Разработка системы автоматического регулирования давления в сети нефтепровода

ВВЕДЕНИЕ В настоящее время магистральные нефтепроводы (МН) являются наиболее дешёвым и высоконадёжным видом транспорта нефти. Они характеризуются высокой пропускной способностью, диаметром трубопровода от 530 до 1440 мм и длиной не менее 50 км. Для создания и поддержания в трубопроводе давления, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции (НПС).
Изменение величины подачи нефти в результате сезонных и годовых колебаний добычи, появление нестационарных процессов в нефтепроводах, связанных с различными технологическими операциями и колебаниями физических параметров перекачиваемой нефти, а также аварийные и ремонтные ситуации приводят к изменениям режимов работы станций. В некоторых случаях эти изменения могут привести к аварийной остановке НПС и другим неблагоприятным ситуациям, сопровождаемым большими экономическими потерями. Поэтому необходимо осуществлять непрерывное согласование работы станций на всех участках транспортировки, а также выполнять защиту оборудования и нефтепровода. Регулировать производительность НПС и давление на нагнетании и приёме можно при помощи следующих методов: изменение диаметров рабочих колёс насосов, установка обводных линий, изменение числа работающих насосов, дросселирование потока нефти, изменение частоты вращения насосов. Первые три метода позволяют регулировать давление и подачу нефти только дискретно, поэтому их применение ограничено. Для быстрого и плавного изменения величины давления в настоящее время наибольшее распространение получил метод дросселирования потока. Но, несмотря на простоту и удобство этот метод имеет существенный недостаток: он, как правило, неэкономичен. Энергия, расходуемая на дросселирование, безвозвратно теряется, что снижает общий коэффициент полезного действия (КПД) насосной станции. В некоторых случаях потери могут достигать 30-50%. Так же с вводом в трубопровод дополнительного сопротивления, необходимого для осуществления метода, повышается риск аварийных разрывов трубопровода. Поэтому наиболее предпочтительным является метод регулирования скорости вращения насоса, который позволяет плавно менять его гидравлические и энергетические характеристики, подстраивая работу насоса к изменяющимся нагрузкам. Частоту вращения насоса можно плавно изменять при помощи гидромуфты или используя регулируемый электропривод. Первый способ не нашёл большого применения на НПС ОАО “Сибнефтепровод” из-за сложного технического обслуживания гидромуфт и их низкого быстродействия при изменении числа оборотов магистральных насосных агрегатов (МНА) [1]. Достижения последних лет в области силовой полупроводниковой техники, обеспечившие появление мощных высоковольтных преобразователей частоты (ПЧ), способствовали разработке регулируемых электроприводов большой мощности для перекачивающих агрегатов магистральных трубопроводов. Целью данного дипломного проекта является разработка системы автоматического регулирования (САР) давления в нефтепроводе с помощью регулируемого электропривода, проведение технико-экономического анализа САР и обеспечение безопасности и экологичности проекта. 1. Выбор основного силового оборудования 1.1. Описание технологических условий работы механизма Нефтеперекачивающие станции подразделяются на головные и промежуточные. Головные НПС предназначены для приёма нефти с установок её подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки в МН. Промежуточные НПС обеспечивают поддержание в трубопроводе давления, достаточного для дальнейшей перекачки. Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на эксплуатационные участки с протяжённостью 400 – 600 км, состоящие из 3 – 5 участков, разделённых НПС, работающих в гидравлически связанном режиме “из насоса в насос”. Такой режим требует более чёткой работы станций на участке нефтепровода, так как отключение насосного агрегата или всей НПС может привести к изменению режима работы всего участка нефтепровода, как показано на рис. 1.1. Рис. 1.1. Эпюры изменения давления на участке МН при остановке НПС-2: 1 – эпюра давления после остановки НПС-2; 2 – изменение давления в момент остановки НПС-2; 3 – эпюра давления до остановки НПС-2 При отключении МНА на НПС-2 происходит увеличение давления на НПС-1 и понижение давления на НПС-3. Для удержания этих станций и технологического участка в целом в работе возникает необходимость поддерживать давление приёма и выхода станций в заданных пределах [2]. В качестве типового примера для расчёта САР давления в сети нефтепровода использованы данные из регламента НПС Тюмень-3. Согласно [3] нефтеперекачивающая станция Тюмень-3 введена в эксплуатацию в 1981 году, является структурным подразделением ОАО “Сибнефтепровод” и представляет собой комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу Тюмень – Юргамыш на участке 0 – 252 км. Характеристики перекачиваемой нефти: минимальная плотность 825 кг/м3, максимальная плотность 850 кг/м3. Максимальная производительность станции 1250 м3/ч, при требуемом для перекачки напоре 703 м. Нефть по подводящему трубопроводу поступает на НПС, с давлением 0,5 кгс/см2, и направляется на фильтры-грязеуловители. Затем нефть, очищенная от механических примесей, парафино-смолистых отложений, посторонних предметов, поступает в технологические резервуары. Для защиты технологических трубопроводов и арматуры резервуарного парка от превышения давления на НПС установлены предохранительные клапаны. Для подачи нефти от резервуаров к основным насосам предусмотрена подпорная насосная. Из резервуаров нефть откачивается подпорными насосными агрегатами типа 14 НДСНм. На участке трубопровода от магистральной насосной до магистрального нефтепровода должен быть установлен узел регулирования для поддержания заданных величин давления: – минимальное давление на входе в магистральную насосную 3 кгс/см2, исходя из условий возможности возникновения кавитационного режима работы насоса; – максимальное давление на выходе из магистральной насосной 58 кгс/см2, исходя из условий предела прочности трубопровода. Основной вид нагнетательного оборудования станции для перекачки нефти составляют центробежные насосы (ЦН). Принцип действия центробежного насоса понятен из рис. 1.2. На нём представлена схема рабочего колеса с профильными лопатками. Рис. 1.2. Схема функционирования центробежного насоса Если перейти в систему координат, связанную с вращающимся колесом, то можно считать, что само колесо стоит неподвижно, а на заполняющую его жидкость действует центробежная сила. Эта сила способна преодолеть перепад давления Δp = pнн – pвн, равный разности давления pнн нагнетания (на периферии колеса) и давления pвн всасывания (в его центральной части), то есть заставить жидкость перемещаться из области низкого давления в область высокого давления. Разумеется, что для такого принудительного перемещения необходимы затраты энергии на вращение рабочего колеса.
Та часть насоса, в которой находится рабочее колесо, обеспечивающее напорное перемещение жидкости, называется центробежным на­гнетателем, а та часть насоса, которая создает вращения вала с находящимся на нем рабочим колесом – приводом насоса. Для привода центробежных насосов НПС магистральных трубопроводов в настоящее время применяют синхронные (СД) и асинхронные (АД) электродвигатели.
Основными характеристиками насоса являются развиваемый им напор и подача. Значение напора (энергии, сообщаемой пере­качиваемой жидкости) и подачи (количества жидкости, подаваемой в единицу времени) зависят от конструкции и размеров насоса и частоты вращения. Для каждого насоса взаимосвязь подачи Q и напора H при номинальной часто­те вращения определяется однозначно и выражается графически (характеристика Q – H). Также на график наносят зависи­мости изменения мощности N, КПД насоса η и допустимого кавитационного запаса Δhд от подачи Q. На перекачивающих станциях основные магистральные насосы соединяют последовательно, чтобы при одной и той же подаче создаваемый напор суммировался. Это позволяет увеличить давление на выходе станции. Согласно условиям (1.1) и (1.2) перекачка нефти на рассматриваемом участке обеспечивается последовательным соединением трёх насосов НМ 1250-260 при одном резервном. , (1.1) где – суммарная производительность насосов, более 1250 м3/ч; – максимальная производительность станции, 1250 м3/ч. , (1.2) где – суммарный напор насосов при , 780 м; – максимальный рабочий напор нефтепровода, 703 м. Упрощённая схема обвязки технологических трубопроводов и соединения магистральных насосных агрегатов НПС изображена на рис. 1.3. Рис. 1.3. Упрощенная схема обвязки технологических трубопроводов МНА: 1д – 3д – задвижки нефтепровода дренажной системы; 1у – задвижка нефтепровода утечек; 1,2 – задвижки напорного нефтепровода с датчиками давления; 1к-4к – обратные клапаны; D – диаметр трубопровода Характеристики (Q – Н) центробежных насосов часто аппроксимируют двухчленной зависимостью: , (1.3) где a и b – коэффициенты аппроксимации. Технические характеристики центробежного насоса НМ 1250-260 согласно [4] приведены в табл. 1.1. Таблица 1.1 Технические характеристики насоса НМ 1250-260 Характеристика Значение Qн, м3/ч 1250 Hн, м 260 D, мм 440 J, кг.м2 8 η, % 80 ωн, об/мин 3000 Δhд, м 20 pmax, кгс/см2 75 (Q – H)-характеристика 331 – 0,451.10-4.Q2 Изображенные на рис. 1.4 зависимости для насоса НМ 1250-260 носят общий характер для всех центробежных насосов. При изменении частоты вращения рабочего колеса центробежного нагнетателя (Q – Н)-характеристика насоса изменяется. Если номинальная частота вращения ротора составляла n0 об/мин, а измененная частота Рис. 1.4. График (Q – Н)-характеристики НМ 1250-260 вращения составляет n1 об/мин, то новая рабочая характеристика насоса, как указано в [5], будет иметь вид: . (1.4) Рабочая точка системы “НПС - МН” определяется по совмещённому графику (Q – H)-характеристик трубопровода и станции при соответствующей производительности НПС. Согласно [6], характеристика нефтепровода Тюмень – Юргамыш имеет вид: Hт = 5087.Q1,877+47,5. Совмещённый график (Q – H)-характеристик нефтеперекачивающей станции и нефтепровода Тюмень – Юргамыш для одного из режимов работы станции (ρ = ρmax = 850 кг/м3) изображён на рис. 1.5. Рис. 1.5. Совмещённый график (Q – H)-характеристик насоса и нефтепровода: 1 – характеристика насоса НМ 1250-260 (n = 0,95nн); 2 – характеристика насоса НМ 1250-260 (n = nн); 3 – характеристика нефтепровода; 4 – потери напора на участке; 5 – напор на выходе НПС; 6 – суммарная характеристика работающих насосов В процессе эксплуатации насосов необходимо определять полезную мощность насоса Pж – мощность, которой обладает жидкость на выходе из напорного патрубка насоса. , (1.5) где ρ – плотность нефти; g – ускорение свободного падения. Механическая характеристика насоса изменяется по параболическому закону (вентиляторный момент нагрузки), причём начальный момент сопротивления механизма при пуске из состояния покоя M0, обуслов­ленный противодавлением, трением в подшипниках и торце­вых уплотнениях насоса, составляет 10-15% номинального момента [7].
Различают два способа пуска насосного агрегата: на открытую задвижку и на закрытую задвижку. Наиболее распространён второй способ. Преимущество пуска на закрытую задвижку состоит в снижении момента сопротивления разгону двигателя, так как насос работает при отсутствии потока нефти. Однако если пусковые характеристики электродвигателя и схемы электроснабжения могут обеспечить пуск на открытую задвижку, то этот способ является предпочтительным, так как при нём меньше динамические нагрузки в трубопроводной обвязке агрегата и хлопки обратных клапанов, установленных на обводной линии насосов.
