Привет студент

Автор: krysov.****@gmail.com 

Министерство транспорта Российской Федерации

Федеральное агентство железнодорожного транспорта

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО

ОБРАЗОВАНИЯ «ДАЛЬНЕВОСТОЧНЫЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ПУТЕЙ СООБЩЕНИЯ»

 

Кафедра «Нефтегазовое дело, химия и экология»»

 

К ЗАЩИТЕ ДОПУСТИТЬ

Заведующий кафедрой

__________ Никитина Л.И.

«____»________20___г.

 

 

УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПРИТОЧНОЙ ВЕНТИЛЯЦИИ МАШИННОГО ЗАЛА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЕПЛА ОТВОДИМОГО ОТ ЭЛЕКТРОПРИВОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ

Пояснительная записка к выпускной квалификационной работе бакалавра

ВКР 21.03.01. 2016. ПЗ – 946

 

Исполнитель

студент__________________________________________________Плосков В.М.

Руководитель 

доц.,к.т.н.,_____________________________________________Кузьминых Д.В.                                                                         

Нормоконтроль

доц.,к.т.н., _____________________________________________Муромцева Е.В.                                                           

 

Хабаровск-2016

СОДЕРЖАНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ. 4

1      ПРЕДПРИЯТИЕ, ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НПС №36. 6

1.1     Предприятие ООО «Транснефть – Дальний Восток». 6

1.2     Назначение и состав НПС №36. 7

1.3     Основное технологическое оборудование НПС№36 и характеристика перекачиваемой товарной нефти. 8

2      АНАЛИЗ ТИПОВ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ, МАГИСТРАЛЬНОЙ НАСОСНОЙ И ИХ ОСНОВНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ.. 9

2.1     Нефтеперекачивающие станции, их назначение. 9

2.1.1 Характеристика основных объектов НПС.. 10

2.1.2 Конструктивные типы нефтеперекачивающих станций. 11

2.2     Конструкция и компоновка магистральной насосной. 13

2.3     Основное оборудование магистральной насосной. 17

2.3.1     Магистральные насосы.. 17

2.3.2     Электропривод насосов. 19

2.4     Вспомогательные системы насосных агрегатов. 22

2.4.1     Система разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений. 22

2.4.2     Система смазки и охлаждения подшипников. 25

2.4.3     Система сбора утечек от торцевых уплотнений. 28

2.4.4     Система средств контроля и защиты насосных агрегатов. 28

2.4.5     Система подготовки и подачи сжатого воздуха. 30

3      РАЗРАБОТКА СХЕМЫ УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ПРИТОЧНОЙ ВЕНТИЛЯЦИИ МАШИННОГО ЗАЛА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЕПЛА, ОТВОДИМОГО ОТ ЭЛЕКТРОПРИВОДОВ МНА НА ПРИМЕРЕ НПС №36. 31

3.1     Описание существующей схемы охлаждения электроприводов в условиях НПС №36  31

3.2     Система приточно-вытяжной вентиляции магистральной насосной НПС №36  33

3.3     Описание предлагаемой схемы охлаждения электроприводов с использованием отводимого от них тепла. 34

3.4     Подбор калориферной установки. 37

3.5     Расчет и выбор теплообменного аппарата. 39

3.6     Гидравлический расчет тепловой сети. 47

3.7     Подбор изоляционного материала для трубопровода. 53

4      ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА.. 59

4.1     Выбор методики оценки экономической эффективности проекта. 59

4.2     Капитальные затраты.. 61

4.3     Эксплуатационные затраты.. 63

4.4     Доходы проекта. 65

4.5     Расчет срока окупаемости. 68

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.. 70

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ... 71

 

 ВВЕДЕНИЕ

         Система магистрального транспорта нефтепродуктов является одной из важнейших отраслей промышленности России. В настоящее время трубопроводная система перекачки нефти является наиболее дешевым и высоконадежным видом транспорта. Основными объектами такой системы являются трубопроводы и НПС.

НПС – сложный комплекс сооружений, необходимый для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу. Станции перекачки включают в себя большое количество объектов и систем основного и вспомогательного назначения, которые обеспечивают слаженную и упорядоченную работу магистрального нефтепровода. Для их эксплуатации требуется постоянная и нормальная работа всего основного и вспомогательного оборудования, которое должно обеспечивать непрерывный процесс транспорта нефти.

Используемое оборудование и системы НПС несут за собой большие энергетические затраты. При этом многие системы сопровождают свою нормальную работу выделением энергетических ресурсов в виде побочного продукта, который фактически является отходами производства. Применение таких отходов может значительно повысить эффективность использования энергии и экономическую эффективность предприятия.

Актуальным представляется создание новых систем работы и использование современного оборудования для сведения затрат к минимуму. При этом обязательным критерием будет являться сохранение условий надежности работающего оборудования при внедрении новых систем и других мероприятий. 

Решение задачи использования вторичных энергетических ресурсов с целью сокращения потерь энергии актуально, особенно с учетом постоянно возрастающих тарифов на покупаемые энергетические ресурсы.

Целью написания выпускной квалификационной работы является выявление возможности использования вторичных энергетических ресурсов, выделяемых электроприводами МНА для подогрева приточного воздуха машинного зала. Для достижения цели необходимо решить следующие задачи: провести анализ основных и вспомогательных систем и оборудования НПС, являющихся потребителями энергии; подобрать потребителя энергии таким образом, чтобы максимально эффективно использовать побочный продукт работы электропривода; разработать схему утилизации вторичного энергетического ресурса, а конкретно тепла, отводимого от электроприводов МНА; разработать схему передачи энергии от источника к потребителю; произвести экономическую оценку разработанной схемы, и сделать заключение на основе проделанной работы.

         Предметом исследования является электропривод МНА, как источник вторичных энергетических ресурсов, которые расходуются нерационально.

         Практическая значимость работы заключается в усовершенствовании приточной вентиляции машинного зала с использованием отводимого тепла от электроприводов МНА. Данная схема должна существенно повлиять на экономию материальных средств и ресурсов для обеспечения нормальной работы НПС.

 

  1        ПРЕДПРИЯТИЕ, ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НПС №36

 1.1 Предприятие ООО «Транснефть – Дальний Восток»

 

Трубопроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан» - это нефтепровод протяженностью свыше 4700 км, обеспечивающий пропускную способность более 80 млн. тонн в год. Главным оператором нефтепровода является государственная компания - «Транснефть». Основной функцией компании является бесперебойная и безаварийная транспортировка нефти потребителю.  Система ВСТО разделена на две системы ВСТО - 1 и ВСТО – 2.

Проект «ВСТО – 1» - трубопровод протяженностью 2694 км, который проходит по маршруту от города Тайшет до города Сковородино. Запуск был произведен в конце 2009 года. Пропускная способность (мощность) трубопровода составляет примерно 50 млн. тонн в год.

Проект «ВСТО – 2» - трубопровод протяженностью 2045 км, проходящий по маршруту от города Сковородино до СМНП «Козьмино», запуск которого был произведен в конце 2012 года.  Мощность трубопровода составляет около 20 млн. тонн в год. Оператором ВСТО – 2 является дочерняя компания «Транснефть – Дальний Восток».

ООО «Транснефть – Дальний Восток» было создано в 2009 году для эксплуатации объектов ВСТО – 2. Основной функцией ООО «Транснефть – Дальний Восток» считается обеспечение транспортировки нефти от участка НПС № 21 (г. Сковородино) до СМНП «Козьмино». Помимо прочего в их состав входят два нефтепроводных управления, в г. Белогорск и г. Дальнереченск, восемь НПС, и три центральных ремонтных службы (ЦРС).

Районное управление «Белогорск» было образовано в 2010 году. Под его контролем находится 1105 км магистрального нефтепровода, трасса которого проходит по Еврейской автономной области, Амурской области и Хабаровскому краю. В состав входит НПС №24-27-30 и ЦРС «Белогорск».

Районное управление «Дальнереченск» было образовано также в 2010 году. Под его контролем 943 км магистрального нефтепровода, пять НПС, а также две ЦРС «Хабаровск», «Дальнереченск». НПС №34 является промежуточной станцией и входит в обеспечение РНУ «Дальнереченск».

 

1.2 Назначение и состав НПС №36

 

Перекачивающая насосная станция №36 является промежуточной станцией без резервуарного парка, предназначена для повышения давления в магистральном нефтепроводе при перекачке нефти.

НПС №36 была построена в 2012 и находится в эксплуатации по сей день, является структурным подразделением ООО «Транснефть – Дальний Восток». НПС представляет собой комплекс оборудования, сооружений и устройств для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу трубопроводной системы ВСТО-II на участке 4114,679 км – 4321,8 км.

В состав НПС №36 входят:

• насосная станция с магистральными насосными агрегатами, системами смазки, охлаждения и утечек;
• фильтры-грязеуловители;
• технологические трубопроводы и запорная арматура;
• системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, электроснабжения, связи, пожарной сигнализации, производственно-бытовые здания и сооружения;
• автоматическая система управления технологическим процессом;
• автоматическая система управления пожаротушения.

 

 1.3 Основное технологическое оборудование НПС№36 и характеристика перекачиваемой товарной нефти

 

В основное технологическое оборудование НПС №36 входят:

• МНА марки АНМ 7000–250, с электродвигателем SIEMENS–1DX1526–8BE01–Z, 6300 кВт. Всего на станции находится четыре параллельно подключенных магистральных насоса, три из них находятся в постоянной работе, а один находится в резерве;
• АВО марки АВГ-БМ-20-Ж-1,6-Б3/4-4-4, всего три аппарата;
• АВОА марки АВОА 2—90-1200-1-12,5Н, в количестве четырех штук;
• гидромуфта 715 SVL, в количестве одна на МНА;
• рессиверная компрессорная с тремя компрессорами SF BOGE тип 100-2;
• ФГУ марки ФГ-1000-4,0-С-Пр-О-Б-УХЛ1 – в количестве трех;
• камера приема СОД, КП-1050-6,3-С-Б-Пр-ХЛ-1;
• камера пуска СОД, КП-1000-8,0-С-Б-Пр-ХЛ-1;

Через НПС перекачивается товарная нефть со следующими характеристиками, которые приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Характеристики перекачиваемой товарной нефти

	Показатель	Единицы измерения	Предельные значения		Фактические значеия
			Min	Max
1	Плотность	кг/м3	-	-	830-860
2	Содержание воды	%	-	0,5	0-0,20
3	Содержание солей	мг/дм3	-	100	0-50
4	Содержание механических примесей	%	-	0,05	0,0020-0,0070
5	Массовая доля серы	%	-	0,65	0,40-0,60
6	Кинематическая вязкость	сСт	-	-	9-25
7	Содержание парафина	%	-	6	1,5-3,0
9	Давление насыщенных паров	кПа	-	66,7	40-65

2        АНАЛИЗ ТИПОВ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ, МАГИСТРАЛЬНОЙ НАСОСНОЙ И ИХ ОСНОВНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

2.1 Нефтеперекачивающие станции, их назначение

 

Для обеспечения транспортировки нефти по нефтепроводу, необходимы НПС – это сложный комплекс сооружений, который предназначен для создания и поддержания напора в трубопроводе, достаточного для перекачки нефти. Основное назначение нефтеперекачивающей станции заключается в том, чтобы принять нефть из сечения трубопровода с низким напором и с помощью насосно-силового оборудования увеличить этот напор, а затем ввести перекачиваемую нефть в сечение трубопровода с высоким напором.

