ВСТУП
Електроенергетика - галузь промисловості, яка займає виробництвом електроенергії на електростанціях і передачею її споживачам. Вона є основою розвитку виробничих сил у будь-якій державі. Енергетика забезпечує безперебійну роботу промисловості, сільського господарства, транспорту, комунальних господарств. Стабільний розвиток економіки Росії неможливо без постійно розвивається енергетики. Енергетична промисловість тісно пов'язана з комплексом паливної промисловості.
Російська енергетика - це більше 600 теплових, свише100 гідравлічних і 9 атомних електростанцій. Щорічно ними виробляється понад 1 трильйона кВт / год електроенергії і більше 1 мільярда Гкал тепла. Загальна довжина ліній електропередач перевищила 2,5 млн. кілометрів.
Для забезпечення надійного електропостачання об'єктів видобутку нафти на нових родовищах доводиться створювати потужні енергетичні бази. Труднощі створення таких баз часто полягає в значній віддаленості нафтових промислів від енергетичних центрів. Тому при проектуванні електропостачання нафтового родовища, розробляють таку систему, яка забезпечувала б можливість зростання споживання електроенергії без докорінної реконструкції всієї системи електропостачання. Запроектована система електропостачання повинна забезпечувати в умовах після аварійного режиму, шляхом відповідних переключень, живлення електроенергією тих приймачів електроенергії, робота яких необхідна для продовження виробництва.
Живлення електричної енергії споживачам нафтової промисловості здійснюється від мереж енергосистем або від власних місцевих електричних станцій. Споживачі з великою встановленою потужністю електрифікованих механізмів, наприклад перекачують насосні станції магістральних трубопроводів, комплекс установок нафтових промислів, як правило, живляться від енергосистем.
На нафтових промислах в даний час знаходяться в експлуатації кілька десятків типорозмірів вітчизняних та імпортних заглибних відцентрових електронасосів з двигунами погружного типу. За допомогою цих насосів отримують понад 70% загальної кількості нафти, видобутої механізованим способом. Розроблено та знаходиться в експлуатації широкий ряд обладнання для управління установками ЕЦН: станції управління, тиристорні станції плавного пуску, вихідні фільтри, системи занурювальний телеметрії і т.д.
1 ЗАГАЛЬНА ЧАСТИНА
1.1 Призначення установки і застосовуваного електроустаткування
Вибір електрообладнання свердловини визначається способом видобутку нафти. Якщо свердловина має непоганий приплив рідини до вибою і статичний її рівень постійний, то видобуток здійснюється установкою електроцентробежного насоса.
Склад погружний частини визначається знову ж параметрами свердловини, але до основного підземного електрообладнання відносять електроцентробежний насос (ЕЦН) і заглибний електродвигун (ПЕД). Якщо свердловина високодебітних, то для того, щоб поліпшити контроль за її станом в свердловину спускають телеметричну систему (ТМС). Наявність великої кількості газу в нафті змушує використовувати газосепаратори, а відсутність газу або мала його кількість допускає установку модуля. Харчування до двигуна підводиться заглибним кабелем типу КПБП, КРБП, КПБК і КРБК з перетином 10, 16, 25 і 35 мм 2. У даному курсовому проекті був обраний кабель КПБП 3 16мм 2.
На поверхні землі від клемної коробки, в якій здійснюється з'єднання погружного кабелю з кабельною лінією, встановлена кабельна естакада. З цієї естакаді, по нижніх полицях, укладається кабельна лінія установки ЕЦН. Наземне обладнання встановлене на майданчику механізованої видобутку (ПМД). До наземного обладнання відносять трансформатор живлення погружних насосів (ТМПН 63 / 3), станцію управління установкою (СУ Електон М) і вихідний фільтр (L - C фільтр не встановлений).
Також до наземного обладнання відносять кабелі, які відіграють роль перемичок між станцією управління і трансформатором, і живильні кабелі, що з'єднують станцію управління з кущовою трансформаторною підстанцією (КТПН).
1.2 Облік електроенергії та схеми підключення лічильників
Економія електроенергії передбачає раціональне використання енергетичних ресурсів і скорочення їх втрат. Отже, однією з найважливіших задач народного господарства є економія електроенергії, оскільки задоволення енергетичних потреб за рахунок відомих джерел, таких як вугілля, газ, нафту потребує грошових витрат на їх видобуток, транспортування та переробку. У цих умовах економія електроенергії та заощадження палива приймають значення електросберегающей політики. Для цього можуть застосовуватися як технічні, так і організаційні заходи.
Технічні заходи дадуть певні результати після їх розробки та впровадження з допомогою нових високоефективних науково-виробничих рішень, у свою чергу організаційні заходи займають менше часу, а енергозберігаюча стратегія здійснюється у два етапи.
Перший етап включає в себе розробку і впровадження заходів, спрямованих на посилення контролю за використанням енергії, моральне та матеріальне заохочення за економію, часткова реконструкція підприємств, заміна застарілого обладнання новим.
На другому етапі робляться заходи, що вимагають великих матеріальних витрат і перебудови промисловості.
В електричних мережах промислових підприємств здійснюють розрахунковий облік активної енергії для грошових розрахунків з енергопостачальною організацією, і технічний облік, службовець для міжцехових розрахунків, контролем за дотриманням режимів споживання електроенергії, що визначають норми витрати електроенергії на одиницю продукції. Особливо важливе значення набув технічний облік електроенергії у зв'язку з переходом підприємств на самоокупність і самофінансування. Крім того, враховують споживання реактивної енергії для визначення знижок і надбавок до тарифу на електроенергію за компенсацію реактивної потужності.