Для инженерных расчётов статического момента центробежного насоса используют следующее выражение: . (1.6) График механической характеристики нефтяного насоса НМ 1250-260 при пуске на открытую задвижку приведён на рис. 1.6. Рис. 1.6. График механической характеристики насоса НМ 1250-260 В настоящее время на большинстве НПС системы управления электродвигателями насосных агрегатов осуществляют их пуск путём прямого подключения к сети. Согласно [8] прямой пуск имеет следующие существенные недостатки, связанные с нежелательным воздействием на двигатель, исполнительный механизм, технологический процесс и питающую сеть: – пиковые броски тока в переходном процессе прямого пуска (в 5 – 7 раз больше номинального) приводят к значительным усилиям на проводники, расположенные в лобовых частях обмотки электродвигателя, и, как следствие, к ослаблению бандажирования обмотки, постепенному нарушению изоляции и преждевременному выходу двигателя из строя по причине КЗ витков обмотки; – пиковые моменты переменного знака, развиваемые двигателем при пуске (в 4 – 5 раз больше номинального) приводят к повышенным нагрузкам на подшипники и сам ЦН, постепенному увеличению зазоров в механических соединениях между двигателем и механизмом, сокращая межремонтный интервал; – гидравлические удары создают дополнительные нагрузки на трубы, соединительные муфты, фланцы, уплотнения и другие монтажные конструкции, приводя к их преждевременному износу и выходу из строя; – протекание больших пусковых токов приводит к просадке напряжения в сети, которая может составлять до 40% от номинального, что отрицательно сказывается на работе остального оборудования, участвующего в технологическом процессе и подключённого к этой сети, а сам двигатель может не запуститься из-за снижения его момента пропорционально квадрату просадки напряжения. Для устранения перечисленных недостатков прямого пуска необходимо осуществлять плавный пуск электродвигателя, с заданным темпом нарастания скорости, при моменте и токе близким к номинальным. Останов магистрального насосного агрегата в настоящее время осуществляют простым отключением привода насоса от сети питания (инерционный выбег). При этом задвижку закрывают непосредственно после остановки. Для уменьшения динамических нагрузок в трубопроводной обвязке МНА необходимо осуществлять плавный останов агрегата, без резкого снижения момента. Управление НПС должно осуществляться в двух режимах: местном или дистанционном (телемеханическом). Основным режимом управления является телемеханический режим управления из районного диспетчерского пункта (РДП). Переход на управление в местном режиме выполняется дежурным персоналом при производстве работ и в аварийных ситуациях по согласованию с диспетчером РДП [3]. Для согласования режимов работы на НПС, для защиты нефтепровода от превышения давления на нагнетании станции, для предотвращения работы МНА в кавитационном режиме при низком давлении на приёме и одновременно обеспечения максимально возможного расхода нефти по трубопроводу используют САР давления. Как уже отмечалось выше, при использовании дросселирования потока нефти значительно снижается КПД станции, даже если система находится в ждущем режиме, так как для своевременного перехода заслонки в режим регулирования её держат прикрытой на 10-15% [2]. Таким образом, наиболее предпочтительно осуществлять регулирование давления изменением скорости вращения электропривода насоса. Суть этого метода следует из уравнения (1.4). При регулировании частоты вращения ЦН каждая точка напорной характеристики НПС в соответствии с законом подобия перемещается по параболе подобных режимов: . (1.7) Диапазон регулирования определяется в зависимос­ти от конкретных условий эксплуатации трубопровода. Экономичным при этом является регулирование частоты вращения в небольшой зоне: 30-50% вниз от номинальной скорости, так как при снижении скорости вращения насоса более чем на 50% КПД насоса резко уменьшается [5]. Верхний предел регулирования ограничивается техническими возможностями насосов. Эти возможности зависят от величины и продолжительности перегрузки по частоте вращения роторов, которую насосы способны выдержать без необратимых конструктивных изменений. Так для обеспечения безкавитационной работы серийных центробежных насосов в продолжительном режиме не рекомендуется превышать частоту вращения более чем на 10% [9]. В большинстве случаев данного диапазона для регулирования вполне достаточно, так как напор зависит от квадрата частоты вращения и, следовательно, при регулировании его можно понижать примерно на 50% и повышать на 20% от номинального. Графики характеристик насоса при разных частотах вращения, согласно [5], изображены на рис. 1.7. Частота n3 соответствует номинальной. На характеристики насоса наложена характеристика трубопровода T. Также здесь показаны линии равного КПД, которые обрываются вверху из-за нехватки кавитационного запаса. Рис. 1.7. График универсальной характеристики центробежного насоса при регулировании скорости вращения 1.2. Требования, предъявляемые к системе электропривода магистрального насосного агрегата В силу условий технологического процесса к электроприводу МНА предъявляются следующие требования: 1. Электропривод должен быть рассчитан на продолжительный режим работы с постоянной нагрузкой. 2. Регулирование скорости должно быть плавным (в том числе плавный пуск и останов МНА). 3. Необходимо осуществлять мягкий пуск двигателя с плавным нарастанием тока и момента до значений близких к номинальным. 4. Регулирование должно быть экономичным. 5. Отсутствует необходимость в большом диапазоне регулирования скорости. 6. Отсутствует необходимость в реверсе скорости. 7. Отсутствует необходимость в рекуперации энергии в сеть, так как двигатель работает в продолжительном режиме.
8. Электродвигатель должен иметь взрывозащищённое исполнение. 9. Система управления электропривода должна работать в составе автоматизированной системы управления НПС. 1.3. Качественный выбор системы электропривода Выбор электродвигателя для системы электропривода выполняют, учитывая пусковые и нагрузочные режимы, условия обслуживания, требования к стабильности частоты вращения и режим потребления реактивной мощности на предприятии. По двум первым факторам преимущество имеют асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором, а по двум другим – синхронные. Насосные залы для перекачки нефти относятся к классу взрывоопасных, поэтому двигатели постоянного тока с щёточно-коллекторным механизмом для системы электропривода МНА не используют.
К преимуществам синхронных двигателей по сравнению с асинхронными относятся: 1. Возможность регулирования значения и знака реактивной мощности. 2. Коэффициент полезного действия СД, как правило, на 1–3 % выше, чем у АД той же мощности. 3. Наличие относительно большого воздушного зазора повышает надёжность эксплуатации в условиях возможных перегрузок двигателя. 4. Напряжение сети влияет на критический момент СД меньше, чем на критический момент АД. К преимуществам асинхронных двигателей по сравнению с синхронными относятся: 1. Простота конструкции и процедуры пуска. 2. Лучшая управляемость в аварийных режимах, связанных с провалами напряжения из-за возмущений в системе электро­снабжения: электромагнитные процессы в АД затухают быст­рее, чем в СД, и не требуют мероприятий и средств для обес­печения гашения поля. 3. АД менее продолжительное время, чем СД, подпитывают место короткого замыкания и, следовательно, оказывают менее вредное влияние на элементы системы электроснабжения. 4. Системы автоматического повторного пуска (АПВ) и само­запуска АД проще, чем системы АПВ СД. 5. АД более приспособлены для работы во взрывоопасных и сы­рых помещениях. 6. Менее квалифицированное обслуживание. 7. Не требуют систем возбуждения. 8. Стоимость и масса у АД на 15 – 20 % ниже аналогичных показателей СД с учётом системы возбуждения. Преимущества АД в наибольшей степени проявляются электроприводах малой и средней мощности до 3,0 МВт, когда нет необходимости в установке дорогостоящих статических конденсаторов больших мощностей. Учитывая указанные достоинства и недостатки обоих типов электродвигателей, выбираем для системы электропривода магистрального насосного агрегата АД с короткозамкнутым ротором. Перечисленным выше требованиям к системе электропривода способен удовлетворить только регулируемый электропривод. Плавное и экономичное регулирование скорости АД можно осуществить путём изменения частоты напряжения питания с помощью преобразователя частоты (ПЧ). Современные средства микропроцессорной техники позволяют формировать сложные законы управления АД, близкие по качеству регулирования момента, скорости и других величин к электроприводам с двигателями постоянного тока. Это становится возможным, если раздельно воздействовать на две составляющие статорного тока АД: намагничивающую определяющую значение магнитного потока двигателя, и ортогональную ей составляющую тока, определяющую момент АД. Такое управление составляющих тока для каждой фазы АД получило название векторного управления [7]. При векторном управлении электродвигатель во всем диапазоне регулирования работает с малой величиной скольжения ротора (малыми потерями скольжения), сохраняет высокий коэффициент полезного действия и жёсткость механических характеристик. 1.4. Расчёт мощности электродвигателя и преобразователя частоты 1.4.1. Определение кинематической схемы электропривода Центробежный насос типа НМ 1250-260 рассчитан на номинальную скорость вращения 3000 об/мин и, следовательно, не требует использования редукторов при подключении к электродвигателю. Соединение валов электродвигателя и насоса осуществляют через упругую муфту (рис. 1.8). Рис. 1.8. Кинематическая схема электропривода 1.4.2. Расчёт статического момента центробежного насоса Рассчитаем статический момент на валу насоса при номинальной и максимальной скоростях вращения в режиме максимальной подачи рассматриваемого нефтепровода. Статический момент на валу насоса при номинальной скорости можно определить по формуле: , (1.8) где ρ – плотность жидкости (возьмём максимальную плотность для перекачиваемой нефти), ρ = 850 кг/м3; Qmax – максимальная производительность нефтепровода, 1250 м3/с; НQmax – напор, развиваемый насосом при подаче Qmax, НQmax = 260 м; hн – КПД насоса; ωн – номинальная скорость вращения насоса. Н.м. Момент на валу насоса при максимальной скорости, учитывая уравнение (1.7), можно найти следующим образом: . (1.9) Н.м. 1.4.3. Выбор электродвигателя Рассчитаем мощность электродвигателя при номинальной скорости в режиме максимальной подачи для рассматриваемого нефтепровода: . (1.10) кВт. Приведём также полученную мощность электродвигателя к максимальной скорости вращения насоса по следующей формуле, учитывая формулу (1.7): . (1.11) кВт. Учитывая перечисленные в подразделах 1.2 и 1.3 требования, выберем электродвигатель по мощности из каталога. Тип и технические характеристики двигателя согласно [10] приведены в табл. 1.2. Таблица 1.2 Технические характеристики электродвигателя
Тип двигателя Pн, кВт Uн, кВ Сколь­жение, % n, об/мин ηн, % cosφн λ Iпуск/ Iн J, кг.м2 4АЗМП 1250 10 0,9 2973 96,4 0,88 2,1 5,5 11,3 Электродвигатель 4АЗМП-1250/10000 – короткозамкнутый взрывозащищённый АД привода механизмов с нормальными условиями пуска. Изготовлен с учётом ТУ16-528.285-84. Имеет замкнутый тип вентиляции. Масса двигателя составляет 4380 кг. Номинальный момент электродвигателя найдём по следующей формуле: , (1.12) где ω0 – скорость вращения холостого хода электродвигателя, ω0 = 314 рад/с. Н.м. Следовательно, максимально допустимый момент при частоте не больше номинальной равен: Н.м. При регулировании скорости вверх от номинальной при постоянном напряжении критический момент АД падает пропорционально квадрату относительной частоты [11]. Следовательно, максимально допустимый момент при максимальной рабочей скорости насоса будет равен: Н.м. То есть больше чем максимальный момент на валу насоса при перегрузочной способности λ = 2,0. 1.4.4. Выбор и описание преобразователя частоты Выбор преобразователя частоты также необходимо осуществлять, учитывая требования к системе электропривода. Из всего спектра ПЧ этим требованиям соответствуют следующие: 1. ПЧ с промежуточным звеном постоянного тока с автономным инвертором тока (АИТ); 2. ПЧ промежуточным звеном постоянного тока с автономным инвертором напряжения (АИН). Минусом непосредственных преобразователей частоты является то, что частота выходного напряжения преобразователя всегда ниже частоты входного, из-за чего их применяют только в тихоходных машинах. ПЧ на основе АИТ используются в основном в системах электропривода, в которых необходим реверс мощности, так как они имеют ряд недостатков: – несинусоидальный выходной ток (увеличиваются потери в двигателе и, как следствие, требуется разгрузка по мощности); – наличие коммутационных перенапряжений и бросков тока (необходимо использовать сглаживающий фильтр на выходе ПЧ или специальный двигатель с демпферной обмоткой); – большее влияние на сеть вследствие генерации высших гармоник управляемым выпрямителем (требуется фильтр на входе ПЧ); – значительные массу и габаритные размеры. Среди недостатков ПЧ с АИН – проблема “длинного кабеля”. Одним из важнейших критериев при оценке эффективности ПЧ является обеспечение их электромагнитной совместимости со стандартными асинхронными двигателями. Являясь источником высших гармоник, они оказывают влияние как на потери в двигателе и его допустимую нагрузку, так и на изоляцию статора. Это обстоятельство является особенно важным, и его нужно учитывать при выборе типа инвертора и соответственно ПЧ для стандартных высоковольтных асинхронных двигателей, имеющих ограниченные запасы по изоляционной прочности. В системе «ПЧ – асинхронный двигатель» можно использовать любой стандартный двигатель, но необходимо учитывать снижение допустимого момента вследствие дополнительных потерь из-за высших гармоник в токе автономного инвертора и ухудшения условий охлаждения самовентилируемых двигателей при работе в диапазоне регулирования частоты вращения. Последний фактор для электроприводов насосов несущественен, так как со снижением скорости ток электродвигателя, а, следовательно, и потери, быстро уменьшается. Радикальное решение, наиболее эффективно обеспечивающее электромагнитную совместимость ПЧ и электродвигателя без разгрузки последнего, – применение специальных алгоритмов широтно-импульсной модуляции (ШИМ) при управлении трёхфазным инвертором с фиксацией нейтральной точки. Силовая схема таких инверторов несколько усложняется, однако позволяет формировать три уровня напряжения на выходе каждой фазы инвертора (+E, 0, -E), и таким образом существенно снизить содержание высших гармоник в выходном напряжении до THD = 1-3% и, следовательно, уменьшить требования к выходному фильтру преобразователя [12]. Подобные преобразователи выпускают такие компании как Siemens (Simovert), Alstom (Alspa VDM), ABB. В России такое схемное решение взято за основу следующими компаниями: "Ансальдо-ВЭИ", ВНИИЭ и ОАО "Электровыпрямитель". В настоящее время качественные показатели подобных ПЧ российских компаний ниже зарубежных аналогов, поэтому, несмотря на большую стоимость, последние являются более предпочтительным вариантом. Чтобы обеспечить оптимальный режим работы АД при всех значениях частоты и нагрузки, относительное напряжение двигателя, согласно закону Костенко, изменяют пропорционально произведению относительной частоты на корень квадратный из относительного момента двигателя. Для вентиляторного момента нагрузки данный закон принимает следующий вид: U* = α2, (1.13) где U* – относительное напряжение; α – относительная частота. Повышение частоты при постоянном, в частности номинальном, напряжении на выводах двигателя даёт возможность расширить диапазон регулирования скорости вверх от её номинального значения для электродвигателей стандартного исполнения, которые не допускают повышение напряжения выше номинального в течение продолжительного времени работы. Однако стоит учитывать, что при данном способе регулирования скорости происходит уменьшение магнитного потока и возрастает индуктивное сопротивление рассеяния статора. Следовательно, уменьшается максимально допустимый момент двигателя. Снижением же КПД при небольших изменениях частоты можно пренебречь [12].