         Нефтеперекачивающие станции подразделяются на ГНПС и ПНПС эксплуатационных участков нефтепровода [1].

         ГНПС располагается вблизи нефтесборных промыслов или нефтеперерабатывающих заводов и, главным образом, предназначена для приема от них нефти или нефтепродуктов и последующей подачи её в МН.

         ПНПС служат для восполнения потерь энергии жидкости, которые возникают при движении нефти по магистрали. Такие станции располагаются по трассе с промежутком от 100 до 200 км.

         ГНПС эксплуатационных участков магистрального нефтепровода предназначены для гидродинамического разделения магистралей нефтепровода на относительно небольшие участки длиной от 400 до 600 км с целью облегчения управления перекачкой и локализации гидродинамических возмущений потока (гидроударов) в пределах данных участков. Эта функция подобных НПС выполняется благодаря размещению на них резервуарных парков, которые являются средством гидродинамического разделения магистралей на эксплуатационные участки. 

         КП нефтепроводов находятся в конце магистралей, служат для приема нефти из трубопроводов и подачи ее либо на нефтеперерабатывающие заводы, либо на другие виды транспорта, иногда – в другие нефтепроводы.

         Основными элементами НПС являются насосные агрегаты, резервуары, системы подводящих и распределительных трубопроводов, узлы учета, устройства приема и пуска очистных устройств и поточных средств диагностики, а также системы смазки, вентиляции, отопления, энергоснабжения, автоматики, телемеханики и т.п. 

 

 2.1.1 Характеристика основных объектов НПС

Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС допустимо разделить на две группы: первая – объекты основного (технологического) назначения, вторая – объекты вспомогательного (подсобного) назначения.

К первой группе относят: магистральную и подпорную насосную; резервуарный парк; сеть технологических трубопроводов и запорную арматуру; узлы учета; ФГУ; узлы предохранительных и регулирующих устройств; камеры пуска и приема СОД.

Ко второй группе относятся: понижающая электростанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающий водоснабжение станции; комплекс сооружений по отведению промышленных и бытовых стоков; котельная с теплосетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; мастерские ремонта контрольно-измерительных приборов и механические мастерские; административно – хозяйственный блок; гаражи, складские помещения и т. д.

         ГНПС и ПНПС эксплуатационных участков являются наиболее ответственной частью сооружений магистральных трубопроводов и устанавливают его работу в целом. На ГНПС выполняются следующие технологические операции: прием и учет нефти; закачка нефти в резервуарный парк для краткосрочного хранения; откачка нефти из резервуаров в магистральный трубопровод; пуск, прием СОД трубопровода. На головных станциях можно производить подкачку нефти с других источников поступления, например, с промыслов или других трубопроводов.

         ПНПС предназначены для повышения давления перекачиваемой жидкости в трубопроводе, такие станции размещаются по трассе согласно гидравлическому расчету. В своем составе имеют в основном те же объекты и выполняют аналогичные функции, что и ГНПС, за исключением  резервуарного парка, соответственно и подпорной насосной.

         Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на эксплуатационные участки протяженностью 400-600 км, состоящие из 3-5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме «из насоса в насос», и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки ГНПС, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуарных парков [2].

 

 2.1.2 Конструктивные типы нефтеперекачивающих станций

Сооружение НПС магистральных трубопроводов отличается значительной трудоёмкостью, необходимостью выполнять различные по объему и характеру строительные, монтажные и специальные работы в разных природно-климатических условиях. Такие значительные объёмы работ требуют привлечения больших материальных затрат и трудовых ресурсов. Привлечение трудовых ресурсов при строительстве НПС в некоторых районах затруднено из-за отсутствия социальной инфраструктуры, поэтому большое значение имеют снижение капитальных и эксплуатационных затрат при строительстве и эксплуатации НПС, сокращение сроков их строительства.

Таких результатов можно достичь при помощи использования следующих НПС: блочно-комплектных, блочно-модульных НПС и станций открытого типа [3]. Главное отличие данных НПС от НПС традиционного (стационарного) типа заключается в отсутствии капитальных вложений на территории капитальных зданий, которые сооружаются из кирпича, бетона, железобетона и т.д. Все оборудование станций открытого типа, технологические коммуникации, контрольно-измерительные приборы и автоматика входят в состав функциональных блоков, скомпонованных в виде транспортабельных монтажных блоков, блок-боксов и блок-контейнеров.

Монтажные блоки – блоки в которых технологическое оборудование, собранное вместе с трубопроводами и контрольно-измерительными приборами и автоматикой находится на общей раме.

Блок-боксы – транспортабельные здания, внутри которых размещаются технологические установки и инвентарное оборудование.

Блок-контейнеры – технологические установки с индивидуальными укрытиями, внутри которых создается микроклимат, необходимый для нормальной работы оборудования.

         Монтажные блоки, блок-боксы и блок-контейнеры собирают на сборочно-комплектовочных базах и заводах, где производится их испытания, и уже в полностью собранном виде они доставляются на строительную площадку.

         Блочно-комплектные НПС включают в себя набор отдельно стоящих блоков и блок-боксов технологического, энергетического и вспомогательного назначения, а также общее укрытие для магистральных насосных агрегатов с технологическими трубопроводами и вспомогательными системами.

         Блочно-модульные НПС представляют собой дальнейшее развитие блочно-комплектных насосных станций. На НПС данного типа все оборудование сгруппировано по функциональным признакам в блок-модули. Блок-модули любых типов изготавливаются только в заводских условиях. На блочно-модульных НПС вместо индивидуальных систем обеспечения применяют общие отапливаемые инвентарные укрытия требуемой площади.

         На НПС открытого типа магистральные насосные агрегаты совместно со всеми вспомогательными системами размещаются под навесом на открытом воздухе. Для защиты от воздействия окружающей среды насосные агрегаты находятся под индивидуальными металлическими кожухами. Внутри таких кожухов размещены индивидуальные автономные системы вентиляции с калориферами для охлаждения электродвигателей при нормальном режиме работы и подогрева их во время вывода из работы агрегатов в резерв в холодное время года. Такие типы НПС нормально работают при температурах окружающей среды от минус 40^оС до плюс 50^оС.

         Эксплуатационные затраты на использование наладочно-комплексных НПС значительно ниже эксплуатационных затрат на НПС традиционного типа за счет использования инженерных сетей меньшей протяженности, меньшего числа сооружений и оборудования, а также высокой надежности работы основного и вспомогательного оборудования, смонтированного в блок-контейнерах и блок-боксах непосредственно на заводе-изготовителе.   При капитальном ремонте предусмотрена замена блок-бокса в сборе.

 

 2.2 Конструкция и компоновка магистральной насосной

 

Главное требование при компоновке магистральной насосной – обеспечение нормальной работы основного и вспомогательного оборудования при наименьших размерах цеха. Должны быть созданы нормальные санитарно-гигиенические условия для обслуживающего персонала. Для сооружения насосной используются огнестойкие материалы. В последнее время сооружаются насосные цеха каркасного типа. Размеры цеха зависят от габаритных размеров оборудования, а также от особенностей конструкции основного и вспомогательного оборудования и норм пожарной безопасности.

Магистральные насосные НПС бывают двух основных типов: с разделительной огнестойкой (брандмауэрной) перегородкой или без нее. Это зависит от того, каков вариант исполнения электроприводов насосных агрегатов – обычный (взрывонезащищенный) или взрывозащищенный. В первом случае помещение насосной разделяется воздухонепроницаемой перегородкой на два отдельных зала с отдельными входами и выходами. В случае взрывозащищенного исполнения электроприводов такого разделения насосного цеха не производят, оборудование находится в общем укрытии.

Если разделительная перегородка существует, то в зале, являющемся помещением повышенной пожароопасности и взрывоопасности, устанавливаются центробежные нагнетатели, а во втором зале, в который нет доступа нефтяным парам устанавливаются электроприводы агрегатов. В первом зале также размещают оборудование для сбора и откачки утечек, мостовой кран во взрывобезопасном исполнении с ручным приводом. Электродвигатели, установленные во втором зале, имеют встроенные системы оборотного водяного охлаждения с замкнутыми системами вентиляции. Помимо этого, во втором зале размещают блок централизованной маслосистемы с аккумулирующим баком и мостовой кран – для ремонтных работ. Центробежные нагнетатели и электроприводы, находящиеся в разных залах, соединяются между собой без промежуточного вала. Соединение осуществляется через отверстие герметизирующей камеры в разделительной стенке.  К этим отверстиям по специальной системе вентиляции подается чистый воздух, с помощью которого создают упругую пневмозащиту, препятствующую проникновению нефтяных паров из первого зала во второй. Избыточное давление в камере перед отверстием в системе вентиляции МНА должно поддерживаться постоянно и независимо от того, ведется ли перекачка данным насосным агрегатом или он находится в резерве.

В том случае, когда в качестве привода насосных агрегатов используют электродвигатели во взрывозащищенном исполнении, привод с нагнетателями и другим оборудованием устанавливается в общем зале. Взрывозащищенное исполнение привода достигается принудительным нагнетанием воздуха под защитный кожух электродвигателя для поддержания избыточного давления. Выбор того или иного варианта производится по результатам технико-экономической оценки.

Магистральная насосная оснащается насосными агрегатами, электродвигателями и вспомогательными системами. Оборудование и арматура магистральной насосной подбираются для района с сейсмичностью, соответствующей каждой НПС. Для ограничения нагрузок на патрубки насосов обвязка магистральных насосных агрегатов предусматривается из условия обеспечения достаточной компенсационной способности с целью недопущения передачи дополнительных усилий от трубопроводной обвязки на патрубки магистральных насосов.

