Проектирование кустовой насосной станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Новосибирский государственный технический университет

Проектирование кустовой насосной станции

Новосибирск 2005 г.



Содержание

Введение

1. Характеристика технологического процесса и выбор основного оборудования

1.1 Общие сведения

1.2 Выбор основных насосов

1.3 Расчёт мощности и выбор электропривода

1.4 Выбор БКНС

2. Расчёт электрических нагрузок

3. Электроснабжение БКНС

3.1 Выбор рационального напряжения

3.2 Выбор главной типовой схемы подстанции 110/10 кВ

3.3 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов подстанции глубокого ввода 110/10 кВ

3.4 Выбор комплектной трансформаторной подстанции для питания электроприёмников на напряжение 380/220 В

3.5 Расчёт сечения и выбор марки проводов для ВЛ 110 кВ

3.6 Расчёт сечения и выбор силовых кабелей

4. Электрический расчёт питающих ВЛ 110 кв

5. Расчёт токов короткого замыкания электрической сети

6. Проектирование подстанции глубокого ввода 110/10 кв

6.1 Выбор комплектной трансформаторной подстанции 110/10 кВ

6.2 Выбор высоковольтных аппаратов и сборных шин

7. Релейная защита

7.1 Релейная защита силовых трансформаторов 110/10 кВ

7.2 Релейная защита линии 10 кВ

7.3 Устройство автоматического включения резерва

7.4 Автоматическая частотная разгрузка

8. Безопасность и экологичность проекта

8.1 Разработка мероприятий по обеспечению безопасных и здоровых условий труда

8.2 Безопасность работающих

8.3 Расчет молниезащиты

9. Технико-экономическое обоснование выбора напряжения

Заключение

Список использованных источников



Введение

Нефтяные промыслы Западной Сибири полностью электрифицированы. Электрификация обеспечивает высокую экономическую эффективность, культуру и безопасность производства.

Современный нефтепромысел - сложный комплекс, в котором кустовые насосные станции (КНС) законтурного и внутриконтурного заводнения продуктивных пластов являются самыми энергоемкими его объектами. Расход электроэнергии на закачку воды в пласт превышает 60% общего расхода электроэнергии на добычу нефти. Установленная мощность на современных КНС достигает 12 МВт.

Согласно "Положению по проектированию схем электроснабжения объектов нефтяных месторождений и переработки попутного газа в Западной Сибири" [15] проектируемая кустовая насосная станция по надежности электроснабжения относится к потребителям первой категории.

Электрооборудование для КНС обычно применяется нормального исполнения, так как на них отсутствуют взрывоопасные зоны.

Воду для закачки в нефтегазоносные пласты обычно забирают из рек и озер, либо добывают из водоносных пластов.

В Западной Сибири широко применяются кустовые насосные станции в блочном исполнении (БКНС). Изготовляемые в заводских условиях, они обладают высокой монтажеспособностью, что позволяет применять индустриальные методы обустройства нефтяных месторождений.

Схемы электроснабжения нефтепромысловых объект обычно предусматривают установку при каждой КНС понизительных двухтрансформаторных подстанций 35-110/6(10) кВ, от которых, помимо электроприемников КНС, как правило, запитываются и близрасположенные буровые установки, нефтедобывающие и вододобывающие скважины, насосные станции внутрипромысловой перекачки нефти и прочие промысловые потребители электрической энергии.

Климат района (где должен быть расположен проектируемый объект) резко континентальный: он характеризуется коротким относительно жарким летом (максимальная температура воздуха в июле +35°С) и продолжительной морозной зимой (минимальная температура воздуха -55°С). Безморозный период в среднем длится 100-150 дней в году. Средняя температура самого холодного месяца (января) -22°С, а самого теплого (июля) +19°С, среднегодовая относительная влажность воздуха составляет 76% [6].

По интенсивности гололедно-изморозевых отложений согласно карт климатического районирования, приведенных в Правилах устройства электроустановок (ПУЭ), относится к I району, по скоростным напорам ветра - ко II району и по пляске проводов - к I району. Продолжительность гроз составляет от 20 до 40 часов в году.

Район расположен в области сезонного промерзания грунтов. Промерзания начинаются в октябре - ноябре и достигают максимума в марте - апреле. Глубина промерзания составляет 0,2-0,6 м водонасыщенных торфяных грунтов, 1,2 - 2,5 м - в супесях и в суглинках, 2,6 - 3,6 м - в песках [17].

Принимаем, что площадка проектируемой кустовой насосной станции представлена следующими грунтами: сверху суглинок - 1м, а затем залегают глины.



1. Характеристика технологического процесса и выбор основного оборудования

1.1 Общие сведения

Эффективность разработки нефтяных месторождений определяется не только их геологическими свойствами, но pi правильным выбором системы поддержания пластового давления (ППД), призванной искусственным образом компенсировать расход потенциальной энергии продуктивных пластов. электрический нагрузка замыкание подстанция

На промыслах Западной Сибири наибольшее распространение получили системы законтурного и внутриконтурного заводнения, которые состоят из источников водоснабжения, систем подготовки, транспорта и нагнетания воды.

В качестве источников водоснабжения для систем ППД используются поверхностные, сточные и подземные воды (грунтовые пресные и пластовые минерализированные). Основные требования, предъявляемые к водозаборным сооружениям, следующие: постоянная и достаточная мощность, высокое и устойчивое качество воды в течение года, близость к району заводнения, простота технического решения забора воды, а также их экономичность [18].

Наиболее полно отвечают перечисленным требованиям подземные (пластовые) воды.