Рассчитаем мощность ПЧ, с учётом КПД электродвигателя. , (1.14)
где Pmax – мощность электродвигателя в режиме максимальной подачи нефтепровода при максимальной скорости вращения насоса, Вт; ηдв. – КПД электродвигателя. кВт. Требуемую полную мощность ПЧ найдём по следующей формуле: . (1.15) кВА. Из каталога наиболее близкий схемному решению, рассмотренному в подразделе 1.3, преобразователь частоты – это Siemens Simovert MV 6SE8015-1DA01, основные характеристики которого, согласно [13], вынесены в табл. 1.3, где Tо – средняя наработка на отказ, Tсл.ср.сп. – полный средний срок службы до списания согласно [14]. Таблица 1.3 Технические характеристики преобразователя частоты Uн, В (выходное) Uном, В (входное) Sном, кВА Iном, А Tсл.ср.сп, г Tо , ч ηн, % Вес, кг 10000 10000 1500 145 10 24000 97,5 5600 Диапазон изменения выходной частоты: 0 – 66 Гц. Охлаждение – воздушное с расходом воздуха 2,2 м3/с. Принципиальная схема ПЧ представлена на рис. 1.9. Рис. 1.9. Принципиальная схема преобразователя частоты 1.4.5. Пуск и останов магистрального насосного агрегата Пуск и останов асинхронного двигателя с заданным темпом можно обеспечить, используя возможность ПЧ плавно регулировать частоту напряжения и его величину. Схема подключения электродвигателей МНА к преобразователю частоты изображена на рис. 1.10. Рис. 1.10. Схема подключения электродвигателей магистральных насосных агрегатов к преобразователю частоты Так как требуется небольшой диапазон регулирования давления, с целью снижения капитальных затрат на станции используется только один ПЧ, к которому присоединяется регулируемый электропривод. От этого же преобразователя производится последовательный пуск и останов всех остальных АД. При этом электродвигатели подключаются через высоковольтные выключатели как к секции шин ПЧ, так и к секции шин 10 кВ электроснабжения НПС. Прямой пуск используется в качестве резервного при отказе преобразователя частоты. Для регулирования давления в качестве резерва предусматривается дросселирование. В случае необходимости остановки или пуска магистрального насосного агрегата, не подключенного в данный момент к преобразователю частоты, регулируемый асинхронный электродвигатель останавливается, либо выводится на номинальную частоту напряжения и переключается на секцию шин 10 кВ электроснабжения НПС, после чего выполняется операция пуска или останова требуемого МНА. 2. Разработка и Анализ разомкнутой системы управления электропривода магистрального насосного агрегата Одними из требований, предъявляемых к разрабатываемой системе электропривода, как уже указывалось выше, являются обеспечение мягкого пуска с моментом, незначительно превышающим номинальный, плавное регулирование скорости с постоянным ускорением, стабильность давления на нагнетании и всасывании станции, с ограничением соответственно максимального и минимального давления. Реализацией данных требований занимается система управления электропривода. Для синтеза системы управления электропривода с требуемыми параметрами рассмотрим вначале переходные процессы в разомкнутой системе ПЧ – АД – ЦН – МН при ρmax: – пуск МНА (при одном работающем ЦН) до максимальной скорости при выводе НПС на максимальную производительность; – повышение давления на нагнетании выше значения уставки при остановке МНА на следующей по ходу нефти НПС, САР должна компенсировать такое повышение давления согласно [15]; – снижение давления на всасывании ниже значения уставки на 20%; – плавный останов МНА. Для описания работы системы ПЧ-АД воспользуемся следующим выводом из [16]: при условии работы системы ПЧ-АД со статическим моментом меньше критического можно пренебречь электромагнитными процессами. Для удобства математические расчёты и построение графиков будем проводить в относительных единицах. В качестве базовых величин возьмём следующие: Mн – номинальный момент электродвигателя, ω0н – скорость холостого хода электродвигателя при номинальной частоте напряжения, fн – номинальная частота напряжения, pmax – максимальное рабочее давление на выходе станции, pmin – минимальное рабочее давление на всасывании НПС. Структурная схема разомкнутой системы управления электропривода изображена на рис. 2.1, где FH(p) – передаточная функция звена ЦН. Рис. 2.1. Структурная схема разомкнутой системы управления электропривода Согласно структурной схеме имеем следующие уравнения: , (2.1) где ω* = ω/ω0н – относительная скорость вращения АД; M* = M/Mн – относительный момент АД; = Mc/Mн – относительный статический момент нагрузки; λ – перегрузочная способность АД;
TM – электромеханическая постоянная времени, с. , (2.2)
где sн – номинальное скольжение АД; α = f/fн – относительная частота напряжения питания. , (2.3) где - относительное напряжение задания ПЧ; Tп – постоянная времени ПЧ, Tп = 0,01 с, согласно [15]. , (2.4) где J = Jдв. + Jн. – суммарный момент инерции АД и насоса, кг.м2; Mкр. н = Mmax/0,8 – номинальный критический момент АД. с. Так как мы увеличиваем скорость АД относительно номинальной на 11% (скорость ЦН – на 10%), то относительное напряжение задания при этой частоте будет равно = 1,11. С другой стороны необходимо осуществлять плавное линейное изменение частоты при пуске, поэтому напряжение задания будем менять следующим образом: , (2.6) где t – время, прошедшее с начала пуска, с; kз – коэффициент задания. , (2.7) где tп – время пуска электродвигателя, tп = 5,5 с. При данных требованиях tп задаётся из условия, чтобы момент электродвигателя при пуске незначительно превышал номинальный. Давление на нагнетании станции pнс при регулировании частоты вращения ЦН изменяется в соответствии с уравнением (1.4). Давление на всасывании НПС pвс изменяется в соответствии с (Q – H)-характеристикам центробежных насосов и гидравлической сети до станции по ходу нефти. Графики зависимостей относительной частоты напряжения, момента АД, скорости вращения и давления от времени при переходных процессах построены в среде MathCAD 2000 Professional с использованием подпрограммы rkfixed (метод Рунге-Кутта). Графики динамических процессов при пуске приведены на рис. 2.2. Рис. 2.2. Графики динамических процессов разомкнутой системы управления электропривода при пуске На начальном этапе пуска, пока скорость вращения равна нулю, момент двигателя очень резко, практически скачкообразно, возрастает до момента холостого хода, затем начинает увеличиваться по параболе (вентиляторный момент практически пропорционален квадрату скорости вращения). Когда разгон двигателя завершён, момент опять же практически скачкообразно снижается до статического. При этом броски момента на порядок ниже бросков при прямом пуске, скорость двигателя плавно нарастает на всём протяжении пуска. Перерегулирование по моменту АД составляет σ = 30%. Перерегулирования по скорости и давлению незначительны. Рассмотрим теперь повышение давления на нагнетании НПС. Согласно [15] надёжность применяемой системы регулирования давления можно оценить при переходном процессе, протекающем в трубопроводе при остановке МНА на следующей по ходу нефти НПС. При отключении насосного агрегата давление на всасывании возрастает, а давление на нагнетании снижается. При этом в сторону предыдущей станции со скоростью звука (1000 – 1100 м/c) распространяется фронт снижения расхода и повышения давления, которое может достигать 0,6 МПа. Учитывая, что скорость распространения фронта большая, повышение давления можно считать скачкообразным. Так как нефти по трубопроводу после отключения одного из магистральных агрегатов будет перекачиваться меньше, нагрузка на электродвигатель снизится. Это снижение также можно считать скачкообразным. Графики переходных процессов при повышении давления на выходе НПС на 0,6 МПа (на 10% выше максимального) при относительном давлении на всасывании станции равном 0,18 приведены на рис. 2.3. Разумеется, разомкнутая система не может автоматически компенсировать повышение давления на нагнетании станции. Для автоматической стабилизации давления необходимо использовать замкнутую систему управления. Рис. 2.3. Графики динамических процессов разомкнутой системы управления электропривода при повышении давления на нагнетании НПС Столь малое изменение скорости вращения АД и давления, создаваемого насосом связано с тем, что величина sн составляет всего 0,009. Следовательно, влияние возмущающего воздействия на АД незначительно. Графики переходных процессов при снижении давления на всасывании НПС на 20% приведены на рис. 2.4. Снижение давления может произойти вследствие изменения режима работы предыдущей станции, либо при переходных процессах в сети нефтепровода. К примеру, давление на всасывании НПС снижается при пуске МНА, производительность станции и, следовательно, нагрузка на валу ЦН, при этом повышается. Рис. 2.4. Графики динамических процессов разомкнутой системы управления электропривода при снижении давления на всасывании НПС Как видно из графиков, разомкнутая система управления электропривода не способна автоматически компенсировать снижение давления на всасывании НПС. На рис. 2.5 приведены графики переходных процессов плавного останова магистрального насосного агрегата. Как видно из графиков, частота вращения асинхронного двигателя плавно снижается на всём протяжении останова, броски момента электродвигателя незначительны. Рис. 2.4. Графики динамических процессов разомкнутой системы управления электропривода при плавном останове магистрального насосного агрегата Таким образом, разомкнутая система управления электропривода не способна удовлетворить требованию стабильности давления в сети нефтепровода, так как не может устранить возмущающее воздействие на гидравлическую сеть. Следовательно, необходимо использовать систему автоматического регулирования давления.
3. синтез системы автоматического регулирования давления в сети нефтепровода Основным регулируемым технологическим параметром в проектируемой системе является давление на выходе НПС. Также необходимо поддерживать давление на всасывании НПС не ниже минимально допустимого. Разомкнутая система управления не способна осуществить стабилизацию давления в сети, таким образом, необходимо разработать замкнутую систему управления электропривода с оптимальными переходными процессами.