Лічильники розрахункового обліку встановлюють на межі розділу мережі електропостачальної організації і споживача. Їх можна встановлювати на вводі лінії електропередачі при живленні або зв'язки з іншими споживачами на напрузі силових трансформаторів при відсутності з боку вищої напруги трансформаторів струму і напруги відповідних класів точності, або якщо трансформатори приєднані за спрощеною схемою без вимикачів.
Якщо при деяких режимах електричної мережі підприємства генерують реактивну потужність в мережу енергосистеми, то встановлюють два лічильники реактивної енергії зі стопорами для обліку струмів різних напрямків. Ці лічильники встановлюють у тих же місцях, що і лічильники активної енергії.
Лічильники для технічного обліку рекомендується встановлювати на вводах у распредустройства, на лініях 6-10 кВ, що відходять від підстанцій 110/6-10 кВ або 35/6-10 кВ за яким по радіальної або магістральної схемою отримують живлення кущі свердловин.
Активну й реактивну енергію враховують зазвичай трифазними лічильниками, включеними через вимірювальні трансформатори струму і напруги. Для обліку електричної енергії застосовані лічильники ПСЧ-4, які встановлені в КТПН 10 / 0,4 кВ на стороні 10 кВ.
1.3 Техніка безпеки при експлуатації та обслуговуванні
електроустановок
Роботи з ремонту електроустаткування виробляються за нарядом-допуском, розпорядженням або в порядку поточної експлуатації з записом в оперативному журналі згідно з переліком випробувань згідно з переліком робіт, виконуваних електротехнічним персоналом у порядку поточної експлуатації, затвердженим головним енергетиком.
До обслуговування електрообладнання на нафтопромислі допускаються особи не молодше 18 років, не мають медичних протипоказань, що заважають виконанню робіт, що отримали вступний і первинний інструктажі на робочому місці, виробниче навчання, перевірку знань електробезпеки в нафтовидобувній промисловості.
Електромонтер повинен знати схему електропостачання об'єктів нафтовидобутку, візуально представляти проходження ЛЕП 6-10 кВ на місцевості, напрям трас, місцевий ландшафт, розташування роз'єднувачів на ЛЕП і так далі.
Електромонтер повинен мати навички прийомів технічних методів обслуговування електроустановок. Він повинен бути забезпечений усіма засобами індивідуального захисту та спецодягом. Інструменти та засоби захисту повинні бути випробувані, справні і використовуватися за призначенням.
Техніка безпеки при монтажі електроустаткування і електричних мереж перед початком земляних робіт у місцях розташування підземних комунікацій в обов'язковому порядку складають письмове розпорядження організацій за експлуатацію цих комунікацій. Забороняється користуватися ударним інструментом поблизу цих комунікацій.
До електричному випробуванню кабелю приступають, перевіривши відсутність на ньому напруги. При роботі на кутовій опорі слід перебувати на стороні опори, протилежної внутрішньому куті, утвореному проводами.
При монтажі повітряних ліній забороняється кріпити відтяжки до опор монтує або діючої повітряної лінії. Окремі змонтовані дільниці повітряних ліній довжиною 3-5 кілометрів слід обов'язково закорочуються або заземлювати. При монтажі обладнання та апаратури понижуючих станцій або розподільних пристроїв слід спочатку перевірити справність монтажних пристосувань, цілісність тросів, канатів та їх відповідність масі переміщуваних вантажів.
1.4 Охорона навколишнього середовища на об'єкті
Об'єкти видобутку нафти є потужними забруднювачами навколишнього середовища, тому необхідно прагнути до зниження цього негативного впливу. Основним забрудненням кущових майданчиків та прилеглих територій є розливи нафтовмістовної рідини. Внаслідок цього, організація, що здійснює видобуток повинна вимагати від своїх працівників та підрядних організацій певних правил з охорони навколишнього середовища на кущових майданчиках.
Основне забруднення нафтою виробляють течі і прориви в трубопроводах, які при появі повинні усуватися в найкоротші терміни. Бригади капітального і підземного ремонту свердловин, здійснюють підйом колони насосно-компресорних труб зі свердловини можуть з необережності і, відходячи від техпроцесу виробництва робіт, допустити розбризкування і розлив нафти по кущовий майданчику, тому, ними повинні застосовуватися спеціальні механізми, що перешкоджають розливу нафти, встановлюватися резервуари для зливу нафти з колони при підйомі.
При бурінні нових свердловин, других стовбурів, проведенні гідравлічного розриву пласта буровими організаціями повинні строго дотримуватися правила зі зберігання та експлуатації бурових розчинів.
На кущових майданчиках повинні бути встановлені контейнери для зберігання побутових відходів, промасленого дрантя, гумотехнічних виробів. Кущова майданчик при спорудженні обсипається піщаним валом - обваловки.
Аналіз хімічного складу грунтів має велике значення в розробці програм оптимізації природокористування. Загальновідома біологічна значущість мікроелементів, які відіграють важливу роль у процесах росту і розвитку рослин. Мікроелементи беруть участь в синтезі хлорофілу, у побудові ферментів, впливають на асиміляцію рослинами азоту. З цієї точки зору необхідний контроль за вмістом мікроелементів у грунтах і забезпечення їх оптимального змісту на тих ділянках, де проходить біологічна рекультивація. З іншого боку, деякі мікроелементи є одними з найбільш небезпечних забруднювачів навколишнього середовища. Серед них слід виділити важкі метали Pb, Hg, Cd, а також Сі, Ni, Co, Mo, Cr, Zn, V. Аналіз мікроелементного складу грунтів на фонових і техногеннотрансформированных ділянках дозволяє оцінити інтенсивність забруднення навколишнього середовища.
