Магистральных нефтепроводов

19. Рабинович З.Я. Электроснабжение и электрооборудование магистральных газопроводов; - М.: Недра, 1976. - 256 с.

Установки с большой установленной мощностью электрифицированных механизмов, например компрессорные станции магистральных газопроводов, перекачивающие насосные станции магистральных трубопроводов, комплекс установок нефтяных и газовых промыслов,— как правило, питаются от энергосистем.

Компрессорные станции магистральных газопроводов и перекачивающие насосные станции магистральных трубопроводов получают электроэнергию от внутрисистемных районных распределительных сетей энергосистем при напряжении ПО— 220 кВ (см. 1.1) и снабжаются собственными мощными понижающими подстанциями ПО—220/6 кВ, содержащими также ступени вторичной трансформации (6/0,4 кВ, см. § 70 и 75).

Компрессорные станции магистральных газопроводов, компрессорные станции для закачки газа или воздуха в нефтяные скважины; головные насосные станции на магистральных нефтепроводах, а также промежуточные для нескольких нефтепроводов производительностью более 50 млн. т/год, насосные пожарного водоснабжения, центрального водоснабжения; глубиннонасосные установки нефтеносных районов с осложненными условиями эксплуатации; буровые при бурении на глубину более 3000 м и при бурении в сложных геологических условиях на меньшую глубину, буровые установки на море, электроснабжение промысла в целом ............ 1

Невозможность регулирования напряжения под нагрузкой у этих трансформаторов затрудняет поддержание стабильного напряжения. В последнее время начали применять трансформаторы 110/6 кВ с переключателями, допускающими регулирование напряжения под нагрузкой и управляемыми автоматически, например на мощных подстанциях компрессорных станций магистральных газопроводов, перекачивающих насосных станций и др. Здесь же начали внедрять устройства автоматической частотной разгрузки (АЧР), которые предназначены для разгрузки генераторов питающей системы при послеаварийных режимах. Их устанавливают по заданию энергосистемы. АЧР действуют при снижении частоты до определенного значения и отключают наименее ответственные нагрузки, которые в последующем автоматически включаются при восстановлении нормальной частоты.

Схему радиального питания (см. 1.4, а) применяют для потребителей 3-й категории, которые могут быть отключены на время ремонта линии. При воздушной линии эта схема применима для потребителей 2-й категории, но при этом рекомендуется на питающем конце линии установить устройство автоматического повторного включения. На промыслах эта схема используется для буровых установок и других объектов, которые отнесены ко 2-й категории, и допустимы для объектов 1-й категории, если на них имеются автономные источники резервного питания (например, электростанция с двигателем внутреннего сгорания на буровой). Одиночные радиальные кабельные линии широко используются для подвода электроэнергии при напряжении 6 кВ к двигателям компрессорных станций промыслов и магистральных газопроводов, к двигателям водяных и нефтеперекачивающих насосов на промыслах и магистральных нефтепроводах.

Трансформаторные подстанции 110/6 и 35/6 кВ, используемые как главные понижающие подстанции нефтяных и газовых промыслов и как подстанции для питания компрессорных станций магистральных газопроводов и насосных станций магистральных нефтепроводов, имеют обычно открытые на 110 и 35 кВ и закрытые па 6 кВ РУ. Трансформаторы устанавливают открыто. При расположении оборудования на открытом воздухе стоимость строительной части подстанции уменьшается, сокра-

§ 66. Общие характеристики компрессорных станций магистральных газопроводов

Из центробежных нагнетателей, широко применяемых на ранее построенных КС магистральных газопроводов в сочетании с электрическим и газотурбинным приводами, можно отметить нагнетатели типов 280-11-1, 280-11-2, 280-12-2, 280-12-4, обеспечивающие при одиночной работе производительность 184 м3/мин с номинальной частотой вращения 7900 об/мин, соединяемые с приводным двигателем через повышающий редуктор и потребляющие мощность около 4 000 кВт.

На компрессорных станциях магистральных газопроводов с электрическим приводом центробежных нагнетателей установленная мощность потребителей электроэнергии может достигать 100 МВт и более. Питание этих потребителей обеспечивается специальной понизительной подстанцией, сооружаемой вблизи КС и получающей электроэнергию от энергосистемы обычно при напряжении 110 или 220 кВ при помощи воздушных линий электропередачи. Пропускная мощность каждой линии должна соответствовать мощности, потребляемой КС. Линии должны прокладываться на отдельных опорах и присоединяться к разным, независимым друг от друга, секциям распределительного устройства энергосистемы.