В качестве условия оптимизации системы был выбран технический оптимум, характеризуемый следующим соотношением постоянных времени САР: . (3.1) Переходные процессы в САР, спроектированной по данному оптимуму характеризуются перерегулированием σ ≤ 5% при минимальном времени регулирования [16]. САР давления содержит две постоянные времени: преобразователя частоты Тп и электромеханическую асинхронного двигателя Tм. Первая является малой, вторая – большой. В соответствии с техническим оптимумом Tм необходимо скомпенсировать, введя в САР регулятор, передаточная функция которого выглядит следующим образом: . (3.2) В регуляторе давления не учтено нелинейное звено центробежного насоса, так как для этого пришлось бы применить обратную связь по скорости, в соответствии с которой должна меняться передаточная функция регулятора. Исходя из анализа разомкнутой системы, перерегулирование по давлению незначительно, поэтому в регуляторе можно выставить номинальное значение скорости вращения ротора насоса (в относительных единицах оно равно 1). С целью ограничения динамического момента при переходных процессах, в том числе при пуске и останове МНА в САР давления внедрён блок ограничения (БО). Структурная схема САР давления приведена на рис. 3.1. Для управления ПЧ с АИН при использовании ШИМ предпочтительнее использовать микропроцессорные системы, так как на их основе можно реализовать специальные алгоритмы формирования выходного напряжения для каждого режима работы. Аналоговые схемы были бы слишком громоздки и ненадёжны. Следовательно, целесообразно реализовать регулятор давления и задатчик интенсивности в виде подпрограмм управления ПЧ. В состав ПЧ Siemens Simovert входит технологический контроллер T100, основные технические характеристики которого, согласно [17], сведены в табл. 3.1. Таблица 3.1 Технические характеристики контроллера Т300 Характеристика Описание Аналоговые входы, 5 шт. ±10 В, 10 бит + знак Аналоговые выходы, 2 шт. ±10 В, 9 бит + знак Рис. 3.1. Структурная схема САР давления Продолжение таблицы 3.1 Дискретные входы, 8 шт. 24 В Дискретные выходы, 5 шт. 24 В, 90 мА максимум RS485 для соединения USS; 187,5 Кбит/с RS485 для соединения p2p; 187,5 Кбит/с Микропроцессор Siemens SAB 80C166 Также в составе Siemens Simovert идёт микроконтроллер CUVC, который непосредственно управляет работой преобразователя частоты и вспомогательного оборудования (сигнализация, система охлаждения, пульт ручного управления и др.). Основные технические характеристики CUVC, согласно [17] вынесены в табл. 3.2. Таблица 3.2 Технические характеристики микроконтроллера CUVC Характеристика Описание Аналоговые входы, 2 шт. ±10 В, 11 бит + знак Аналоговые выходы, 2 шт. ±10 В, 10 бит + знак Вход тахогенератора для сенсорного векторного управления ≤ 190 мА Последовательный интерфейс, 2 шт. RS485 USS Последовательный интерфейс пульта RS232 Дискретные входы, 3 шт. 24 В Двунаправленные дискретные выводы, 4 шт. 24 В Преобразователь частоты получает задание давления в сети нефтепровода в цифровом коде от автоматизированной системы управления (АСУ) НПС по протоколу обмена Modbus (на основе RS485), применяемому в системах автоматики ОАО “АК “Транснефть”. Также по данной линии связи ПЧ передаёт информацию о текущем состоянии на более высокий уровень автоматизации нефтеперекачивающей станции (операторная НПС, РДП и др.). Сигнал обратной связи подаётся от датчиков давления на всасывании или нагнетании станции, в зависимости от рабочего контура САР давления, по аналоговому интерфейсу на входы контроллера T100. Применение цифрового способа передачи данных от датчиков давления к ПЧ в режиме реального времени требовало бы прокладки оптического волокна, что экономически не оправдано. Регулятор давления, блок ограничения и блок регулируемых уставок (БРУ) реализованы в виде подпрограмм контроллера T100. БРУ служит для переключения с основного контура регулирования (стабилизация давления на нагнетании станции не выше максимально допустимого) на дополнительный (поддержание минимально допустимого давления на всасывании станции), когда давление на всасывании НПС падает ниже допустимого. Функцию задатчика интенсивности выполняет БО, позволяя осуществлять пуск и останов магистрального насосного агрегата с заданным темпом. Напряжение задания скорости вращения асинхронного электродвигателя при этом может подаваться скачком.
Пульт ручного управления позволяет выполнять процедуры просмотра, редактирования параметров электропривода, запуска и контроля режимов его работы. Дополнительная диагностика состояния электропривода выполняется с помощью светодиодных индикаторов на лицевой панели блока.
Взаимосвязь основных функциональных узлов системы автоматического регулирования давления показана на рис. 3.2. Рис. 3.2. Функциональная схема САР давления Для измерения давления в сети нефтепровода используются датчики Метран 3095MV 1ExibllCT5X (взрывозащищённое исполнение “искробезопасная электрическая сеть”). Датчик давления 3095MV на основе пьезорезистивного сенсора может измерять как перепад давления, так и абсолютное давление. Имеет настраиваемый диапазон измерения с большей точностью в узких пределах, что особенно важно для системы автоматического регулирования давления нефтеперекачивающей станции, где не требуется широкий диапазон измерения. 3095MV имеет унифицированный выходной токовый сигнал 4-20 мА с накладываемым цифровым сигналом типа HART. Основные технические характеристики датчиков давления, согласно [18], вынесены в табл. 3.3. Таблица 3.3 Технические характеристики датчика Метран 3095MV Характеристика Значение Диапазон измерения – нижняя граница, кПа 0 – 55,16 Диапазон измерения – верхняя граница граница, кПа 0 – 25000 Выходной сигнал, мА 4 – 20 Предел погрешности измерения, % ±0,075 Средняя наработка на отказ, ч 100000 Принципиальная схема системы автоматического регулирования давления приведена на рис. 3.3. Рис. 3.3. Принципиальная схема САР давления Принципиальная схема системы управления электропривода с обозначением задействованных выводов изображена на рис. 3.4. Для анализа работы САР давления рассмотрим динамические процессы системы при пуске до максимальной рабочей скорости насоса, останове МНА, повышении давления на нагнетании станции выше допустимого и снижении давления на всасывании станции ниже допустимого при условиях, рассмотренных в анализе разомкнутой системы электропривода МНА. Согласно структурной схеме САР давления имеем следующие уравнения: , (3.3) где ω* = ω/ω0н – относительная скорость вращения АД; M* = M/Mн – относительный момент АД; = Mc/Mн – относительный статический момент нагрузки; λ – перегрузочная способность АД; TM – электромеханическая постоянная времени, TM = 0,58 с. , (3.4) где sн – номинальное скольжение АД; α = f/fн – относительная частота напряжения питания. , (3.5) где – относительное напряжение задания частоты; Tп – постоянная времени ПЧ, Tп = 0,01 с. Рис. 3.4. Принципиальная схема системы управления электропривода , (3.6) где ε – относительная ошибка регулирования. Ошибка регулирования корректируется блоком ограничения (БО) для ограничения максимального динамического момента электропривода при переходных процессах. Эту коррекцию можно представить следующим образом: , (3.7) где – относительное напряжение задания давления; p* – относительное давление; εmax – максимальная относительная ошибка регулирования. , (3.8) где pст* – относительное статическое давление в сети нефтепровода; pmax – максимальное рабочее давление на выходе НПС, Па; Pцн – давление, создаваемое ЦН в номинальном режиме работы, Па. Графики переходных процессов в САР давления построены в среде MathCAD 2000 Professional с использованием подпрограммы rkfixed (метод Рунге-Кутта). Кривые переходных процессов при пуске приведены на рис. 3.5. Как видно из графиков максимальный пусковой момент больше номинального всего в 1,05 раз, перерегулирование по давлению незначительно. Рис. 3.5. Графики динамических процессов САР давления при пуске Графики переходных процессов при превышении максимально допустимого давления на нагнетании нефтеперекачивающей станции приведены на рис. 3.4. Так как регулятор скорости в системе ПЧ АД представляет собой интегро-пропорциональное звено, то система является астатической и изменение нагрузки не влияет на установившееся значение скорости АД, и, следовательно, на давление на выходе НПС. Таким образом, возмущающее воздействие на АД компенсируется полностью. Из графиков следует, что система автоматического регулирования способна стабилизировать давление в сети нефтепровода в соответствии с сигналом задания. Перерегулирование по давлению незначительно.
Рис. 3.6. Графики динамических процессов САР при повышении давления на нагнетании станции Кривые переходных процессов при снижении давления на всасывании станции ниже минимально допустимого приведены на рис. 3.7.
За базовую величину для расчёта относительного давления здесь взято минимально допустимое давление. Как видно из графиков, САР путём плавного изменения частоты вращения ЦН способна стабилизировать давление на входе станции в соответствии с сигналом задания при появлении возмущающего воздействия. Перерегулирование по давлению при этом незначительно. Время переходного процесса мало. Рис. 3.7. Графики динамические процессов САР при снижении давления на всасывании станции Графики динамических процессов САР давления при останове МНА приведены на рис. 3.8. На графиках видно, что частота вращения асинхронного двигателя плавно снижается на всём протяжении останова, броски момента электродвигателя и перерегулирование по давлению незначительны. Таким образом, система автоматического регулирования способна стабилизировать давление в сети нефтепровода в соответствии с перечисленными выше требованиями. Рис. 3.8. Графики динамические процессов САР при останове МНА 4. Оценка экономической эффективности проекта 4.1.Основные источники эффективности проектируемой системы Экономическая эффективность капитальных вложений на разработку и внедрение САР давления предполагает сопоставление капитальных вложений и результатов применения системы. Основными факторами, позитивно влияющими на технико-экономические показатели работы НПС, в связи с внедрением частотно регулируемого электропривода МНА, являются: – экономия электроэнергии за счёт отказа от энергоёмкого способа регулирования давления на НПС путём дросселирования; – экономия электроэнергии за счёт снижения потребляемой мощности в часы пиковой нагрузки; – уменьшение эксплуатационных затрат путём повышения надёжности и долговечности работы системы электропривода и механического оборудования в целом (увеличение межремонтного периода). Метод дисконтирования рекомендован министерством финансов РФ для оценки эффективности инвестиционных проектов. Он базируется на дисконтных вычислениях по приведению доходов и расходов, связанных с реализацией системы, к некоторому моменту времени (к расчетному году). 4.2. Методика расчета экономических показателей Согласно методике, вывод об экономической эффективности капитальных вложений можно сделать на основе расчета следующих показателей [19]: – чистая текущая стоимость проекта (ЧТС); – внутренняя норма рентабельности проекта (ВНР); – срок окупаемости (То); – коэффициент отдачи капитала (КОК). Показатель ЧТС характеризует величину общего дохода, который может быть получен за период реализации инвестиционного проекта. Временной период расчета принимается исходя из сроков реализации проекта. Если величина ЧТС положительна, то он признается эффективным, обеспечивающим уровень доходности инвестиционных вложений не менее принятого значения нормативного коэффициента эффективности единовременных затрат. При расчетах различают дисконтированный поток денежной наличности (ДПДН) и чистую текущую стоимость проекта. ДПДН в году t определяется по формуле: ДПДНt = ПДНt ×at , (4.1) где ПДНt – поток денежной наличности в году t, тыс.р.; at – коэффициент дисконтирования. ЧТС проекта определяется по формуле: , (4.2) где tн, tк - соответственно начальный и конечный годы расчетного периода. Отдельный член потока денежной наличности (ПДНt) равен разности между ожидаемой величиной доходов от реализации проекта и всеми видами затрат, и может отличаться от другого как по знаку, так и по величине, и рассчитывается по формуле: ПДНt = Пt + At – Ht – Kt, (4.3) где Пt – прибыль, обеспечиваемая внедрением системы в году t, тыс.р.; Аt – амортизационные отчисления от стоимости системы, тыс.р.; Ht – сумма налогов, уплачиваемых предприятием из прибыли в бюджет, тыс.р.; Кt – единовременные затраты в году t, тыс. руб. Так как САР давления позволяет сократить эксплуатационные расходы, то прибыль (поток денежной наличности), обеспечиваемая внедрением системы, определяется как разность между годовыми эксплуатационными затратами до и после внедрения. Тогда формула 4.3 примет вид: ПДНt = Cдt – Срt + At – Ht – Kt, (4.4) где Cдt, Срt – годовые эксплуатационные затраты на систему соответственно в действующем и разработанном вариантах, тыс. руб. Коэффициент отдачи капитала показывает величину дисконтированной прибыли, полученной на каждый рубль вложенных дисконтированных инвестиций. Расчет коэффициента отдачи капитала производится по формуле: , (4.5) где К – общие единовременные затраты, тыс. руб. Коэффициент дисконтирования определяется по формуле: , (4.6) где Ен – нормативный коэффициент эффективности единовременных затрат; tp – расчетный год; t – год, затраты и результаты которого приводятся к расчетному году. В качестве нормативного коэффициента эффективности единовременных затрат может быть принята ставка банковского процента за кредит, ставка банковского процента за депозит, текущая рентабельность предприятия. В качестве начального года расчетного периода принимается год начала финансирования работ по созданию проекта, включая проведение научных исследований. Конечный год расчетного периода определяется моментом завершения жизненного цикла системы, прекращением его использования на производстве.