Заходи з охорони навколишнього середовища при розробці нафтових родовищ повинні бути спрямовані на запобігання забруднення землі, поверхневих і підземних вод, повітряного басейну нафтопродуктами (рідкими і газоподібними), промисловими стічними водами, хімреагентами, а також на раціональне використання земель і прісних вод. Вони включають в себе:
а) повну утилізацію промислової стічної води шляхом її закачування в продуктивні або поглинають пласти;
б) при необхідності, обробку закачиваемой в продуктивні пласти води антисептиками з метою запобігання її зараження сульфатовосстанавливающими бактеріями, що приводять до утворення сірководню в нафті й у воді;
в) використання герметизированной системи збору, промислового транспорту та підготовки продукції свердловин;
г) повну утилізацію попутного газу, використання замкнутих систем газопостачання при газліфтної експлуатації свердловин;
д) швидку ліквідацію аварійних розливів нафти, будівництво нефтеловушек на річках, у місцях зливових стоків;
е) створення мережі контрольних пунктів для спостереження за складами поверхневих і підземних вод;
ж) виключення при нормальному веденні технологічного процесу попадання на землю, в поверхневі і підземні води питного водопостачання ПАР, кислот, лугів, полімерних розчинів і ін хімреагентів, використовуваних як для підвищення нафтовіддачі, так і для інших цілей;
з) застосування антикорозійних покриттів, інгібіторів для боротьби з солеотложенія і корозією нафтопромислового обладнання;
і) організацію регулярного стеження за станом свердловин і нафтопромислового обладнання.
2 РОЗРАХУНКОВО-ТЕХНІЧНА ЧАСТИНА
2.1 Розрахунок потужності і вибір насоса установки ЕЦН
Електроцентробежние насоси використовують для механізованого видобутку рідини з свердловини і вибирають в залежності від параметрів свердловини за умовою:
, (2.1) де
Q ск-дебіт свердловини, м 3 / добу;
Н ськ-напір, необхідний для підйому рідини з свердловини, м;
Q н-номінальна подача насоса, м 3 / добу;
Н н-номінальний напір насоса, м.
Визначаємо депресію Н д, м:
, (2.2) де К-
коефіцієнт продуктивності свердловини.
Знаходимо динамічний рівень рідини в свердловині Н д, м:
, (2.3) де
Н ст-статичний рівень рідини в свердловині, м.
Визначаємо глибину занурення насоса L, м:
L = Н д + (50-100) (2.4)
L = 742.85 +50 = 792.85м
Знаходимо втрати напору через тертя рідини об стінки насосно-компресорних труб (НКТ) h тр, м:
, (2.5) де
-Коефіцієнт тертя рідини в НКТ;
L-глибина занурення насоса, м;
l-відстань від гирла свердловини до сепаратора, м;
d-діаметр насосних труб, м.
Знаходимо напір, необхідний для підняття рідини з свердловини Н ськ, м:
, (2.6)
де Н р-різницю геодезичних рівнів свердловини і сепаратора, м;
Н т-втрата напору в трапі, м.
Н ск = 600 +142.85 +35.06 +6 +10 = 794 м.
При виборі насоса необхідно дотримання умови 2.1. Щоб підігнати напір насоса до необхідного - треба зняти кілька ступенів насоса.
Вибираємо або насос ЕЦН6-100-900, паспортні дані яких наведені у таблиці 2.1.
Таблиця 2.1
Тип
Подача,
м 3 / доб
Напір, м
Внутрішній діаметр обсадної колони, мм
ККД,
%
Число
ступенів
ЕЦН 6-100-900
75-145
940-560
121,7
75
48
125
Для насоса ЕЦН6-100-900строім графік залежності напору від подачі:
Рисунок 2.1 - Графік залежності напору, що створюється
насосом ЕЦН6-100-900 від його подачі
Характеристику насоса можна наблизити до умовної характеристиці свердловини шляхом зменшення числа ступенів насоса.
Знаходимо число ступенів, які потрібно зняти з насоса для отримання необхідного напору Z 1, шт:
(2.7) де Z н -
число ступенів насоса в повній збірці за паспортом, шт;
Н н-номінальний напір насоса в повній збірці за паспортом, м.
Знаходимо число ступенів насоса після зняття зайвих ступенів Z 1, шт:
, (2.8)
Z 1 = 125-22 = 102.7 шт
Значить, насос ЕЦН6-100-900 повинен мати 103 ступенів. Замість знятих 22 ступенів встановлюються проставки.
2.2 Розрахунок потужності і вибір двигуна установки ЕЦН
Для приводу відцентрових заглибних насосів виготовляються заглибні асинхронні електродвигуни типу ПЕД, які задовольняють наступним вимогам. Їх діаметр трохи менше нормальних діаметрів застосовуваних обсадних колон. Двигуни захищені від попадання всередину пластової рідини, що досягається заповненням їх трансформаторним маслом, що знаходяться під надлишковим тиском 0,2 МПа щодо зовнішнього гідростатичного тиску в свердловині.
Повна потужність двигуна, необхідна для роботи насоса визначається за формулою:
, (2.9) де k з -
коефіцієнт запасу k з = 1,1 - 1,35;
-Щільність рідини в свердловині, кг / м 3;
-ККД насоса.
