Курсовая работа: Электроснабжение и электроборудование куста с внедрением СУ "Электон-06"

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика – отрасль промышленности, занимающая производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям. Она является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие экономики России невозможно без постоянно развивающейся энергетики. Энергетическая промышленность тесно связана с комплексом топливной промышленности.

Российская энергетика – это более 600 тепловых, свыше100 гидравлических и 9 атомных электростанций. Ежегодно ими вырабатывается свыше 1 триллиона кВт/ч электроэнергии и более 1 миллиарда Гкал тепла. Общая длина линий электропередач превысила 2,5 млн. километров.

Для обеспечения надежного электроснабжения объектов добычи нефти на новых месторождениях приходится создавать мощные энергетические базы. Трудность создания таких баз часто заключается в значительной удаленности нефтяных промыслов от энергетических центров. Поэтому при проектировании электроснабжения нефтяного месторождения, разрабатывают такую систему, которая обеспечивала бы возможность роста потребления электроэнергии без коренной реконструкции всей системы электроснабжения. Запроектированная система электроснабжения должна обеспечивать в условиях после аварийного режима, путем соответствующих переключений, питание электроэнергией тех приемников электроэнергии, работа которых необходима для продолжения производства.

Питание электрической энергией потребителей нефтяной промышленности осуществляется от сетей энергосистем или от собственных местных электрических станций. Потребители с большой установленной мощностью электрифицированных механизмов, например перекачивающие насосные станции магистральных трубопроводов, комплекс установок нефтяных промыслов, как правило, питаются от энергосистем.

На нефтяных промыслах в настоящее время находятся в эксплуатации несколько десятков типоразмеров отечественных и импортных погружных центробежных электронасосов с двигателями погружного типа. С помощью этих насосов получают свыше 70% общего количества нефти, добытого механизированным способом. Разработан и находится в эксплуатации широкий ряд оборудования для управления установками ЭЦН: станции управления, тиристорные станции плавного пуска, выходные фильтры, системы погружной телеметрии и т.д.

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Назначение установки и применяемого электрооборудования

Выбор электрооборудования скважины определяется способом добычи нефти. Если скважина имеет хороший приток жидкости к забою и статический ее уровень постоянен, то добыча осуществляется установкой электроцентробежного насоса.

Состав погружной части определяется опять же параметрами скважины, но к основному подземному электрооборудованию относят электроцентробежный насос (ЭЦН) и погружной электродвигатель (ПЭД). Если скважина высокодебитная, то для того, чтобы улучшить контроль за ее состоянием в скважину спускают телеметрическую систему (ТМС). Наличие большого количества газа в нефти заставляет использовать газосепаратор, а отсутствие газа или малое его количество допускает установку модуля. Питание к двигателю подводится погружным кабелем типа КПБП, КРБП, КПБК и КРБК с сечением 10, 16, 25 и 35 мм² . В данном курсовом проекте был выбран кабель КПБП 3 16мм² .

На поверхности земли от клемной коробки, в которой производится соединение погружного кабеля с кабельной линией, установлена кабельная эстакада. По этой эстакаде, по нижним полкам, укладывается кабельная линия установки ЭЦН. Наземное оборудование установлено на площадке механизированной добычи (ПМД). К наземному оборудованию относят трансформатор питания погружных насосов (ТМПН 63/3), станцию управления установкой (СУ Электон М) и выходной фильтр (L-C фильтр не установлен).

Также к наземному оборудованию относят кабели, играющие роль перемычек между станцией управления и трансформатором, и питающие кабели, соединяющие станцию управления с кустовой трансформаторной подстанцией (КТПН).

1.2 Учет электроэнергии и схемы подключения счетчиков

Экономия электроэнергии предполагает рациональное использование энергетических ресурсов и сокращение их потерь. Следовательно, одной из самых важных задач народного хозяйства является экономия электроэнергии, так как удовлетворение энергетических потребностей за счет известных источников, таких как уголь, газ, нефть требует денежных затрат на их добычу, транспортировку и переработку. В этих условиях экономия электроэнергии и сбережение топлива принимают значение электросберегающей политики. Для этого могут применяться как технические, так и организационные меры.

Технические меры дадут определенные результаты после их разработки и внедрения с помощью новых высокоэффективных научно-производственных решений, в свою очередь организационные меры занимают меньше времени, а энергосберегающая стратегия осуществляется в два этапа.

Первый этап включает в себя разработку и внедрение мероприятий, направленных на усиление контроля за использованием энергии, моральное и материальное поощрение за экономию, частичная реконструкция предприятий, замена устаревшего оборудования новым.

На втором этапе предпринимаются меры, требующие больших материальных затрат и перестройки промышленности.