Во-первых, подземные воды обладают гораздо лучшими нефтевымывающими свойствами, чем поверхностные воды рек и озер. Экспериментально установлено, что воды Западной Сибири способствуют увеличению коэффициента вытеснения нефти по

сравнению с речной водой на 3-5%.

Во-вторых, при использовании подземных вод можно в очень

короткие сроки организовать поддержание пластового давления в нефтяных горизонтах и достичь высоких темпов прироста добычи нефти.

В-третьих, использование подземных вод для заводнения месторождений, находящихся на значительных расстояниях от надежного поверхностного источника водоснабжения, обеспечивают системам ППД высокую эффективность.

В-четвертых, использование минерализированных подземных вод, не находящих потребителей, позволяет экономить пресную воду рек, озер и грунтовых горизонтов, дефицит на которую растет с каждым годом. Задачи охраны окружающей среды также диктуют необходимость все более широкого применения подземных минерализированных вод вместо пресных.

Наибольшее промышленное применение подземные воды получили для заводнения нефтяных месторождений в Западной Сибири. В настоящее время воды горизонта на многих месторождениях региона являются основным, а на других важным дополнительным (наряду со сточными и поверхностными водами) источником технического водоснабжения кустовых насосных станций.

Глубина залегания водоносных пластов в составляет 900 -1100 м. Дебиты скважин обычной конструкции с колонной диаметром 152 мм при самоизливе достигают 4000 м³/сут (167 м³/ч).

Воды содержат газ. Поэтому до подачи такой воды на КНС газ необходимо отделять в сепараторах, затем утилизировать, либо сжигать его на факелах.

Добычу подземных вод и закачку их в разрабатываемые нефтяные залежи осуществляют по четырем основным технологическим схемам [18].

Первая схема предполагает производить добычу подземных вод из водозаборных скважин фонтанным или механизированным способам, а закачивать их в нагнетательные скважины с помощью наземных КНС.

Вторая - добычу подземных вод из водозаборных скважин фонтанным или механизированным способом, а закачивать их в нагнетательные скважины с помощью погружных высоконапорных насосов (подземных КНС).

Третья - естественный внутрискважинный перепуск воды из водоносного горизонта в разрабатываемый нефтеносный пласт.

Четвертая - принудительный внутрискважный перепуск воды из водоносного горизонта в разрабатываемый нефтеносный пласт с помощью погружного высоконапорного насоса.

В отличие от первых двух схем подземную воду по третьей и четвертой схемам закачивают в продуктивный пласт без подъема ее на поверхность.

Эксплуатация водозаборных скважин ведется фонтанным

способом, вертикальными глубинными центробежными насосами

типа АТН, струйными насосами НСВ-15, электроцентробежными

насосами типа ЭЦВ 10-120-60 и ЭЦВ 12-160-100,

предназначенными только для добычи воды,

электроцентробежными насосными установками типа УЭЦПК 16-3000-1000, предназначенные для добычи и закачки воды в нагнетательные скважины (подземные КНС).

Первая схема (рис. 1.1) получила наибольшее промышленное применение. Она является единственной, допускающей очистку

подготовку воды и добавку в нее химических реагентов. По этой схеме добываемая подземная вода подается по низконапорным водоводам (через газовые сепараторы и отстойники) на КНС, где насосы повышают ее давление и затем по разводящим высоконапорным водоводам направляется к нагнетательным скважинам [18].

Во избежание больших гидравлических потерь в трубопроводах КНС размещают вблизи нагнетательных скважин и оборудуют, как правило, тремя-пятью насосными агрегатами. На современных КНС применяются в основном центробежные насосы марки ЦНС производительностью 180, 500 м³/ч, напорами 950, 1185, 1422, 1660 и 1900 м с частотой вращения рабочего вала 3000 об/ мин. Такие насосы приводятся в действие, как правило, синхронными двигателями серии СТД мощностью соответственно 800, 1000, 1250,1600 и 4000 кВт, напряжением 6(10) кВ, частотой вращения 3000 об/мин, либо асинхронными двигателями с короткозамкнутым ротором мощностью 450-850 кВт, напряжением 6(10) кВ, частотой вращения 3000 об/мин (синхронных). Мощность электродвигателей варьируется в зависимости от напора насоса [3,13].

Рис. 1.1. Закачка подземных вод через нагнетательные скважины с помощью наземных КНС:

1- водоносный пласт; 2- нефтеносный пласт; 3- водозаборная;

4- водонагнетательная; 5- нефтяная добывающая скважина;

6- водосчетчик; 7- блок сепарации; 8- блок отстоя и подготовки воды; 9- дожимной насос; 10- КНС;

11- водораспределительный пункт; 12- манометр.

Для привода вспомогательных механизмов (вентиляторов, дренажных насосов, маслонасосов, электрифицированных задвижек) применяются короткозамкнутые, нормального исполнения асинхронные двигатели единых серий типа 4АА632УЗ, мощностью 0,37 кВт; 4А80В2УЗ, 2,2 кВт; 4А225М2УЗ 55 кВт; 4A90L2Y3, 3 кВт; АОС-42-4Ф2, 2,8 кВт напряжением 380/220 В.

1.2 Выбор основных насосов

Согласно заданию проектируемая кустовая насосная станция

должна обеспечивать закачку сеноманской воды в разрабатываемые

пласты нефтяного месторождения в объеме 4,5 млн. м³ в год при

рабочем давлении 19 МПа (190 кгс/см²). Для выбора типа

насоса и необходимого количества насосных агрегатов определим часовую производительность КНС:

(1.1)

где V_год - годовой объем закачки, м³;

Т_год - число часов работы насосных агрегатовв году, ч.