Попередньо вибираємо два двигуни, які підходять за номінальної потужності. Їх паспортні дані заносимо в таблицю 2.2.
Таблиця 2.2
Параметри
ПЕД32-117ЛВ5 (I)
ПЕД 28-103 - М (II)
Потужність, кВт
Напруга, В
Робочий струм, А
ККД,%
32
1000
25,5
0,86
84
28
850
0,73
73
Для підвищення напруги до номінальної напруги двигуна і для компенсації втрат в кабелі та інших елементах мережі живлення застосовуються підвищувальні трансформатори харчування заглибних насосів (ТМПН).
Трансформатор вибирається по повній потужності двигуна:
(2.10)
S дв = 1,73 1000 25,5 10 -3 = 44,12 кВА
Припускаємо до установки трансформатор ТМПН 63 / 3 УХЛ1.
Перевіряємо трансформатор за потужністю за умовою:
S дв <S тр (2.11)
44,12 кВА <63 кВА
Трансформатор за потужністю підходить.
Перевіряємо трансформатор по струму, знаходимо струм у вторинній обмотці:
, (2.12) де
U 2н - напруга вторинної обмотки трансформатора, В.
Для нормальної роботи необхідно виконання умови:
I дв <I ном (2.13)
25,5 А <35,29 А
Трансформатор по струму підходить. Вибираємо трансформатор ТМПН 63 / 3 УХЛ1.
У поданій нижче таблиці вказані паспортні дані вибраного трансформатора.
Таблиця 2.3
Тип
U 1, кВ
I 1, А
Група з'єднання
U 2, кВ
I 2, А
ТМПН 63 / 3 УХЛ1
0,38
95,83
1143-1106-1069-1032-995-958 - ...
35,29
2.3 Техніко-економічне обгрунтування обраного типу двигуна
теля
1. Обчислимо наведені втрати першого двигуна:
Знаходимо втрати активної потужності I двигуна за формулою:
, (2.14)
Реактивне навантаження визначаємо за формулою:
, (2.15)
Внаслідок того, що потрібно компенсація реактивної потужності, то економічний еквівалент реактивної потужності До ек, кВт / кВАр знаходимо за формулою:
, (2.16)
де - Питомі приведені втрати;
- Значення коефіцієнта відрахувань (для статичних
конденсаторів р = 0,225);
- Капітальні вкладення на установку конденсаторів
(До ук = 616,9 руб / кВАр);
- Вартість 1 кВТ / год електроенергії;
- Питомі втрати (
);
,
(2.17) де - Вартість 1 кВт / год електроенергії (
);
Т г - число годин роботи установки в році (для тризмінної
роботи );
;
;
Наведені втрати активної потужності знаходимо за формулою:
, (2.18)
2. Обчислимо наведені втрати другого двигуна:
Знаходимо втрати активної потужності:
Визначаємо реактивне навантаження:
Знаходимо наведені втрати активної потужності:
3. Визначаємо річні витрати:
(2.19)
;
;
4. Визначаємо ступінь економічності:
; (2.20) де р і -
нормований коефіцієнт економічності;
;
Отже, двигун ПЕД32-117ЛВ5 більш економічний при даних параметрах свердловини і насоса, на його утримання потрібно менше грошових витрат, його енергетичні показники краще. Значить, вибираємо двигун ПЕД32-117ЛВ5.
Виробляємо перевірку за потужністю, що передається з землі:
; (2.21) де
- Поті
ри потужності в кабелі, кВт;
;
30,77 кВт 32 кВт
Значить, обраний двигун підходить по втратах потужності, що передається з землі.
Складаємо таблицю техніко-економічного обгрунтування обраного типу двигуна.
Таблиця 2.4
Показники
Од. ізм.
Позн.
Джерело
I дв.
II дв.
Номінальна потужність
кВт
Р ном
Паспорти
32
35
Навантаження на валу
кВт
Р
28,33
28,33
Коефіцієнт завантаження
двигуна
-
К з
Р / Р ном
0,89
0,81
Капітальні вкладення
руб
До
Прайс-лист
88313
90000
Сумарний
коефіцієнт
відрахувань
-
р
0,225
ККД двигуна
%
Паспорт
84
77
Коефіцієнт
потужності
-
cos
Паспорт
0,86
0,83
Втрати активної
потужності
кВт
5,38
8,46
Реактивна навантаження
кВАр
19,9
24,69
Економічний
еквівалент
реактивної потужності
кВт / кВАр
n ек
0,0155
Наведені втрати
активної потужності
кВт
5,69
8,84
Вартість 1 кВт / год
електроенергії
руб
11100
Вартість річних
втрат електроенергії
руб / рік
З е.
63159
98124
Річні витрати
руб / рік
З
83029,4
118374
Різниця річних
витрат
руб / рік
З 2-З 1
35344,6
Нормований коефіцієнт ефективності
-
Р н
Кратно 0,15
30
Ступінь економічності
%
69,8
2.4 Розрахунок електричного освітлення
Для обмеження сліпучої дії установок зовнішнього освітлення на кущових майданчиках і місцях робіт висота встановлення світильників вибирається згідно СНиП II -4-79. Не обмежується висота підвісу світильників із захисним кутом 15 0 і більше на майданчиках для обслуговування технологічного обладнання.
Вінчають світильники розсіяного світла встановлюються на висоті не менше трьох метрів над землею при світловому потоці джерела до 6000 лм.
Згідно СНіП для освітлення кущових майданчиків мінімальна освітленість складає 13 лк.