В электрических сетях промышленных предприятий осуществляют расчетный учет активной энергии для денежных расчетов с энергоснабжающей организацией, и технический учет, служащий для межцеховых расчетов, контролем за соблюдением режимов потребления электроэнергии, определяющие нормы расхода электроэнергии на единицу продукции. Особенно важное значение приобрел технический учет электроэнергии в связи с переходом предприятий на самоокупаемость и самофинансирование. Кроме того, учитывают потребление реактивной энергии для определения скидок и надбавок к тарифу на электроэнергию за компенсацию реактивной мощности.

Счетчики расчетного учета устанавливают на границе раздела сети электроснабжающей организации и потребителя. Их можно устанавливать на вводе линии электропередачи при питании или связи с другими потребителями на питающем напряжении силовых трансформаторов при отсутствии на стороне высшего напряжения трансформаторов тока и напряжения соответствующих классов точности, или если трансформаторы присоединены по упрощенной схеме без выключателей.

Если при некоторых режимах электрической сети предприятия генерируют реактивную мощность в сеть энергосистемы, то устанавливают два счетчика реактивной энергии со стопорами для учета токов разных направлений. Эти счетчики устанавливают в тех же местах, что и счетчики активной энергии.

Счетчики для технического учета рекомендуется устанавливать на вводах в распредустройства, на линиях 6-10 кВ, отходящих от подстанций 110/6-10 кВ или 35/6-10 кВ по которым по радиальной или магистральной схеме получают питание кусты скважин.

Активную и реактивную энергию учитывают обычно трехфазными счетчиками, включенными через измерительные трансформаторы тока и напряжения. Для учета электрической энергии применены счетчики ПСЧ-4, которые установлены в КТПН 10/0,4 кВ на стороне 10 кВ.

1.3 Техника безопасности при эксплуатации и обслуживании

электроустановок

Работы по ремонту электрооборудования производятся по наряду-допуску, распоряжению или в порядке текущей эксплуатации с записью в оперативном журнале согласно перечню испытаний согласно перечня работ, выполняемых электротехническим персоналом в порядке текущей эксплуатации, утвержденным главным энергетиком.

К обслуживанию электрооборудования на нефтепромысле допускаются лица не моложе 18 лет, не имеющие медицинских противопоказаний, мешающих выполнению работ, получившие вводный и первичный инструктажи на рабочем месте, производственное обучение, проверку знаний электробезопасности в нефтедобывающей промышленности.

Электромонтер должен знать схему электроснабжения объектов нефтедобычи, зрительно представлять прохождение ЛЭП 6-10 кВ на местности, направление трасс, местный ландшафт, расположение разъединителей на ЛЭП и так далее.

Электромонтер должен иметь навыки приемов технических методов обслуживания электроустановок. Он должен быть обеспечен всеми средствами индивидуальной защиты и спецодеждой. Инструменты и средства защиты должны быть испытаны, исправны и использоваться по назначению.

Техника безопасности при монтаже электрооборудования и электрических сетей перед началом земляных работ в местах расположения подземных коммуникаций в обязательном порядке составляют письменное распоряжения организаций за эксплуатацию этих коммуникаций. Запрещается пользоваться ударным инструментом вблизи этих коммуникаций.

К электрическому испытанию кабеля приступают, проверив отсутствие на нем напряжения. При работе на угловой опоре следует находиться на стороне опоры, противоположной внутреннему углу, образованному проводами.

При монтаже воздушных линий запрещается крепить оттяжки к опорам монтируемой или действующей воздушной линии. Отдельные смонтированные участки воздушных линий длиной 3-5 километров следует обязательно закорачивать или заземлять. При монтаже оборудования и аппаратуры понижающих станций или распределительных устройств следует сначала проверить исправность монтажных приспособлений, целостность тросов, канатов и их соответствие массе перемещаемых грузов.

1.4 Охрана окружающей среды на объекте

Объекты добычи нефти являются мощными загрязнителями окружающей среды, поэтому необходимо стремиться к снижению этого негативного воздействия. Основным загрязнением кустовых площадок и прилегающих территорий являются разливы нефтесодержащей жидкости. Вследствие этого, организация, осуществляющая добычу должна требовать от своих работников и подрядных организаций определенных правил по охране окружающей среды на кустовых площадках.

Основное загрязнение нефтью производят течи и прорывы в трубопроводах, которые при появлении должны устраняться в кратчайшие сроки. Бригады капитального и подземного ремонта скважин, осуществляющие подъем колонны насосно-компрессорных труб из скважины могут по неосторожности и, отходя от техпроцесса производства работ, допустить разбрызгивание и разлив нефти по кустовой площадке, поэтому, ими должны применяться специальные механизмы, препятствующие разливу нефти, устанавливаться резервуары для слива нефти из колонны при подъеме.

При бурении новых скважин, вторых стволов, проведении гидравлического разрыва пласта буровыми организациями должны строго соблюдаться правила по хранению и эксплуатации буровых растворов.

На кустовых площадках должны быть установлены контейнеры для хранения бытовых отходов, промасленной ветоши, резинотехнических изделий. Кустовая площадка при сооружении обсыпается песчаным валом - обваловкой.