Исходя из заданных (19 МПа) и полученных (513,7 м³/ч) расчетных данных выбираем для проектируемой КНС четыре центробежных насоса (три рабочих и один резервный) типа ЦНС 180-1900.

Насос типа ЦНС 180-1900 - центробежный, горизонтальный, секционный, однокорпусный с односторонним расположением рабочих колес, с гидравлической пятой, подшипниками скольжения и концевыми передними и задними уплотнениями комбинированного типа. Входной патрубок расположен горизонтально, напорный вертикально. Каждый такой насос обеспечивает подачу 180 м³/ч (0,05 м3/с) и развивает напор 1900 метров водяного столба [1].

Рабочие характеристики насоса ЦНС 180-1900 показаны на рис. 1.2 и на листе 1 графической части дипломного проекта, а технические данные приведены в табл. 1.1

Рис. 1.2. Рабочие характеристики насоса ЦНС 180-1900

Таблица 1.1

Технические данные насоса типа ЦНС 180-1900

Параметр	Единица измерения	Значение
Подача	м3/с (м3/ч)	0,05 (180)
Напор	м	1900
Частота вращения (синхронная)	с-1 (об/мин)	50 (3000)
КПД:
насоса	%	73
агрегата	%	70
Мощность насоса при перекачке жидкости с р=1000 кг/м3	кВт	1350
Мощность агрегата при перекачке жидкости с р=1000 кг/м3	кВт	1480



1.3 Расчёт мощности и выбор электропривода

Расчетную мощность, необходимую для привода насоса ЦНС 180-1900, определим по формуле [12]:

,

(1.2)

где Q - подача насоса, м³/с;

Н - напор, развиваемый насосом, м;

р - плотность перекачиваемой жидкости, кг/м³,

(сеноманская вода имеет плотность 1012 кг/м³);

з _нас - КПД насоса, отн. ед.

КНС работают непрерывно при стабильной нагрузке.

Следовательно, электродвигатели насосов работают в

продолжительном режиме (S1). Тогда, расчетная мощность

насосного агрегата (с учетом коэффициента запаса, равного 1,2 ),

составит [3]:

(1.3)

где К₃ - коэффициент запаса, отн. ед.;

з - КПД передачи, отн. ед.

Для привода центробежных насосов ЦНС 180-1900 выбираем синхронные двигатели, так как они наиболее полно удовлетворяют технологии работы КНС и, кроме того, обладают целым рядом преимуществ [24]:

возможность регулирования значения и изменения знака реактивной мощности;

коэффициент полезного действия на 1,5 - 3 % выше, чем у асинхронного двигателя того же габарита;

наличие относительно большого воздушного зазора (в 2 - 4 раза больше, чем у асинхронного двигателя) значительно повышает надежность эксплуатации и позволяет, с механической точки зрения, работать с большими перегрузками;

строго постоянная частота вращения, не зависящая от нагрузки на валу, на 2 - 5 % выше частоты вращения соответствующего асинхронного двигателя; напряжение сети влияет на максимальный момент синхронного двигателя меньше, чем на максимальный момент асинхронного. Уменьшение максимального момента, вследствие понижения напряжения на его зажимах, может быть компенсировано форсировкой его тока возбуждения;

синхронные двигатели повышают устойчивость энергосистемы в нормальных режимах работы, поддерживают уровень напряжения;

могут быть изготовлены практически на любую мощность;

Принимая во внимание все выше сказанное, выбираем синхронные двигатели типа СТД 1600-2РУХЛ4 (производства Лысьвенского завода).

Технические данные электродвигателей приведены в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Технические данные двигателя типа СТД 1600-2РУХЛ4

Параметр	Единица измерения	Значение
1	2	3
Мощность активная	кВт	1600
Полная мощность	кВА	1850
Напряжение	В	10000
Частота вращения	об/мин	3000
Критическая частота вращения	об/мин	2450
Маховый момент ротора	т*м2	0,112
Максимальный вращающий момент (кратность к номинальному вращающему моменту)	Отн.ед.	1,66
Ток статора фазный	А	107
Коэффициент мощности	-	0,9(опережающий)
КПД	%	96,6
Напряжение возбуждения	В	52
Ток возбуждения	А	273
Допустимый маховый момент механизма, приведенный к валу двигателя, при одном пуске из холодного состояния	т*м2	0,84
Допустимое время прямого пуска при одном пуске из холодного состояния	с	6,8
Допустимый маховый момент механизма, приведенный к валу двигателя, при двух пусках из холодного состояния	т*м2	0,58
Допустимое время прямого пуска при двух пусках из холодного состояния	с	6,2
Допустимый маховый момент механизма, приведенный к валу двигателя, при одном пуске из горячего состояния	т*м2	0,35
Допустимое время прямого пуска при одном пуске из горячего состояния	с	4,1
Масса	т	7,5

Синхронные двигатели типа СТД 1600-2 выбираем закрытого исполнения с замкнутым циклом вентиляции и одним рабочим концом вала, который соединяется при помощи муфты с насосом ЦНС 180-1900. Обмотка статора таких двигателей имеет изоляцию "МОНОЛИТ - 2" класса нагревостойкости F [23]. Эти двигатели допускают прямой пуск от полного напряжения сети, если маховые моменты приводимых механизмов не превышают значений, указанных в табл. 1.2.

