- номинальное значение мощности группы электроприемников,кВт;

Рср- среднесуточная нагрузка, кВт:

, (2.3)

где Рci- среднее значение нагрузки на i-ом интервале, кВт:

N- число интервалов.

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

, (2.4)

где Рск- среднеквадратичная нагрузка, кВт;

, (2.5)

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

, (2.6)

где Рр- расчетная нагрузка, кВт.

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

, (2.7)

Таблица 2.1. График электрической нагрузки предприятия за характерные сутки

Произведем расчет этих показателей на примере графика нагрузки активной мощности:

;

;

;

;

;

.

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

.2 Анализ структуры электропотребления

РУП «Гомельтранснефть Дружба» относится к крупнейшим промышленным потребителям топливно-энергетических ресурсов. Потребляемые ТЭР практически полностью относятся к транспорту нефти (рис. 2.1). При этом транспорт нефти по участкам нефтепровода требует значительного количества электрической энергии (рис. 2.2). Из рисунков 2.1-2.2 видно, что на транспорт нефти приходится 99,6% всех потребляемых ТЭР предприятия. При этом электрическая энергия составляет 99 % или 133708 ту.т. в год. Тепловая энергия расходуется на нужды отопления в отопительный период, а также на горячее водоснабжение технологических объектов, жилых поселков и объектов соцкультбыта.

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

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

ВЫВОДЫ

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

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

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

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

3. РЕКОНСТРУКЦИЯ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЛПДС «МОЗЫРЬ

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

.1 Расчет электрических нагрузок ЛПДС «Мозырь»

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

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

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

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

Для заземления нейтралей трансформаторов приняты однополюсные заземляющие разъединители.

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

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

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

•Л-1 110 кВ Мозырь 330;

• Л-2 110 кВ ТЭЦ НПЗ.

Основными трансформаторами подстанции являются два однотипных трехфазных трехобмоточных трансформатора:

ТР-1 ТДТН-25000/110;

ТР-2 ТДТН-25000/110.

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

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

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

Таблица 3.1. Перечень устанавливаемых основных потребителей ЛПДС «Мозырь»

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

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

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

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

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

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

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

, (3.1)

где Руст - установленная мощность группы электроприемников:

; (3.2)

КИ - групповой коэффициент использования:

. (3.3)

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

, (3.4)

Эффективное количество электроприемников в группе:

. (3.5)

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

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

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

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

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

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

, (3.6)

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

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

tgj - средневзвешенный коэффициент реактивной мощности группы электроприемников:

, (3.8)

tgj i - справочное значение коэффициента реактивной мощности характерной категории электроприемников, к которой относится i-й электроприемник в группе [10].

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

Qp = Pр∙tg j. (3.9)

Расчетный ток группы электроприемников:

. (3.10)

Расчет электрических нагрузок на напряжении выше 1 кВ производится в целом аналогично. При этом в зависимости от числа присоединений к распределительному устройству высокого напряжения и группового коэффициента использования Ки, определяется значение коэффициента одновременности Кo [10].

Расчетная мощность нагрузки определяется по выражениям:

Pp = Кo ∙∑ kи∙pн, (3.11)

Qp = Ко ×∑ kи∙pн∙tg j, (3.12)

. (3.13)

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

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

ΔРл=0,035 Sр.сум (3.14)

ΔQл=0 (3.15)

где ΔРл, ΔQл- активные и реактивные потери мощности в сетях.

Таким образом, расчетная нагрузка с учетом коэффициента совмещения максимумов:

,

,

0,9- коэффициент совмещения максимумов.

= 29463 кВ×А.

Таблица 3.2. Расчет нагрузок

3.2 Расчет компенсации реактивной мощности и выбор трансформаторной подстанции

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 3.1. Схема узла нагрузки

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

Потери в СД обусловленные реактивной мощностью определяются следующим выражением:

 (3.16)

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

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

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

 (3.17)

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

 (3.18)

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

 (3.19)

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

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

 (3.20)

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

 (3.21)

Тогда в ЛПДС «Мозырь» имеем:

QЭ = 0,2·17227 = 3445 квар.

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

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

I с.ш. - 10800 кВт;

II с.ш. - 8150 кВт.

Трансформаторы ГПП выбираем по условию [13]:

SТР = SРАСЧ/(1,6…1,7) = 29463/1,6 = 18414 кВ×А

Выбираем два масляных трансформатора типа TNARE 25000/110 PN мощностью 25 МВ·А на напряжение 110±8х1,25%/6 кВ, с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой на стороне высшего напряжения производства фирмы ABB Eita Ltd (Польша).

3.3 Расчет токов короткого замыкания, выбор кабелей и комплектного оборудования

Согласно ТУ РУП «Гомельэнерго» схема электрических соединений подстанции на напряжении 110 кВ «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии».

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

Для заземления нейтралей трансформаторов приняты однополюсные заземляющие разъединители.

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

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

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

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

 (3.22)

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

Выбор кабелей производим также по:

экономической плотности тока jэ, [11] по выражению:

Iр = SРЕ / ×UНОМ (3.23)

эк = Iр / jЭК (3.24)

где Iр - расчетный ток нормального режима.

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

 (3.25)

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

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

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

Кпер =1,23

При расчете токов К.З. пренебрегаем

токами в соседних ветвях при К.З.

Параметры схемы замещения:

Для трансформатора TNARE 25000/110 PN принимаем:

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

Х = 0,4×8×(6,3/115)2 = 0,01 Ом.

·   эдс системы:

Ток к.з. на шинах 6 кВ ГПП:

.

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

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

Приведем расчет токопровода для питания участка схемы ГПП-ЗРУ.

Расчетный ток:

Iр = =1417 А

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

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

IП.А = =2834 А

IД.ДОП > 2834/1,23×0,7 = 3292 А.

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

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

Для питания собственных нужд переменного тока 380/220 В предусматриваются сухие трансформаторы мощностью 250 кВ·А, напряжением 6±2х2,5%/0,4 кВ с переключением ответвлений обмотки ВН без возбуждения (ПБВ), устанавливаемые в помещении РУ-6 кВ.