Анализ химического состава почв имеет большое значение в разработке программ оптимизации природопользования. Общеизвестна биологическая значимость микроэлементов, которые играют важную роль в процессах роста и развития растений. Микроэлементы участвуют в синтезе хлорофилла, в построении ферментов, оказывают влияние на ассимиляцию растениями азота. С этой точки зрения необходим контроль за содержанием микроэлементов в почвах и обеспечение их оптимального содержания на тех участках, где проходит биологическая рекультивация. С другой стороны, некоторые микроэлементы являются одними из наиболее опасных загрязнителей окружающей среды. Среди них следует выделить тяжелые металлы Pb, Hg, Cd, а также Си, Ni, Co, Mo, Cr, Zn, V. Анализ микроэлементного состава почв на фоновых и техногеннотрансформированных участках позволяет оценить интенсивность загрязнения окружающей среды.

Мероприятия по охране окружающей среды при раз­работке нефтяных месторождений должны быть направлены на предотвращение загрязнения земли, поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна нефтепродуктами (жидкими и газооб­разными), промысловыми сточными водами, химреагентами, а также на рациональное использование земель и пресных вод. Они включают в себя:

а) полную утилизацию промысловой сточной воды путем ее за­качки в продуктивные или поглощающие пласты;

б) при необходимости, обработку закачиваемой в продуктив­ные пласты воды антисептиками с целью предотвращения ее за­ражения сульфатовосстанавливающими бактериями, приводящи­ми к образованию сероводорода в нефти и в воде;

в) использование герметизированной системы сбора, промысло­вого транспорта и подготовки продукции скважин;

г) полную утилизацию попутного газа, использование замкну­тых систем газоснабжения при газлифтной эксплуатации скважин;

д) быструю ликвидацию аварийных разливов нефти, строитель­ство нефтеловушек на реках, в местах ливневых стоков;

е) создание сети контрольных пунктов для наблюдения за со­ставами поверхностных и подземных вод;

ж) исключение при нормальном ведении технологического про­цесса попадания на землю, в поверхностные и подземные воды питьевого водоснабжения ПАВ, кислот, щелочей, полимерных раст­воров и др. химреагентов, используемых как для повышения нефтеотдачи, так и для других целей;

з) применение антикоррозионных покрытий, ингибиторов для борьбы с солеотложениями и коррозией нефтепромыслового обо­рудования;

и) организацию регулярного контроля за состоянием скважин и нефтепромыслового оборудования.

2 РАСЧЕТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчет мощности и выбор насоса установки ЭЦН

Электроцентробежные насосы используют для механизированной добычи жидкости из скважины и выбирают в зависимости от параметров скважины по условию:

, (2.1) где

Q_ск -дебит скважины, м³ /сут;

Н_ск -напор, необходимый для подъема жидкости из скважины, м;

Q_н -номинальная подача насоса, м³ /сут;

Н_н -номинальный напор насоса, м.

Определяем депрессию Н_д , м:

, (2.2) где К-

коэффициент продуктивности скважины.

Находим динамический уровень жидкости в скважине Н_д ,м:

, (2.3) где

Н_ст -статический уровень жидкости в скважине, м.

Определяем глубину погружения насоса L, м:

L=Н_д +(50-100) (2.4)

L=742.85+50=792.85м

Находим потери напора из-за трения жидкости о стенки насосно-компрессорных труб (НКТ) h_тр , м:

, (2.5) где

-коэффициент трения жидкости в НКТ;

L-глубина погружения насоса, м;

l-расстояние от устья скважины до сепаратора, м;

d-диаметр насосных труб, м.

Находим напор, необходимый для поднятия жидкости из скважины Н_ск , м:

, (2.6)

где Н_г -разность геодезических уровней скважины и сепаратора, м;

Н_т -потеря напора в трапе, м.

Н_ск =600+142.85+35.06+6+10=794 м.

При выборе насоса необходимо соблюдение условия 2.1. Чтобы подогнать напор насоса к необходимому - надо снять несколько ступеней насоса.

Выбираем либо насос ЭЦН6-100-900,паспортные данные которых приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Тип	Подача, м 3 /сут	Напор, м	Внутренний диаметр обсадной колонны, мм		КПД, %	Число ступеней
ЭЦН6-100-900	75-145	940-560	121,7	75	48	125

Для насоса ЭЦН6-100-900строим график зависимости напора от подачи:

Рисунок 2.1 - График зависимости напора, создаваемого

насосом ЭЦН6-100-900 от его подачи

Характеристику насоса можно приблизить к условной характеристике скважины путем уменьшения числа ступеней насоса.

Находим число ступеней, которые нужно снять с насоса для получения необходимого напора Z₁ , шт:

(2.7) где Z_н -

число ступеней насоса в полной сборке по паспорту, шт;

Н_н -номинальный напор насоса в полной сборке по паспорту, м.

Находим число ступеней насоса после снятия лишних ступеней Z₁ , шт:

, (2.8)

Z₁ =125-22=102.7 шт

Значит, насос ЭЦН6-100-900 должен иметь 103 ступеней. Вместо снятых 22 ступеней устанавливаются проставки.