В качестве расчетного года обычно принимается наиболее ранний из всех рассматриваемых вариантов календарный год, предшествующий началу использования на предприятии разрабатываемой системы. Для анализа эффективности единовременных затрат на разработку и внедрение системы используется показатель внутренней нормы рентабельности (ВНР), определяемый из соотношения:
. (4.7) ВНР характеризует ежегодный процент прироста доходов от проекта. Сравнивая полученную величину с Ен можно сделать вывод о том, обеспечивает ли данный проект доходность выше заданной. Другим назначением показателя ВНР является оценка возможности привлечения заемных средств на разработку и внедрение системы. Расчетное значение ВНР соответствует максимально допустимому проценту за кредит, который может быть использован для полного финансирования единовременных затрат по данной системе. Если величина ВНР равна проценту за кредит, то чистая текущая стоимость оказывается равной нулю. Таким образом, вычисляемое значение позволяет судить о приемлемости для предприятия условий кредитования. Следующим показателем, применяемым для анализа эффективности единовременных затрат, является срок окупаемости Ток. Экономическое содержание этого показателя заключается в определении момента времени, необходимого для покрытия единовременных затрат в проект. Период возврата единовременных затрат (То) определяется последовательным сложением величин, пока полученная сумма не сравняется с величиной единовременных затрат, приведенных к расчетному году: (4.8) Количество произведенных сложений равняется периоду возмещения капитальных вложений или сроку окупаемости. Налоги на прибыль и имущество рассчитываются по следующим формулам: . (4.9) где Hпр – налог на прибыль; Hим – налог на имущество; СТпр – ставка налога на прибыль, %. . (4.10) где Коt – остаточная стоимость внедряемой системы в году t, тыс.р.; СТим – ставка налога на имущество, %. 4.3. Расчет экономических показателей Под капитальными затратами понимаются вложения денежных средств предприятием в новое строительство, реконструкцию, расширение и техническое перевооружение мощностей уже действующих объектов. Основные средства предприятий представляют собой совокупность материально-вещественных ценностей, используемых в качестве средств труда и действующих в натуральной форме в течение длительного времени как в сфере материального производства, так и в непроизводственной сфере. Стоимость комплекта преобразователя частоты Siemens Simovert, применяемого в системе регулируемого электропривода, по данным официального дистрибьютора департамента Siemens A&D Технопарк Автоматизация [20] в настоящее время составляет €289000, что равняется 9970,5 тыс. руб. при курсе 34,5 руб. за евро. Стоимость 6 вакуумных выключателей ВВ/TEL предприятия Таврида Электрик на напряжение 10 кВ, необходимых для обеспечения последовательного пуска электродвигателей МНА от одного ПЧ, составляет по каталогу [21] 810,0 тыс. руб. По сметам ОАО “ТРМЗ” транспортные расходы на доставку оборудования к месту установки составляет 10% от стоимости оборудования, стоимость монтажа 5%, наладка и пуск в работу системы регулирования 15% (включает в себя затраты непосредственно на наладку, затраты на обучение персонала и стоимость специального оборудования для наладки). Капитальные затраты с учетом дополнительных расходов, представлены в табл. 4.1. Таблица 4.1 Капитальные затраты Наименование оборудования Стоимость оборудования, тыс. руб ПЧ Siemens Simovert 9970,5 Вакуумные выключатели ВВ/TEL 810,0 Транспортировка оборудования 1078,1 Монтаж оборудования 539,0 Пуско-наладочные работы 1617,1 Итого 14824,7 Годовые эксплуатационные затраты определяются следующим образом (учитываются только факторы, на которые оказывает влияние внедрение системы): , (4.10) где Э – затраты на электроэнергию на перекачку нефти до внедрения разработанной САР давления, тыс. руб./год; P – затраты на ремонтные работы электродвигателей и центробежных насосов до внедрения системы, тыс. руб./год. , (4.11) где Э` – затраты на электроэнергию на перекачку нефти после внедрения разработанной САР давления, тыс. руб./год; P` – затраты на ремонтные работы электродвигателей и центробежных насосов после внедрения системы, тыс. руб./год. Расход электроэнергии на перекачку за год в кВт.ч определяется по формуле: , (4.12) где P∑ – мощность всех электродвигателей на станции, которые не находятся в резерве, P∑ = 3750 кВт; t – время работы станции в год, t = 8760 ч; η – КПД системы; кз – коэффициент загрузки, для высоковольтных электродвигателей магистральных насосных агрегатов в среднем кз = 0,84.
Расчет за потребляемую электроэнергию на НПС производится по двухставочному тарифу для базовых потребителей на стороне СНII (счётчики установлены после трансформаторов 110/10 кВ), согласно [22].
Плата за энергию составляет 0,428 руб. за каждый потребленный кВт.ч электроэнергии. Основная плата – за установленную мощность, потребляемую в часы максимума энергосистемы – 678,8 руб. за 1 кВт установленной мощности в месяц. Тогда имеем: Используя регулируемый электропривод, можно снизить потребление электроэнергии в часы пиковых зон до 10% за счёт уменьшения частоты вращения ЦН (мощность ЦН пропорциональна кубу частоты вращения). При использовании дросселирования для регулирования давления часть энергии безвозвратно теряется, так как перепад давления на задвижке, даже находящейся в режиме ожидания составляет 2-3%. Применение регулируемого электропривода на НПС, согласно [24], позволит экономить минимум 3-7 % электроэнергии. Для расчётов возьмём среднее значение экономии 5 %. Полученные данные приведены в табл. 4.3. Таблица 4.3 Потребление электроэнергии W, кВт×ч Плата за мощность, тыс. руб. Плата за энергию тыс. руб. Полные затраты на электроэнергию, тыс. руб. Нерегулируемый электропривод 28624481 31687 12251 43938 Регулируемый электропривод 27193257 28518 11639 40157 При расчете годовых эксплуатационных расходов, расходы на содержание персонала и нового оборудования учитывать не будем, так как они в сравниваемых вариантах различаются незначительно. Применение регулируемого электропривода позволит увеличить межремонтный период основного электрического и механического оборудования НПС, так как позволяет снизить пусковой ток и момент АД до номинальных значений (отсутствуют броски тока и момента, значительно усиливающие износ оборудования). Периодичность текущего ремонта (ТР) и капитального ремонта (КР) можно увеличить в среднем в 1,5 – 2,0 раза, согласно [23]. Для расчёта возьмём увеличение межремонтного периода в 1,5 раза. В табл. 4.4 и 4.5 приведена периодичность текущего и капитального ремонта, а также их средняя стоимость, согласно [23], [24] и [25]. Таблица 4.4 Периодичность и стоимость ТР Периодичность, ч Стоимость, тыс. руб. 4АЗМП 1250/10 3500 75 НМ 1250-260 4200 63 Таблица 4.5 Периодичность и стоимость КР Периодичность, ч Стоимость, тыс. руб. 4АЗМП 1250/10 15000 450 НМ 1250-260 36000 380 Таким образом, стоимость ремонта оборудования до внедрения системы регулируемого электропривода, после приведения к одному году составляет P = 2023,14 для трёх электродвигателей и насосов, не находящихся в резерве. После внедрения регулируемого электропривода – P` = 1348,76 – меньше в 1,5 раза. Следовательно, экономия на ремонте составит 674,38 тыс. руб. в год. В целом за год экономия эксплуатационных затрат будет равна: Сд – Ср = 3781+674,38 = 4455,38 тыс. руб. Исходные данные для расчета экономической эффективности проекта приведены в табл. 4.6. Таблица 4.6 Данные для проведения анализа экономической эффективности Наименование показателей, единицы измерения Значение Расчётный период, лет 10 Норма амортизации, % 10 Ставка налога на имущество, % 2,2 Ставка налога на прибыль, % 24 Норма дисконта, % 15 Результаты расчёта экономической эффективности проекта приведены в табл. 4.7. Определить срок окупаемости проекта можно по следующей формуле: Таблица 4.7 Результаты расчёта ДПДН и ЧТС Показатель Год 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 K, тыс. руб. 14824,7 0 0 0 0 0 0 ∆C, тыс. руб. - 4455,4 4455,4 4455,4 4455,4 4455,4 4455,4 A, тыс. руб. - 1482,5 1482,5 1482,5 1482,5 1482,5 1482,5 KO, тыс. руб. - 13342 11859 10377 8894 7412 5930 Ним, тыс. руб. - 293,5 260,9 228,3 195,7 163,1 130,5 Нпр, тыс. руб. - 998,8 1006,7 1014,5 1022,3 1030,2 1038,0 Чистая прибыль, тыс. руб. - 3163,0 3187,8 3212,6 3237,4 3262,2 3286,9 ПДН, тыс. руб. -14824,7 4645,5 4670,3 4695,1 4719,8 4744,6 4769,4 НПДН, тыс. руб. -14824,7 -10179 -5508 -813 3905 8651 1342 α 1,0 0,8696 0,7561 0,6575 0,5718 0,4972 0,4323 ДПДН, тыс. руб. -14824,7 4039,5 3531,4 3087,1 2698,6 2358,9 2062,0 ЧТС, тыс. руб. -14824,7 -10785 -7253 -4166 -1468 891 2953 Продолжение таблицы 4.7 Показатель Год 2015
2016 2017 2018 K, тыс. руб. 0 0 0 0 ∆C, тыс. руб. 4455,4 4455,4 4455,4 4455,4 A, тыс. руб. 1482,5 1482,5 1482,5 1482,5 KO, тыс. руб. 4447,4 2964,9 1482,3 0 Ним, тыс. руб. 97,84 65,22 32,61 0 Нпр, тыс. руб. 1045,8 1053,6 1061,5 1069,3 Чистая прибыль, тыс. руб. 3311,7 3336,5 3361,3 3386,1 ПДН, тыс. руб. 4794,2 4819,0 4843,8 4868,6 НПДН, тыс. руб. 18214 23033 27877 32745 α 0,3759 0,3269 0,2843 0,2472 ДПДН, тыс. руб. 1802,3 1575,3 1376,9 1203,4 ЧТС, тыс. руб. 4755,1 6330,4 7707,3 8910,7 , (4.13) где T0 – срок окупаемости, лет; ЧТС_ – абсолютное значение последнего отрицательного значения ЧТС; ДПДН+1 – ДПДН в году 1-ого положительного значения ЧТС. Графики зависимостей НПДН и ЧТС от времени, прошедшего с начала внедрения САР давления изображены на рис. 4.1. Как видно из графиков, проект является экономически эффективным. Срок окупаемости составляет 5,62 года, что немного для подобного долгосрочного инвестирования. Рис. 4.1. Графики зависимостей ЧТС и НПДН График зависимости ЧТС от Eн изображён на рис. 4.2. Из этого графика определена ВНР проекта, которая составила 29 %. Так как рентабельность предприятий нефтегазовой отрасли составляет 15 %, внедрение проекта обеспечит доходность выше запланированной и, следовательно, для реализации проекта могут быть привлечены заёмные средства. Определим коэффициент отдачи капитала: . Рис. 4.2. График зависимости ЧТС от рентабельности проекта Следовательно, каждый инвестированный в проект рубль принесёт 0,6 рублей прибыли. Показатели экономической эффективности сведены в табл. 4.8. Таблица 4.8 Показатели экономической эффективности Показатель Значение ЧТС, тыс. руб. 8910,74 ВНР, % 29 T0, лет 5,62 КОК 0,6 Одной из задач анализа проекта является определение чувствительности показателей эффективности к изменениям различных параметров. Чем шире диапазон параметров, в котором показатели эффективности остаются в пределах приемлемых значений, тем выше “запас прочности” проекта, тем лучше он защищен от колебаний различных факторов, оказывающих влияние на результаты реализации проекта. Для определения чувствительности проекта, вначале определим параметры, влияющие на показатели эффективности. Такими параметрами для разрабатываемого проекта являются: капитальные затраты с наиболее вероятным изменением согласно [19] в пределах [-15%; +15%], экономия эксплуатационных затрат [-10%; +10%], ставка налога на прибыль [-5%; +5%], норма рентабельности предприятия [-4%; +4%]. Пересчитанные значения чистой текущей стоимости приведены в табл. 4.9. Диаграмма чувствительности изображена на рис. 4.3. Таблица 4.9 Данные по чувствительности ЧТС проекта Параметр Изменение параметра, % ЧТС, тыс. руб. 1. К -15 10123,23 +15 7698,25 2. ∆C -10 7211,34 +10 10610,1 3. СТпр -5 9982,8 +5 7838,68 4. Eн -4 13067,1 +4 5668,68 Так как рассматриваемая диаграмма расположена в положительной области координатной сетки, то можно сделать вывод о том, что при заданной вариации факторов данный проект нечувствителен к риску. Однако наибольшее влияние на эффективность проекта может оказать изменение нормы рентабельности предприятия, так как угол наклона прямой, характеризующий зависимость ЧТС, к оси ординат самый острый.