На подстанции применено следующее электротехническое оборудование:

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

силовых трансформаторов 110/6 кВ типа TNARE 25000/110PN производства фирмы ABB Elta Ltd (Польша);

шкафов РУ-6 кВ типа MCset - фирмы "Schneider Electric" (Франция);

сухих трансформаторов собственных нужд 6/0,4 кВ мощностью 250 кВ·А -фирмы "Schneider Electric" (Франция);

панелей защиты, управления, автоматики трансформаторов 110/6 кВ - фирмы "Schneider Electric" (Франция);

распределительных щитов постоянного тока 220 В и переменного тока 380/220В - фирмы "Schneider Electric" (Франция);

аккумуляторной батареи, укомплектованной герметичными аккумуляторами, комплектно со стеллажом - фирмы "Oerlicon" (Швейцария);

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 3.2. Перечень установленного оборудования на подстанции «Михалки»

4. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ РУП «ГОМЕЛЬТРАНСНЕФТЬ ДРУЖБА»

Согласно [5] одним из направлений энергосбережения является контроль за эффективностью электропотребления. В РУП «Гомельтранснефть Дружба» контроль энергоэффективности ведется путем системы норм расхода электроэнергии, выполнения целевого показателя энергосбережения, оперативного контроля энергоэффективности. Нормирование потребления электроэнергии необходимо для определения энергетической составляющей затрат в структуре себестоимости транспортировки нефти (при калькуляции себестоимости), с одной стороны, для оценки эффективности использования электроэнергии, с другой. Нормирование расхода ТЭР является одним из элементов экономической части политики энергосбережения, способствует устранению бесхозяйственного использования ТЭР и внедрению энергосберегающих мероприятий, призвано регулировать деятельность в области энергосбережения.

.1      Повышение эффективности контроля за энергоэффективностью

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

. Учет и контроль параметров электропотребления и технологических факторов.

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

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

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

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

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

-      формирование энергоэффективного состава насосных агрегатов;

-        оптимизация сроков очистки трубопроводов;

-        оптимизация реконструкции и строительства линейной части нефтепровода.

Достоверность контроля энергоэффективности зависит от математической модели.

4.2    Разработка математической модели для оценки энергоэффективности

Энергоэффективность транспортировки нефти характеризуется удельным расходом электроэнергии.

Технологический удельный расход электроэнергии определяется выражением:

Суд = , (4.1)

где W - расход электроэнергии на технологические нужды, кВт×ч;

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

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

, (4.2)

где Q - производительность участка нефтепровода, м3/c;

DH - рабочий напор, м, состоящий из потерь напора Dh (м) на преодоление гидравлического сопротивления в трубопроводах рассматриваемого участка нефтепровода и разности геодезических отметок конца и начала участка нефтепровода DZ (м) соответственно [6,7]:

DН = Dh + DZ, (4.3)

g - плотность нефти, кг / м3;

Т - время, за которое определяется электропотребление, ч;

h - КПД участка нефтепровода.

Производительность участка нефтепровода может быть выражена как:

, (4.4)

где G - количество перекаченной нефти, т.

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

Dh = l×, (4.5)

где L - протяженность участка нефтепровода, м;

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

V = ; (4.6)

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

D - внутренний диаметр трубопровода, м;

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

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

W = , (4.7)

где Р = G × L - грузооборот участка нефтепровода, т×км;

ν - вязкость нефти, сСт.

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

. (4.8)

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

 (4.9)

где D1 и D2 - диаметры параллельных трубопроводов.

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

, (4.10)

где L1, L2 - длины соответствующих участков трубопроводов.

Полученное аналитическое выражение дает представление о характере связей технологических факторов с удельным расходом электроэнергии.

Рис. 4.2.Зависимости удельного расхода электроэнергии от среднесуточного грузооборота при различных температурах нефти участка Унеча - МозырьДля контроля энергоэффективности построены графические зависимости, позволяющие оценивать эффективность электропотребления в зависимости от грузооборота и температуры нефти (рис. 4.2).

.3      Повышение эффективности реконструкции и строительства линейной части нефтепровода

Оценка энергетической эффективности строительства линейной части участков нефтепровода:

Ставится задача оценки изменения общего и удельного расхода электрической энергии за счет ввода строящихся участков трубопровода. Оценим энергетическую эффективность ввода в работу вновь построенного трубопровода диаметром 720 мм на участке 391-441 км. В таблице 4.1. приведены показатели режимов участка нефтепровода при вводе построенного трубопровода.

Как видно из таблицы, за счет ввода трубопровода Æ720 мм на участке 391-441 км, расход электрической энергии снизится на 4,7%.

Маневрирование ремонтными периодами

Смещением ремонтного периода можно достичь экономии электрической энергии за счет работы нефтепровода с отключенным участком трубопровода в условиях с меньшей вязкостью нефти. Расчет изменения электропотребления за счет смещения ремонтного периода выполним по формуле:

DW = W1 - W2i, (4.11.)

где W1i - среднее потребление электроэнергии за период (например, за год), при исходном времени начала (окончании) ремонта трубопровода,

W2i - среднее потребление электроэнергии за период (например, за год), при смещении времени начала (окончании) ремонта трубопровода на i суток (месяцев).

Рассмотрим вывод трубопровода диаметром 630 мм на участке 200-233 км (плановая продолжительность ремонта составляет 6 месяцев, участок планируется вывести в ремонт 01.02.2006 г.). Определим энергетическую эффективность смещения ремонтного периода на 1 месяц. Плановый среднесуточный грузооборот для рассматриваемого участка нефтепровода составляет 53000 тыс т×км, в расчетах используем тенденцию изменения суточной вязкости нефти в 2004 г. (рис.4.3.), nСР=18,14 сСт.

Уравнение для расчета среднесуточных за год значений электропотребления имеет вид:

W = .

Энергетическая эффективность смещения ремонтного периода на 1 месяц составит: DW = (653651 - 653645,6)×365 = 1971 кВт×ч.

Определяя аналогичным образом электропотребления участка нефтепровода при различных интервалов смещения ремонтного периода, можно определить оптимальный с энергетической точки зрения период вывода в ремонт участка трубопровода при заданном сроке ремонта (рис.4.3).

Из рисунка видно, что с энергетической точки зрения вывод в ремонт участка трубопровода сроком на 6 месяцев целесообразно производить в апреле, мае либо июне года. Аналогично могут быть определены оптимальные периоды вывода в ремонт трубопроводов при другой продолжительности ремонта.