2.2 Расчет мощности и выбор двигателя установки ЭЦН

Для привода центробежных погружных насосов изготовляются погружные асинхронные электродвигатели типа ПЭД, которые удовлетворяют следующим требованиям. Их диаметр несколько меньше нормальных диаметров применяемых обсадных колонн. Двигатели защищены от попадания внутрь пластовой жидкости, что достигается заполнением их трансформаторным маслом, находящимся под избыточным давлением 0,2 МПа относительно внешнего гидростатического давления в скважине.

Полная мощность двигателя, необходимая для работы насоса определяется по формуле:

, (2.9) где k_з -

коэффициент запаса k_з =1,1 - 1,35;

-плотность жидкости в скважине, кг/м³ ;

-КПД насоса.

Предварительно выбираем два двигателя, подходящие по номинальной мощности. Их паспортные данные заносим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2

Для повышения напряжения до номинального напряжения двигателя и для компенсации потерь в кабеле и других элементах питающей сети применяются повышающие трансформаторы питания погружных насосов (ТМПН).

Трансформатор выбирается по полной мощности двигателя:

(2.10)

S_дв =1,73 1000 25,5 10^-3 =44,12 кВА

Предполагаем к установке трансформатор ТМПН 63/3 УХЛ1.

Проверяем трансформатор по мощности по условию:

S_дв <S_тр (2.11)

44,12 кВА<63 кВА

Трансформатор по мощности подходит.

Проверяем трансформатор по току, находим ток во вторичной обмотке:

, (2.12) где

U_2н - напряжение вторичной обмотки трансформатора, В.

Для нормальной работы необходимо выполнение условия:

I_дв < I_ном (2.13)

25,5А<35,29А

Трансформатор по току подходит. Выбираем трансформатор ТМПН 63/3 УХЛ1.

В нижеприведенной таблице указаны паспортные данные выбранного трансформатора.

Таблица 2.3

2.3 Технико-экономическое обоснование выбранного типа двига

теля

1. Вычислим приведенные потери первого двигателя:

Находим потери активной мощности I двигателя по формуле:

, (2.14)

Реактивную нагрузку определяем по формуле:

, (2.15)

Вследствие того, что требуется компенсация реактивной мощности, то экономический эквивалент реактивной мощности К_эк , кВт/кВАр находим по формуле:

, (2.16)

где - удельные приведенные потери;

- значение коэффициента отчислений (для статических

конденсаторов р=0,225);

- капитальные вложения на установку конденсаторов

(К_ук =616,9 руб/кВАр);

- стоимость 1 кВТ/год электроэнергии;

- удельные потери ( );

,

(2.17) где - стоимость 1 кВт/час электроэнергии ( );

Т_г - число часов работы установки в году (для трехсменной

работы );

;

;

Приведенные потери активной мощности находим по формуле:

, (2.18)

2. Вычислим приведенные потери второго двигателя:

Находим потери активной мощности:

Определяем реактивную нагрузку:

Находим приведенные потери активной мощности:

3. Определяем годовые затраты:

(2.19)

;

;

4. Определяем степень экономичности:

; (2.20) где р_и –

нормированный коэффициент экономичности;

;

Следовательно, двигатель ПЭД32-117ЛВ5 более экономичен при данных параметрах скважины и насоса, на его содержание требуется меньше денежных затрат, его энергетические показатели лучше. Значит, выбираем двигатель ПЭД32-117ЛВ5.

Производим проверку по мощности, передаваемой с земли:

; (2.21) где - поте

ри мощности в кабеле, кВт;

;

30,77 кВт 32 кВт

Значит, выбранный двигатель подходит по потерям мощности, передаваемой с земли.

Составляем таблицу технико-экономического обоснования выбранного типа двигателя.

Таблица 2.4

Показатели	Ед. изм.	Обозн.	Источник	I дв.	II дв.
Номинальная мощность	кВт	Рном	Паспорта	32	35
Нагрузка на валу	кВт	Р		28,33	28,33
Коэффициент загрузки двигателя	-	Кз	Р/Рном	0,89	0,81
Капитальные вложения	руб	К	Прайс-лист	88313	90000
Суммарный коэффициент отчислений	-	р	0,225
КПД двигателя	%		Паспорт	84	77
Коэффициент мощности	-	cos	Паспорт	0,86	0,83
Потери активной мощности	кВт			5,38	8,46
Реактивная нагрузка	кВАр			19,9	24,69
Экономический эквивалент реактивной мощности	кВт/кВАр	nэк		0,0155
Приведенные потери активной мощности	кВт			5,69		8,84
Стоимость 1 кВт/год электроэнергии	руб		11100
Стоимость годовых потерь электроэнергии	руб/год	Сэ		63159		98124
Годовые затраты	руб/год	З		83029,4		118374
Разность годовых затрат	руб/год		З2 -З1	35344,6
Нормированный коэффициент эффективности	-	Рн	Кратно 0,15	30
Степень экономичности	%			69,8

2.4 Расчет электрического освещения

Для ограничения слепящего действия установок наружного освещения на кустовых площадках и местах работ высота установки светильников выбирается согласно СНиП II-4-79. Не ограничивается высота подвеса светильников с защитным углом 15⁰ и более на площадках для обслуживания технологического оборудования.