Розрахунок електричного освітлення зводиться до визначення кількості прожекторів, необхідних для отримання горизонтальної освітленості заданої площі:
, (2.22) де m -
коефіцієнт розсіювання (для вузьких ділянок m = 1,5, для
широких m = 1,115);
- ККД прожектора (для ПЗС-35
);
S - площа кущовий майданчики, м;
k з - коефіцієнт запасу;
z - коефіцієнт поправки на мінімум освітленості;
Вибираємо для установки тип прожектора ПЗР-400 з типом ламп ДРЛ-400 [3, стр.82, табл.4.14].
3шт.
Значить, на кущовий майданчику встановлюємо три щогли освітлення по одному прожектору на кожній; маємо їх у протилежних кутках майданчика.
2.5 Розрахунок електричних навантажень
Електричне навантаження характеризує споживання електроенергії окремими приймачами, групою приймачів, і об'єктом в цілому.
Значення електричних навантажень визначають вибір всіх елементів проектованої системи електропостачання та її техніко-економічні показники. Від правильної оцінки очікуваних навантажень залежать капітальні витрати в системі електропостачання, витрата кольорового металу, втрати електроенергії та експлуатаційні витрати.
Характеристики електричних навантажень кущовий майданчики наведені в таблиці 2.3.
Таблиця 2.5
№
Споживачі
Кількість,
шт
Потужність,
кВт
, КВт
cos
tg
K c
1
ЕЦН
3
32
96
0,86
0,59
0,65
2
Освітлення
3
0,4
1,2
0,95
0,1
0,85
1. Знаходимо активне навантаження за зміну за формулою:
, (2.23) де Р н -
номінальна потужність споживача, кВт;
К с - коефіцієнт попиту;
2. Знаходимо реактивне навантаження за зміну за формулою:
, (2.24)
3. Знаходимо повне навантаження за зміну за формулою:
, (2.25) де k мах -
коефіцієнт максимуму (так як n> 5, k max = 1,1)
2.6 Розрахунок і вибір живильних кабелів
Вибір живильного кабелю виробляємо з економічної щільності струму. У застосовуваних типах кабелів КПБП і КРБК економічна густина струму не перевищує 2,5-2,7 А / мм 2. Значить, розрахунок економічно вигідного перетину силового кабелю установки ЕЦН ведемо за формулою:
, (2.26) де I р -
робочий струм установки, А;
i ек - економічна густина струму, А / мм 2.
13мм 2.
Вибираємо трижильний кабель КПБП березня 1916 Вибір плоского кабелю обумовлений прагненням до зменшення габаритів агрегату.
Визначаємо питомий опір кабелю при заданій температурі свердловини:
, (2.27) де
Ом мм 2 / м - питомий опір міді при
Т = 293 0 С
- Температурний коефіцієнт для міді;
Ом мм 2 / м;
Визначаємо опір одного кілометра обраного кабелю за формулою:
, (2.28) де q н -
площа перетину кабелю, мм;
Ом.
Визначаємо опір обраного кабелю з урахуванням його довжини. У довжину кабелю входить кабель у свердловині, довжина кабелю по естакаді до станції управління, запас кабелю.
L к = 793 +50 +57 = 900 м.
R к = R 0 L к, (2.29)
R к = 1,2 1 = 1,08 Ом.
Перевіряємо обраний кабель на втрату потужності за формулою:
, (2.30)
де I - робочий струм статора, А;
R - опір в кабелі, Ом;
.
Перевіряємо кабель на втрату напруги за формулою:
, (2.31)
Ом;
.
в кабелі не повинні перевищувати 6%.
.
Кабель КПБП 16 березня проходить по втратах напруги, так як 4,9 <6%.
2.7 Вибір щитків освітлення, проводів та кабелів освітлювальної
мережі
Згідно з розрахунком електричного освітлення, на кущу встановлюються дві прожекторні щогли. У зв'язку з перебуванням кабелів на відкритому повітрі вибираємо кабелі типу КПБП, так як вони броньовані сталевими стрічками, що збільшує термін їх експлуатації, знижує швидкість старіння ізоляції. Знаходимо величину струму, що протікає по магістральній кабельної лінії освітлення:
, (2.32)
Вибираємо кабель ВВГ 4 4, з I доп = 35А [1, стор.91, табл.2, 28].
Знаходимо величину струму, що протікає по груповій кабельної лінії освітлення, що має велику довжину - лінії, що живить щоглу, встановлену на розі куща, протилежного майданчику механічної видобутку:
.
Вибираємо кабель ВВГ 3 2,5 мм, з I доп = 28А [1, стор.91, табл.2, 28].
Прокладаємо на куща два групових лінії освітлення довжиною 20 і 220 метрів. Перевіряємо довгу групову лінію на втрати напруги:
, (2.33) де
с-коефіцієнт, що залежить від матеріалу кабелю і числа жив;
s - перетин кабелю, мм;
l - довжина кабелю, м.
Обраний кабель підходить по втратах напруги, так як 0,23% <4,7%.
Вибираємо щиток освітлення ЩО-1А-25-3/3ХЛ4 [3, стр.333, табл.13, 3].
Вибираємо автоматичні вимикачі для захисту мережі освітлення. Для правильної роботи автомата необхідне виконання умови:
, (2.34)
де k з - коефіцієнт запасу. Для невибухонебезпечних установок k з = 1.
Вибираємо автомат з номінальним струмом 2А.
2А> 1,92 А - умова вірна.
Значить, для захисту двох групових ліній вибираємо автомати марки ВА 51-25 в кількості двох штук.