Таблица 4.6. Влияние ввода участка трубопровода на потребление электрической энергии

Определим снижение потребления электроэнергии за счет сокращения продолжительности ремонтного периода трубопровода диаметром 630 мм на участке 200-233 км (плановая продолжительность ремонта составляет 6 месяцев, участок планируется вывести в ремонт 01.02.2006 г.). Плановый среднесуточный грузооборот для рассматриваемого участка нефтепровода составляет 53000 тыс.т×км, в расчетах используем суточные данные вязкости нефти в 2004 г. (рис.4.3.), nСР = 18,14 сСт. Расчет изменения электропотребления за счет сокращения ремонтного периода выполним по формуле:

DW = W1 - W2i, (4.12.)

где W1i - среднее потребление электроэнергии за период (например, за год), при исходной продолжительности ремонта трубопровода,

W2i - среднее потребление электроэнергии за период (например, за год), при сокращении времени ремонта трубопровода на i суток (месяцев).

При решении поставленной задачи целесообразно рассматривать два возможных варианта: позже начинать ремонт и раньше заканчивать.

а) Сместим дату начала ремонта на 10 суток. В этом случае ремонтные работы должны быть выполнены в срок с 11.02.2006 по 01.08.2006 г.

Среднесуточное за год электропотребление исходного режима:

Wсут=25,2×53000+1405,95×18,14 - 3,3×10-3× 924328 - 705575=653651,1 кВт×ч.

Среднесуточное за год электропотребление составит:

Wсут = 25,2×53000+1405,95×18,14-3,3×10-3× 940823 - 705575 = 653596 кВт×ч.

Энергетическая эффективность сокращения ремонтного периода на 10 суток составит:

DW = (653651,1 - 653596)×365 = 20112 кВт×ч.

б) Сместим дату окончания ремонта на 10 суток. В этом случае ремонтные работы должны быть выполнены в срок с 01.02.2006 по 22.07.2006 г.

Среднесуточное за год электропотребление составило 653602,8 кВт.ч.

Энергетическая эффективность сокращения ремонтного периода на 10 суток составит:

DW = (653651,1 - 653602,8)×365 = 17629,5 кВт×ч.

Аналогичным образом определена динамика эффективности сокращения периода вывода в ремонт трубопровода (с 6 до 4 месяцев) диаметром 630 мм на участке 200-233 км (рис.4.5.).

ВЫВОДЫ

Для повышения эффективности электропотребления РУП «Гомельтранснефть Дружба» проработаны следующие направления:

предложена схема контроля энергоэффективности транспортировки нефти, позволяющая при неэффективных режимах транспортировки нефти давать рекомендации по энергосбережению, основанные на формировании энергоэффективного состава насосных агрегатов, на оптимизации линейной части нефтепровода;

разработана математическая модель для оценки эффективности потребления электроэнергии на транспортировку нефти, учитывающая изменения грузооборота, вязкости и плотности нефти, эквивалентного диаметра нефтепровода;

для контроля энергоэффективности построены графические зависимости, позволяющие оценивать эффективность электропотребления в зависимости от грузооборота и температуры нефти участка нефтепровода Унеча-Мозырь;

показано, что строительство линейной части нефтепровода позволяет существенно повысить эффективность транспортировки нефти (за счет ввода трубопровода Æ720 мм на участке 391-441 км, расход электрической энергии снизится на 4,7%);

построена зависимость, позволяющая определить оптимальные сроки реконструкции трубопроводов РУП «Гомельтранснефть Дружба», позволяющая снизить потери электроэнергии;

выполнена оценка снижения потребления электроэнергии за счет сокращения продолжительности ремонтного периода трубопровода диаметром 630 мм на участке 200-233 км (плановая продолжительность ремонта составляет 6 месяцев, участок планируется вывести в ремонт 01.02.2006 г.).

5. АНАЛИЗ ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ ЛПДС «МОЗЫРЬ»

.1 Способ анализа графиков нагрузки

Для анализа режимов электропотребления ЛПДС «МОЗЫРЬ» предлагается методика. Методика основана на анализе режимов электропотребления за счет обработки массивов статистической информации с использованием математического аппарата теории распознавания образов (кластерный анализ). Современным методом анализа массивов статистической информации является кластерный анализ [8]. Исходные данные по группам учета предприятия могут быть получены от автоматизированных систем сбора и обработки информации. Разбиение совокупности производится методом средней связи который можно пояснить используя дендограмму кластеризации (рис. 5.1). Ближайшие значения нагрузки объединяются в один класс. Каждый шаг кластеризации сопровождается формированием матрицы расстояний между классами:

RКjKi = ; (5.1)

а также определением внутриклассового коэффициента вариации группировки:

%, (5.2)

где МКj, МКi - средние значения по классам Кj и Кi соответственно.

Таким образом, каждый класс характеризуется средней величиной нагрузки, количеством суток и величиной коэффициента вариации. Классы с наименьшим расстоянием объединяются вновь. Процесс повторяется до тех пор, пока не образуется один единственный класс.

Качество кластеризации определяется внутриклассовым коэффициентом вариации. Алгоритм, позволяющий классифицировать суточные графики электрических нагрузок c одинаковым профилем за любой выбранный промежуток времени следующий [9].

Пусть Z=[{}, {},…, {},…, {}] - выбранное множество суточных графиков электрической нагрузки. Профиль каждого графика формируют усредненные за время  значения мощностей нагрузки Si=1…m.

Первоначально каждый график {} рассматривается как отдельный класс, мощности которого нормируются относительно средней, либо максимальной:

SiГj*=SiГj/SГjср(max), Гj=1…n; i=1…m.

Далее рассчитывается матрица расстояний R = {RГi Гj} размером n*n между нормированными графиками:

RГi Гj = , (5.3)

где Гi(Гj)=1…n; ωi=(0…1)-вес i временного интервала графика нагрузки.

На первом шаге кластеры {} и {} с минимальным расстоянием объединяются в новый класс {U}. Тогда новое множество кластеров, состоящее уже из (n-1) графиков, будет: {},{},…{},…,{}. Соответственно, происходит преобразование матрицы расстояний (из нее исключаются расстояния до каждого из объединившихся графиков и добавляются расстояния между вновь полученными кластерами и всеми остальными). На следующем шаге вновь происходит объединение самых близких кластеров RГi Гj = min(RГi Гj, i ¹ j),

преобразование матрицы расстояний и т. д. Процесс повторяется до тех пор, пока функционал качества класса кi не превысит заданное значение:

FKi = ≤ FЗАД, (5.4)

где k - количество графиков, входящих в класс Кi;

mnKi - значение мощности i интервала усредненного графика класса Кi.