Венчающие светильники рассеянного света устанавливаются на высоте не менее трех метров над землей при световом потоке источника до 6000 лм.

Согласно СНиП для освещения кустовых площадок минимальная освещенность составляет 13 лк.

Расчет электрического освещения сводится к определению количества прожекторов, необходимых для получения горизонтальной освещенности заданной площади:

, (2.22) где m–

коэффициент рассеяния (для узких участков m=1,5, для

широких m=1,115);

- КПД прожектора (для ПЗС-35 );

S - площадь кустовой площадки, м;

k_з - коэффициент запаса;

z - коэффициент поправки на минимум освещенности;

Выбираем для установки тип прожектора ПЗР-400 с типом ламп ДРЛ-400 [3, стр.82, табл.4.14].

3шт.

Значит, на кустовой площадке устанавливаем три мачты освещения по одному прожектору на каждой; располагаем их в противоположных углах площадки.

2.5 Расчет электрических нагрузок

Электрическая нагрузка характеризует потребление электроэнергии отдельными приемниками, группой приемников, и объектом в целом.

Значения электрических нагрузок определяют выбор всех элементов проектируемой системы электроснабжения и ее технико-экономические показатели. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты в системе электроснабжения, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы.

Характеристики электрических нагрузок кустовой площадки приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.5

№	Потребители	Кол-во, шт	Мощность, кВт	, кВт	cos	tg	Kc
1	ЭЦН	3	32	96	0,86	0,59	0,65
2	Освещение	3	0,4	1,2	0,95	0,1	0,85

1. Находим активную нагрузку за смену по формуле:

, (2.23) где Р_н -

номинальная мощность потребителя, кВт;

К_с - коэффициент спроса;

2. Находим реактивную нагрузку за смену по формуле:

, (2.24)

3. Находим полную нагрузку за смену по формуле:

, (2.25) где k_мах -

коэффициент максимума (так как n>5, k_max =1,1)

2.6 Расчет и выбор питающих кабелей

Выбор питающего кабеля производим по экономической плотности тока. В применяемых типах кабелей КПБП и КРБК экономическая плотность тока не превышает 2,5-2,7 А/мм² . Значит, расчет экономически выгодного сечения силового кабеля установки ЭЦН ведем по формуле:

, (2.26) где I_р -

рабочий ток установки, А;

i_эк - экономическая плотность тока, А/мм² .

13мм² .

Выбираем трехжильный кабель КПБП 3 16 Выбор плоского кабеля обусловлен стремлением к уменьшению габаритов агрегата.

Определяем удельное сопротивление кабеля при заданной температуре скважины:

, (2.27) где

Ом мм² /м - удельное сопротивление меди при

Т=293⁰ С

- температурный коэффициент для меди;

Ом мм² /м;

Определяем сопротивление одного километра выбранного кабеля по формуле:

, (2.28) где q_н -

площадь сечения кабеля, мм;

Ом.

Определяем сопротивление выбранного кабеля с учетом его длины. В длину кабеля входит кабель в скважине, длина кабеля по эстакаде до станции управления, запас кабеля.

L_к =793+50+57=900 м.

R_к =R₀ L_к , (2.29)

R_к =1,2 1=1,08 Ом.

Проверяем выбранный кабель на потерю мощности по формуле:

, (2.30)

где I - рабочий ток статора, А;

R - сопротивление в кабеле, Ом;

.

Проверяем кабель на потерю напряжения по формуле:

, (2.31)

Ом;

.

в кабеле не должны превышать 6%.

.

Кабель КПБП 3 16 проходит по потерям напряжения, так как 4,9<6%.

2.7 Выбор щитков освещения, проводов и кабелей осветительной

сети

Согласно расчету электрического освещения, на кусту устанавливаются две прожекторные мачты. В связи с нахождением кабелей на открытом воздухе выбираем кабели типа КПБП, так как они бронированы стальными лентами, что увеличивает срок их эксплуатации, снижает скорость старения изоляции. Находим величину тока, протекающего по магистральной кабельной линии освещения:

, (2.32)

Выбираем кабель ВВГ 4 4, с I_доп =35А [1, стр.91, табл.2,28].

Находим величину тока, протекающего по групповой кабельной линии освещения, имеющей большую длину - линии, питающей мачту, установленную на углу куста, противоположному площадке механической добычи:

.

Выбираем кабель ВВГ 3 2,5мм, с I_доп =28А [1, стр.91, табл.2,28].