Как и для вспомогательного электрооборудования КС магистральных газопроводов (см. § 68), для привода вспомогательных установок НПС и общестанционных устройств применяют короткозамкнутые асинхронные продуваемые двигатели серий А, А2, АО2, АОЛ, а также взрывонепроницаемые — все на напряжение 380/220 В. Назначение и технические данные основных элементов вспомогательного электрооборудования характеризуются следующим.

Растет производительность перекачивающих насосных станций магистральных нефтепроводов, где для насосов применяются двигатели мощностью до 8 000 кВт.

Трансформаторные подстанции 110/6 и 35/6 кВ, используемые как главные понижающие подстанции нефтяных и газовых промыслов и как подстанции для питания компрессорных станций магистральных газопроводов и насосных станций магистральных нефтепроводов, имеют обычно открытые на 110 и 35 кВ и закрытые па 6 кВ РУ. Трансформаторы устанавливают открыто. При расположении оборудования на открытом воздухе стоимость строительной части подстанции уменьшается, сокра-

В продолжительном режиме работают двигатели буровых и цементировочных насосов, а также насосов поддержания пластового давления и магистральных нефтепроводов.

Для насосных станций магистральных нефтепроводов применяются турбонасосы с электродвигателями от 500 до 3500 кет напряжением 6—10 кв как асинхронные, так и синхронные, работающие в длительном режиме. Эти насосные являются электроустановками 2-й категории.

СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Развитие системы магистральных нефтепроводов страны в последние 15 лет осуществлялось достаточно быстрыми темпами. Протяженность нефтепроводов возросла вдвое, объем перекачки увеличился на 80%, грузооборот — в пять раз, производительность труда удвоилась. Для подачи нефти Западной Сибири основным потребителям пришлось создать сеть трубопроводов для перекачки около 300 млн. т. При этом средняя дальность перекачки увеличилась с 826 км в 1970 г. до примерно 2400 км в 1985 г. Концентрация мощностей на основных направлениях перекачки позволила снизить за десять лет себестоимость транспорта на 20% и увеличить фондоотдачу на 38%. Только за IX пятилетку обеспечено сокращение объема железнодорожных и водных перевозок нефти на 24,4 млн т, что сэкономило для народного хозяйства около 80 млн руб. При этом издержки обращения по Главтранснефти уменьшились на 160 млн руб в год.

Таблица 8.3. Показатели использования мощностей основных магистральных нефтепроводов *

Анализ мероприятий по обеспечению надежности нефтеснабжения. Для разработки рекомендаций по повышению надежности нефтеснабжения исследованы зависимости обеспеченности питанием потребителей и отбора нефти с промыслов от суммарного объема аварийных запасов и емкости парков в системе. Подача с промысла считалась гарантированной. Поступление нефти в сеть варьируется только в связи с отказами магистральных нефтепроводов. В табл. 8.4 приведены значения коэффициента обеспеченности Кд отбора с промыслов (т. е. вероятности отсутствия ограничения) и среднегодового дефицита поставки нефти в сеть по основным источникам (А).

Планирование развития системы магистральных нефтепроводов с учетом надежности. По данным расчетов показателей использования мощности (см. табл. 8.3) и с учетом норм простоя нефтепроводов, определяющих резервы времени для технического обслуживания и капитального ремонта, а также простоев, эквивалентных снижению пропускной способности из-за ухудшения гидравлического состояния линейной части, вычислены значения временных нормативов располагаемой мощности (табл. 8.6), применявшиеся при расчете планов развития системы.

Коррекция первоначального плана развития системы магистральных нефтепроводов страны с учетом надежности выявила необходимость более раннего освоения мощностей нефтепровода Холмо-горы — Клин за счет сооружения четырех дополнительных нефтеперекачивающих станций. Это позволяет снизить чрезмерную загрузку некоторых сибирских нефтепроводов Нижневартовск — Сургут — Юж. Балык — Тюмень — Курган, работающих в настоящее время на форсированных непроектных режимах с повышенным расходом электроэнергии.

Анализ динамики использования мощностей и резервов пропускной способности магистральных нефтепроводов позволяет выявить следующие особенности функционирования системы транспорта нефти в перспективе.