.2 Классификация графиков нагрузки на группы с однотипными профилями

Методика анализа режимов электропотребления реализована в виде программного комплекса «Режим-Электро», позволяющего проводить структурные и типологические исследования суточных графиков нагрузки за любой выбранный промежуток времени, для любой группы учета предприятия, производственного объединения, энергосистемы [10].

Программный комплекс «Режим-Электро» обеспечивает автоматизацию моделирования и анализа суточных графиков нагрузки (рис. 5.2).

Алгоритм программы обеспечивает формирование групп суточных графиков электрических нагрузок c одинаковым профилем (формой) за любой выбранный промежуток времени. В результате образуется несколько типовых суточных графиков для каждой из групп потребителя, при этом объем исходной информации, собираемой системой учета, сжимается в десятки раз, что позволяет наглядно представлять и анализировать суточные режимы потребления электроэнергии (рис. 5.3).

Рис. 5.3. Программа в режиме отображения результатов кластеризации

Емкость кластера - количество одинаковых графиков, которые попали в кластер (группу). Таким образом, сотни суточных ГЭН можно заменить на несколько типовых. Графики с меньшей емкостью (сутки, которые попали в класс) должны стать предметом внимания, так как характеризуют нештатные ситуации суточных режимов электропотребления. В результате появляется возможность отслеживать причины, которые вызывают нерациональное потребление электроэнергии. При этом все графики за любой выбранный промежуток времени, для любой выбранной группы учета, удобно анализируются вследствие сокращения их количества (все графики заменяются на 5-10 типовых).

Программный комплекс позволяет расширить функциональные возможности систем автоматизированного учета электроэнергии предприятия.

ВЫВОДЫ

1.      Функциональные возможности информационных измерительных систем могут быть расширены за счет внедрения программ, отражающих современные математические методы обработки статистической информации.

2.      Рассмотрены способы моделирования суточных режимов электропотребления предприятия, основанные на использовании ГЭН, собираемых при помощью счетчтков «АЛЬФА».

.        С помощью программы «Режим-Электро» получено 6 типовых ГЭН за 2004 г. для ЛПДС «МОЗЫРЬ».

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА

.1 Смета затрат на электромонтажные работы

Смета - неотъемлемая часть проекта, финансовый документ, который характеризует предельно допустимый уровень затрат на сооружение проекта. В ее пределах ведется финансирование объекта, банк осуществляет контроль расходования средств, и она лежит в основе взаимоотношений между заказчиком и подрядчиком.

Согласно принятому в республике механизму ценообразования стоимость строительно-монтажных работ определяется в двух уровнях цен - в базисном уровне цен 1991 года и в текущем уровне, определяемом на основе цен сложившихся к моменту составления документации, или на основе индексов изменения отдельных статей затрат базисной стоимости.

Составим сводную смету в ценах 1991 года, которая отразит затраты производственного назначения.

Сметная стоимость - это стоимость основных средств на момент их ввода в эксплуатацию, т. е. капитальные вложения. Состав сметной стоимости можно представить как [14]:

С = О + Т + СМР, руб, (6.1)

где О - затраты на оборудование;

Т - затраты на транспорт;

СМР - затраты на строительно-монтажные работы.

СМР складывается из следующих составляющих [14]:

СМР = ПЗ + НР + ПН, руб, (6.2)

где ПЗ - прямые затраты;

НР - накладные расходы;

ПН - плановые накопления.

Прямые затраты в свою очередь состоят из [14]:

ПЗ =ЗП + ЭММ + МР, руб, (6.3)

где ЗП - заработная плата рабочим;

ЭММ - затраты на эксплуатацию машин и механизмов;

МР - затраты на материальные ресурсы, необходимые для проведения работ.

При поиске цен на силовое оборудование и распределительные устройства пользуемся прейскурантами оптовых цен.

Оптовые цены на оборудование принимаем по [15].

Заготовительно-складские расходы (транспортные затраты) для силового оборудования закладываются в размере 11,2% от затрат на него.

Накладные расходы и плановые накопления принимаются процентом от суммы (ЗП +ЭММ): для силового оборудования нормы как для электромонтажных работ составляют 93,1% и 90,7% соответственно.

Составленную смету на монтажные работы по реконструкции системы электроснабжения ЛПДС «Мозырь» в ценах базового 1991 года приводим в таблице 6.1, а на покупку оборудования в ценах 2005 года - в таблице 6.2.

Для пересчета элементов затрат балансовой стоимости воспользуемся индексами изменения стоимости строительно-монтажных работ по элементам затрат по г. Гомелю (без учета НДС) на апрель 2005 год [16].

Таблица 6.1. Смета затрат на монтажные работы по реконструкции системы электроснабжения в ценах 1991 года

Таблица 6.2. Смета затрат на покупку оборудования для реконструкции СЭС, в ценах 2005 года

Перевод стоимости элементов затрат на реконструкцию закрытого комплектного распределительного устройства к ценам апреля 2005 года представлен в таблице 6.3.

Таблица 6.3. Перевод стоимости элементов затрат к ценам апреля 2005 года.

Тогда можно определить состав сметной стоимости, по формуле 3.1:

С = 158498,415 + 6041045 = 6199543,4 млн руб.

.2 Оценка экономической эффективности энергосберегающих мероприятий

Для повышения эффективности электропотребления в дипломном проекте предложены следующие энергосберегающие мероприятия:

–        совершенствование контроля за энергоэффективностью;

–       оптимизация ремонта трубопровода 630 мм;

–       сокращение на 1 месяц ремонтного периода трубопровода.

Указанные мероприятия носят организационный характер, являются беззатратными и не требуют вложения инвестиций. Поэтому экономическая эффективность этих мероприятий определяется стоимостью сэкономленной электроэнергии.

Учитывая, что РУП «Гомельтранснефть Дружба» осуществляет расчеты за потребленную электроэнергию по двуставочному тарифу, стоимость сэкономленной электроэнергии в год определяется как:

Э = ΔW·b,

где b - текущая ставка за потребленную электроэнергию, равная 119,3 руб./кВт·ч;

ΔW - экономия электроэнергии за счет внедрения мероприятия, кВт·ч, расчеты выполнены в разделе 4 проекта.

В данном расчете не учтено снижение платы за заявленную мощность. Результаты расчетов сведены в таблицу 6.4.

Таблица 6.4. Экономическая эффективность мероприятий

МЕРОПРИЯТИЕ

ЭФФЕКТ

тыс. кВт·ч

млн руб

1.