Прокладываем на кусту две групповых линии освещения длиной 20 и 220 метров. Проверяем длинную групповую линию на потери напряжения:

, (2.33) где

с-коэффициент, зависящий от материала кабеля и числа жил;

s- сечение кабеля, мм;

l- длина кабеля, м.

Выбранный кабель подходит по потерям напряжения, так как 0,23%<4,7%.

Выбираем щиток освещения ЩО-1А-25-3/3ХЛ4 [3, стр.333, табл.13,3].

Выбираем автоматические выключатели для защиты сети освещения. Для правильной работы автомата необходимо выполнение условия:

, (2.34)

где k_з - коэффициент запаса. Для невзрывоопасных установок k_з =1.

Выбираем автомат с номинальным током 2А.

2А>1,92А - условие верно.

Значит, для защиты двух групповых линий выбираем автоматы марки ВА 51-25 в количестве двух штук.

Также необходима установка общего - магистрального автомата, защищающего обе групповые линии. Выбираем автомат с номинальным током 4А.

4А>3,98А - условие верно.

Значит, для защиты магистральной линии выбираем автомат марки ВА 51-25.

2.8 Расчет и выбор пусковой и защитной аппаратуры

На кустовых площадках устанавливается следующее высоковольтное оборудование: разъединитель, предохранители, трансформаторы тока и напряжения, вентильные разрядники.

2.8.1 Определяем максимальный длительный ток на стороне 10 кВ с учетом компенсации:

S=77 кВА

(2.35)

I_кз =8,1 кА

2.8.2 Выбор разъединителей

Разъединители выбираем по номинальному напряжению, току и проверяем на термическую и динамическую стойкость к токам короткого замыкания.

Таблица 2.6

Расчетные данные	Табличные данные

Выбираем разъединитель типа РЛНД-10/400 У1 [2, с. 267, табл. 5.5].

2.8.3 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираем по номинальному току и напряжению и проверяем на термическую и динамическую устойчивость к токам короткого замыкания.

Таблица 2.7

Расчетные данные	Табличные данные

Выбираем трансформатор тока типа ТЛМ-10-1 [2, с. 297, табл. 5.9]

2.8.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения предназначены для включения катушек напряжения измерительных приборов и аппаратов защиты, и для отделения цепей измерения, контроля и защиты от силовых цепей.

Трансформатор напряжения выбирается по номинальному напряжению и проверяется по нагрузке вторичной цепи.

К первичной обмотке трансформатора напряжения подсоединяются амперметр, счетчики активной и реактивной энергии. Класс точности этих приборов 0,5.

Мощность потребляемая катушками напряжения этих приборов:

Вольтметр - 3 ВА.

Счетчик активной энергии - 8 ВА.

где - суммарная мощность приборов, подключенных ко вторичной обмотке трансформатора.

Предполагаем к установке трансформатор напряжения НОМ-10-66У2.

При классе точности 0,5: .

75ВА>11ВА.

Таким образом, выбираем трансформатор напряжения типа НОМ-10-66У2 [2, с. 326, табл. 5.12].

2.8.5 Выбор шин

Шины выбираются по номинальному току, и проверяется на электродинамическую стойкость к токам короткого замыкания.

Номинальный ток на стороне 10кВ составляет 4,92А.

Выбираем шины алюминиевые сечением (15х3) с I_доп =165А, а=15мм=1,5см; в=3мм=0,3см. [2, стр. 395, табл. 7.3].

Определяем силу, действующую на среднюю полосу при протекании ударного тока по формуле

(2.36)

Определяем момент сопротивление шин при укладке их плашмя:

(2.37)

Определяем изгибающий момент, действующий на шину М_из :

(2.38)

Определяем расчетное напряжение в металле шин G_расч :

(2.39)

Сравниваем G_расч и G_доп

G_расч > G_доп

9866,67кГ/см² > 720кГ/см²

Значит, выбранные шины динамически устойчивы.

2.8.6 Выбор разрядников.

Разрядники предназначены для защиты электрооборудования от внутренних и атмосферных перенапряжений и выбираются по номинальному напряжению.

Выбираем ограничитель перенапряжения нового поколения типа ОПН-КР/TEL-УХЛ1, паспортные данные которого приведены в таблице 2.8.

Таблица 2.8

2.9 Выбор типа и схемы включения компенсирующих устройств

В электрической цепи переменного тока, имеющей чисто активную нагрузку, ток совпадает по фазе с приложенным напряжением. Если в цепь включить электроприемник, обладающий активным и индуктивным сопротивлениями (АД, сварочные и силовые трансформаторы), то ток будет отставать по фазе от напряжения на угол , называемый углом сдвига фаз. Косинус этого угла называют коэффициентом мощности.

Величина характеризует степень использования мощности источника:

, (2.40)

где Р - активная мощность потребителя, кВт;

S_ном - номинальная мощность источника, кВА.