Також необхідна установка загального - магістрального автомата, що захищає обидві групові лінії. Вибираємо автомат з номінальним струмом 4А.
4А> 3,98 А - умова вірна.
Значить, для захисту магістральної лінії вибираємо автомат марки ВА 51-25.
2.8 Розрахунок і вибір пускової і захисної апаратури
На кущових майданчиках встановлюється таке високовольтне обладнання: роз'єднувач, запобіжники, трансформатори струму і напруги, вентильні розрядники.
2.8.1 Визначаємо максимальний тривалий струм на стороні 10 кВ з урахуванням компенсації:
S = 77 кВА
(2.35)
I кз = 8,1 кА
2.8.2 Вибір роз'єднувачів
Роз'єднувачі вибираємо по номінальній напрузі, струму і перевіряємо на термічну та динамічну стійкість до струмів короткого замикання.
Таблиця 2.6
Розрахункові дані
Табличні дані
Вибираємо роз'єднувач типу РЛНД-10/400 У1 [2, с. 267, табл. 5.5].
2.8.3 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму вибираємо по номінальному струму і напрузі і перевіряємо на термічну та динамічну стійкість до струмів короткого замикання.
Таблиця 2.7
Розрахункові дані
Табличні дані
Вибираємо трансформатор струму типу ТЛМ-10-1 [2, с. 297, табл. 5.9]
2.8.4 Вибір трансформаторів напруги
Трансформатори напруги призначені для включення котушок напруги вимірювальних приладів і апаратів захисту, і для відокремлення кіл вимірювання, контролю та захисту від силових ланцюгів.
Трансформатор напруги вибирається по номінальній напрузі і перевіряється за навантаженням вторинної ланцюга.
До первинної обмотці трансформатора напруги під'єднуються амперметр, лічильники активної та реактивної енергії. Клас точності цих приладів 0,5.
Потужність споживана котушками напруження цих приладів:
Вольтметр - 3 ВА.
Лічильник активної енергії - 8 ВА.
де - Сумарна потужність приладів, підключених до вторинної обмотки трансформатора.
Припускаємо до установки трансформатор напруги НОМ-10-66У2.
При класі точності 0,5: .
75ВА> 11ВА.
Таким чином, вибираємо трансформатор напруги типу НОМ-10-66У2 [2, с. 326, табл. 5.12].
2.8.5 Вибір шин
Шини вибираються по номінальному струмі, і перевіряється на електродинамічну стійкість до струмів короткого замикання.
Номінальний струм на стороні 10кВ складає 4,92 А.
Вибираємо шини алюмінієві перетином (15х3) з I доп = 165А, а = 15мм = 1,5 см; в = 3мм = 0,3 см. [2, стор 395, табл. 7.3].
Визначаємо силу, що діє на середню смугу при протіканні ударного струму за формулою
(2.36)
Визначаємо момент опір шин при укладанні їх навзнаки:
(2.37)
Визначаємо згинальний момент, що діє на шину М з:
(2.38)
Визначаємо розрахункове напруження в металі шин G розр:
(2.39)
Порівнюємо G розр і G доп
G розр> G доп
9866,67 кг / см 2> 720кГ/см 2
Значить, обрані шини динамічно стійкі.
2.8.6 Вибір розрядників.
Розрядники призначені для захисту електрообладнання від внутрішніх і атмосферних перенапруг і вибираються по номінальному напрузі.
Вибираємо обмежувач перенапруги нового покоління типу ОПН-КР / TEL-УХЛ1, паспортні дані якого наведені в таблиці 2.8.
Таблиця 2.8
Тип
Клас
напруги, кВ
Найбільше тривало допустима напруга, кВ
Пропускна спроможність на прямокутному імпульсі 2000 мкс, А
Максимальна амплітуда імпульсу струму 4,0 мкс, А
Номінальний розрядний струм, кА
ОПН-КР / TEL
10
10,5
250
100
10
2.9 Вибір типу і схеми включення компенсуючих пристроїв
У електричного кола змінного струму, що має чисто активне навантаження, струм співпадає по фазі з доданим напругою. Якщо в ланцюг включити електроприймач, що володіє активним і індуктивним опорами (АТ, зварювальні та силові трансформатори), то струм буде відставати по фазі від напруги на кут , Званий кутом зсуву фаз. Косинус цього кута називають коефіцієнтом потужності.
Величина характеризує ступінь використання потужності джерела:
, (2.40)
де Р - активна потужність споживача, кВт;
S ном - номінальна потужність джерела, кВА.
Зі збільшенням активної слагающей струму, що відповідає збільшенню активної потужності, і при незмінній величині реактивного струму або реактивної потужності кут зсуву фаз буде зменшуватися, отже, значення коефіцієнта потужності буде збільшуватися. Чим вище електроприймачів, тим краще використовуються генератори електростанцій та їх первинні двигуни. Підвищення
електроустановок промислових підприємств має велике народно-господарське значення і є частиною загальної проблеми підвищення ККД роботи систем електропостачання та поліпшення якості відпускається споживачу електроенергії.
Заходи, які не потребують застосування компенсуючих пристроїв:
1) Упорядкування технологічного процесу;
2) Перемикання статорних обмоток АД напругою до 1кВ з трикутника на зірку, якщо їх навантаження складає менше 40%;
3) Усунення режиму холостого ходу АТ;
4) Заміна, перестановка і відключення трансформаторів, що завантажуються в середньому менш ніж на 30% від їх номінальної потужності;
5) Заміна малозагружаемих двигунів меншої потужності за умови, що вилучення надлишкової потужності тягне за собою зменшення сумарних втрат активної енергії в енергосистемі і двигуні;
6) Заміна АТ на СД тієї ж потужності;
7) Застосування СД для всіх нових установок електроприводу.