Компоновка оборудования, соотношение отметок и трубопроводная обвязка вспомогательных систем в магистральной насосной и вне ее принимаются исходя из обеспечения следующих требований: самотечного слива утечек от торцевых уплотнений магистральных насосов и дренажа технологических трубопроводов. Для трубопроводной обвязки магистральных насосов принимаются трубы определенного класса прочности, а также трубопроводные детали на соответствующее давление.

Насосные агрегаты связаны между собой специальными трубопроводами-отводами изогнутой формы, которые соединяют их всасывающие и нагнетательные патрубки через общий коллектор наружной установки. Такие трубопроводы укладываются в грунт и присоединяются к коммуникациям насосов при помощи сварки. Трубопроводные коммуникации вспомогательных систем прокладываются в общем укрытии. Вдоль коммуникаций сооружают площадки для обслуживания и ремонта оборудования с соответствующими ограждениями. Места прохождения трубопроводов через разделительную перегородку (если таковая имеется) уплотнены специальными герметизирующими сальниками.

Компоновка оборудования и коммуникаций насосной должна проводиться в соответствии с условиями их нормального функционирования и обеспечивать:

• напорную подачу масла к подшипникам насосов и электродвигателей и безнапорный (самотечный) его отвод от подшипников в баки централизованной маслосистемы;
• напорную откачку нефти из сборников утечек погружными насосами;
• принудительную подачу воды для охлаждения воздуха, циркулирующего внутри привода (электродвигателей);
• принудительную подачу воды для охлаждения масла централизованной маслосистемы в маслоохладители;
• беспрепятственное создание упругой пневмозавесы в отверстиях герметизирующих проемов, через которые соединяются центробежные нагнетатели с приводом.

Разумеется, для обеспечения этих условий (в частности самотека жидкостей) необходимо предусмотреть правильное соотношение высотных отметок начал и концов технологических трубопроводов. Для свободного доступа к трубопроводам и коммуникациям в местах их прокладки предусматривают съемные плиты пола.

 

 

2.3 Основное оборудование магистральной насосной

2.3.1      Магистральные насосы

Насос – устройство для принудительного перемещения жидкости из сечения с меньшим значением напора (в линии всасывания насоса) к сечению с большим значением напора (в линии нагнетания насоса).

         В основном для перекачки нефти используются центробежные насосы, которые работают благодаря центробежной силе рабочего колеса с профильными лопатками. Принцип работы центробежного насоса понятен из рисунка 2.1.

Рисунок 2.1. Принцип работы 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 = p_н – p_в, равный разности давления p_н нагнетания (на периферии колеса) и давления p_в 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.

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. Также характеристиками насосов являются КПД насоса и допустимый кавитационный запаса Δh.

Нефтяные центробежные насосы применяются на НПС для перекачки нефти или для подпора основных насосов.

Нефтяные насосы, используемые на НПС, наиболее часто используемые при транспортировке нефти можно разделить на следующие исполнения:

• НМ – насос нефтяной магистральный;
• НПВ – насос нефтяной подпорный вертикальный.

Насосы перечисленных типов выпускаются специально для нефтяной промышленности и предназначены для транспортирования нефти.

Насосно-силовые агрегаты (насосы и приводящие их двигатели) являются основным оборудованием насосных станций. На современных станциях данные агрегаты представлены преимущественно центробежными насосами типа НМ [4]. Характеристики основных насосов типа НМ используемых на НПС представлены в таблице 2.1 .

Таблица 2.1

Основные характеристики насосов типа НМ и НПВ

Обозначение типоразмера насоса	Подача насосов, со сменными роторами		Напор, H, м	Допустимый кавитационный запас h, м	КПД, не менее, %
	%, от Qном	м3/ч
НМ 1250-250	70	800	255	16	79
	125	1656	266	26	78
НМ 2500-230	70	1800	225	27	83
	125	3150	220	38	83

 

Продолжение таблицы 2.1

Обозначение типоразмера насоса	Подача насосов, со сменными роторами		Напор, H, м	Допустимый кавитационный запас h, м	КПД, не менее, %
	%, от Qном	м3/ч
НМ 3600-230	70	2500	225	35	84
	125	4500	220	45	83
НМ 7000-210	70	5000	210	45	85
	125	8750	210	60	85
НМ 10000-210	70	7000	210	60	84
	125	12500	210	97	87

 

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 и асинхронные электродвигатели.

 

 2.3.2      Электропривод насосов

Устройство, которое обеспечивает вращение вала рабочего колеса насоса, называется приводом насоса. В качестве привода для насосов используются преимущественно асинхронные и синхронные двигателя высокого напряжения. В зависимости от исполнения электродвигатели устанавливаются в общем зале с насосами или в помещении, отделенном от насосного зала перегородкой, не пропускающей паров нефти. Взрывозащищенное исполнение электродвигателей достигается с помощью продувки корпуса электродвигателя воздухом под избыточным давлением. Из асинхронных двигателей наиболее часто применяются электродвигатели с короткозамкнутым ротором, АТД [5].

Двигатели серии АТД монтируют в одном помещении с насосами, так как они изготавливаются во взрывозащищенном исполнении. Это достигается тем, что в корпусе двигателя поддерживается достаточное избыточное давление воздуха, исключающее проникновение в двигатель паров нефти. Однако при использовании асинхронных двигателей, мощность которых находится в пределах от 2,5 до 8,0 МВт, требуется установка в помещениях насосной дорогостоящих статических конденсаторов больших мощностей, а также комплекса высоковольтного оборудования, усложняющего схему электроснабжения. Основные характеристики АТД приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Основные характеристики АТД

Марка	Номинальная мощность, кВт	Номинальное напряжение, кВ	КПД при номинальной нагрузке, %	Частота вращения вала, об/мин
АТД-800	8000	6 или 3	94,5	2980
АТД-1000	1000	6 или 3	94,5	2980
АТД-1600	1600	6 или 3	95,0	2980
АТД-2000	2000	6 или 3	95,0	2980
АТД-2500	2500	6	96,0	2980
АТД-4000	4000	6	96,0	2985
АЗМ-5000	5000	6	97,0	2985
АС-6000	6000	6	96,5	2985
АВ-8000	8000	6	96,6	2960

 

Так же в качестве приводов магистральных насосов применяются СТД. Синхронные электродвигатели обладают лучшими показателями устойчивости по сравнению с асинхронными, что особенно важно при случающихся падениях напряжения в сети. Основные характеристики двигателей серии СТД представлены в таблице 2.3.

 

 

Таблица 2.3

Основные характеристики асинхронных двигателей

Марка	Номинальная мощность, кВт	Номинальное напряжение, кВ	КПД при номинальной нагрузке, %	Частота вращения вала, об/мин
СТДП-800-2	800	10 или 6	96,0	3000
СТДП-1250-2	1250	10 или 6	96,5	3000
СТДП-1600-20	1600	10 или 6	96,7	3000
СТДП-2000-2	2000	10 или 6	96,7	3000
СТДП-2500-2	2500	10 или 6	96,8	3000
СТДП-3200-2	3200	10 или 6	97,1	3000
СТДП-4000-2	4000	10 или 6	97,2	3000
СТДП-5000-2	5000	10 или 6	97,3	3000
СТДП-6300	6300	10 или 6	97,4	3000
СТДП-8000-2	8000	10 или 6	97,6	3000
СТДП-10000-2	10000	10 или 6	97,7	3000
СТДП-12500-2	12500	10 или 6	97,7	3000

 

По стоимости синхронные электродвигатели, как правило, дороже, чем аналогичные асинхронные, однако имеют лучшие энергетические характеристики, что делает применение их эффективным. Считается, что КПД синхронного двигателя изменяется незначительно при нагрузках, близкой к номинальной мощности двигателя. При нагрузках, составляющих 0,5-0,7 от номинальной мощности, КПД синхронных двигателей значительно снижается. Это должно быть принято во внимание при сравнительном анализе конкурирующих вариантов как на стадии проектирования, так и при эксплуатации, в том числе модернизации насосного оборудования перекачивающих станций.

Практика эксплуатации нефтепроводов показала, что в условиях постоянно изменяющегося уровня загрузки трубопроводных систем целесообразно использовать регулируемые приводы насосных агрегатов. Путем регулирования числа оборотов рабочего колеса нагнетателя удается плавно менять его гидравлические и энергетические характеристики, подстраивая работу насоса к изменяющимся нагрузкам. Этим обеспечивается прежде всего экономия энергии, затрачиваемой на перекачку.

 

 2.4 Вспомогательные системы насосных агрегатов

 

         Для обеспечения нормальной эксплуатации магистральных насосных агрегатов с заданными параметрами необходимо функционирование следующих вспомогательных систем [5]:

• разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений;
• смазки и охлаждения подшипников;
• сбора утечек от торцевых уплотнений;
• средств контроля и защиты насосных агрегатов;
• подготовки и подачи сжатого воздуха;
• оборотного водоснабжения и охлаждения воды воздухом.

 

 2.4.1      Система разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений

Данная система предназначена для защиты торцевых уплотнений каждого насосного агрегата от чрезмерных перегрузок по давлению и высоких температур, возникающих при выделении тепла трения. Торцевые уплотнения обеспечивают работу быстро вращающегося вала насосного агрегата в местах его выхода из корпуса нагнетателя, поэтому на них приходятся большие силовые нагрузки и сильный нагрев. Если не предусмотреть специальную систему разгрузки торцевых уплотнений и отвода выделяющегося тепла, то торцевые уплотнения быстро выйдут из строя.

Существует несколько схем разгрузки и охлаждения таких уплотнений, но все они действую по принципу организации принудительной циркуляции некоторой перекачиваемой нефти либо внутри корпуса нагнетателя, либо из корпуса нагнетателя наружу, но так, чтобы каждый раз путь жидкости пролегал через каналы в теле уплотнения. Таким образом достигается, с одной стороны, снижение перегрузки по давлению, а с другой – охлаждение уплотнения путем отвода тепла, выделяющегося при трении вращающегося вала о детали уплотнения.

При использовании групповой схемы разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений некоторая часть перекачиваемой нефти за счет избыточного давления на линии всасывания нагнетателя сначала продавливается через каналы в теле торцевого уплотнения, а затем подается в резервуар сбора утечек, либо в коллектор насосной стороны всасывания. Уходящая нефть уносит с собой выделившееся тепло и разгружает уплотнения. Групповой схема называется потому, что нефть из всех насосов поступает в общий коллектор станции и затем снова подается в линию всасывания. Недостаток такой системы заключается в снижении КПД перекачивающих агрегатов вследствие значительных перетоков нефти по линии разгрузки, которые составляют 10-50 м^3/ч.