Рис. 4.3. Диаграмма “Паук” 5. безопасность и экологичность проекта 5.1. Введение Обеспечение экологической безопасности, безопасности персонала и рационального природопользования является неотъемлемым условием деятельности предприятий “АК “Транснефть”. Основные принципы процесса транспортировки нефти осуществляются в соответствии с принятыми международными и национальными требованиями. Порядок организации работы по обеспечению безопасных условий труда на предприятиях и подразделениях магистрального нефтепроводного транспорта определяется законодательством о труде РФ, общегосударственными и отраслевыми нормативными документами в области охраны труда, а также cистемой организации работ по охране труда и промышленной безопасности на нефтепроводном транспорте, действующей в “АК “Транснефть”. Обеспечение экологической безопасности осуществляется в соответствии с федеральными законами, подзаконными нормативно-правовыми актами и ведомственной нормативно-технической базой. В первой части раздела приведены условия труда рабочего персонала нефтеперекачивающей станции, рабочее место и безопасность работы установок и аппаратов. Во второй части раздела рассмотрен ряд аспектов по охране окружающей среды, мероприятия по её охране и рациональному пользованию недр. В третьей части раздела уделено внимание мероприятиям, проводимым при чрезвычайных ситуациях. В том числе произведён расчёт необходимого количества сорбентов для ликвидации аварийных разливов нефти. 5.2. Безопасность персонала Основным принципом деятельности управлений магистральных нефтепроводов (УМН) в области охраны труда является признание приоритета жизни и здоровья работников. Основным направлением работ по охране труда в подразделениях УМН является планомерное осуществление комплекса организационно-технических мероприятий по созданию здоровых и безопасных условий труда на всех уровнях производства, что реализуется: – обеспечением безопасной эксплуатации производственного оборудования, безопасности производственных процессов и технологий; – обеспечением персонала необходимыми санитарно-бытовыми устройствами, помещениями и надлежащим их содержанием; – обеспечением персонала средствами индивидуальной и коллективной защиты; – установлением единого порядка организации и проведения инструктажей персонала безопасным методам и приемам труда; – укреплением трудовой и производственной дисциплины. Общее руководство и ответственность за организацию работы по охране труда возлагается на начальника УМН. Непосредственное руководство организацией работы по охране труда возлагается на главного инженера управления. Методическое руководство и координация работ по охране труда возлагается на руководителя службы охраны труда УМН. Ответственность за организацию работ по обеспечению безопасных и здоровых условий труда по направлениям деятельности возлагается на руководителей соответствующих служб и отделов УМН. Для осуществления контроля над состоянием охраны труда создаются комиссии производственного контроля (КПК), проводится санитарно-техническая паспортизация объектов УМН. На НПС должна проводиться аттестация рабочих мест по условиям труда. При аттестации определяются и регламентируются степень вредности, опасности, тяжести и напряженности труда на конкретных рабочих местах. Сроки проведения аттестации устанавливаются с учетом изменений условий труда, но не реже одного раза в 5 лет. Персонал НПС должен обеспечиваться средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецпитанием и другими предусмотренными средствами согласно установленным в УМН перечнем и нормам. Спецодежда, спецобувь и другие средства индивидуальной защиты, применяемые на НПС, должны иметь сертификат соответствия. Инструкции по охране труда разрабатываются на основе типовых и должны соответствовать требованиям законодательства РФ, системе стандартов безопасности труда, положению о порядке разработки, утверждения правил и инструкций по охране труда и Методических указаний по разработке правил и инструкций по охране труда. Инструкция по охране труда – основной документ по охране труда для персонала на рабочем месте. Инструкция является нормативным документом, требования которого обязательны для работающих. Инструкции по охране труда (в соответствии с профессией или выполняемой работой) должны находиться на рабочих местах. Все рабочие места должны быть обеспечены плакатами по охране труда, знаками безопасности, аптечками. Обучение работников безопасным методам труда должно проводиться во всех подразделениях независимо от характера, сложности и степени опасности производства, а также от стажа работы, образования и квалификации работников по данной профессии или должности. О каждом несчастном случае работники обязаны сообщать руководителю. Расследование и учет несчастных случаев осуществляется в соответствии с Положением о расследовании и учете несчастных случаев на производстве. Расследование несчастных случаев должно осуществляться комиссией, результаты расследования оформляются актом. В акте указываются причины и обстоятельства несчастного случая, виновные лица и необходимые меры по предотвращению подобных случаев. Работники всех уровней, нарушающие законодательство о труде, правила и нормы охраны труда, не выполняющие свои должностные обязанности и предписания органов государственного надзора и контроля, приказы и распоряжения руководства предприятия, несут ответственность в установленном законом порядке. Нефтеперекачивающая станция является передовым предприятием в смысле оснащения новейшим электрооборудованием. Безопасные конструкции машин и механизмов, различное электрооборудование электроустановок промышленного предприятия призваны обеспечить безопасные условия труда для обслуживающего персонала, а также производственных рабочих, соприкасающихся с электрооборудованием по ходу технологического процесса. Для работающих на электроустановках существует возможность получения электротравмы, то есть травмы, вызванной действием электрического тока или электрической дуги. Значительное число электротравм происходит при работе на электроустановках напряжением до 1 кВ вследствие широкого распространением таких электроустановок и зачастую низкого уровня подготовки лиц, эксплуатирующих их. В электроустановках напряжением свыше 1 кВ происходит меньшее количество электротравм, так как количество их меньше и обслуживает их специально обученный персонал.
Электротравмы, как правило, возникают в результате: – несоблюдения Правил устройства электроустановок (ПУЭ); – пренебрежения требованиями техники безопасности; – не удовлетворительного качества электрооборудования, либо его несоответствия условиям эксплуатации; – низкого уровня технической эксплуатации электроустановок;
– недостаточной пропаганды вопросов электробезопасности. Для безопасной эксплуатации электроустановок и электрооборудования предусматривается ряд мер, среди которых важное место отводится санитарно-гигиеническим условиям труда. Общая оценка условий труда на НПС показана в табл. 5.1. Таблица 5.1 Оценка условий труда по степени вредности и опасности Фактор Классы условий труда Оптима-льный 1 Допусти- мый 2 Вредный Опасный 4 3,1 3,2 3,3 3,4 Химический x Биологический x Физические 1.Шум x 2.Вибрация x 3.ЭМИ x 4.Микрокли-мат x 5. Инфразвук x Продолжение таблицы 5.1 Физические 6. Ультразвук x 7. Ионизиру-ющее излу- чение x 5.Освещен- ность x Напряженность труда x Общая оценка условий труда x Для повышения безопасности обслуживающего персонала при эксплуатации и ремонте электроустановок на нефтеперекачивающих станциях предусматриваются технические и организационные мероприятия. К техническим мерам, предусмотренным на объектах нефтеперекачивающих станций, относятся: – искусственное освещение зданий и сооружений, территорий, площадок, дорог и проездов; – аварийное освещение для эвакуации людей или проведения ремонтных работ; – местное освещение; – выбор электрооборудования, проводов и кабелей, а также способов их установки и прокладки с учетом условий среды, в которой они эксплуатируются; – заземление, зануление и молниезащита электрооборудования; – применение блокировок безопасности; – оснащение распределительных устройств электрозащитными средствами. Электрозащитными средствами называются приборы, аппараты, переносные и перевозимые приспособления и устройства, служащие для защиты персонала, работающего в электроустановках, от поражения электрическим током, от воздействия электрической дуги и электромагнитного поля. По назначению электрозащитные средства условно разделяют на изолирующие, ограждающие и вспомогательные. Организационными мероприятиями, предусмотренными на объектах НПС, являются: – осуществление допуска к работе в электрических установках напряжением выше 1 кВ только лиц, достигших 18-летнего возраста, годных по состоянию здоровья, прошедших соответствующее профессиональное обучение и имеющих соответствующую группу допуска по электробезапасности; – правильное осуществление допуска к работе в электроустановках и надзора во время выполнения работ; – надзор за качеством и своевременное проведение испытаний электрозащитных средств;
– надзор за качеством электрооборудования, проводников и электротехнических изделий; – установка постоянных знаков и плакатов в соответствии с требованиями ПУЭ; – пропаганда вопросов электробезопасности. Требования электробезопасности направлены на создание таких условий эксплуатации электрооборудования, при которых исключается образование электрической цепи через тело человека.
Надежная работа электрооборудования определяется сохранением электрических, химических и механических параметров изоляции и их соответствием условиям эксплуатации. В процессе эксплуатации необходимо регулярное выполнение профилактических мероприятий (осмотр, испытания и ремонт). Важным фактором безопасности является заземление оборудования путем надежного присоединения к контуру заземления. Заземляющее устройство является одним из средств защиты персонала в помещении от возникновения искры, от напряжения, возникающего на металлических частях оборудования, нормально не находящихся под напряжением, но могущих оказаться под ним при повреждении изоляции. Защитное заземление – это вид защиты от поражения током при однофазных замыканиях путем снижения до безопасной величины напряжений, появляющихся на конструктивных частях оборудования и возле него, – между корпусом и землей (полом), на поверхности земли (пола). Заземление обязательно во всех электроустановках при напряжении 380 В и выше переменного тока, 440 В и выше постоянного тока, а в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках – при напряжении 42 В и выше переменного тока, 110 в и выше постоянного тока. Заземлению подлежат: – металлические конструктивные части электрических машин, трансформаторов, аппаратов, приборов, приводов электрических аппаратов, светильников, приводы, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, каркасы распределительных щитов, пультов, щитов; – металлические оболочки, броня и муфты контрольных и силовых кабелей, металлорукава, металлические оболочки проводов, стальные трубы электропроводов, металлические короба, кабельные конструкции и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования. Не требуется заземлять корпуса соединительных и протяжных коробок, вводы в которые выполнены стальными проводами. Также не заземляются приборы, аппараты, устанавливаемые на заземленных щитах или металлических конструкциях в обычных помещениях. Каждая часть электроустановки, подлежащая заземлению, должна быть присоединена непосредственно к сети заземления при помощи отдельного ответвления. Последовательное включение в заземляющий проводник заземляющих частей и электроустановки запрещается. Заземление, предназначенное для создания нормальных условий работы аппарата или электроустановки, называется рабочим заземлением. Для выполнения заземления используют естественные и искусственные заземлители. В качестве естественных заземлителей применяют водопроводные трубы, металлические трубопроводы, проложенные в земле, за исключением трубопроводов горючих жидкостей и газов; обсадные трубы скважин, металлические и железобетонные конструкции зданий, свинцовые оболочки кабелей. Естественные заземлители должны быть связаны с магистралями заземлений не менее, чем двумя проводниками в разных точках. В качестве искусственных заземлителей применяют прутковую круглую сталь диаметром не менее 10 мм (не оцинкованную) и 6 мм (оцинкованную), полосовую сталь толщиной не менее 4 мм и сечением не менее 48 мм2. Сечение горизонтальных заземлителей для электроустановок напряжением выше 1 кВ выбирается по термической стойкости. Количество заземлителей (уголков, стержней) определяется расчетом в зависимости от необходимого сопротивления заземляющего устройства или допустимого напряжения прикосновения. Размещение искусственных заземлителей производится таким образом, чтобы достичь равномерного распределения электрического потенциала на площади, занятой электрооборудованием. В установках с незаземленными и эффективными нейтралями требования к расчету защитного заземления принципиально отличаются. В установках с незаземленными нейтралями (сети 6, 10 и 35 кВ) ограничивается потенциал на заземлителе, то есть нормируется сопротивление заземляющего устройства. Это объясняется тем, что замыкание фазы на землю вызывает протекание сравнительно небольшого емкостного тока, и этот режим может быть длительным. Вероятность попадания под напряжение в момент прикосновения к заземленным частям увеличивается. 5.3. Экологическая безопасность нефтеперекачивающей станции В состав НПС, кроме электрооборудования, входят: насосная станция с насосно-силовыми агрегатами, резервуарный парк, технологические трубопроводы, системы водоснабжения и теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, автоматики и телемеханики, производственно-бытовые здания и сооружения, сооружения общего назначения. Основная часть загрязняющих веществ при нормальном режиме работы НПС поступает в атмосферу в виде паров нефтепродуктов от резервуаров, а также через неплотности подвижных и неподвижных соединений оборудования и аппаратуры. Кроме того, выбросы паров углеводородов происходят при сборе протечек нефти через уплотнения валов насосов, хранении нефти и дизельного топлива в топливных емкостях котельной и аварийных дизельных электростанций, при эксплуатации нефтеловушки и отстойных прудов, при проведении анализов проб нефти. Технология производства, используемое оборудование и режим работы НПС практически исключают возможность аварийных выбросов. К залповым выбросам можно отнести выбросы при работе аварийных дизельных электростанций, которые работают в случае аварийного отключения электроэнергии. Сточные воды поступают в протоку реки, где сформирован водоем отстойник-испаритель, сток из которого перекрыт дамбой. Через тело дамбы проходит переливная труба. Сток через трубу осуществляется только при высоких половодьях, когда формируется водосток талых вод с окружающей местности. Отходы, образующиеся на предприятии классифицируются по 4 классам опасности, а именно: – 1 класс опасности – лампы люминесцентные ртутьсодержащие; – 2 класс опасности – загрязненное дизельное топливо, отработанное трансформаторное масло, отработанный электролит, отработанное моторное масло, отработанное трансмиссионное масло, отработанные фильтрующие элементы, лабораторные смеси и шламы в основном органических химикалиев; – 3 класс опасности – ветошь промасленная, прочие шламы, содержащие нефть и нефтепродукты, тара металлическая из-под лакокрасочных материалов; – 4 класс опасности – лом, стружка и пыль черных и цветных металлов, огарки сварочных электродов, отработанный сульфоуголь, мусор бытовой, шлам очистки котлов, мусор уличный, отходы бетона, раствора, лесоматериалов, стеклобой, отходы бумаги и картона, шлам сульфата кальция, изоляционные материалы, кабели и провода изоляции. На предприятии организовано 29 мест хранения отходов, из которых 5 мест расположено в помещении, 24 места – на территории площадок предприятия.