Работа двигателей СТД 1600-2 при напряжении выше 110% от номинального не допускается, а при понижении cosц допускается

при условии, что ток ротора не превышает номинального значения.

В случае потери возбуждения эти двигатели могут работать в асинхронном режиме при закороченной обмотке ротора. Допустимая нагрузка в асинхронном режиме определяется нагревом обмотки статора и не должна превышать значения, при котором ток статора на 10% больше номинального. В таком режиме работа допускается в течение 30 минут. За это время должны быть приняты меры по восстановлению нормальной работы системы возбуждения.

Двигатели СТД 1600-2 допускают самозапуск с погашением поля ротора и ресинхронизацию. Длительность самозапуска не должна превышать допустимого времени пуска двигателя из горячего состояния (см. табл. 1.2), а частота - не более одного раза в сутки.

Двигатели СТД 1600-2 допускают работу при несимметричном напряжении питания. Допустимое значение тока обратной последовательности равно 10% от номинального. При этом ток в наиболее нагруженной фазе не должен превышать номинального значения.

Тиристорное возбудительное устройство (ТВУ) предназначено для питания и управления постоянным током обмотки возбуждения синхронного двигателя. ТВУ позволяет осуществлять ручное и автоматическое регулирование тока возбуждения двигателя СТД 1600-2 во всех нормальных режимах работы.

В комплект ТВУ входят тиристорный преобразователь с блоками управления и регулирования, силовой трансформатор типа ТСП. ТВУ питаются от сети переменного тока 380 В, 50 Гц. Напряжение питания цепей защиты - 220 В постоянного тока.

ТВУ обеспечивает:

переход с автоматического регулирования на ручное в пределах (0,3 - 1,4) 1_ном с возможностью подстройки указанных пределов регулирования;

автоматический пуск синхронного двигателя с подачей возбуждения в функции тока статора или времени;

форсировку по напряжению возбуждения до 1,75 U_{B H0M} при номинальном напряжении источника питания с регулируемой продолжительностью форсировки 20-50 с. Форсировка возбуждения срабатывает при падении напряжения сети более чем на 15 - 20% от номинального, а напряжение возврата составляет (0,82 - 0.95) U_H0M;

ограничение угла отпирания силовых тиристоров по

минимуму и максимуму, ограничение тока возбуждения до

номинального значения с выдержкой времени, а также ограничение

значения тока форсировки до 1,41_{в ном} без выдержки времени;

форсированное гашение поля двигателя переводом преобразователя в инверторный режим. Гашение поля осуществляется при нормальном и аварийном отключениях двигателя, а также при работе автоматического включения резерва (АВР), при условии сохранения питания ТВУ;

автоматический регулятор возбуждения (АРВ) обеспечивает регулирование тока возбуждения СТД 1600-2 для поддержания напряжения сети с точностью до 1,1 U_H0M.

1.4 Выбор БКНС

Зная основные параметры проектируемого объекта, принимаем типовую блочную кустовую насосную станцию БКНС, изготовляемую по ТУ 39-0148463-019-84, технические данные которой приведены в табл. 1.3 [3,22].

Таблица 1.3

Технические данные БКНС

Параметр	Единица измерения	Значение (тип)
Производительность	м3/с (м3/сут)	От 0,1 (8640) до 0,2 (17280)
Давление:
на вводе в станцию	МПа (кгс/см2)	До 2,0 (20)
на выходе из станции	МПа (кгс/см2)	От 19 (190) до 21 (210)
Основной насосный агрегат:
количество	шт	4
тип насоса	-	ЦНС 180-1900
тип электродвигателя	-	СТД 1600-2РУХЛ4
система возбуждения электродвигателя	-	Тиристорная
Режим работы	-	Полуавтоматический
Род тока	-	Трехфазный переменный
Напряжение	В	10000, 380/220
Частота	Гц	50 50

БКНС представляет собой изделие высокой заводской готовности, состоящее из нескольких блоков. Конструкция блоков позволяет транспортировать их самолетами "Антей" и "Руслан", по железной дороге и автомобильным транспортом на прицепе грузоподъемностью не менее 20т.

Насосное и вспомогательное оборудование БКНС размещается в блоках, которые на площадке стыкуются между собой.

БКНС позволяют при минимальных затратах быстро наращивать новые мощности по закачке воды в продуктивные пласты.

Проектируемая кустовая насосная станция, генеральный план которой приведен на рис. 1.3 и на листе 1 графической части дипломного проекта, включает в себя:

- блочно - комплектную насосную;

- блок управления;

- комплектную трансформаторную подстанцию;

- блок трансформаторов;

- водозаборные скважины;

- блок коллекторов;

- безнапорную дренажную емкость;

- узел сепарации;

- свечи факелов;

- культбутку;

- туалет;

- мачту прожекторную высотой 21 м.

Блочно - комплектная насосная состоит из четырех блоков основных насосных агрегатов (рис. 1.4).

Рис. 1.4. Блок основного насосного агрегата

В каждом таком блоке установлено следующее основное оборудование:

- электродвигатель типа СТД 1600-2;

- насос типа ЦНС 180-1900;

- маслосистема насоса ЦНС 180-1900;

4 - всасывающий трубопровод с обратным клапаном и

задвижкой с

электроприводом ЗКЛПЭ-100-250;

5 - нагнетательный трубопровод;

Кроме того, в этих блоках размещается следующее

вспомогательное оборудование:

насос ЦВ-5/105 с электродвигателем типа 4A180S2Y3;

электронагревательные печи;

оборудование КИП и автоматики;

электрические светильники;

углекислотный огнетушитель.