Совершенствование контроля за энергоэффективностью

633

75,5

2.

Оптимизация ремонта трубопровода 630 мм

12

1,4

3.

Сокращение на 1 месяц ремонтного периода трубопровода

60

7,2

Выводы:

. Составлена смета на монтажные работы по реконструкции СЭС в ценах базового 1991 года, а также смета на покупку оборудования в ценах 2005 года согласно принятому в республике механизму ценообразования стоимости строительно-монтажных работ, определяемом на основе цен, сложившихся к моменту составления документации, или на основе индексов изменения отдельных статей затрат базисной стоимости. Сметная стоимость строительно-монтажных работ по СЭС составляет 2508,4 млн.руб. в текущих ценах на апрель 2005 года.

. Определена стоимость сэкономленной электроэнергии за счет внедрения предлагаемых организационных мероприятий по повышению эффективности электропотребления.

7. ВОПРОСЫ ОХРАНЫ ТРУДА И ЭКОЛОГИИ

Охрана труда - система законодательных, социально-экономических, технических, санитарно-гигиенических и организационных мероприятий, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособность человека в процессе труда.

.1 Техника безопасности при обслуживании оборудования НПС

Для подготовки рабочего места при работах со снятием напряжения должны быть выполнены в указанном порядке следующие технические мероприятия:

а) произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения к месту работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры;

б) на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационной аппаратурой вывешены запрещающие плакаты;

в) проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, на которых должно быть наложено заземление для защиты людей от поражения электрическим током;

г) наложено заземление (включены заземляющие ножи, а там где они отсутствуют, установлены переносные заземления);

д) вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты, ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части. В зависимости от местных условий токоведущие части ограждаются до и после наложения заземлений.

При оперативном обслуживании электроустановки двумя и более лицами в смену перечисленные в настоящем пункте мероприятия должны выполнять двое. При единоличном обслуживании их может выполнять одно лицо.

Производство отключений

В электроустановках напряжением до 1000 В с токоведущих частей, на которых будет производиться работа, напряжение со всех сторон должно быть снято отключением коммутационных аппаратов с ручным приводом, а при наличии в схеме предохранителей - снятием последних.

При отсутствии в схеме предохранителей предотвращение ошибочного включения коммутационных аппаратов должно быть обеспечено такими мерами, как запирание рукояток или дверец шкафа, укрытие кнопок, установка между контактами изолирующих накладок и др.

Допускается также снимать напряжение коммутационным аппаратом с дистанционным управлением при условии отсоединения концов от включающей катушки.

Если позволяют конструктивное исполнение аппаратов и характер работы, перечисленные выше меры могут быть заменены расшиновкой или отсоединением концов кабеля, проводов от коммутационного аппарата либо от оборудования, на котором должна производиться работа.

Расшиновку или отсоединение концов кабеля, проводов может выполнять лицо с группой по электробезопасности не ниже III из ремонтного персонала под руководством допускающего. С ближайших к рабочему месту токоведущих частей, доступных для непреднамеренного прикосновения, напряжение должно быть снято либо они должны быть ограждены.

Отключенное положение коммутационных аппаратов напряжением до 1000 В с недоступными для осмотра контактами (автоматы невыкатного типа, пакетные выключатели, рубильники в закрытом исполнении и т. п.) определяется проверкой отсутствия напряжения на их зажимах либо на отходящих шинах, проводах или на зажимах оборудования, получающего питание от коммутационных аппаратов.

Вывешивание предупреждающих плакатов, ограждение рабочего места

Непосредственно после проведения необходимых отключений, на ключах и кнопках дистанционного управления ими, на коммутационной аппаратуре напряжением до 1000 В (автоматы, рубильники, выключатели), отключенных при подготовке рабочего места, должны быть вывешены плакаты «Не включать. Работают люди», а отключенных для допуска к работе КЛ - плакаты «Не включать. Работа на линии».

У разъединителей, управляемых оперативной штангой, плакаты вывешиваются на ограждениях, а у разъединителей с полюсным приводом - на приводе каждого полюса.

Неотключенные токоведущие части, доступные для непреднамеренного прикосновения, должны быть на время работы ограждены. Для временного ограждения могут применяться щиты (ширмы), экраны и т. п., изготовленные из дерева или других изоляционных материалов.

После включения заземляющих ножей или установки переносных заземлений в закрытых электроустановках на сетчатых или сплошных ограждениях ячеек, соседних с местом работ и расположенных напротив, должны быть вывешены плакаты «Стой. Напряжение».

Соседние ячейки и ячейки, расположенные напротив места работы, не имеющие указанных ограждений, а также проходы, куда персоналу не следует входить, должны быть ограждены переносными щитами (ширмами) с такими же плакатами на них. Переносные щиты должны устанавливаться с таким расчетом, чтобы они не препятствовали выходу персонала из помещения в случае возникновения опасности.

В ОРУ на участках конструкции, по которым можно пройти от рабочего места к соседним участкам, где есть напряжение, должны быть установлены хорошо видимые плакаты «Стой. Напряжение». Эти плакаты может устанавливать лицо с группой по электробезопасности не ниже III из оперативно-ремонтного или ремонтного персонала под руководством допускающего.

В электроустановках, кроме ВЛ, на всех подготовленных рабочих местах после наложения заземления и ограждения рабочего места должен быть вывешен плакат «Работать здесь».

Во время работы персоналу запрещается переставлять или убирать плакаты и установленные временные ограждения и проникать на территорию огражденных участков.

Все плакаты вывешиваются и снимаются только по распоряжению оперативного персонала.

Проверка отсутствия напряжения

Перед началом всех видов работ в электроустановках со снятием напряжения необходимо проверить отсутствие напряжения на участке работы. Проверка отсутствия напряжения между всеми фазами и между каждой фазой и землей и каждой фазой и нулевым проводом на отключенной для производства работ части электроустановки должна быть проведена допускающим после вывешивания предупреждающих плакатов.

В электроустановках проверять отсутствие напряжения необходимо указателем напряжения заводского изготовления, исправность которого перед применением должна быть установлена посредством предназначенных для этой цели специальных приборов или приближением к токоведущим частям, расположенным поблизости и заведомо находящихся под напряжением.

В электроустановках напряжением до 1000 В с заземленной нейтралью при применении двухполюсного указателя проверять отсутствие напряжения нужно как между фазами, так и между каждой фазой с заземленным корпусом оборудования или заземляющим (зануляющим проводом). Допускается применять предварительно проверенный вольтметр. Пользоваться контрольными лампами запрещается.