У курсовому проекті як компенсуючого пристрою застосовуються комплектні конденсаторні установки. Переваги таких компенсуючих пристроїв у наступному:
- Невеликі втрати активної енергії в конденсаторах;
- Простота монтажу та експлуатації;
- Можливість легкого зміни потужності конденсаторної установки шляхом підвищення або зниження кількості конденсаторів;
- Можливість легкої заміни пошкодженого конденсатора.
Недоліки:
- Конденсатори нестійкі до динамічних зусиль, які виникають при КЗ;
- При включенні конденсаторної установки виникають великі пускові струми;
- Після відключення конденсаторної установки від мережі на її шинах залишається заряд;
- Конденсатори дуже чутливі до підвищення напруги, тобто при його підвищенні може статися пробій діелектрика;
- Після пробою діелектрика конденсатори досить важко ремонтувати, тому їх замінюють новими.
Визначаємо дійсний cos при роботі всіх установок без застосування компенсуючих пристроїв:
Для економічної роботи установки і зниження марною реактивного навантаження в мережі електропостачання, необхідна компенсація реактивної потужності за допомогою батареї статичних конденсаторів.
Визначаємо ефективний tg е:
(2.41)
Визначаємо робочий tg р:
(2.42)
Знаходимо потужність компенсуючого пристрою:
(2.43)
Вибираємо компенсуючу установку КС-0 ,38-25 з номінальною потужністю 25 кВАр.
Виконуємо перевірку:
(2.44)
Значення коефіцієнта потужності рівне 0,96 задовільно для роботи електроустановок, значить, компенсація зроблена правильно.
2.10 Вибір і опис схеми управління ПЕД
Для забезпечення нормальної, довгострокової роботи заглибного електродвигуна необхідно суворе дотримання його номінальних параметрів, зазначених у паспорті. До цих параметрах відноситься величина струму, напруги, температура і тиск у свердловині, подача насоса та інші. При значному відхиленні цих параметрів створюються умови, при яких двигун знижує термін служби або може швидко вийти з ладу. Для контролю за основними параметрами двигуна, правильністю його підключення застосовується схема управління ПЕД. У даному курсовому проекті для захисту двигуна застосовується станція управління «Електа-М» з номінальним струмом 250 А. Станція «Електон-М» - модернізований варіант широко використовуваної станції управління ШГС-5805. На відміну від свого прототипу вона має контролер марки «Електон-04», автомати захисту ланцюгів управління і т.д.
Станція забезпечує наступні захисти та регулювання їх уставок:
1) відключення і заборона включення електродвигуна при напрузі живильної мережі вище або нижче заданих значень;
2) відключення і заборона включення електродвигуна при перевищенні обраної уставки дисбалансу напруги живильної мережі;
3) відключення електродвигуна при перевищенні обраної уставки дисбалансу струмів електродвигуна;
4) відключення електродвигуна при недовантаження за активної складової струму з вибором мінімального струму фази (за фактичною завантаженні). При цьому уставка вибирається щодо номінального активного струму;
5) відключення електродвигуна при перевантаженні будь-який з фаз з вибором максимального струму фази за регульованою ампер-секундної характеристиці допомогою окремого вибору уставок по струму і часу перевантаження;
6) відключення і заборона включення електродвигуна при зниженні опору ізоляції системи "вторинна обмотка ТМПН-погружний кабель-ПЕД" нижче заданого значення;
7) заборона включення електродвигуна при турбінному обертанні насосної установки з частотою, що перевищує уставку;
8) заборона включення електродвигуна при відновленні напруги живильної мережі з неправильним чергуванням фаз;
9) відключення електродвигуна за сигналом контактного манометра;
10) відключення електродвигуна при тиску масла в ПЕД нижче заданого значення (при підключенні системи ТМС);
11) відключення електродвигуна при температурі обмотки ПЕД вище заданого значення (при підключенні системи ТМС);
12) відключення електродвигуна за сигналом будь-якого з 8 аналогових входів;
13) запобігання скидання захистів, зміни режимів роботи, включення - відключення захистів і зміни уставок без введення індивідуального пароля;
14) відключення і заборона включення електродвигуна при несанкціонованому відкритті дверей.