Блок управления предназначен для размещения

пускорегулирующей аппаратуры БКНС. В блоке, где

предусмотрено рабочее место дежурного оператора, установлены шкафы управления синхронными двигателями, приборный щит, общестанционный щит, щит вторичных приборов, щит управления крупноблочный (ЩСУ), блоки питания, распределительный пункт и шесть электронагревательных печей.

Комплектная трансформаторная подстанция в состав БКНС не входит и проектируется отдельно.

Блок трансформаторов предназначен для питания электроприемников БКНС, работающих на напряжении 380/220 В.

Блок коллекторов предназначен для приема воды из блоков насосов, распределения ее по нагнетательным скважинам, для промывки скважин, для измерения количества и давления воды, подаваемой на скважины.

В блоке коллектора установлено следующее оборудование:

коллектор с задвижками ЗКЛПЭ-100-250;

коллектор для промывки скважин с задвижками ЗКЛ2-50-250;

расходомеры;

электронагревательные печи.

Узел сепарации (рис. 1.5) предназначен для очистки сеноманских вод от механических примесей и отделения газа.



Рис. 1.5. Узел сепарации:

1 - емкость; 2 - узел входа воды; 3 - установка автоматики; 4 - узел выхода воды; 5 - узел выхода газов

В состав узла входят: три емкости по 50 м³ каждая, узлы входа и выхода воды, узел выхода газа, узел очистки и площадка для сброса отдельных механических примесей. Емкости оборудованы предохранительными клапанами.

В качестве источника водоснабжения для проектируемой БКНС принимаем куст водозаборных скважин, состоящий из шести

сеноманских скважин (вместе с резервом), расположенной в непосредственной близи от площадки БКНС. Водозаборные скважины оборудуются электроцентробежными насосами типа ЭЦВ10-120-60, каждый из которых способен обеспечивать подачу воды 120 м³/ч (2880 м³/сут) и развивать напор 60 м. Технические данные насосов ЭЦВЮ-120-60 приведены в табл. 1.4.

Таблица 1.4Технические данные насоса ЭЦВЮ-120-60

Параметр	Единица измерения	Значение
Подача	м3/ч	120
Напор	м	60
Число ступеней насоса	-	3
Частота вращения	МИН"1	2920
КПД:
насоса	%	71
агрегата	%	60
Мощность электродвигателя	кВт	32
Габариты электронасосного агрегата:
ширина	ММ	235
длина	ММ	2150
Масса	кг	345

Схема технологической обвязки БКНС представлена на рис.1.6 и на листе 1 графической части дипломного проекта.

Вода из водозаборных скважин. 1 по низконапорным водоводам

2 поступает в емкости узла сепарации 3 для отделения из нее механических примесей и газа. Отделившиеся механические примеси, по мере накопления, сбрасываются по трубам на специальную площадку. Для промывки этих труб предусмотрена специальная линия из блока коллектора.

А отделившийся газ отводится на свечу.

Для регулирования количества воды в емкостях узла сепарации, на приемной линии предусмотрены регуляторы уровня, которые регулируют подачу воды в емкости.

Из узла сепарации сеноманская вода, пройдя фильтр 4, с содержанием механических примесей не более 20 мг/л поступает по низконапорным трубопроводам 5 в блоки основных технологических насосов. В каждый насос вода подается через фильтр, в котором улавливаются крупные частицы оставшихся после очистки механических примесей.

От основных технологических насосов 6 типа ЦНС 180-1900 вода под рабочим давлением (приблизительно 19-21 МПа) через обратные клапаны, счетчики количества перекачиваемой воды и задвижки по напорному трубопроводу 8 поступает в блок коллектора 9, откуда по разводящим водоводам 10 направляется к нагнетательным скважинам для закачки в разрабатываемые продуктивные пласты. На каждом таком отводящем водоводе в блоке коллектора устанавливаются обратные клапаны и задвижки.

При работе станции с давлением на входе свыше 0,6 МПа необходимо выполнять разгрузку сальников насосов ЦНС 180-1900, для чего предусмотрена система вспомогательных трубопроводов 11, по которым вода с сальников самотеком отводится в дренажную подземную емкость 12. По мере накопления воды, вспомогательные насосы 13, работающие в автоматическом режиме по уровню жидкости в дренажной емкости 12, забирают утилизированную воду и вновь закачивают ее в приемный низконапорный трубопровод 5, питающий основные насосы, для повторного использования. Таким образом, исключается возможность загрязнения окружающей среды.

Указанные вспомогательные насосы 13 также оборудуются обратными клапанами и задвижками. Отводная линия с задвижкой предназначена для подключения к узлу сепарации для периодической промывки его емкостей.

Наружное освещение территории БКНС осуществляется при помощи прожекторов, устанавливаемых на специальных мачтах.



2. Расчёт электрических нагрузок

Достоверное определение электрических нагрузок имеет исключительно важное значение при проектировании электроснабжения любого объекта, поскольку они (нагрузки) дают возможность обоснованно прогнозировать потребление электрической энергии, правильно выбрать источники питания, уровни напряжений, схему электроснабжения и отдельные ее элементы (силовые трансформаторы, коммутационные аппараты, провода и кабели).