Устройства, сигнализирующие об отключенном состоянии аппаратов, блокирующие устройства, постоянно включенные вольтметры и т. п. являются только вспомогательными средствами, на основании показаний или действия которых не допускается делать заключение об отсутствии напряжения.

Указание сигнализирующих устройств о наличии напряжения является безусловным признаком недопустимости приближения к данному оборудованию.

Проверять отсутствие напряжения в электроустановках и в РУ разрешается одному лицу из оперативного или оперативно-ремонтного персонала с группой по электробезопасности не ниже III в установках до 1000 В.

Обслуживание электродвигателей

При работе, не связанной с прикосновением к токоведущим частям электродвигателя или к вращающимся частям электродвигателя к приводимого им в движение механизма, необходимо остановить электродвигатель и на его пусковом устройстве или ключе управления повесить плакат «Не включать. Работают люди».

При работе на электродвигателе напряжением до 1000 В или приводимом им в движение механизме снятие напряжения и заземление токоведущих жил кабеля должны выполняться согласно требований ПТБ (пп. Б2.3.7, Б2.3.8, Б2.3.36.)

Перед допуском к работе на электродвигателях насосов, дымососов и вентиляторов, если возможно вращение электродвигателей от соседних с ними механизмов, должны быть закрыты и заперты на замок задвижки и шиберы последних, а также приняты меры по затормаживанию роторов электродвигателей.

Ограждение вращающихся частей электродвигателей во время их работы снимать запрещается.

Обслуживать щеточный аппарат на работающем электродвигателе допускается единолично лицу из оперативного персонала или выделенному для этой цели обученному лицу с группой по электробезопасности не ниже III. При этом необходимо соблюдать следующие меры предосторожности:

работать в головном уборе и застегнутой спецодежде, остерегаясь захвата ее вращающимися частями машины;

пользоваться диэлектрическими галошами или резиновыми ковриками;

не касаться руками одновременно токоведущих частей двух полюсов или токоведущих и заземляющих частей.

Кольца ротора допускается шлифовать на вращающемся электродвигателе лишь с помощью колодок из изоляционного материала с применением защитных очков.

У работающего многоскоростного электродвигателя неиспользуемая обмотка и питающий ее кабель должны рассматриваться как находящиеся под напряжением

Работы на коммутационных аппаратах

Перед допуском к работе на коммутационных аппаратах о дистанционным управлением должны быть;

отключены силовые цепи привода, оперативного тока и цепи подогрева;

закрыты и заперты на замок задвижки на трубопроводе подачи воздуха в бак выключателей или на пневматические приводы и выпущен в атмосферу имеющийся в них воздух, при этом спускные пробки (клапаны) оставляются в открытом положении;

приведены в нерабочее положение включающий груз или включающие пружины;

вывешены плакаты «Не включать. Работают люди» на ключах дистанционного управления и «Не открывать. Работают люди» на закрытых задвижках.

Для пробных включений и отключений коммутационного аппарата при его наладке и регулировке допускается при несданном наряде временная подача напряжения в цепи оперативного тока и силовые цепи привода, в цели сигнализации и подогрева, а также подача воздуха в привод и на выключатель.

Установку снятых предохранителей, включение отключенных цепей и открытие задвижек при подаче воздуха, а также снятие на время опробования плакатов «Не включать. Работают люди» и «Не открывать. Работают люди» осуществляет оперативный персонал или по его разрешению производитель работ. Дистанционно включать или отключать коммутационный аппарат для опробования разрешается лицу, ведущему наладку или регулировку, либо по его требованию оперативному персоналу.

После опробования при необходимости продолжения работы на коммутационном аппарате лицом из оперативного персонала или по его разрешению производителем работ должны быть выполнены технические мероприятия, требуемые для допуска к работе.

Перед допуском к работе, связанной с пребыванием людей внутри воздухосборников, необходимо:

закрыть задвижки на всех воздухопроводах, по которым может быть подан воздух, запереть их на замок, вывесить на задвижках плакаты «Не открывать. Работают люди»;

выпустить воздух, находящийся под давлением в воздухосборнике, оставив открытыми пробку в его верхней части и спускную задвижку;

отсоединить от воздухосборника воздухопровод подачи воздуха и установить на нем заглушки.

Компрессорную установку должно обслуживать в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов», лицо о группой по электробезопасности III, закрепленное за этой установкой.

Подвеска и укрепление кабелей и муфт

Открытые муфты должны укрепляться на прочной доске подвешенной с помощью проволоки или Троса к перекинутым через траншею брусьям, и закрываться коробами. Одна из стенок короба должна быть съемной и закрепляться без применения гвоздей.

Запрещается использовать для подвешивания кабелей соседние кабели, трубопроводы и пр.

Кабели необходимо подвешивать таким образом, чтобы не происходило их смещение.

На короба, закрывающие откопанные кабели, надлежит вывешивать плакат «Стой. Напряжение».

Вскрытие муфт, разрезание кабеля

Перед вскрытием муфт или разрезанием кабеля необходимо удостовериться в том, что эти операции будут производиться на том кабеле, на каком нужно, что этот кабель отключен и выполнены технические мероприятия, необходимые для допуска к работам на нем.

На рабочем месте подлежащий ремонту кабель следует определять:

при прокладке кабеля в туннеле, коллекторе, канале, по стенам зданий - прослеживанием, сверкой раскладки с чертежами и схемами, проверкой по биркам;

В тех случаях, когда нет уверенности в правильности определения подлежащего ремонту кабеля, применяется кабелеискательный аппарат с накладной рамкой.

На КЛ перед разрезанием кабеля или вскрытием соединительной муфты необходимо проверить отсутствие напряжения с помощью специального приспособления, состоящего из изолирующей штанги и стальной иглы или режущего наконечника. Приспособление должно обеспечить прокол или разрезание брони и оболочки до жил с замыканием их между собой и на землю. Кабель у места прокола предварительно прикрывается экраном. В туннелях, коллекторах и колодцах такое приспособление допускается применять только при наличии дистанционного управления.

Если в результате повреждений кабеля открыты все токоведущие жилы, отсутствие напряжения можно проверить непосредственно указателем напряжения без прокола.

