Применение погружных центробежных насосов в нефтяной промышленности

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Как известно, в нефтяной отрасли используется сложное и дорогостоящее оборудование. Все это оборудование имеет определённый рабочий ресурс, то есть минимальное время наработки на отказ, определяемое нормативно-технической документацией. Однако зачастую оборудование выходит из строя преждевременно, что влечет за собой большие затраты времени и средств на его замену или ремонт. В связи с этим, поиск причин преждевременного выхода из строя оборудования, анализ этих причин и выработка рекомендаций способных продлить безаварийный период работы оборудования является актуальной проблемой. В данной дипломной работе поставленная проблема решается относительно УЭЦН. Известно, что в Российской федерации наибольшие объемы добычи нефти приходится именно на долю УЭЦН, поэтому поставленная проблема имеет особенно большой приоритет.

Итак, объектом исследования является УЭЦН, целью - комплексный анализ причин отказов УЭЦН, в частности, на месторождениях Л. и Т., а также рассмотрение возможных методов продления безаварийной работы установок. Поставленная цель достигается путем решения следующих задач в определенной последовательности:

- Представить общее понятие об оборудовании и явлениях, о которых пойдет речь в данной работе.

- Дать детальное представление о УЭЦН, рассмотреть его основные возможности, описать отдельные элементы, режимы работы, рассмотреть процесс подбора УЭЦН к скважине.

- Рассмотреть какие именно элементы УЭЦН могут выходить из строя, найти наиболее подверженные поломкам элементы.

- Проанализировать существующие на сегодняшний день способы поиска и анализа причин отказов УЭЦН.

- Изучить основные факторы (причины), осложняющие работу УЭЦН, приводящие к его поломкам, описать некоторые способы уменьшения вредного воздействия этих факторов.

- Применить полученные результаты к анализу причин отказов на Т. и Л. месторождениях.

Структура работы выполнена в виде поэтапного решения поставленных выше задач. Гипотеза состоит в том, что в случае достижения цели дипломной работы будет возможно пользоваться полученными результатами и выводами для оптимизации работы УЭЦН.



1. Общее понятие об установке электроцентробежного насоса, физические принципы ее работы. История применения

1.1 Краткая историческая справка

Установки электрических погружных центробежных насосов относятся к классу бесштанговых установок и играют в нефтедобывающей промышленности России определяющую роль по объему добываемой нефти. Они предназначены для эксплуатации добывающих скважин различной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводненная нефть; смесь нефти, воды и газа. (Мищенко, скважинная добыча нефти). УЭЦН очень универсальное оборудование, диапазон подач которого 10-1000 м^3/сут, напор может превышать 3000 м, КПД установок самый высокий среди всех механизированных способов добычи. Также УЭЦН имеет гибкую систему дистанционного управления, позволяющую добиться требуемого рабочего режима.

Создателем первого в мире УЭЦН является наш соотечественник Арутюнова Армаиса Саркисович. Первые промысловые эксперименты с установкой погружного центробежного насоса были проведены А. Арутюновым в Бакинских нефтяных месторождениях.

Позже российский изобретатель эмигрировал в США, где основал фирму REDA. Первые серийные образцы насосов компания Армаиса стала выпускать в 1926 году. Арутюнов А. получил патент США на свою погружную установку, где открыл принципиальные особенности нового способа добычи нефти. В дальнейшем, конструкция установки все время совершенствовалась, адаптируясь к усложняющимся условиям эксплуатации. В 1930 году компания меняет свое название на REDA Pump и еще долгие годы занимает лидирующие позиции на рынке погружных центробежных электронасосов.

В СССР Работы по конструированию, исследованию и внедрению глубинных бесштанговых насосов осуществлялись особым конструкторским бюро по бесштанговым насосам (ОКБ БН), которое в эти годы являлось головной организацией по этому виду оборудования.