Кустовые насосные станции по закачке воды в пласт, как уже отмечалось, являются наиболее энергоемкими стационарными нефтепромысловыми установками, поэтому практически всегда при них сооружаются распределительные подстанции, рассчитанные для электроснабжения потребителей всего участка нефтедобывающего промысла,

Расчет электрических нагрузок участка нефтедобывающего промысла, которые характеризуются высокой стабильностью, будем производить по установленной мощности и коэффициенту спроса [3,4,25]. При использовании этого метода расчета необходимо предварительно разбить все электроприемники на характерные группы с более или менее одинаковыми режимами работы и по каждой такой группе определить суммарную номинальную установленную мощность. При этом резервные электроприемники в расчете не учитываются [19].

(2.1)

где Р_ном.i - номинальная активная мощность i-гo единичного

электроприемника, кВт;

n - число электроприемников в рассматриваемой группе.

Расчетные нагрузки групп однородных электроприемников будем определять по следующим формулам [25]:

Р_Р = К_СР_УСТ; (2.2)

Q_P = P_Ptgц; (2.3)

(2.4)

где К_с - коэффициент данной характерной группы электроприемников;

P_уст - номинальная установленная мощность данной характерной группы электроприемников, кВт;

tgц - коэффициент реактивной мощности данной характерной группы электроприемников;

Р_р - расчетная активная нагрузка, кВт;

Q_p - расчетная реактивная нагрузка, квар;

S_p - расчетная полная нагрузка, кВ-А.

Значения коэффициента спроса для отдельных групп

электроприемников принимаем из справочной литературы

[19,21] и научно-технических публикаций, отражающих

накопленный производственный опыт. Так, например, согласно монографии [3] для основного электрооборудования БКНС коэффициент спроса принят равным 0,9.

При расчете будем учитывать компенсирующие возможности синхронных двигателей, т.е. значение величины Q_p для них будет со знаком минус.

Результаты расчета электрических нагрузок, произведенного по формулам (2.1) - (2.4), сведены в табл. 2.1.



Таблица 2.1

Результаты расчета электрических нагрузок

Наименование групп электроприёмников	Количество рабочих, всего шт	Номинальная мощность, кВт	Установленная мощность, кВт	Расчётные коэффициенты	Расчётные мощности
				cosц	tgц	Кс	РР, кВт	QР, квар	SР, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1. НАГРУЗКИ ПО БКНС Напряжение 380/220 В
1.1 Погружные водозаборные установки ЭЦВ-10-120-60	5 6	32,0	160,0	0,75	0,882	0,95	152,0	134,0
1.2 Тиристорные возбудители синхронных двигателей СТД 1600-2	3 4	20,0	60,0	0,90	0,484	0,90	54,0	26,1
1.3 Асинхронные двигатели 4А90L2У3 маслонасосов	3 4 4	3,0	9,0	0,88	0,540	0,90	8,1	4,4
1.4 Асинхронные двигатели 4АА632У3 вентиляторов	3 4	0,37	1,1	0,86	0,594	0,95	1,0	0,6
1.5. Асинхронные двигатели 4А80В2УЗ дренажных насосов	1 2	2,2	2,2	0,87	0,567	0,40	0,9	0,5
1.6. Асинхронные двигатели 4 А225М2УЗ дренажных насосов	1 2	55,0	55,0	0,92	0,426	0,20	11,0	4,7
1.7. Асинхронные двигатели АОС-42-Ф2 задвижек	24	2,8	67,2	0,85	0,620	0,05	3,4	2,1
1.8. Асинхронные двигатели 4A180S2y3 насосов ЦВ-5/105	3 4	22,0	66,0	0,91	0,456	0,90	59,4	27,1
1.9. Эектрообогревательн ые печи	18	10,0	180,0	1,00	-	0,80	144,0	-
1.10. Электрическое освещение (внутреннее и наружное)	-	-	7	1,00	-	0,70	4,9	-
Итого поил. 1.1-1.10				0,91	0,456		438,7	199,5	482, 1
Напряжение 10000 В
1.11. Синхронные двигатели СГД 1600-2 насосов ЦНС18О-1900	3 4	1600,0	4800,0	0,90 (опер)	0,484	0,90	4320,0	-2090,9	4799,4
Итого по п. 1.11				0,90 (опер)	0,484		4320,0	-2090,9	4799,4
Всего по БКНС			5407,5	0,93 (опер)	0,396		4758,7	-1891,4	5120 ,8
2. ВНЕШНИЕ НАГРУЗКИ Напряжение 10000 В
2.1. Кусты скважин с ЭЦН	6	550,0	3300,0	0,70	1,02	0,80	2640,0	2692 ,8
2.2. Кусты скважин с ШГН	2	100,0	200,0	0,75	0,882	0,70	140,0	123, 5
2.3. ДНС на три насосных агрегата	2 3	400,0	800,0	0,91	0,456	0,95	760,0	346,6
2.4. Буровые установки	2	3000,0	6000,0	0,90	0,484	0,60	3600,0	1742, 4
Итого по пп. 2.1-2.4				0,82	0,698		7140,0	4905 ,3	8662 ,6
Всего по подстанции				0,969	0,254		11898,7	3013 ,9	1227 4,5

Итак, результаты расчета показали, что на проектируемой БКНС электрические нагрузки составляют всего 5119 кВ-А, в том числе на напряжении 380/220 В - 484 кВ-А.

Кроме собственных электрических нагрузок БКНС со сборных шин 10 кВ ее подстанции 110/10 кВ питаются такие близрасположенные нефтепромысловые объекты, как:

кусты скважин, оборудованные ЭЦН;

кусты скважин, оборудованных станками-качалками;

дожимная внутрипромысловая нефтенасосная станция;

две буровые установки (временно)

С учетом внешних потребителей электрической энергии общая расчетная нагрузка на шинах 10 кВ проектируемой при БКНС подстанции составляет 12274,5 кВА при cosц = 0,969.