Прокол кабеля выполняет ответственный руководитель работ либо под его наблюдением производитель работ. Прокалывать кабель следует в диэлектрических перчатках и пользуясь предохранительными очками. Стоять при проколе нужно на изолирующем основании сверху траншеи как можно дальше от прокалываемого кабеля.

Для заземления прокалывающего приспособления используются специальный заземлитель, погруженный в почву на глубину не менее 0,5 м, или броня кабеля. Заземляющий проводник присоединяется к броне хомутами; бронелента под хомутом должна быть очищена.

В тех случаях, когда бронелента подвергалась коррозии, допускается присоединение заземляющего проводника к металлической оболочке.

При работах на кабельной четырехжильной линии напряжением до 1000 В нулевая жила отсоединяется с обоих концов.

7.2 Защита нефтепровода от коррозии

Основной причиной аварий на трубопроводах является коррозия металла. Коррозия металла нефтесборных коллекторов и водоводов, как правило, ручейковый или питтинговый характер и обусловлена агрессивными физико-химическими свойствами водной фазы добываемой из недр продукции. Развитая сеть подземных коммуникаций - один из признаков высокоразвитой современной цивилизации. Трубопроводы являются системами жизнеобеспечения современного общества. По трубам на предприятия приходит нефть и нефтепродукты, питьевая и техническая вода, вода для отопления, отводятся бытовые и промышленные стоки. Большая часть труб погружена в землю. При длительном взаимодействии труб с окружающим их грунтом возникает коррозия металла. Просадки грунта вызывают напряжения и механические деформации труб, что приводит к образованию трещин в гидроизоляции.

Трубы в земле имеют ограниченный срок эксплуатации порядка 25 лет. Многие из них находятся под повышенным давлением (в магистральных нефтепроводах поддерживается давление от 20 до 50 атм) и содержат опасные для человека горючие и токсичные вещества. Отклонения в состоянии трубопроводов часто приводят к авариям, которые приносят колоссальный экономический и экологический ущерб. При эксплуатации трубопроводов необходимы постоянные наблюдения за их состоянием, своевременное выявление различных нарушений в состоянии труб и их ремонт.

Для обеспечения эффективной электрохимической защиты в течение всего срока эксплуатации магистральных трубопроводов большого диаметра потребовали комплексного подхода к разработке высоконадежных средств катодной защиты с резервированием электроснабжения.

Для защиты от коррозии применяют катодную защиту магистральных трубопроводов постоянным током низкого напряжения (около -1,5 В). При катодной защите на трубу подается отрицательный потенциал (катод), в то время как положительный полюс (анод) относится в сторону от трубы и заземляется в специальные скважины. В местах нарушения изоляции с трубы стекает электрический ток, который предохраняет трубу от коррозии. При нарушении слоя гидроизоляции коррозия сильно зависит от удельного электрического сопротивления окружающих пород. При этом чем ниже сопротивление вмещающего грунта, тем больше тока может перетекать из трубы и, следовательно, выше коррозионная опасность.

Установка катодной защиты состоит из катодной станции (преобразователя), анодного заземления, защитного заземления и соединительных проводов. Конструктивно катодная станция выполнена в виде металлического шкафа, внутри которого расположены силовой трансформатор, выпрямительный блок, блоки автоматики. Для обслуживания катодной станции предусмотрена периодическая профилактика.

Электрохимзащита подземных коммуникаций должна быть непрерывной во времени и обеспечивать катодную поляризацию трубопровода на всем протяжении и по всей поверхности. Активная катодная защита обеспечивается установкой катодной защиты (УКЗ) состоящей из источника электроснабжения, преобразователя (станция катодной защиты), анодного заземления, линий постоянного тока, неполяризующегося электрода сравнения длительного действия и контрольно-измерительного пункта.

Надежность эксплуатируемых нефтетранспортных систем зависит от состояния изоляции, работы средств катодной защиты, энергообеспечения этих средств и своевременного проведения капитального ремонта нефтетранспортных систем по результатам комплексного обследования.

Анализ отказов в работе эксплуатируемых средств катодной защиты показывает, что основной причиной выхода из строя установок являются низкая надежность элементной базы преобразователей (пробой диодных мостов, отсутствие блоков защиты от перенапряжения, выход из строя блоков управления). По этой причине число отказов достигает 12-15 % от общего числа отказов.

Более 20 % отказов приходится на анодные заземления, которые выходят из строя по причине обрыва провода в зоне контактного узла (изоляция провода нарушается от воздействия хлора). Поэтому материал анода не полностью используется, что резко снижает срок его эксплуатации. Число отказов достигает 25 %.

Низкая надежность энергоснабжения наблюдается по причине отказов коммутационной аппаратуры (высоковольтные разъединители на каждой УКЗ), обрывы проводов ЛЭП 6-10 кВ в районах обледенения, веерное отключение предприятий, от подстанций которых обеспечивается энергоснабжение УКЗ. Число отказов достигает 22-25 %.

Рассмотрим основные элементы средств катодной защиты, обеспечивающие эффективность и надежность электрохимической защиты.

В настоящее время на магистральных газопроводах эксплуатируются станции катодной защиты (СКЗ) различных модификаций. Станции катодной защиты предназначены для антикоррозивной активной защиты подземных металлических конструкций, резервуаров, газо- и нефтепроводов. Стабилизация установленного значения защитного тока позволяет поддерживать оптимальный потенциал защищаемого сооружения при минимальном энергетическом потреблении. Источники, используемые в составе станций, защищены от короткого замыкания на выходе и имеют индикацию выходного напряжения и тока.

Вторым важным элементом в УКЗ является анодное заземление. Электрод-заземлитель для него должен отвечать следующим основным требованиям:

-  использование в качестве малорастворимого элемента поверхностных и глубинных анодных заземлений в установках катодной защиты;

-        применение во влажных и высокоагрессивных грунтах;

Надежность работы анодов зависит от множества факторов таких как:

-  химический состав материала;

-        технология изготовления (отливки);

         стойкость изоляции соединительного провода к хлору;

         конструкции контактного узла присоединения провода к телу анода;

         тип магистрального кабеля и его место расположения в траншее относительно анода (поверхностные заземления);

         конструкция соединительной муфты ;

         состав компаунда

Для обеспечения бесперебойного электроснабжения УКЗ в схему системы катодной защиты введен блок автоматического подключения СКЗ на резервную линию электроснабжения типа БАВР, который позволяет автоматически переключать СКЗ на резервный источник питания, тем самым обеспечит бесперебойную защиту магистральных трубопроводов во времени.