Наиболее прогрессивны так называемые индивидуальные схемы охлаждения торцевых уплотнений. Они применяются для нагнетателей, снабженных торцевыми уплотнениями, выдерживающими высокие нагрузки по перепаду давлений, поэтому предназначены, главным образом, для охлаждения уплотнений. Это достигается созданием принудительной циркуляции нефти из полости нагнетания в полость всасывания насоса. Индивидуальной она называется потому, что встроена в каждый нагнетатель по отдельности. За счет разности давления между полостями нагнетания и всасывания часть нефти по специальному каналу возвращается из полости нагнетания в полость всасывания колес, при этом проходя через трубки в теле торцевого уплотнения и охлаждая его. Снижение КПД в случае использования индивидуальной схемы значительно ниже, чем в случае использования групповой схемы, поскольку расход циркулирующей нефти уменьшается до 2-4 м³/ч.

         Так же существует еще более прогрессивная разновидность индивидуальной схемы охлаждения торцевых уплотнений, в которой используется разность давления в линии всасывания насоса и рабочего колеса (рисунок 2.2). В этой схеме часть нефти по отводу (байпасу) 4, расположенному в корпусе 2 нагнетателя и имеющему меньшее гидравлическое сопротивление, чем основной коллектор, направляется на входы рабочего колеса не по основному тракту, а через каналы в теле торцевых уплотнений 5. При этом способе охлаждения КПД насоса не изменяется поскольку нет возвратного перетока нефти из области нагнетания в область всасывания.

Рисунок 2.2 Схема охлаждения торцевых уплотнений

1 – отводная трубка; 2 – корпус всасывающего патрубка; 3 – клапан; 4 – байпас; 5 – торцевое уплотнение; 6 – уплотнение; 7 – полости всасывания колеса.

 

         В настоящее время в нефтеперекачивающих насосах нашла применение импеллерная схема охлаждения торцевых уплотнений. Вместо обычных щелевых уплотнений устанавливается втулка с винтовой нарезкой, вращающаяся вместе с валом насоса. Импеллер захватывая нефть из полости всасывания и нагнетая ее туда же в обратном направлении по каналу, проложенному в теле уплотнения. Установившаяся циркуляция нефти обеспечивает необходимое охлаждения торцевого уплотнения. В этой схеме КПД насоса не снижается, так как исключены перетоки жидкости из области нагнетания в область всасывания.

 

  2.4.2      Система смазки и охлаждения подшипников

         Предназначена для смазки и охлаждения быстро вращающихся подшипников насосных агрегатов.

         В системе смазки подшипников предусмотрена напорная (принудительная) подача масла к подшипникам и его безнапорный возврат в маслобак (рисунок 2.3).

Рисунок 2.3 Система смазки подшипников перекачивающих агрегатов

1 – шестеренчатый насос; 2 – маслобак; 3 – шестеренчатый насос; 4 – фильтр;                                       5 – маслоохладитель; 6 – основной насос; 7 – аккумулирующий бак; 8 – емкость.

         Система состоит из маслобака 2, для заполнения которого предусмотрен насос 1, основного насоса 6, нагнетающего масло через фильтр 4 и маслоохладитель 5 в маслопроводы, ведущие к подшипникам агрегата. Обратно масло возвращается самотеком в маслобак 2. Отработанное масло перекачивается насосом 3 в емкость 8. Аккумулирующий бак 7 предназначен для подачи масла в аварийных ситуациях.

         Маслобак 2 представляет собой емкость, на которой устанавливают указатель уровня масла, фланцы для присоединения трубопроводов и предохранительный клапан.

         Маслофильтры 4 имеют два одинаковых фильтрующих патрона с сетками, включенными в маслосистему через трехходовой кран. Этот кран дает возможность пропускать масло через оба патрона одновременно или только через один из них, что позволяет заменять фильтрационные сетки без остановки агрегата. Степень засоренности фильтров можно контролировать по показаниям манометров, установленных до и после каждого их них.

         Система водяного охлаждения масла состоит их маслоохладителя, представляющего собой трубчатый теплообменник, внутри которого по латунным трубкам циркулирует вода, а по межтрубному пространству проходит масло. В верхней части маслоохладителя имеются два крана для спуска воздуха из масляной и водяной камер. На патрубках входа и выхода масла устанавливают термометры. Температура масла на выходе из маслоохладителя должна быть в пределах 35-55 ^oC.

         В последнее время на НПС широко применяют системы воздушного охлаждения масла. Холодный воздух подается центробежной воздуходувкой. Охлаждение масла достигается обдувкой пучка труб, по которым оно движется. Преимущество этой системы состоит в отсутствии жестких требований к герметизации водяных коммуникаций и очистки их от отложений, недостаток заключается в том, что воздух вследствие его меньшей плотности является плохим теплоносителем.

         Масляные коммуникации состоят из напорных и сливных трубопроводов. На напорном трубопроводе перед подшипниками устанавливают регулирующие вентили или дроссельные шайбы, позволяющие увеличивать или уменьшать подачу масла к подшипникам.

Для смазки подшипников применяют минеральные масла, которые не должны содержать воду и механические примеси. Лучшими считаются такие сорта масла, которых температура незначительно влияет на вязкость.

         Система охлаждения подшипников (рисунок 2.4). Охлаждение подшипников основных насосов 1, промежуточного вала 2, маслоохладителя 6, воздухоохладителя электродвигателя 3 осуществляется посредством теплообменников, в которых циркулирует холодная вода. Эта вода подается из градирни 4 водяными насосами 5 по нагнетательно-распределительной линии 8. Нагретая вода возвращаются для охлаждения в градирню 4 по линии 7.

Рисунок 2.4. Система охлаждения подшипников перекачивающих агрегатов

1 – подшипники основного насоса; 2 – подшипники промежуточного вала; 3 – подшипники электродвигателя; 4 – градирня; 5 – водяной насос; 6 – маслоохладитель; 7 – обратная линия; 8 – нагнетательно-распределительная линия.

Расход охлаждающей воды подбирают таким образом, чтобы ее температура не превышала плюс 30-40 ^oC, так как при  плюс 45 ^oC начинается интенсивное выпадение солей, сужающих поперечное сечение каналов теплообменника и ухудшающих теплообмен. Повышенные требования предъявляются так же к жесткости воды и наличию в ней механических примесей, их должно быть не более 25 мг/л.

 

 2.4.3      Система сбора утечек от торцевых уплотнений

Утечки нефти могут происходить через концевые уплотнения вала насоса, однако их значение незначительно, а при использовании надежных торцевых уплотнений они сведены практически к нулю. Основные утечки происходят через систему разгрузки торцевых уплотнений насоса, поэтому для их сбора и возврата предусмотрена специальная система (рисунок 2.5). Утечки из линии разгрузки 2 насоса 1 поступают самотеком на прием подпорных насосов или в резервуар утечек 5. Периодически нефть из резервуара утечек закачивают насосами 4 в линию всасывания 3 основных насосов.

Рисунок 2.5. Система сбора утечек от торцевых уплотнений

1 – нефтеперекачивающий магистральный насос; 2 – линия разгрузки; 3 – линия всасывания; 4 – основные насосы линии всасывания; 5 – резервуар утечек.

 

 2.4.4      Система средств контроля и защиты насосных агрегатов

         Для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации основного и вспомогательного оборудования НПС имеют разветвленную систему средств контроля работы, сигнализации и блокировки как отдельных перекачивающих агрегатов, так и станции в целом. Схема расположения точек измерения и автоматической защиты насосного агрегата представлена на рисунке 2.6.

Рисунок 2.6. Схема расположения точек измерения и автоматической защиты основного насосного агрегата

1 – датчик; 2, 3, 4 – манометры; 5 – вибросигнализатор; 6 – тепловая защита корпуса насоса; 7 – амперметр; 8 – счетчик; 9 – сигнализатор; 10 – электроманометр.

 

         Подача масла контролируется электроконтактным манометром 10, контакты которого включены в пусковые цепи электродвигателя, что препятствует его включение при отсутствии в линии смазки. Кроме того, падение давления в маслосистеме также вызывает остановку электродвигателя.

         Тепловая защита корпуса 6 насоса предотвращает его длительную работу «закрытую задвижку», а контроль за входящим и выходящим из электродвигателя воздухом защищает обмотку статора от перегрева (в летнее время) и образования конденсата (в зимнее время).

         Эксплуатация электродвигателей, продуваемых воздухом при избыточном давлении, во взрывоопасных помещениях требует контроля. Сигнализатор 9 выдает разрешение на включение в работу агрегата. Герметичность торцевого уплотнения контролирует датчик 1, который обеспечивает защиту в случае резкого увеличения утечек. Вибрацию оборудования в процессе его работы регистрирует вибросигнализатор 5, который отключает агрегат при критических уровнях вибрации. Контроль за давлением всасывания и нагнетания насосов осуществляют с помощью манометров 3 и 4, причем применяют как механические, так и электроконтактные манометры. Счетчик 8 числа часов работы агрегата служит для равномерной загрузки агрегата, что способствует увеличению межремонтных сроков.

         Давление в линии разгрузки контролируют с помощью манометра 2, а нагрузку электродвигателя фиксируют амперметром 7.

 

 2.4.5      Система подготовки и подачи сжатого воздуха

         Предназначается для питания пневмоприводов, контрольно-измерительных приборов и автоматики. Поскольку для нормальной работы этих устройств необходим воздух определенной концентрации, наружный воздух предварительно очищается фильтрами, охлаждается в теплообменнике водой и осушается на специальной установке.

На основании проведенного анализа во втором разделе можно сделать следующие выводы. НПС – сложный комплекс сооружений, необходимый для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу. Станции перекачки включают в себя большое количество объектов и систем основного и вспомогательного назначения. Используемое оборудование и системы НПС несут за собой большие энергетические затраты. При этом некоторые системы сопровождают свою работу выделением энергетических ресурсов в виде побочного продукта, который является отходами производства. Применение таких отходов может значительно повысить эффективность использования энергии.

 

 

 3     РАЗРАБОТКА СХЕМЫ УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ПРИТОЧНОЙ ВЕНТИЛЯЦИИ МАШИННОГО ЗАЛА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЕПЛА, ОТВОДИМОГО ОТ ЭЛЕКТРОПРИВОДОВ МНА НА ПРИМЕРЕ НПС №36

 

 

         Актуальность усовершенствования приточной вентиляции машинного зала возросла в связи с нерациональным использованием тепловой энергии отводимой от электроприводов насосных агрегатов, и утилизируемой в окружающую среду. Это предполагает проектирование схемы полезного использования вторичного энергетического ресурса (ВЭР), а конкретно тепла, которое позволит повысить эффективность и снизить затраты предприятия на первичные энергетические ресурсы.