В помещениях предприятия накапливаются: отходы цветных металлов, промасленная ветошь, отработанные фильтрующие материалы, отработанные ртутьсодержащие лампы. Отходы цветных металлов не являются опасными отходами – по мере накопления передаются на переработку. Отработанные ртутьсодержащие лампы хранятся в заводской упаковке на стеллажах. Эти виды отходов являются опасными, необходимо соблюдать правила хранения и своевременный вывоз.
При оценке воздействия отходов, накапливаемых на территории предприятия, необходимо учитывать организацию мест хранения, а также физико-химические свойства отходов: – летучесть; – растворимость; – реакционную способность; – опасные свойства отходов (взрыво- и пожароопасность); – агрегатное состояние. На территории предприятия организованы места централизованного хранения следующих видов отходов: – лом черных металлов – площадки временного накопления расположены на бетонном или асфальтированном покрытии. Воздействие на почву, поверхностные и подземные воды может проявиться при несвоевременном вывозе отходов; – отработанные масла хранятся в закрытой металлической емкости (воздействие на окружающую среду может проявиться при нарушении правил безопасности при заполнении, выгрузке и разгерметизации емкости); – производственные отходы, складируемые совместно – металлические контейнеры установлены на асфальтированном или бетонном покрытии (в состав вывозимых на полигон, входят такие виды отходов, как емкости из-под лакокрасочных материалов, ветошь промасленная, отработанные масляные фильтры; указанные виды отходов оказывают воздействие на почву, поверхностные и подземные воды при вывозе на полигон; их необходимо селективно накапливать и утилизировать); – шлам, содержащий нефть и нефтепродукты – шламонакопитель выполнен из железобетонных плит, стыки заложены бетонным раствором, подстилающая подушка – глина, то есть сооружение гидроизолированное. 5.4. Безопасность в чрезвычайных ситуациях Для Тюменской области характерны следующие чрезвычайные ситуации (ЧС). Природного характера: – паводковые наводнения; – лесные и торфяные пожары; – ураганы; – сильные морозы (ниже -40оС); – метели и снежные заносы. Техногенного характера – отключение электроэнергии; – разливы сильнодействующих ядовитых веществ; – взрывы; – пожары; – возможные террористические акты; – техногенные аварии. На основе анализа статистических данных об авариях на НПС прогнозируются следующие чрезвычайные ситуации: – отключение электроэнергии; – взрыв паровоздушной смеси; – пожар в помещении насосной; – авария в резервуарном парке; – авария на трубопроводе; – террористические акты. Отключение электроэнергии на НПС происходит при аварийных и ненормальных режимах работы в системе электроснабжения и релейной защиты. При отключении электроэнергии могут возникнуть чрезвычайные ситуации, и отсутствие напряжения может негативно сказаться на их развитии. В связи с этим на НПС предусмотрен автономный источник питания – дизельная электростанция, предназначенная для питания защиты и вспомогательного оборудования, так называемых потребителей нулевой категории и исключения вредных последствий отключения напряжения. Объекты НПС относятся к категории А класса помещений В1а и В1г и характеризуются наличием большого количества сырой товарной нефти, как в специальных емкостях-резервуарах, так и в технологических трубопроводах. Возможность возникновения пожара появляется только при наличии в окружающей среде взрывоопасных концентраций газо-воздушной смеси и электрической искры или при наличии концентраций взрывоопасных паров. Безопасная работа оборудования во взрывоопасных помещениях осуществляется при контроле уровня загазованности и обеспечении его снижения, наличии контроля возникновения пожара и автоматического пожаротушения, а также выполнении мероприятий по электробезопасности и защитному заземлению. Для предотвращения повышения загазованности в помещениях предусматривается постоянная и аварийная вентиляция. Объекты магистральных нефтепроводов относятся к особо важным объектам, охрана которых осуществляется подразделениями ведомственной военизированной охраны и службой безопасности. Для защиты от террористических актов на территории НПС введен пропускной и внутриобъектовый режим, имеется периметральное ограждение территории, охранно-пожарная сигнализация, выделены запретные зоны, внедрены новые эффективные инженерно-технические средства охраны, обеспечено освещение территории периметральным охранным освещением; охранное освещение площадок, кроме того, вся территория контролируется системой видеоконтроля. Рассмотрим также аварию на трубопроводе. В настоящее время из-за особенностей режимов работы станций перекачка нефти осуществляется, как правило, при давлении, превышающем потери в нефтепроводе. Следовательно, повышаются риски разрывов трубопровода при гидравлических ударах и других гидродинамических нагрузках в сети. Применение регулируемого электропривода может снизить риски аварий на нефтепроводе, так как позволит более гибко формировать режимы перекачки и осуществлять плавный пуск и останов МНА. Для оценки негативных последствий приведён расчёт состава и количества технических средств ликвидации разлива нефти при аварии на подводных переходах МН (ППМН). Разливы нефти классифицируются как чрезвычайные ситуации и ликвидируются в соответствии с законодательством Российской Федерации. Правила по организации мероприятий по предупрежде­нию и ликвидации разливов нефти на предприятиях трубо­проводного транспорта направлены на снижение их негатив­ного воздействия на жизнедеятельность населения и окру­жающую среду. Для практической реализации мероприятий разрабатываются планы по предупреждению и ликвидации разливов нефти, которые согласовываются в порядке, уста­новленным действующим законодательством Российской Фе­дерации. Предприятия трубопроводного транспорта нефти обязаны: – создавать собственные подразделения для ликвидации раз­ливов нефти, проводить аттестацию указанных подразделе­ний в соответствии с законодательством Российской Федера­ции, оснащать их специальными техническими средствами или заключать договоры с профессиональными аварийно-спа­сательными формированиями, выполняющими ра­боты по ликвидации разливов нефти, имеющими соответст­вующие лицензии и аттестованными в установленном порядке; – немедленно оповещать в установленном порядке соответ­ствующие органы государственной власти и местного само­управления о фактах разливов нефти и организовывать рабо­ту по их локализации и ликвидации; – иметь резервы финансовых средств и материально-технических ресурсов для локализации и ликвидации разли­вов нефти; – обучать работников способам защиты и действиям в чрез­вычайных ситуациях, связанных с разливами нефти; – содержать в исправном состоянии технологическое обору­дование, заблаговременно проводить инженерно-технические мероприятия, направленные на предотвращение возможных разливов нефти и снижение масштабов опасности их последствий;
– принимать меры по охране жизни и здоровья работников в случае разлива нефти. Объем возможного разлива нефти определяется технологиче­скими параметрами подводного перехода магистральных нефтепроводов и гидрологическими особенностями водной преграды. От объема возможного разлива нефти зависит количество технических средств оснащения аварийных служб. При про­гнозировании возможной величины аварийного разлива неф­ти и ее последствий необходимо исходить из максимально возможного объема разлившейся нефти: при порыве трубопровода — из расчета 25 % максималь­ного объема прокачки в течение 6 ч. Следовательно, для рассматриваемой станции максимально возможный объём составит:
т. Следовательно, разлив нефти относится к аварийным разливам нефти регионального значения (объем разлива до 5000 т нефти) ликвидируются силами и средства­ми нескольких пунктов, оснащенных средствами ликвидации аварий разлива нефти (ЛАРН). Определение состава нефтесборного оборудования: с уче­том опыта ликвидации аварий и результатов учений по лик­видации аварий, проведенных на предприятиях трубопровод­ного транспорта нефти, а также необходимости организации специальных пунктов хранения средств ликвидации аварийного разлива нефти, каждый пункт оснащения средст­вами ликвидации аварийного разлива нефти должен содер­жать следующее нефтесборное оборудование: – летние боновые заграждения в количестве, достаточном для установки на одном рубеже локализации через реку мак­симальной ширины в пределах закрепленного за пунктом участка нефтепровода (до 3000 м боновых заграждений); – зимние боновые заграждения в количестве, достаточном для установки на одном рубеже локализации через реку мак­симальной ширины в пределах закрепленного за пунктом участка нефтепровода (до 1200 м боновых заграждений); – нефтесборщики суммарной производительностью до 200 м3/ч; – емкости суммарным объемом, достаточным для хранения нефти собранной нефтесборщиками за 8 ч работы, до 2000 м3. Указанное оборудование при взаимодействии располо­женных рядом пунктов, оснащенных средствами ликвидации аварийного разлива нефти, позволяет устранить последствия аварии тер­риториального значения за 4 - 6 ч. Производи­тельность нефтесборных устройств, суммарный объем емко­стей для сбора нефти, количество сорбентов и вспомогатель­ных средств определяются с учетом объемов утечки нефти. Количество сорбентов, необходимых для ликвидации аварийного разлива нефти, рассчитывается с учетом следующих условий: – 75 - 80 % вылившейся нефти находятся на поверхности воды; – 10 - 15 % загрязняет берег и растительность; – 10 - 15 % испаряется и эмульгирует; – 97 - 98 % нефти может быть убрано нефтесборщиками; – 2 - 3 % составляют нефтяную пленку на воде и грунте. Учитывая количество нефти, находящейся на по­верхности воды, загрязняющей берег и растительность, испа­ряющейся и эмульгирующей, а также то, что нефть, собирае­мая сорбентами на воде и грунте, составляет 2 - 3 % от сум­марного объема вылившейся нефти, количество сорбентов необходимых для ликвидации последствий аварийного разли­ва нефти составит: . (5.1) Где P – количество сорбентов, кг; С – сорбционная способность сорбента, С = 8,9 кг/кг. кг. (5.1) Количество сорбентов, необходимое для ликвидации ава­рийного разлива нефти локального и местного значения, раз­мещается в двух соседних пунктах, оснащенных средствами ЛАРН, участвующих в ликвидации аварийного разлива такого уровня. Количество сорбентов в каждом пункте оснащения сред­ствами ЛАРН составит 50 % расчетного количества, т.е. 2127 кг. Выбор конкретных типов и марок сорбентов, применяе­мых на предприятиях трубопроводного транспорта нефти, производится на основании результатов испытаний во время учений по ЛАРН. При выборе сорбента необходимо учиты­вать требования региональных организаций, отвечающих за экологическую безопасность региона, а также климатические условия и время года, характер рельефа, размеры водоема, тип растительности, технологию его нанесения, условия хра­нения и транспортировки, сорбирующую способность по нефти, способ утилизации, стоимость. Для утилизации отходов, возникающих в процессе ликви­дации аварии (замазученный сорбент, не подлежащий реге­нерации, замазученная растительность) применяется установка для сжигания отходов. Количество боновых заграждений и средств их установки определяется параметрами водных преград (шириной и скоростью тече­ния), через которые проложены подводные переходы. Длина летних боновых заграждений (БЗ) обусловлена па­раметрами водной преграды (шириной и скоростью реки) и углом установки. Длина зимних боновых заграждений определяется из сле­дующих условий: река покрыта льдом, скорость воды подо льдом меньше, чем в открытом русле, угол установки зимних боновых заграждений больше чем летних на 20 — 30°. Длина зимних боновых заграждений при этом составит 40 % от дли­ны летних боновых заграждений для рек, протекающих в средних и северных широтах и 10 % для рек, протекающих в южных широтах. Расстановка боновых заграждений. С учетом времени, от­водимого на локализацию нефтяного пятна и опыта, проводимых на предприятиях трубопроводного транспорта нефти учений силами двух пунктов оснащения средствами ЛАРН организуются два-три рубежа локализации. Первый рубеж предусматривается в районе подводного пере­хода, ниже по течению зоны всплытия нефти. Остальные ру­бежи устраиваются ниже по течению в местах, определенных в плане ликвидации аварий на данном ППМН. Кроме этого, при неблагоприятном развитии ситуации по указанию руководителя штаба по ликвидации аварии сосед­ними пунктами оснащения организуются дополнительные рубежи локализации. Определение количества технических средств для уста­новки боновых заграждений. Количество технических средств, необходимых для установки БЗ на воде, рассчитыва­ется исходя из условия, что для установки БЗ на всех реках шириной более 300 м необходимо использовать буксировоч­ный катер. Для рек меньшей ширины установку БЗ осущест­вляют при помощи двух лодок. Хранение средств локализации и ликвидации аварии. Боновые заграждения могут храниться в контейнерах (в 3-мет­ровых контейнерах до 500 м, в 6-метровых контейнерах до 1000 м). Средства установки боновых заграждений и комп­лекты нефтесборного оборудования могут храниться в 3-мет­ровых или 6-метровых контейнерах. В случае выезда для про­ведения работ локализации разлива нефти два 3-метровых контейнера или один 6-метровый могут быть погружены на автоприцеп и доставлены к мес­ту локализации.