Автоматическое переключение на резервную СКЗ-Р происходит при следующих режимах на СКЗ-О:

-  обрыв или увеличение сопротивления растекания анодного заземления или обрыв в цепи нагрузки;

-        отключение сети 220 В основной линии;

         короткое замыкание выходных цепей (катодный анодный провод);

         снижение защитного тока ниже нормы уставки на реле тока по каналу СКЗ-О.

Управление по потенциалу станции катодной защиты осуществляется относительно биметаллического электрода сравнения длительного действия типа ЭДБ. Электрод (медно-титановый) со стабилизирующей обмазкой позволяет поддерживать заданный потенциал во времени близким к поляризационному для управления станций катодной защиты в автоматическом режиме.

Для организации системы мониторинга, подключения и вывода от контролируемых трубопроводов измерительных проводов в схему системы в зоне дренажа и по трассе газопровода устанавливаются универсальные колонки типа УК, различных модификаций, которые позволяют коммутировать сильноточные цепи (катодные анодные цепи) и цепи к измерительным приборам (электрод сравнения, датчик измерения тока наводороживания, датчик температуры и т.д.)

Таким образом, рассмотренная схема организации катодной защиты, решает задачу резервирования средств катодной защиты;

-  регулирование тока защиты по каждой нитке газопровода с помощью блока регулирования тока обеспечивает заданный уровень потенциала с учетом состояния изоляционного покрытия трубопровода, срок ввода его в эксплуатацию диаметра трубы и т.д.

-        резервирование по линии энергоснабжения обеспечиваются блоком БАВР.

         введение в схему катодной защиты системы мониторинга

7.3 Мероприятия по ликвидации аварийного нефтезагрязнения окружающей среды

Работы по локализации аварийно разлившейся нефти и ее сбору с поверхности почв проводится для предотвращения распространения нефтяного пятна и поступления загрязнителя в сопредельные среды, снижения масс и концентрации нефти до определенных пороговых значений, лишь после достижения, которых начинается процесс ее биодеградации.

Наиболее распространенным методом ликвидации последствий нефтяных разливов является засыпка замазученных земель песком. Используемый для засыпки разливов нефти карьерный и намывной песок не способен восстановить плодородие почвы в полной мере. Засыпка нефтяных разливов на почве торфом является более удачной технологией, но без перемешивания мульчирующего торфяного слоя с загрязненным грунтом не может считаться экологически приемлемой.

Способ рекультивации нефтезагрязненных земель взрывным методом перспективен: при этом необходимы густо размещенные микро заряды, обеспечивающие сплошное перемешивание торфяной залежи.

Наилучшие результаты отмечаются при комплексном методе рекультивации загрязненных почв с использованием агротехнологий с внесением минеральных удобрений и высевом трав мелиорантов. Это технология направлена на активизацию аборигенной нефтеокисляющей почвенной микрофлоры и не требует значительных материальных затрат.

Для фиторекультивации нефтезагрязненных земель, используются наиболее доступные семена однолетних и многолетних трав, обладающих развитой корневой системой, повышенной устойчивостью к нефтяному загрязнению почвы, адаптированные к местным условиям.

Основными направлениями природоохранной деятельности предприятий являются: строительство природоохранных объектов, контроль за состоянием природной среды и производственных объектов, профилактика аварий на трубопроводах, мероприятия по охране, рациональному использованием и восстановлению земель, водных ресурсов, атмосферного воздуха, экологического обучение.

Организация и проведение всех природоохранных работ входят в обязанности отделов по охране окружающей среды предприятий.

Практически все добываемое углеводородное сырье транспортируется по трубопроводам.

Негативное влияние трубопроводного транспорта на окружающую природную среду достаточно велико и многообразно. Наиболее существенный ущерб окружающей среде причиняется авариями на продуктопроводах. Особую опасность загрязнения окружающей природной среды представляют места пересечения трубопроводов с водными объектами.

При прокладке и реконструкции трубопроводов изменяются инженерно-геологические условия, усиливаются термокарстовые процессы, образуются просадки и провалы, активизируются процессы заболачивания. В результате уничтожения естественных мест обитания и нарушения путей миграций уменьшается численность и видовой состав животного мира.

ЛИТЕРАТУРА

1. Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 1998.

2. Радкевич В.Н. Проектирование систем электроснабжения.- Мн.-НПООО «ПИОН», 2001

3. Электротехнические комплектные устройства научно-внедренческой фирмы «ИНОСАТ», 2002-2003.

4. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: учебное пособие для вузов.- М.: Энергоатомиздат, 1987.

5. Закон Республики Беларусь об энергосбережении. - Минск, 1999. - 16 с.

6. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов /Под ред. А.Х. Дерцакяна. - Л.: Недра, 1977.- 519 с.

7. Методика нормирования расхода электроэнергии на транспорт нефти. - РД39-30-1268-85, 1985 г.- 74 с.

8. Мандель И. Д. Кластерный анализ. -М.: Финансы и статистика, 1988.-176 с.

9. Колесник Ю.Н. Типологическое моделирование графиков электрической нагрузки. Сборник тезисов докладов на 5 РНК «Новые математические методы и компьютерные технологии в проектировании, производстве и научных исследованиях», Гомель 2002 г., с.89-90.

10.Колесник Ю.Н. Программный комплекс «Режим-Электро» для развития специализированного программного обеспечения системы «Арм-Электро». Сборник материалов ММНТК студентов, аспирантов и магистрантов. 25-26 апреля 2002 г., Гомель 2002 г.

11.Ус А.Г., Евминов Л.И. Электроснабжение промышленных предприятий и гражданских зданий: Учебное пособие. - Мн.: «Пион», 2002.-457 с.

12.Сычев А.В. Оптимизация режимов потребления реактивной мощности / УО «ГГТУ им. П. О. Сухого». Материалы семинара: «Организация и проведение энергетического обследования субъектов хозяйствования Республики Беларусь» 15-19 января 2001 г.

13.Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов: Учеб. пособие для студентов учреждений сред. проф. образования. - М.: Издательство «Мастерство», 2001.-320 с.: ил.

14.Ресурсно-сметные нормы на монтаж оборудования. Сборник 8. Электротехнические установки. Книга 1, 2 (СНБ 8.03.208-2000). - Мн.: Министерство архитектуры и строительства РБ, 2001.

15.Каталог цен на оборудование фирмы ООО «АВВ», 2005.

16.Главный бухгалтер, 2005, №18.