3. Электроснабжение БКНС

Для нормальной работы любого промышленного предприятия должно быть обеспечено бесперебойное его снабжение электрической энергией в необходимом количестве и определенного качества.

В связи с тем, что Западная Сибирь отличается сложными климатическими условиями, к надежности электроснабжения технологических установок нефтедобычи, расположенным в этом регионе, предъявляются особые требования. Так, электроприемники БКНС по надежности электроснабжения отнесены к потребителям первой категории [15].

В соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) потребители первой категории должны обеспечиваться электроэнергией не менее чем от двух независимых источников, а перерыв в электроснабжении допускается лишь на время автоматического включения резервного питания. Поскольку двухцепная линия не удовлетворяет этим требованиям, питание БКНС предусматриваем осуществлять по двум одноцепным воздушным линиям электропередачи [4,29].

3.1 Выбор рационального напряжения

Выбор рационального напряжения для питающих ВЛ и высшего напряжения (ВН) силовых трансформаторов входит в комплекс основных вопросов проектирования систем электроснабжения промышленных предприятий [25].

Экономически целесообразное напряжение зависит от многих факторов: мощности нагрузок, удаленности их от источников питания, расположения их относительно друг друга, от выбранной конфигурации электрической сети и др.

Значение рационального уровня напряжения можно рассчитать по передаваемой мощности и расстоянию, на которое она передается, по формуле [4,9]:

(3.1)

где L - длина линии электропередачи, км;

Р - передаваемая активная мощность, МВт.

Те факты, что электроснабжение вновь вводимых нефтяных месторождений рекомендуется осуществлять на напряжении НО кВ [15], и, что полученное расчетное значение U_paсч= 47,7 кВ, позволяют принять для питающих БКНС ВЛ стандартное номинальное напряжение U_H0M= 110 кВ.

3.1.2. Выбор напряжения распределительной сети нефтепромысла и низшего напряжения (НН) силовых трансформаторов является важным моментом проектирования электроснабжения БКНС.

В нефтяной промышленности традиционным напряжением распределительной сети нефтепромысла является б кВ. Это

обусловлено тем, что в свое время для привода нефтепромысловых механизмов (буровые станки, КНС, ДНС и др.) получили широкое применение асинхронные, а затем и синхронные двигатели напряжением б кВ. В связи с организацией в последние годы массового выпуска в нашей стране синхронных двигателей напряжением 10 кВ сложились благоприятные предпосылки электрификации нефтяных промыслов на напряжении 10 кВ [3], которое является более прогрессивным, нежели напряжение 6 кВ.

Напряжение 10 кВ позволяет увеличить предельную дальность передачи мощности при прочих равных условиях примерно на 70%, сократить потери в сетях, уменьшить капитальные вложения в обустройство месторождений за счет уменьшения числа подстанций и протяженности ЛЭП и др. [29].

На основании СН-174-75 при наличии на предприятии

электродвигателей на напряжении 10 кВ, составляющих 50-60% от

общего числа высоковольтных электродвигателей,

электроснабжение его следует осуществлять на напряжении 10 кВ

[3].

Технико-экономическое обоснование целесообразности принятия рабочего напряжения 10 кВ приведено в экономической части дипломного проекта.

Исходя из всего выше сказанного, окончательно принимаем для распределительной сети нефтепромысла и низшего напряжения силовых трансформаторов проектируемой подстанции при БКНС стандартное напряжение, равное U_H0M =10 кВ.

Таким образом, при БКНС будем проектировать подстанцию 110/10 кВ.

Напряжение для питания электроприемников вспомогательного оборудования и электрического освещения БКНС (внутреннего, внешнего и аварийного), электрического отопления, систем автоматики, управления и защиты технологического оборудования принимаем стандартное напряжение U_H0M =380/220 В.

3.2 Выбор главной типовой схемы подстанции 110/10 кВ

В целях унификации конструктивных решений при проектировании подстанций рекомендуется применять типовые главные схемы электрических соединений [4,9,15].

Схемы подстанций должны обеспечивать питание потребителей без ограничений в нормальных и послеаварийных режимах. Отключение одного из ее элементов не должно вызывать нарушения устойчивости нагрузки и работу устройств противоаварийной автоматики с действием на отключение потребителей.

На подстанциях 110 кВ в Западной Сибири, проектируемых при объектах нефтедобычи, учитывая наличие синхронных двигателей и требования к быстроте отключения короткого замыкания (КЗ), рекомендуется применять главные схемы только с выключателями [15].

Исходя из всего выше сказанного, для проектируемой подстанции глубокого ввода (ПГВ) НО кВ принимаем в качестве главной схемы электрических соединений типовую схему 110-5АН - "мостик с выключателями в цепях трансформаторов и в перемычке" (рис. 3.1).

Рис. 3.1. Главная схема подстанции 110/10 кВ "мостик с выключателями в цепях трансформаторов и в перемычке"

При нормальном режиме работы подстанции перемычка на ее ОРУ-110 кВ разомкнута, силовые трансформаторы работают раздельно и питаются каждый по своей ВЛ 110 кВ. Но эта схема позволяет присоединять и оба трансформатора к одной из питающих ВЛ 110 кВ.



3.3 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов подстанции глубокого ввода 110/10 кВ

Число силовых трансформаторов на понизительной подстанции 110/10 кВ при БКНС определяется, главным образом, требованиями надежности электроснабжения БКНС.