Для защиты особо ответственных подводных переходов, к которым относятся подводные переходы с шириной зеркала реки более 1000 м и подводные переходы через судоходные реки, время доставки средств ЛАРН к которым превышает 3 ч, должны быть организованы специальные пункты (склады) хранения комплектов средств ЛАРН.
К вспомогательным средствам ликвидации аварийных разливов нефти относятся: – средства сбора нефти на берегу (ручные нефтесборщики и мотопомпы для зачистки берега); – средства для установки боновых заграждений летом (руч­ные лебедки); – средства для установки боновых заграждений и обеспече­ния работы нефтесборщиков зимой (машины для резки льда, мотопилы, генераторы теплого воздуха, утепленные палатки); – специальные средства сбора нефти, не входящие в ком­плекты нефтесборного оборудования (катера-нефтесбор­щики). На основании опыта ликвидации аварий и результатов учений в состав вспомогательных средств пункта оснащения средствами ЛАРН должны входить: – средства сбора нефти на берегу — 1 - 2 ручных нефтес­борщика и 1 - 2 мотопомпы; – средства для установки боновых заграждений летом — 2 - 4 ручные лебедки; – средства для установки боновых заграждений и обеспече­ния работы нефтесборщиков зимой — 1 машина для резки льда, 2 — 4 мотопилы, 1 генератор теплого воздуха, 1—2 утеп­ленные палатки. Порядок определения вреда, причиняемого окружающей природной среде в результате аварийного разлива нефти: 1. Вред окружающей природной среде включает в себя прямой и косвенный ущерб, а также убытки. 2. Исчисление убытков осуществляется путем специальных обследований и аналитических расчетов на основании действующих нормативных актов, методической документации, кадастровой оценки природных ресурсов, а также такс для исчисления размера взыскания причиненного вреда. При ис­числении убытков учитываются продолжительность негатив­ного воздействия на окружающую среду, соответствующие коэффициенты экологической ситуации и экологической значимости, а также изменение уровня цен. При исчислении убытков используются прямые методы счета. При исчислении убытков могут быть использованы экс­пертные оценки. Полученные данные о причиненных убытках, включая упущенную выгоду, оформляются документально. 3. При исчислении общей суммы убытков учитываются в том числе: – затраты на проведение работ по оценке вредного воздей­ствия на окружающую природную среду, по исчислению убытков и оформлению соответствующих документов; – убытки потерпевшей стороны, связанные с ликвидацией последствий экологического правонарушения, которые рас­считываются по документам, представленным потерпевшей стороной. 4. По результатам работы комиссии составляется акт о размерах причиненных убытков. 5. Размер вреда, причиненного загрязнением атмосферно­го воздуха, определяется исходя из массы загрязняющих ве­ществ, рассеивающихся в атмосфере. Масса загрязняющих веществ устанавливается расчетным или экспертным путем по действующим методикам. 6. Размер вреда, причиненного загрязнением водного объ­екта, определяется суммированием ущерба от изменения ка­чества воды и размера потерь, связанных со снижением био­продуктивности. Размер потерь, связанных со снижением биопродуктивности водного объекта, устанавливается на ос­нове непосредственного обследования биологических ресур­сов, экспертной оценки стоимости снижения биологической продуктивности с учетом действующих методических доку­ментов. 7. Размер вреда, причиненного загрязнением земель, ре­комендуется определять в соответствии с порядком установ­ления размеров убытков от загрязнения земель химическими веществами и экспертной оценки убытков, связанных с де­градацией земель в результате вредного воздействия. 8. Величина вреда, причиненного засорением поверхности водных объектов и захламлённости земель, определяется в соответствии с Инструктивно-методическими указаниями по взиманию платы за загрязнение окружающей среды, утверждёнными Минприроды России, зарегистрированными Минюстом России. Для расчёта массы, объёма, состава, класса токсичности отходов используются данные аналитических замеров и экспертных оценок. 5.5. Выводы по разделу Таким образом, разработанная система автоматического регулирования давления при эксплуатации позволит улучшить режимы работы НПС и обеспечить ее безопасную и безаварийную работу, так как она осуществляет контроль и сигнализацию предельных параметров, а также стабилизирует давление на нагнетании и всасывании станции, уменьшает вероятность появления человеческой ошибки при регулировании. Заключение Разработана автоматическая система регулирования давления в нефтепроводе на основе одного из самых перспективных методов – регулирования частоты вращения электропривода. Выбор оборудования произведен с учетом новейших разработок в области электропривода, полупроводниковой техники и микропроцессорных систем управления. Проведённый технико-экономический анализ свидетельствует о том, что САР давления позволит значительно сократить издержки на транспортировку нефти, а также увеличить ресурс работы магистральных насосных агрегатов и основного электрооборудования. Анализ безопасности и экологичности проекта свидетельствует об снижении вероятности возникновения аварийных ситуаций в гидравлической сети за счёт более мягких режимов работы оборудования и уменьшения влияния человеческого фактора на процесс перекачки нефти. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Гаспарянц Р.С. Нормативно-техническое обеспечение нефтепровода ВСТО // Трубопроводный транспорт нефти. – 2003. – №8. – с. 31-34 2. Оператор нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода. Часть II: Учебное пособие / В.И. Захаров, А.Е. Лощинин и др.; Под ред. Ю.В. Богатенкова. – Тюмень: Тюменский учебный центр ОАО “Сибнефтепровод”, 2005. – 208 с. 3. Технологический регламент НПС “Тюмень-3”. – Тюмень: ОАО “Сибнефтепровод”, 2001. – 20 c. 4. Насосы нефтяные магистральные. – Сумы: Насосэнергомаш, 2002. – 2 с. 5. Колпаков Л.Г. Центробежные насосы магистральных нефтепроводов. – М.: Недра, 1985. – 184 с. 6. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ / Ю.Д. Зеленков, В.Г. Зубарев, Т.В. Сорокина, Л.Я. Фёдорова. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. – 19 с. 7. Меньшов Б.Г., Ершов М.С., Яризов А.Д. Электротехнические установки и комплексы в нефтегазовой промышленности: Учеб. Для вузов. – М.: ОАО “Издательство “Недра”, 2001. – 487 с. 8. Автоматизированная система плавного пуска высоковольтных двигателей магистральных насосов нефтепровода “Дружба” ОАО Транснефть / Поздеев Д.А., Ерезеев А.Н., Яковлев О.Г., Котельников О.В. // Электротехника. – 2006. – №6. – с. 2 – 10. 9. Туманский А.П. Оптимизация режимов перекачки по магистральным трубопроводам с перекачивающими станциями, оборудованными частотно-регулируемым приводом // Транспорт и хранение нефтепродуктов. – 2005. – №8. – с. 11-14. 10. Двигатели асинхронные серии АТД4. – Электрон. дан. – [Б.м.], [200_]. – Режим доступа: http://www.elsib.ru/production/as_engine/. – Загл. с экрана.
11. Булгаков А.А. Частотное управление асинхронными двигателями. – 3-е перераб. изд. – М.: Энергоиздат, 1982. – 216 с. 12. Лазарев Г.В. Мощные высоковольтные преобразователи частоты для регулируемого электропривода в электроэнергетике // Электротехника. – 2005. - №11. – с. 3-8.
13. Simovert MV Medium-Voltage Drives 660 kVA to 7200 kVA: Catalog DA 63. – Nurnberg: Siemens A&D, 2001. – 180 c. 14. ГОСТ 27.003-90. Состав и общие правила задания требований по надёжности: – М.: Издательство стандартов, 1991. – 30 с. 15. Трубопроводный транспорт нефти / С.М. Вайншток, В.В. Новосёлов, А.Д. Прохоров, А.М. Шаммазов и др.; Под ред. С.М. Вайнштока: Учеб. для вузов: В 2 т. – М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2004. – Т. 2. – 621 с. 16. Лысова О.А., Ведерников В.А. Системы управления электроприводов. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. – 115 с. 17. Simovert Masterdrives VC 2.2 kW to 2300 kW: Catalog DA 65.10. – Erlangen: Siemens A&D, 2001. – 316 c. 18. Метран: датчики давления. – Челябинск: Метран, 2006. – 276 с. 19. Силифонкина И.А., Ермакова М.П. Методические указания к оценке экономической эффективности автоматизированных систем в курсовом и дипломном проектировании для студентов специальности АСОиУ, АТП, УИТС дневного и заочного обучения. – Тюмень: Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2003. – 33 с. 20. Automation & Drives, Россия. – Екатеринбург: Технопарк Автоматизация, 2006. – 16 с. 21. Основные отличительные особенности вакуумных выключателей ВВ/TEL-10. – Электрон. дан. – [Б.м.], [200_]. – Режим доступа: http://www.tavrida.ru/products/bb_tel/?mode=const_bb. – Загл. с экрана. 22. Решение “Об установлении тарифов на электрическую энергию, поставляемую гарантирующими поставщиками, энергосберегающими организациями, энергосбытовыми организациями потребителям Тюменской области Ханты-Мансийского автономного округа – Югры и Ямало-Ненецкого автономного округа в зоне централизованного энергоснабжения“. – Тюмень, 2007. – 3 с. 23. Ярошко В.М., Никишова М.В., Муляр М.В. Методика технико-экономического обоснования перехода электропотребителей на дифтариф. – Краснодар: КубГТУ, 2004. – 10 с. 24. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Акбердин А.М. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций. – М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2001. – 475 с. 25. Базовые цены на работы по ремонту электрооборудования. – М.: ОАО “ЦКБ Энергоремонт”, 2006. – 109 с. 26. Базовые цены на работы по ремонту насосов, опор и соединительных муфт вращающихся механизмов. – М.: ОАО “ЦКБ Энергоремонт”, 2006. – 20 с.