 

 3.1 Описание существующей схемы охлаждения электроприводов в условиях НПС №36

 

Для бесперебойного и равномерного режима работы электродвигателей насосных агрегатов необходимо поддержание их оптимальной температуры. В настоящее время система охлаждения электроприводов насосов производится с помощью оборудования насосной системы охлаждения, аппаратов воздушного охлаждения и сетей оборотного охлаждения.

Подача антифриза осуществляется циркуляционными насосами ТР 150-350/4 Grundfos (1 рабочий, 1 резервный). Охлаждается жидкость в аппаратах воздушного охлаждения (АВГ) БМ-20-Ж-1,6-Б3/4-4-4 и по сетям.

         В качестве охлаждающей жидкости в системе охлаждения электродвигателей применяется антифриз 65. Режим работы системы равномерный, круглосуточный. Работа системы охлаждения электродвигателя, поддержание температуры охлаждающей жидкости осуществляется в автоматическом режиме.

         АВО управляются автоматически по значению температуры среды во входном коллекторе перед двигателями.

         Антифриз от теплообменных аппаратов электродвигателя по обратному трубопроводу, через фильтры тонкой очистки попадает на циркуляционные насосы и по байпасным линиям проходит мимо АВО до достижения температуры антифриза 62,2 ^oС. При температуре больше 62,2 ^oС открываются шаровые краны и антифриз начинает проходить через аппарат воздушного охлаждения №1, при температуре более 65,2 ^oС – открываются шаровые краны на аппарате воздушного охлаждения №2, при температуре более 68,2 ⁰С на аппарате №3, при этом вентиляторы охлаждения на аппаратах воздушного охлаждения остаются отключенными.

         При достижении температуры более 80,2 ^oС включается вентилятор охлаждения на аппарате №1, при температуре более 85,2 ^oС -  на аппарате №2, при температуре более 90,2 ^oС - на аппарате №3.

         По мере охлаждения антифриза вентиляторы охлаждения отключаются: на аппарате №3 при температуре менее 86,2 ^oС, на аппарате №2 при температуре менее 81,2 ^oС, на аппарате №1 при температуре менее 75,2 ^oС.

         Аппарат воздушного охлаждения №3 отсекается от системы закрытием шаровых кранов при охлаждении антифриза менее 62,2 ^oС, аппарат №2 – при охлаждении антифриза менее 59,2 ^oС,  аппарат №1 – при охлаждении антифриза менее 56,2 ^oС.

В случае снижения давления в газовом пространстве мембранных расширительных баков ниже необходимого его повышения производится за счет компрессора.

 

 3.2 Система приточно-вытяжной вентиляции магистральной насосной НПС №36

 

         Система приточно-вытяжной вентиляции магистральной насосной (рисунок 3.1) предназначена для обеспечения не превышения 10 % НКПРП.  Так же для поддержания температуры в магистральной насосной в пределах от плюс 15 ^оС до плюс 18 ^оС для нормальной работы оборудования.

 

Рисунок 3.1. Система приточно-вытяжной вентиляции магистральной насосной

 

         Приточная вентиляция П1.1 работает постоянно (одна установка в работе, вторая в резерве П1.2). При неисправности рабочей установки резервная включается автоматически без задержки во времени. Вытяжная вентиляция В1.1 включается при температуре в рабочей зоне выше плюс 25 ^оС, выключается при температуре ниже плюс 18 ^оС, при этом В1.2 выключена.

         При режиме загазованности выше 10 %  от НКПРП приточная вентиляция П1 работает постоянно, вытяжная система В1.1 автоматически включается по сигналу от газоанализатора, при этом вытяжная система В1.2 отключена.

         При уровне загазованности выше 30 % от НКПРП или длительном (более 10 минут) сохранении уровня загазованности более 10% НКПРП приточная вентиляция П1 работает постоянно, вытяжные системы В1.1 и В1.2 в работе.

         Через 15 минут после снижения уровня загазованности ниже 10 % от  НКПРП вытяжные вентиляторы В1.1 и В1.2 переводятся в штатный режим, при этом приточная система П1 работает постоянно.

         При пожаре приточная система П1 и вытяжные системы В1.1 и В1.2 отключаются автоматически.

         В здании магистральной насосной станции кратность воздухообмена должна быть не менее 8.

Управление системой приточно-вытяжной вентиляции, при повышении концентрации взрывоопасных паров в воздухе насосного отделения, осуществляется с помощью сигнализаторов горючих газов. Воздух для анализа концентрации отбирают в местах, где наиболее вероятно повышенное содержание горючих газов. Датчики газоанализаторы устанавливаются у каждого насосного агрегата.

 

 3.3 Описание предлагаемой схемы охлаждения электроприводов с использованием отводимого от них тепла

 

На основании существующей системы охлаждения электроприводов магистральных насосных агрегатов можно сделать вывод, что тепловая энергия, выделяемая электродвигателями, тратится нецелесообразно. Предлагается применить принципиально новую схему утилизации тепла, для дальнейшего ее использования в целях подогрева приточного воздуха машинного зала. Разрабатываемая схема предполагает конструктивное изменение существующей схемы охлаждения электродвигателей насосных агрегатов с помощью АВО в условиях НПС №36.

Предлагаемая схема рассчитана на режим работы нефтепровода при трех работающих МНА. При таком режиме работы прогрев охлаждающей жидкости электродвигателя, согласно технологическому регламенту, может достигать               плюс 80 ^оС. Согласно требованиям нормальной работы электродвигателя МНА SIEMENS 1DX1526–8BE01–Z, температура охлаждающего антифриза должна быть плюс 45 ^оС, а общие потери составляют 214 кВт.  Температуры антифриза на входе и выходе будут учтены при подборе теплообменного аппарата, а общие потери при подборе калориферной установки. Установка теплообменника планируется в помещении насосной системы охлаждения электродвигателей. Размещение калорифера предусмотрено в существующую систему приточной вентиляции, конкретно в КЦКП-40, в воздухонагревательный блок, перед основным водяным калорифером. Дополнительно устанавливаемый калорифер должен удовлетворять размерам КЦКП-40, габариты которого: ширина 2200 мм, высота 2000 мм.  В имеющейся схеме, прогрев приточного воздуха за счет основной калориферной установки при помощи горячей воды тепловой сети.   

Таким образом, для осуществления разрабатываемой схемы охлаждения электродвигателей магистральных насосных агрегатов и полезного использования вторичного энергетического ресурса следует произвести:

1. Подбор калориферной установки;
2. Расчет и подбор теплообменного аппарата;
3. Гидравлический расчет и трубопровода по системе калорифер – теплообменник;
4. Расчет и подбор тепловой изоляции для трубопровода.

Теплообменный аппарат, как говорилось выше планируется разместить в помещении насосной системы охлаждения и подключить к существующей сети оборотного охлаждения электродвигателей при помощи трубопровода. Подсоединение необходимо произвести на байпасной линии охлаждения, которая проходит, минуя аппараты воздушного охлаждения. При таком подключении удастся использовать теплоноситель с максимальным количеством тепловой энергии отведенной от электродвигателей. На проектируемых подводимом к теплообменному аппарату трубопроводу и отводимом от него необходима установка запорной и измерительной арматуры. На линии, подводящей к теплообменнику, следует установить шаровые краны с электроприводом перед входом в теплообменник, и после узла подключения к основной линии. Так же следует поступить на обратном трубопроводе, идущем от теплообменника к узлу подключения к основной линии. Помимо этого, на подающем и обратном к теплообменнику трубопроводе понадобится установить отводящие дренажные шаровые краны с дренажным трубопроводом, ведущим в приямок. На обратном трубопроводе от теплообменника в основной трубопровод устанавливаются манометр и датчик температуры, для контроля параметров охлаждаемой среды.

На подающей линии греющего контура предусмотрен регулирующий клапан, уменьшающий и расход греющего теплоносителя в зависимости от температуры внутри отапливаемого помещения. Датчик температуры, установленный в машинном зале, автоматически задает расход для регулирующего клапана.

В случае недостаточного охлаждения жидкости в теплообменном аппарате, на обратном пути основной линии могут быть задействованы аппараты воздушного охлаждения. В том случае если жидкость будет переохлаждаться, или тепловой энергии теплоносителя окажется недостаточно на нагрев нагреваемой жидкости то, при помощи шаровых кранов с электроприводами система будет отключаться, и охлаждение будет происходить по основной системе охлаждения электродвигателей магистральных насосных агрегатов.

Связывающий калориферную установку и теплообменный аппарат трубопровод предполагается проложить надземным способом совместно с существующей сетью теплоснабжения, которая подходит к основным калориферам в индивидуальном тепловом пункте. Общая протяженность проектируемого трубопровода составит 415,5 м. На прямом и обратном трубопроводе в общем будет установлено 28 отводов. После насоса необходим обратный клапан для предотвращения обратного потока. Для трубопровода с нагреваемой средой установка шаровых кранов перед и после теплообменного аппарата, аналогично для калорифера, а также перед насосом, всего 5 кранов. Один ФГУ на подающем контуре перед насосом. Для восполнения недостатка теплоносителя и для заполнения системы требуется установка линии подпитки системы, перед насосом. Предотвращение повышения давления в нагреваемой линии решается при помощи установки расширительного мембранного бака. Контрольно-измерительная арматура в виде манометров и датчиков температуры, до циркуляционного насоса и перед калорифером, для возможности осуществлять контроль состоянием трубопровода и параметрами теплоносителя, выявлять и своевременно устранять различные неполадки, поддерживать необходимый уровень работоспособности трубопроводной системы и ее отдельных узлов.

 

 3.4 Подбор калориферной установки 

 

         Количество тепловых потерь от одного трехфазного синхронного электродвигателя SIEMENS типа 1DX1526-8BE01-Z составляет 214 кВт. В эти потери входят магнитные потери, потери на возбуждение обмоток, электрические и механические – последние три вида потерь преобразуются в тепло. Магнитными потерями можно пренебречь. Поэтому максимальное количество тепла, отводимого от трех охлаждаемых электродвигателей, составляет 642 кВт.

         Калориферы КСк (теплоноситель – горячая (перегретая) жидкость) биметаллические, спирально накатные предназначены для нагрева воздуха в системах кондиционирования, вентиляции и отопления, с температурой теплоносителя не более плюс  и давлением не более .