С увеличением активной слагающей тока, что соответствует увеличению активной мощности, и при неизменной величине реактивного тока или реактивной мощности угол сдвига фаз будет уменьшаться, следовательно, значение коэффициента мощности будет увеличиваться. Чем выше электроприемников, тем лучше используются генераторы электростанций и их первичные двигатели. Повышение электроустановок промышленных предприятий имеет большое народно-хозяйственное значение и является частью общей проблемы повышения КПД работы систем электроснабжения и улучшения качества отпускаемой потребителю электроэнергии.

Мероприятия, не требующие применения компенсирующих устройств:

1) Упорядочение технологического процесса;

2) Переключение статорных обмоток АД напряжением до 1кВ с треугольника на звезду, если их нагрузка составляет менее 40%;

3) Устранение режима холостого хода АД;

4) Замена, перестановка и отключение трансформаторов, загружаемых в среднем менее чем на 30% от их номинальной мощности;

5) Замена малозагружаемых двигателей меньшей мощности при условии, что изъятие избыточной мощности влечет за собой уменьшение суммарных потерь активной энергии в энергосистеме и двигателе;

6) Замена АД на СД той же мощности;

7) Применение СД для всех новых установок электропривода.

В курсовом проекте в качестве компенсирующего устройства применяются комплектные конденсаторные установки. Достоинства таких компенсирующих устройств в следующем:

- небольшие потери активной энергии в конденсаторах;

- простота монтажа и эксплуатации;

- возможность легкого изменения мощности конденсаторной установки путем повышения или понижения количества конденсаторов;

- возможность легкой замены поврежденного конденсатора.

Недостатки:

- конденсаторы неустойчивы к динамическим усилиям, возникающим при КЗ;

- при включении конденсаторной установки возникают большие пусковые токи;

- после отключения конденсаторной установки от сети на ее шинах остается заряд;

- конденсаторы весьма чувствительны к повышению напряжения, то есть при его повышении может произойти пробой диэлектрика;

- после пробоя диэлектрика конденсаторы довольно трудно ремонтировать, поэтому их заменяют новыми.

Определяем действительный cos при работе всех установок без применения компенсирующих устройств:

Для экономичной работы установки и снижения бесполезной реактивной нагрузки в сети электроснабжения, необходима компенсация реактивной мощности с помощью батареи статических конденсаторов.

Определяем эффективный tg_э :

(2.41)

Определяем рабочий tg _р :

(2.42)

Находим мощность компенсирующего устройства:

(2.43)

Выбираем компенсирующую установку КС-0,38-25 с номинальной мощностью 25 кВАр.

Выполняем проверку:

(2.44)

Значение коэффициента мощности равное 0,96 удовлетворительно для работы электроустановок, значит, компенсация произведена правильно.

2.10 Выбор и описание схемы управления ПЭД

Для обеспечения нормальной, долгосрочной работы погружного электродвигателя необходимо строгое соблюдение его номинальных параметров, указанных в паспорте. К этим параметрам относится величина тока, напряжения, температура и давление в скважине, подача насоса и другие. При значительном отклонении этих параметров создаются условия, при которых двигатель снижает срок службы или может быстро выйти из строя. Для контроля за основными параметрами двигателя, правильностью его подключения применяется схема управления ПЭД. В данном курсовом проекте для защиты двигателя применяется станция управления «Электом-М» с номинальным током 250 А. Станция «Электон-М» - модернизированный вариант широко используемой станции управления ШГС-5805. В отличие от своего прототипа она имеет контроллер марки «Электон-04», автоматы защиты цепей управления и т.д.

Станция обеспечивает следующие защиты и регулирование их уставок:

1) отключение и запрещение включения электродвигателя при напряжении питающей сети выше или ниже заданных значений;

2) отключение и запрещение включения электродвигателя при превышении выбранной уставки дисбаланса напряжения питающей сети;

3) отключение электродвигателя при превышении выбранной уставки дисбаланса токов электродвигателя;

4) отключение электродвигателя при недогрузке по активной составляющей тока с выбором минимального тока фазы (по фактической загрузке). При этом уставка выбирается относительно номинального активного тока;

5) отключение электродвигателя при перегрузке любой из фаз с выбором максимального тока фазы по регулируемой ампер-секундной характеристике посредством раздельного выбора уставок по току и времени перегрузки;

6) отключение и запрещение включения электродвигателя при снижении сопротивления изоляции системы "вторичная обмотка ТМПН-погружной кабель-ПЭД" ниже заданного значения;

7) запрещение включения электродвигателя при турбинном вращении насосной установки с частотой, превышающей уставку;

8) запрещение включения электродвигателя при восстановлении напряжения питающей сети с неправильным чередованием фаз;

9) отключение электродвигателя по сигналу контактного манометра;

10) отключение электродвигателя при давлении масла в ПЭД ниже заданного значения (при подключении системы ТМС);

11) отключение электродвигателя при температуре обмотки ПЭД выше заданного значения (при подключении системы ТМС);

12) отключение электродвигателя по сигналу любого из 8 аналоговых входов;

13) предотвращение сброса защит, изменения режимов работы, включения - отключения защит и изменения уставок без ввода индивидуального пароля;

14) отключение и запрещение включения электродвигателя при несанкционированном открывании двери.