Так как наш объект относится к потребителям первой категории, то электроснабжение его будем осуществлять по двум одноцепным,

ВЛ 110 кВ через два взаиморезервирующихся силовых

трансформатора, выбираемых с учетом того, что при аварии на одном из них, другой, оставшийся в работе, должен нести всю нагрузку

(с учетом допустимых нормальных и аварийных перегрузок).

Двухтрансформаторные подстанции экономически более целесообразны, чем подстанции с одним или большим числом трансформаторов [25].

Выбор единичной мощности трансформаторов для проектируемой подстанции осуществляем с учетом размещения БКНС в труднодоступном районе, плотного графика нагрузки (Тmах ⁼ 6000 - 8000 ч/год) и необходимости 100% резервирования электроснабжения потребителей [15], т.е.:

Sном.> Sр (3 2)

где S_{H0M T} - номинальная полная мощность трансформатора;

S_p - расчетная полная мощность нагрузки.

Основываясь на этом критерии, а также на полученном

значении расчетной мощности нагрузки, равной 12,3 MBА (см.

раздел 2), выбираем два силовых трансформатора типа ТДН -

16000/110 - трехфазных масляных двухобмоточных класса

напряжения НО кВ с РПН (ГОСТ 17544-85), технические

данные которых приведены в табл. 3.1 [19].



Таблица 3.1

Технические данные трансформатора типа ТДН - 16000/110

Параметр	Единица измерения	Значение
Полная мощность	кВ-А	16000
Номинальное напряжение обмоток:
ВН	кВ	115
НН	кВ	11
Пределы регулирования	-	±9x1,78%
Напряжение короткого замыкания	% от номинального	10,5
Ток холостого хода	% от номинального	0,7
Потери короткого замыкания	кВт	85
Потери холостого хода:
активной мощности	кВт	18
реактивной мощности	квар	112
Активное сопротивление	Ом	4,38
Индуктивное сопротивление	Ом	86,7
Схема и группа соединения обмоток трансформаторов	-	Yh/Д-11
Масса:
масла	кг	12820
полная	кг	41500

3.4 Выбор комплектной трансформаторной подстанции для питания электроприёмников на напряжение 380/220 В

Для питания вспомогательного электрооборудования БКНС

на напряжении 380/220 В запроектируем комплектную

двухтрансформаторную подстанцию напряжением 10/0,4 кВ.

Мощность устанавливаемых в ней силовых трансформаторов

выбираем аналогичным образом по критерию (3.2). Так как

нагрузки по БКНС на напряжении 380/220 В составляют всего 482

кВ-А, то для их питания электроэнергией выбираем 2КТП - 630,

производства Хмельницкого завода трансформаторных подстанций,

с двумя силовыми трехфазными масляными трансформаторами типа

ТМЗ-630/10 (ГОСТ 16555-75) [19]. Технические данные КТП приведены в табл. 3.2 [3], а вид комплектной трансформаторной подстанции - на рис. 3.2.

Таблица 3.2

Технические данные 2КТП - 630Параметр	Единица из мерения	Значение (тип)
Полная мощность	кВ-А	630
Количество трансформаторов	-	2
Тип трансформатора	-	ТМЗ-630/10
Шкафы ввода ВН типа ВВ-1
максимальное количество кабелей	шт	2
наибольшее сечение кабеля	мм2	3x150
масса	кг	35
Шкафы ввода НН типа КН-1, КН-3
номинальный ток сборных шин	А	1600
номинальное напряжение	В	0,4
амплитудное значение периодической составляющей тока КЗ	кА	50
односекундное значение действующего тока КЗ	кА	25
количество автоматов АВМ4В (АВМ10В)	шт	2
количество автоматов АВМ20В	шт	1
количество амперметров и трансформаторов тока типа ТШ-20 на отходящих линиях	шт	2
максимальное количество кабелей низкого напряжения	шт	4
комплект приборов предупредительной сигнализации трансформатора	-	1
комплект приборов АВР	-	1
масса	кг	850



Рис. 3.2 Внешний вид 2КТП - 630.

Технические данные трансформатора ТМЗ приведены в табл. 3.3 [19].

Таблица 3.3

Технические данные трансформатора типа ТМЗ - б30/10

Параметр	Единица измерения	Значение
Полная мощность	кВ-А	630
Номинальное напряжение обмоток:
ВН	кВ	10
НН	кВ	0,23 -0,4
Напряжение короткого замыкания	% от номинального	5,5
Ток холостого хода	% от номинального	3,0
Потери короткого замыкания	кВт	8,5
Потери холостого хода:
активной мощности	кВт	1,68
реактивной мощности	кв ар	18,9
Активное сопротивление	Ом	2,12
Индуктивное сопротивление	Ом	8,5
Схема и группа соединения	-	Y/YH-0
обмоток трансформаторов
Масса:	кг
масла	кг	750
полная	кг	2860

3.5 Расчёт сечения и выбор марки проводов для ВЛ 110 кВ

Для линий напряжением до 500 кВ включительно при выборе

сечений проводов технико-экономический расчет по определению

оптимального соотношения расхода материала и потерь электроэнергии, как правило, не производится, так как эта задача решается с использованием нормируемых обобщенных показателей - экономической плотности тока для воздушных и кабельных линий [17].

Выбор экономически целесообразного сечения для проектируемых ВЛ 110 кВ будем производить, согласно ПУЭ, по так называемой экономической плотности тока, значение которой зависит от материала провода ВЛ и числа часов использования максимума нагрузки в году, по формуле:

q₃=I_p/J₃, (3.3)

где 1р - расчетны...