         Калориферы КСк изготавливаются и углеродистых сталей обыкновенного качества. Теплоотдающие элементы выполняются из стальных электросварных труб или цельнотянутых бесшовных труб и алюминиевого оребрения. Расположение теплонагревательных трубок – в шахматном порядке. Предназначены для использования в условиях умеренного или холодного климата.

         Для утилизации данного количества тепловой энергии можно принять калорифер максимального размера, марки КСк 4-12. Его характеристики и габаритные размеры приведены в таблице 2.1.

Таблица 3.1

Характеристики и габаритные размеры калорифера КСк 4-12

Наименование калорифера	Производительность		Площадь поверхности теплообмена	Габаритные размеры, мм			Масса, кг
	По воздуху, м3/ч	По теплу, кВт		L	L1	L2
КСк 4-12	25000	665	172,4	1727	1575	180	307

 

         Общий вид калорифера и габариты КСк 4-12 представлены на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2. Калорифер КСк 4-12

 

         Для определения фактического количества тепла, переданного калориферу калориферу приточной установки воспользуемся уравнением теплопередачи [6]:

                             (2.1)

где: – коэффициент теплопередачи от поверхности калорифера приточному

воздуху, при средней скорость теплоносителя 1  и средней массовой скорости приточного воздуха 5  и он составляет 56,6 ;

 – температура окружающей среды, она составляет минус ;

 – температура воздуха, подаваемого в помещение, плюс

 – площадь поверхности теплообмена калорифера,  

Подставляя числовые значения произведем расчет.

         Количество тепла, переданное калориферу приточной установки:

 

  

 3.5 Расчет и выбор теплообменного аппарата

 

Так как греющая среда и нагреваема среда – антифриз, то целесообразно применение пластинчатого теплообменного аппарата. В настоящее время такие теплообменники превосходят большинство кожухотрубных теплообменников по своей компактности и по технико-экономическим показателям. Однако, эксплуатировать эти аппараты значительно сложнее при сверхвысоких давлениях и температурах.

Методика расчета пластинчатых теплообменников основана на использовании в них всего располагаемого напора теплоносителей с целью получения максимальной скорости каждого теплоносителя и, соответственно, максимального значения коэффициента теплопередачи при неизвестных располагаемых напорах по оптимальной скорости нагреваемой среды.

         Методика расчета теплообменника выполняется с опорой на [7,8]:

• Средняя температура греющего антифриза:

                                                (3.1)

где:  – температура греющего антифриза на входе в теплообменник плюс ;

 - температура греющего антифриза на выходе из теплообменника плюс .

• Средняя температура нагреваемого антифриза:

                                              (3.2)

где:  – температура нагреваемого антифриза на выходе из теплообменника плюс ;

 - температура нагреваемого антифриза на входе в теплообменник плюс .

• Максимальный расход греющего антифриза:

                      (3.3)

где:  – максимальный тепловой поток,;

 – теплоемкость теплоносителя, ;

 – коэффициент учитывающий тепловые потери на калорифере и через теплоизоляцию трубопроводов, принимается за 0,85.

• Расход нагреваемой среды в теплообменнике:

                                             (3.4)

где:  – максимальный тепловой поток,;

 – теплоемкость теплоносителя, ;

 – коэффициент учитывающий тепловые потери на калорифере и через теплоизоляцию трубопроводов.

• Соотношение числа ходов для греющей и нагреваемой  среды:

                                                 (3.5)

где:  – потери давления в теплообменнике с нагревающей стороны, кПа;

 – потери давления в теплообменнике с нагреваемой стороны, кПа;

• Количество каналов по греющей среде:

                                                    (3.6)

где:  – живое сечение одного межпластинчатого канала,;

 – плотность греющего антифриза при средней температуре , .

• Количество каналов по нагреваемой среде:

                                                    (3.7)

где:  – плотность греющего антифриза при средней температуре , .

• Общее живое сечение каналов в пакете по ходу греющей и нагреваемой среды:

                                              (3.8)

• Фактические скорости греющего и нагреваемого антифриза:

                                                      (3.9)

                                                   (3.10)

• Коэффициент теплоотдачи от греющей среды, к стенке пластины:

               (3.11)

где:  – коэффициент, зависящий от типа пластин.

         Для выбранных пластин типа .

• Коэффициент теплоотдачи от стенки пластины к нагреваемой среде:

                 (3.12)

 

 

• Коэффициент теплопередачи:

                                             (3.13)

где:  – коэффициент, учитывающий уменьшение коэффициента теплопередачи       из-за термического сопротивления загрязнений на пластине, в зависимости от качества антифриза;

 – толщина пластины для теплообменника, м;

 – коэффициент теплопроводности пластины для теплообменника, ;

• Необходимая поверхность нагрева:

                                            (3.14)

• Количество ходов в теплообменнике:

                                                 (3.15)

где:  – поверхность нагрева одной пластины, ;

Для пластин типа .

• Действительная поверхность нагрева всего теплообменника:

                              (3.16)

• Потери давления в теплообменнике со стороны нагреваемой среды:

             (3.17)

где:  – коэффициент, учитывающий загрязнения;

 – коэффициент зависящий от типа пластины.

         Для греющей сетевой воды , а для нагреваемой коэффициент должен приниматься по опытным данным, при отстутствии таких данных . Для пластин типа .

 

• Потери давления со стороны греющей среды:

                   (3.18)

         Произведем расчет по представленной выше методике.

• Средняя температура греющего антифриза:
• Средняя температура нагреваемого антифриза:

         Примем греющей и нагреваемой жидкостью антифриз 65, плотность и теплоемкость которого при полученных расчетом средних температурах примем согласно [9]: для греющего , ; для нагреваемого  ; .

• Максимальный расход греющего антифриза:
• Расход нагреваемой среды в теплообменнике:
• Соотношение числа ходов для греющей и нагреваемой  среды:

         Для пластинчатого теплообменника в большинстве случев, согласно [7]   и .

         Полученное соотношение ходов не превышает 2, значит для повышения скорости среды и, следовательно, для эффективного теплообмена целесообразна симметричная компоновка. Схема представлена на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3. Схема компоновки теплообмена

 

• Количество каналов по греющей среде:

При расчете пластинчатого теплообменника принимается оптимальная скорость равная . Для выбранного теплообменника .

• Количество каналов по нагреваемой среде:

Так как компоновка аппарата симметричная, то .

 

• Общее живое сечение каналов в пакете по ходу греющей и нагреваемой среды:
• Фактические скорости греющего и нагреваемого антифриза:
• Коэффициент теплоотдачи от греющей среды, к стенке пластины:

  

• Коэффициент теплоотдачи от стенки пластины к нагреваемой среде:

   

• Коэффициент теплопередачи:

Коэффициент, учитывающий уменьшение коэффициента теплопередачи из-за термического сопротивления загрязнений на пластине принять равным . Толщина пластины и коэффициент теплопроводности пластины для пластинчатых теплообменников принять по [10] соответственно  и .

• Необходимая поверхность нагрева:

 

• Количество ходов в теплообменнике:

         Число ходов округляем до ближайшего целого значения, таким образом необходим двухходовой теплообменник.

• Действительная поверхность нагрева всего теплообменника:
• Потери давления в теплообменнике со стороны нагреваемой среды:
• Потери давления со стороны греющей среды:

         В результате расчета согласно [11] принимаем пластинчатый теплообменник разборной конструкции (Р) с пластинами типа 0,6р толщиной 0,8 мм, из стали 12Х18Н10Т (исполнение 01), на консольной раме (исполнение 1), с уплотнительными прокладками из резиновой смеси 51-1481 (исполнение 03). Поверхность нагрева 18,6 м². Условное обозначение теплообменника Р 0,6р-0,8-18,6-1-01-3.

         При помощи средств ЭВМ, а конкретно специальной технической программы, был произведен подбор конкретного теплообменного аппарата марки Теплотекс-100-А. Подбор производился по следующим параметрам:

• Температура греющего теплоносителя на входе и выходе из аппарата это плюс 80 ^оС и плюс 45 ^оС соответственно.
• Тип греющей и нагреваемой среды – антифриз 65.
• Температура нагреваемого теплоносителя на входе и выходе аппарата это плюс 40 ^оС и плюс 60 ^оС соответственно.
• Рабочему давлению на входе и выходе 200 кПа.
• Средним допустимым значениям потери напора для греющей и нагреваемой среды 5.м.вод.ст.

Основные показатели теплообменного аппарата Теплотекс-100-А приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Основные показатели Теплотекс-100-А

Показатель	Ед. изм	Греющая среда	Нагреваемая среда
Вид теплоносителя	-	антифриз 65	антифриз 65
Объемный расход	м3/ч	16,16	28,00
Температура на входе	оС	80	40
Температура на выходе	оС	45	60
Расчетное падение давления	м.вод.ст.	1,00	2,97
Поверхность нагрева	м2	18,6
Габаритные размеры	мм	1345х472х830
Присоединение	-	Фланец Ду100
Материал и толщина пластин	-	Сталь – 0,4 мм

 

 3.6 Гидравлический расчет тепловой сети

 

         Для внесения минимальных изменений в планировочные решения НПС трассировка тепловой сети выполнена по существующей тепловой наружной сети отопления. Длина трассы от насосной систем охлаждения электродвигателей где устанавливается теплообменник и до вентиляционной камеры, где устанавливается калорифер приточной установки П1 будет составлять 415,4 м.

• Расчетный внутренний диаметр проводящего трубопровода:

                                                (3.19)

где:  – скорость жидкости в трубе, ;

 – плотность жидкости, нагреваемого антифриза, ;

 – расход теплоносителя, для нагреваемого антифриза, .

Оптимальная скорость жидкости в системе теплоснабжения , принимаем 1 .

• Внутренний диаметр:

                                        (3.20)

где: - наружный диаметр трубы, мм;

 – толщина стенки трубы, мм.

• Скорость теплоносителя антифриз 65 в трубопроводе:

                                                (3.21)

• Критерий Рейнольдса:

                                                    (3.22)

где:  – кинематическая вязкость антифриза, .

• Переходные числа Рейнольдса:

                                         (3.23)

                                     (3.24)

где:  - абсолютная эквивалентная шероховатость, м.

         Для настоящего гидравлического расчета величину абсолютной эквивалентной шероховатости для тепловых сетей примем .