Станция обеспечивает следующие функции:

1) включение и отключение электродвигателя в "ручном" или в "автоматическом" режиме;

2) работа по программе с отдельно задаваемыми временными интервалами работы и остановки;

3) автоматическое включение электродвигателя с заданной задержкой времени после подачи напряжения питания или при восстановлении напряжения питания в соответствии с нормой;

4) регулируемая задержка отключения отдельно для каждой защиты (кроме защиты по низкому сопротивлению изоляции);

5) регулируемая задержка активации защит сразу после пуска для каждой защиты (кроме защиты по низкому сопротивлению изоляции);

6) регулируемая задержка автоматического повторного включения (АПВ) отдельно после срабатывания каждой защиты (кроме защит по низкому сопротивлению изоляции и по турбинному вращению);

7) возможность выбора режима с АПВ или с блокировкой АПВ после срабатывания отдельно каждой защиты (кроме защит по низкому сопротивлению изоляции и по турбинному вращению);

8) возможность выбора активного и неактивного состояния защит отдельно для каждой защиты;

9) блокировка АПВ после отключения по защите от недогрузки при превышении заданного количества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;

10) блокировка АПВ после отключения по защите от перегрузки при превышении заданного количества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;

11) блокировка АПВ после отключения по другим защитам (кроме защит от недогрузки и перегрузки) при превышении заданного количества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;

12) измерение текущего значения сопротивления изоляции системы "вторичная обмотка ТМПН-погружной кабель-ПЭД" в диапазоне 30кОм - 10МОм;

13) измерение текущей потребляемой мощности;

14) измерение текущего коэффициента мощности (cos );

15) вычисление текущего значения фактической загрузки двигателя;

16) измерение текущего значения частоты вращения электродвигателя;

17) определение порядка чередования фаз напряжения питающей сети (АВС или СВА);

18) отображение в хронологическом порядке 99 последних изменений в состоянии насосной установки с указанием причины и времени включения или отключения ПЭД;

19) запись в реальном масштабе времени в блок памяти информации о причинах включения и отключения электродвигателя с регистрацией текущих линейных значений питающего напряжения, токов фаз электродвигателя, загрузки, сопротивления изоляции, давления, температуры и cos в момент отключения электродвигателя, через 2 секунды после включения и во время работы с двумя регулируемыми периодами записи. Кроме того, фиксируется дата и время изменения уставки с регистрацией старого и нового значения, а также дата и время отключения и включения питающего напряжения с регистрацией параметров напряжения сразу после его подачи и далее с регулируемым периодом, если параметры напряжения не позволяют производить включение насосной установки. Накопленная информация может быть считана портативным компьютером, блоком съема информации типа БСИ или блоком съема информации и ввода параметров типа БСИВП;

20) сохранение заданных параметров работы и накопленной информации при отсутствии напряжения питания;

21) световая индикация о состоянии станции ("СТОП", "ОЖИД", "РАБОТА");

Станция управления устанавливается на площадке механической добычи напротив трансформатора питания погружного насоса соответствующей скважины.

2.11 Спецификация электрооборудования и материалов

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Курсовой проект выполнен на тему «электрооборудование установки ЭЦН».

В процессе выполнения проекта производился расчет мощности и выбор электродвигателя типа ПЭД-32-117ЛВ5 для привода погружного насоса ЭЦН5А-160-1100, выполнено его технико-экономическое обоснование. Произведен расчет электрических нагрузок и с учетом компенсации реактивной мощности выбраны силовые трансформаторы ТМПН-63/3 УХЛ1, которые обеспечивают подачу напряжения к погружным электродвигателям и компенсируют потери в кабеле. По величине тока был выбран силовой кабель питания ПЭД. Марка кабеля - КПБП 3 16мм² .

Для освещения куста выбраны прожектора типа ПЗР-400 с лампами ДРЛ-400. Питание к прожекторам подводится кабелем, расчетное сечение которого составило 4мм² .

Было выбрано электрооборудование на напряжение 10 кВ, устойчивое к действию токов короткого замыкания.

Для управления и защиты электродвигателей типа ПЭД выбраны станции управления Электон-М, с контролером которые обеспечивают работу электродвигателя в ручном и автоматическом режимах.

В проекте рассмотрены также вопросы техники безопасности, учета и контроля электроэнергии и охраны окружающей среды.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. М., Высшая школа, 1990.

2. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. М., Энергоатомиздат, 1989.

3. Кнорринг Г.М. Справочная книга для проектирования электрического освещения. СПб., Энергоатомиздат, 1992.

4. Зюзин А.Ф. Монтаж, эксплуатация и ремонт электрооборудования промышленных предприятий и установок. М., Высшая школа, 1986.

5. Меньшов Б.Г. Электрооборудование нефтяной промышленности. М., Недра, 1990.

6. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. М., Энергоатомиздат, 1987.