Станція забезпечує наступні функції:
1) включення і відключення електродвигуна в "ручному" або в "автоматичному" режимі;
2) робота за програмою з окремо задаються тимчасовими інтервалами роботи і зупинки;
3) автоматичне включення електродвигуна із заданою затримкою часу після подачі напруги живлення або при відновленні напруги живлення відповідно до норми;
4) регульована затримка відключення окремо для кожної захисту (крім захисту по низькому опору ізоляції);
5) регульована затримка активації захистів відразу після пуску для кожної захисту (крім захисту по низькому опору ізоляції);
6) регульована затримка автоматичного повторного включення (АПВ) окремо після спрацьовування кожної захисту (крім захистів по низькому опору ізоляції і з турбінного обертанню);
7) можливість вибору режиму з АПВ або з блокуванням АПВ після спрацьовування окремо кожної захисту (крім захистів по низькому опору ізоляції і з турбінного обертанню);
8) можливість вибору активного і неактивного стану захистів окремо для кожної захисту;
9) блокування АПВ після відключення по захисту від недовантаження при перевищенні заданої кількості дозволених повторних пусків за заданий інтервал часу;
10) блокування АПВ після відключення по захисту від перевантаження при перевищенні заданої кількості дозволених повторних пусків за заданий інтервал часу;
11) блокування АПВ після відключення за іншими захистах (крім захистів від недовантаження і перевантаження) при перевищенні заданої кількості дозволених повторних пусків за заданий інтервал часу;
12) вимір поточного значення опору ізоляції системи "вторинна обмотка ТМПН-погружний кабель-ПЕД" в діапазоні 30кОм - 10МОм;
13) вимір поточної споживаної потужності;
14) вимір поточного коефіцієнта потужності (cos);
15) обчислення поточного значення фактичного завантаження двигуна;
16) вимір поточного значення частоти обертання електродвигуна;
17) визначення порядку чергування фаз напруги мережі живлення (АВС або СВА);
18) відображення в хронологічному порядку 99 останніх змін у стані насосної установки із зазначенням причини і часу включення або відключення ПЕД;
19) запис у реальному масштабі часу в блок пам'яті інформації про причини включення і відключення електродвигуна з реєстрацією поточних лінійних значень живлячої напруги, струмів фаз електродвигуна, завантаження, опору ізоляції, тиску, температури і cos в момент відключення електродвигуна, через 2 секунди після включення і під час роботи з двома регульованими періодами запису. Крім того, фіксується дата й час редагування уставки з реєстрацією старого і нового значення, а також дата і час відключення і включення живлячої напруги з реєстрацією параметрів напруги відразу після його подачі і далі з регульованим періодом, якщо параметри напруги не дозволяють виробляти включення насосної установки. Накопичена інформація може бути прочитана портативним комп'ютером, блоком знімання інформації типу БСІ або блоком знімання інформації і введення параметрів типу БСІВП;
20) збереження заданих параметрів роботи і накопиченої інформації при відсутності напруги живлення;
21) світлова індикація про стан станції ("СТОП", "Ожидів", "РОБОТА");
Станція управління встановлюється на майданчику механічної видобутку навпаки трансформатора живлення заглибного насоса відповідної свердловини.
2.11 Специфікація електрообладнання та матеріалів
Найменування
Тип
Кількість
Од. ізм.
Примітка
Двигун
ПЕД-32-117ЛВ5
5
шт
Для приводу насоса
Відцентровий насос
ЕЦН5А-160-1100
5
шт
Для видобутку нафти
Силовий трансформатор
ТМПН 63 / 3 УХЛ1
5
шт
Для підвищення напруги до напруги ПЕД
Станція управління
Електон-М на 250А
5
шт
Для захисту та управління ПЕД
Силовий кабель
КПБП 16 березня
5000
м
Для живлення ПЕД
Силовий кабель
КПБП 4 квітня
300
м
Для живлення мережі освітлення
Конденсаторна установка
КС-0 ,38-25
1
шт
Для компенсації реактивної потужності
Прожектор
ПЗР-400
6
шт
Для установки ламп освітлення
Лампи дугові ртутні
ДРЛ-400
6
шт
Для створення необхідної освітленості
Лічильник активної енергії
ПСЧ-4
1
шт
Для розрахункового обліку витраченої електроенергії
Роз'єднувач
РЛНД-10/400У1
1
шт
Для створення видимого розриву приходить ПЛ
Трансформатор струму
ТЛМ-10-1
3
шт
Для підключення реле та струмових обмоток лічильників
Трансформатор напруги
НОМ-10-66У2
1
шт
Для підключення вольтметрів і напряженческіх обмоток лічильників
Розрядник
ОПН-КР / TEL
1
шт
Для обмеження внутрішніх і атмосферних перенапруг
ВИСНОВОК
Курсовий проект виконаний на тему «електрообладнання установки ЕЦН».
У процесі виконання проекту проводився розрахунок потужності і вибір електродвигуна типу ПЕД-32-117ЛВ5 для приводу заглибного насоса ЕЦН5А-160-1100, виконано його техніко-економічне обгрунтування. Зроблено розрахунок електричних навантажень і з урахуванням компенсації реактивної потужності обрані силові трансформатори ТМПН-63 / 3 УХЛ1, які забезпечують подачу напруги до заглибним електродвигунів та компенсують втрати в кабелі. За величиною струму був обраний силовий кабель живлення ПЕД. Марка кабелю - КПБП 3 16мм 2.
Для висвітлення куща обрані прожектора типу ПЗР-400 з лампами ДРЛ-400. Живлення до прожекторах підводиться кабелем, розрахунковий переріз якого склало 4мм 2.
Було вибрано електрообладнання на напругу 10 кВ, стійке до дії струмів короткого замикання.
Для управління і захисту електродвигунів типу ПЕД вибрані станції управління Електон-М, з контролером які забезпечують роботу двигуна у ручному та автоматичному режимах.
У проекті розглянуті також питання техніки безпеки, обліку та контролю електроенергії і охорони навколишнього середовища.
Список використаної літератури
1. Липкин Б.Ю. Електропостачання промислових підприємств і установок. М., Вища школа, 1990.
2. Неклепаев Б.М. Електрична частина електростанцій і підстанцій. М., Вища школа, 1989.
3. Кнорринг Г.М. Довідкова книга для проектування електричного освітлення. СПб., Вища школа, 1992.
4. Зюзін А.Ф. Монтаж, експлуатація і ремонт електрообладнання промислових підприємств і установок. М., Вища школа, 1986.
5. Меньшов Б.Г. Електроустаткування нафтової промисловості. М., Недра, 1990.
6. Правила розробки нафтових і газонафтових родовищ. М., Вища школа, 1987.