• Определение границ режимов течения жидкости по одной из формул:

6.1) Ламинарный режим:

                                       (3.25)

где:

6.2) Турбулентный режим, зона перехода турбулентного движения в ламинарное:

                                       (3.26)

6.3) Турбулентный режим, зона гидравлически гладких труб:

                                       (3.27)

6.4) Турбулентный режим, зона смешенного трения:

                                       (3.28)

6.5) Турбулентный режим, зона квадратичного сопротивления:

                                       (3.29)

• Коэффициент гидравлического сопротивления в зависимости от зоны определим по одной из формул:

7.1) Формула Стокса при ламинарном режиме:

                                                   (3.30)

7.2) Формула Френкеля при турбулентном режиме, зоне перехода турбулентного движения в ламинарное:

                                                   (3.31)

7.3) Формула Блазиуса при турбулентном режиме, зоне гидравлически гладких труб:

                                                   (3.32)

7.4) Формула Альтшуля при турбулентном режиме, зоне смшенного трения:

                                (3.33)

7.5) Формула Шифринсона при турбулентном режиме, зоне квадратичного сопротивления:

                                       (3.34)

• Линейные потери напора по формуле Дарси:

                                (3.35)

где:  – длина участка от калорифера до теплообменника (подающий и обратный трубопровод),  м.

• Потери напора в местных сопротивлениях при турбулентном режиме, по формуле Вейсбаха:

                                      (3.36)

где:  – безразмерный коэффициент местного сопротивления.

• Суммарные потери давления на участке:

                             (3.37)

где:  – гидравлическое сопротивление теплообменного аппарата, м. вод. ст.;

 – гидравлическое сопротивление калорифера, м. вод. ст.

• Насос для сети подберем с запасом по напору в 20 %:

                                       (3.38)

Произведем  гидравлический расчет проектируемой сети.

• Расчетный внутренний диаметр проводящего трубопровода:

         В соответствии с [12] принимается стальная электросварная труба со следующими параметрами: наружный диаметр , толщина стенки .

• Внутренний диаметр:
• Скорость теплоносителя антифриз 65 в трубопроводе:
• Критерий Рейнольдса:

         При средней температуре в тепловой сети    кинематическая вязкость антифриза согласно [9] имеет значение  .

         Так как  – режим течения турбулентный.

• Переходные числа Рейнольдса:
• Определение зоны гидравлического сопротивления:

         Таким образом было установлено что режим течения жидкости турбулентный, зона смешенного трения или гидравлически шероховатых труб. Для дальнейшего расчета гидравлического сопротивления рекомендуется формула Альтшуля.

• Коэффициент гидравлического сопротивления по формуле Альтшуля:

 

 

• Линейные потери напора по формуле Дарси:
• Потери напора в местных сопротивлениях при турбулентном режиме, по формуле Вейсбаха:

         Местные сопротивления на участке от теплообменника до калорифера и обратно-это 30 отводов, 5 шаровых кранов, 1 обратный клапан, 1 ФГУ. Коэффициенты местного сопротивления, согласно справочнику [13], для отводов ; для крана шарового ; для обратного клапана нормального ; для ФГУ .

         С учетом ранее определенного гидравлического сопротивления в теплообменном аппарате Теплотекс-100-А –  и

гидравлического сопротивления калорифера КСк 4-12  при скорости  равном , находим суммарные потери давления на участке.

• Суммарные потери давления на участке:
• Насос для сети подберем с запасом по напору в 20 %:

Таким образом для напора  и при расходе , подходит одноступенчатый центробежный насос с сухим ротором компактного линейного типа WILO IPL 50/140-3/2. Характеристика насоса представлена на рисунке 3.4.

Рисунок 3.4. Характеристика насоса WILO IPL 50/140-3/2

 

 3.7 Подбор изоляционного материала для трубопровода

 

         Прокладка трубы теплообменник-калорифер – надземная, следовательно нужно подобрать теплоизоляционный материал.

          Расчет теплоизоляционного слоя произведем по методике приведенной в источнике [14].

• Уравнение определения потерь тепла при надземной прокладке имеет общий вид:

                                             (3.39)

где:  – коэффициент, учитывающий дополнительные потери тепла изолированными опорами, арматурой,  фасонными частями, компенсаторами. При надземной прокладке следует принимать ;

 – средняя температура теплоносителя в трубе,;

 – температура окружающей среды,;

 – протяженность тепловой сети, м;

 – суммарное термическое сопротивление, .

         Расчетная температура окружающей среды в зимнее время минус 31 .

• Суммарное термическое сопротивление определяется по формуле:

                            (3.40)

где:  – термическое сопротивление внутренней поверхности трубы, ;

 – термическое сопротивление поверхности изоляционного покрытия, ;

 – термическое сопротивление слоя изоляционного покрытия,;

 – термическое сопротивление поверхности изоляционного покрытия,.

         Так как термическое сопротивление внутренней поверхности трубы  и термическое сопротивление поверхности изоляционного слоя  являются малыми величинами ими можно пренебречь.

• Термическое сопротивление слоя изоляции определяется при помощи уравнения Фурье:

                                      (3.41)

где:  – коэффициент теплопроводности слоя изоляции и покровного слоя, ;

- наружный диаметр (диаметр тепловой изоляции), ;

 – внутренний диаметр (наружный диаметр трубопровода), м.

• Термическое сопротивление на поверхности покровного слоя изоляции:

                                       (3.42)

где:  – внутренний диаметр (наружный диаметр трубопровода), м;

 – коэффициент теплоотдачи на поверхности теплоизоляционной конструкции, .

• Следовательно, уравнение потерь тепла при надземной прокладке примет следующий вид:

                         (3.43)

         Оптимальный диаметр  тепловой изоляции определим исходя из нормы плотности теплового потока через изолированную поверхность двухтрубных тепловых сетей .

• Тепловой поток через изолированную поверхность:

                                   (3.44)

следовательно:

                               (3.45)

отсюда:

                          (3.46)

         Подставляя уравнение нормы плотности теплового потока через изолированную поверхность двухтрубных тепловых сетей  в данное уравнение, получим искомый оптимальный диаметр теплоизоляционного покрова .

• Коэффициент теплоотдачи на поверхности изоляционного покрытия вычислим приближенно по формуле (для теплопроводов на открытом воздухе):

                                (3.47)

где:  – скорость движения воздуха, .

• Коэффициент теплоотдачи на поверхности изоляционного покрытия:

                (3.48)

где: – плотность теплового потока,  

• Толщина теплоизолирующего слоя минеральной ваты:

                                                  (3.49)

Произведем расчет тепловой изоляции трубопровода.

• Уравнение определения потерь тепла при надземной прокладке имеет общий вид:
• Суммарное термическое сопротивление определяется по формуле:
• Термическое сопротивление слоя изоляции определяется при помощи уравнения Фурье:
• Термическое сопротивление на поверхности покровного слоя изоляции:
• Следовательно, уравнение потерь тепла при надземной прокладке примет следующий вид:

         Оптимальный диаметр  тепловой изоляции определим исходя из нормы плотности теплового потока через изолированную поверхность двухтрубных тепловых сетей .

• Тепловой поток через изолированную поверхность:

следовательно:

отсюда:

         Подставляя уравнение нормы плотности теплового потока через изолированную поверхность двухтрубных тепловых сетей  в данное уравнение, получим искомый оптимальный диаметр теплоизоляционного покрова .

• Коэффициент теплоотдачи на поверхности изоляционного покрытия вычислим приближенно по формуле (для теплопроводов на открытом воздухе):

,

         Скорость движения воздуха принимаем согласно [14] максимальную из средних скоростей ветра за зимний период .

         В качестве теплоизоляции принимаем минеральную вату по [16] с коэффициентом теплопроводности .

• Коэффициент теплоотдачи на поверхности изоляционного покрытия

         Плотность теплового потока в соответствии с [17] , при внутреннем диаметре трубопровода  и средней температуре теплоносителя в нем .   

• Толщина теплоизолирующего слоя минеральной ваты:

Для покровного слоя минеральной ваты при надземной прокладке принимаются листы из оцинкованной стали толщиной , в соответствии с ГОСТ [18].

В ходе данного раздела были рассчитаны и подобраны: калорифер марки             КСк 4-12, предназначенный для установки в существующую системы подогрева приточного воздуха машинного зала; теплообменный аппарат Теплотекс-100-А, при помощи которого тепло отводимое электроприводов по системе трубопроводов направляется на калорифер приточной установки; гидравлически рассчитан трубопровод связывающий калориферную установку и теплообменник, а так же подобрана теплоизоляция для него.

  

4        ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА

4.1 Выбор методики оценки экономической эффективности проекта

 

         Простые (статические) методы экономической оценки эффективности инвестиций оперируют «точечными», или статическими значениями исходных данных. Например, годовыми показателями работы проектируемых объектов. При использовании, не учитывая весь срок работы проекта, а также неравнозначность денежных потоков, возникающих в разные моменты времени. Эти методы достаточно широко распространены и применяются в основном для быстрой оценки проектов на предварительных стадиях разработки. Простая норма прибыли (ПНП), простая норма рентабельности определяются по характерному году расчетного периода, когда уже достигнут проектный уровень производства, но еще продолжается возврат инвестированного капитала. На этапе экономического анализа, когда источник финансирования неизвестен, ПНП определяется как отношение чистой прибыли к суммарным инвестициям. Экономический расчет эффективности проведенных мероприятий проведём с опорой на учебно-методическое пособие [19]:

• Значение чистой прибыли численно равно балансовой прибыли за вычетом налогов на прибыль:

                                                 (4.1)

где: О_р – стоимостная оценка результатов деятельности объекта (объем реализованной продукции без налога на добавленную стоимость);

И – суммарные эксплуатационные издержки.

         Простой срок окупаемости капитальных вложений представляет собой период времени, в течение которого сумма чистых доходов покрывает инвестиции. Этот показатель довольно точно свидетельствует о степени риска проекта – чем больший срок нужен для возврата инвестированных средств, тем больше вероятность неблагоприятного развития ситуации.

         Цель данного метода состоит в определении продолжительности периода, в течение которого проект будет работать «на себя», то есть весь                        получаемый объем чистого дохода (сумма чистой прибыли и отчислений на амортизацию) засчитывается как возврат первоначально инвестированного капитала.

         Себестоимость тепловой энергии учитывается и рассчитывается                                 по экономическим элементам и калькуляционным статьям. К экономическим элементам относятся следующие однородные составляющие: затраты на сырье И_С, материалы И_М, топливо И_Т, покупную воду И_В, вспомогательные материалы И_ВСПМ, покупные электроэнергию И_Э и теплоту И_ТЕП, расходы на заработную плату И_ЗП, амортизационные отчисления И_АМ и другие денежные расходы И_ДР, руб/год.

• Себестоимость тепловой энергии по экономическим элементам:

                                 (4.2)

Калькуляционными статьями являются сырье и материалы, топливо                                на технологические цели, покупные электроэнергия и теплота, вода на технологические цели, основная заработная плата производственных                          рабочих И^ПР_ОСН.ЗП, дополнительная заработная плата производственных                                       рабочих И^ПР_Д.ЗП, отчисления на социальное страхование с заработной                                платы производственных рабочих И_С/С, расходы на содержание                                                 и эксплуатацию оборудования И_С/Э, расходы на подготовку и                                      освоение   производства И_ПОД и прочие расходы И_ПР, руб/год.

 

• Себестоимость тепловой энергии по экономическим и калькуляционным затратам:

                                 (4.3)

Расчет себестоимости теплоты утилизируемой от электродвигателей и подаваемой на калориферную установку произведем по укрупненным показателям, выделяя следующие статьи расходов – электроэнергию, амортизационные отчисления, на ремонты, заработную плату, эксплуатационного персонала с соответствующими начислениями и прочие расходы.

 

• Капитальные затраты

 

• Капитальные вложения при реконструкции приточной установки, с организацией утилизации тепла от электродвигателей, определим:

                                            (4.4)

где: Ц₀ – стоимость основного оборудования, руб;

n – коэффициент, учитывающий долю накладных расходов (перевозка, складирование), принять за 1,1;

m – коэффициент, учитывающий долю расходов на монтажные и пуско-наладочные работы, принять за 0,5.

         Стоимость оборудования и материалов приведена в таблице 1 и равна 845337,78 руб.

 

 

Таблица 4.1

Стоимость оборудования и материалов

Наименование оборудования (материала)	Марка, тип	Ед. изм.	Кол - во	Цена (рублей)	Стоимость (рублей)
Калорифер	КСк 4-12	шт.	1	59997,00	59997,00
Теплообменник пластинчатый	Теплотекс-100-А	шт.	1	270216,00	270216,00
Насос циркуляционный	WILO IPL	шт.	1	44586,00	44586,00
Стальная труба, 108х4	ГОСТ 10704-91	пог.м.	415,4	470,70	195528,78
Стальная труба, 89х3,5	ГОСТ 10704-91	пог.м.	40	338,85	27108,00
Шаровой кран Ду100	Danfoss 100	шт.	5	10123,00	50615,00
Шаровой кран Ду80	Danfoss 80	шт.	2	8691,00	17382,00
Клапан регулир. Ду80	25ч943нж	шт.	1	41580,00	41518,00
Обратный клапан Ду100	16ч6п	шт.	1	2900,00	2900,00
Минеральная вата, 1200х600х100	-	шт.	118	150,00	17700,00
Оцинкованная сталь, лист 1000х2000	-	шт.	149	568,00	84632,00
Термопреобразователь температуры	ETF	шт.	1	1853,00	1853,00
Термометр показывающий	WIKA	шт.	3	950	2850,00
Манометр показывающий	WATTS	шт.	3	696,00	2088,00
Фильтр Ду100	-	шт.	2	5998,00	11996,00
Отвод Ду100	-	шт.	30	237,00	7110,00
Отвод Ду80	-	шт.	6	165,00	990,00
Уголок (опоры) 50х50	-	пог.м	40	156,70	6268,00
Итого (рублей)					845337,78

 

Произведем расчет.

• Капитальные вложения при реконструкции равны:

 

 

4.3 Эксплуатационные затраты

 

Основная заработная плата за эксплуатационный и ремонтный период. Считаем, что в обслуживании приточной установки, с организацией утилизации тепла от электродвигателей, принимает участие два человека.

• Годовой фонд заработной платы:

                                         (4.5)

где: И^МЕС_ЗП - среднемесячная заработная плата персонала (включая оплату ночных и праздничных дней, тыс.руб.;

N – количество месяцев в году;

М – количество человек, обслуживающих систему, принять 2.

• Отчисления на социальное страхование обслуживающего персонала:

                                       (4.6)

где: И_С/С – отчисления на социальное страхование, принять 30 % согласно законодательству РФ.

• Амортизационные отчисления

                                            (4.7)

где: р – норма амортизации, показывающая какой процент первоначальной стоимости основных фондов производственного назначения должен ежегодно отчисляться в амортизационный фонд, считаем что срок эксплуатации 20 лет и получается что 1/20=0,05.

         Текущий и капитальные ремонты, стоимость этих ремонтов И_РЕМ примем 50 тыс.руб/год.

 

• Затраты на покупку электроэнергии в год:

                                      (4.8)

где: Т_ЭЛ  - тариф за поставку электрической энергии, для промышленных предприятий 2-го класса (35 кВ и ниже) принять 4,88 руб./кВтч;

N_ЭЛ – суммарное годовое потребление электрической энергии циркуляционным насосом WILO IPL, так как рабочая мощность насоса 3 кВт, то с учетом количества дней работу в году равным 213 дням (с октября по апрель месяц включительно), то годовое потребление 15336 кВтч.

• Таким образом суммарные эксплуатационные затраты системы:

               (4.9)

Теперь сделаем подстановку величин и произведем расчет:

• Годовой фонд заработной платы:
• Отчисления на социальное страхование обслуживающего персонала:
• Амортизационные отчисления:

 

• Затраты на покупку электрической энергии в год:
• Суммарные эксплуатационные затраты равны:

  4.4 Доходы проекта

 

         Реализация данной реконструкции приточной установки, с организацией утилизации тепла от электродвигателей, позволит также снизить калькуляционные затраты на топливо в котельной, используемое для выработки тепловой энергии и за счет работы электродвигателей АВО, охлаждающих антифриз.

         В качестве топлива в отопительной системе котельной НПС №36 используется нефть, цена которой за тонну составляет 15 тыс.руб., теплотворная способность составляет 43000 кДж/кг.

• Количество нефти сэкономленной в результате работы предлагаемой системы по утилизации тепла электродвигателей можно рассчитать, как:

                                             (4.10)

где:  – КПД котла котельной, принимаем 90%;

 – низшая теплотворная способность топлива, кДж/кг;

 – годовая выработка тепловой энергии, ГДж/год;

• Годовую выработку тепловой энергии определим по формуле:

                                     (4.11)

где: n – продолжительность отопительного периода, принять за 213 сут.;

 – средняя величина теплового потока на отопление, Вт.

• Среднюю величину теплового потока на отопление, определим:

                                   (4.12)

где:  – количество максимально переданного тепла калориферной установке, в ходе расчетов было установлено 449 кВт.

 – температура внутреннего воздуха, машинного зала, согласно регламенту НПС №36 принять плюс ;

 – средняя температура наружного воздуха за отопительный период, для района расположения НПС №36 принять минус ;

 – температура наружного воздуха расчетная для проектирования системы, принять минус .

• Суммарная экономия топлива за год составит:

                                  (4.13)

где: Ц_тн – цена тонны нефти, тыс.руб. принять 15 тыс.руб.

Экономия электрической энергии за счет отключения АВО, охлаждающих антифриз равна произведению тарифа на электрическую энергию на годовое количество электроэнергии, потребляемой АВО.

Найдем суммарное годовое потребление электрической энергии как произведение рабочей электрической мощности АВО на время их работы. За отопительный сезон агрегаты работают в среднем около 100 дней, мощность электродвигателей АВО согласно их модели составляет 13 кВт, в количестве трех штук, значит годовое потребление электроэнергии.

• Суммарное годовое потребление электрической энергии АВО:

                        (4.14)

где:  – мощность электродвигателя АВО, кВт;

 – количество АВО;

 – количество рабочих дней за отопительный сезон.

• Суммарная экономия электрической энергии:

                         (4.15)

где: Т_ЭЛ  - тариф за поставку электрической энергии, для промышленных предприятий 2-го класса (35 кВ и ниже) принять 4,88 руб./кВтч.

• Суммарная экономия :

                              (4.16)

Произведем расчет по эскизу формул:

• Средняя величина теплового потока на отопление:
• Годовая выработка тепловой энергии:
• Количество нефти сэкономленной в результате работы системы утилизации тепла:
• Суммарная экономия топлива за год составит:
• Суммарное годовое потребление электрической энергии:
• Суммарная экономия электрической энергии:
• Суммарная экономия в итоге:

При внедрении проектируемой системы ежегодная экономия эксплуатационных затрат составит 2148,8 тыс.руб.

 4.5 Расчет срока окупаемости

 

• Поток доходов в год (прибыльная часть):

                                           (4.17)

• Величина полного ожидаемого дохода за период службы оборудования с учетом дисконтирования:

                                    (4.18)    

где:   – промежуточный ожидаемый доход, руб./год;

 – норма дисконта, равная ставке рефинансирования Центрального Банка Российской Федерации ;

• Чистый дисконтированный доход за время службы (20 лет):

                                       (4.19)

• Бездисконтный срок окупаемости:

                                               (4.20)

• Срок окупаемости инвестиций с учетом дисконтирования:

                                         (4.21)

• Индекс доходности:

                                               (4.22)

         После этого следует сравнить полученный индекс доходности с единицей, если результат будет больше единицы, то проект экономически эффективен.

Произведем расчет по приведенному эскизу формул:

• Поток доходов в год (прибыльная часть):
• Величина полного ожидаемого дохода за период службы оборудования с учетом дисконтирования:

 

• Чистый дисконтированный доход за время службы (20лет):
• Бездисконтный срок окупаемости:
• Срок окупаемости инвестиций с учетом дисконтирования:

 

• Индекс доходности:

         Так как  значит проект экономически эффективен.

         На основе полученных результатов экономический расчет показал, что предлагаемые проект экономически эффективен и может быть рекомендован к внедрению.

 

 

 ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

         В ходе выполнения работы был проведен анализ основного и вспомогательного оборудования НПС, при помощи которого удалось выявить наиболее больших потребителей энергии, и источники побочных вторичных энергоресурсов.

В процессе решения задач данной выпускной квалификационной работы была произведена разработка по усовершенствованию приточной вентиляции машинного зала с использованием тепла, отводимого от электроприводов МНА. В процессе работы потребовалось произвести расчет и подбор теплообменного аппарата, при помощи которого производится изъятие тепловой энергии электроприводов для передачи калориферной установке, предназначенной для целей обогрева приточного воздуха машинного зала. Так же проектирование циркуляционного трубопровода от теплообменника до калорифера приточной вентиляции.

Благодаря внедрению данной разработки произведена оценка экономической эффективности проекта, которая показала, что в ходе проведенной работы была предложена эффективная разработка, при помощи которой можно снизить затраты предприятия на энергоресурсы.

 

 Список использованной литературы доступен в полной версии работы. 

Скачать:otredaktirovannyj-diplom.rar