ОКБ БН было создано 1 сентября 1950 года по приказу Министра нефтяной промышленности Н. Байбакова. Создание ОКБ БН было закономерной необходимостью. К этому времени были открыты новые нефтяные месторождения в Татарии, Башкирии, Поволжье. Для осуществления планов по резкому повышению добычи нефти в стране необходимо было адекватное высокопроизводительное погружное оборудование. К этому времени советские нефтяники по достоинству оценили положительный опыт эксплуатации установок погружных центробежных насосов на примере 53 комплектов, полученных в 1943 году из США по ленд-лизу. Изготовителем этих УЭЦН была фирма РЭДА. Со спуска первой погружной центробежной установки в 1928 году УЭЦН являются одним из главных видов высокопроизводительного оборудования для добычи нефти: в настоящее время более 84000 нефтяных скважин РФ эксплуатируются УЭЦНами.

Большую роль в быстром ознакомлении в СССР с УЭЦНами сыграла поездка советских специалистов в США на фирму РЭДА. В составе этой делегации был и основатель ОКБ БН Александр Антонович Богданов. Следует лишний раз подчеркнуть большую помощь, оказанную советским специалистам Армаисом Арутюновым. Благодаря этой помощи и благодаря самоотверженной работе первых сотрудников ОКБ БН - энтузиастов своего дела, первая отечественная установка УЭЦН в рекордно короткие сроки, была спущена 0 марта 1951 в скважину треста "Октябрьнефть" объединения "Грознефть.

1.2 Принцип работы установки электроцентробежных насосов

Рисунок 1 - Принципиальная схема устройства УЭЦН

Подъем жидкости из скважины осуществляется за счет работы электроцентробежного насоса, функциональная схема которого представлена на рисунке 1. Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления.

Физический принцип работы данного насоса основан на сообщении определенной кинетической энергии от вращающегося на валу рабочего колеса (Рисунок 2), имеющего полые каналы, к потоку движущейся жидкости, которая в результате получения ускорения движется вверх вдоль стенок направляющего аппарата.

Рисунок 2 - Движение потока жидкости в ступени ЭЦН

Затем жидкость последовательно поступает в следующий направляющий аппарат и рабочие колесо, приобретая новую порцию кинетической энергии. Рабочая пара колесо - направляющий аппарат называется ступенью ЭЦН. Ступени (Рисунок 3) расположены в секциях ЭЦН. Жидкость в секции попадают через приемную сетку газосепаратора. Таким образом, при подъеме жидкости происходит превращение кинетической энергии жидкости, в потенциальную энергию столба этой жидкости. После прохождения секций УЭЦН жидкость через обратный и спускной клапаны попадает в НКТ и движется по ней вверх, до устья скважины. Источником вращательного движения вала, на который насажены рабочие колеса, и все остальные вращающиеся элементы установки, является погружной асинхронный трехфазный электродвигатель. Управление асинхронным двигателем осуществляется при помощи находящейся на поверхности станции управления. Ток к двигателю подается через кабельную линию 4 с поверхности. Более подробно установка электроцентробежного насоса, ее основные элементы и режимы работы будет рассмотрена во главе.

Рисунок 3 - Секция ЭЦН

1.3 Действие осложняющих факторов

Как известно, на сегодняшний день большинство нефтяных месторождений РФ находится на 3 и 4 стадии разработки. С каждым днем увеличивается малодебитный фонд скважин, условия извлечения углеводородов становятся все сложнее. На территории Западной Сибири большинство скважин имеет глубины более 2 км, причем стволы скважин имеют значительные отклонения углов от вертикали. Помимо этого, извлекаемая нефть зачастую имеет высокое количество растворенного газа, механических примесей, смол. Пластовые воды содержат большое количество солей, которые негативно сказываются на работе оборудования. Эти и многие другие негативные факторы приводят к осложнениям работы УЭЦН и преждевременным выходам оборудования из строя. Причем стоит отметить, что технологии, используемые в изготовлении УЭЦН, постоянно совершенствуются, однако одновременно усложняются и условия работы насосов. погружной центробежный скважина отказ

Совокупное действие осложняющих факторов на работу насоса снижает рентабельность эксплуатации оборудования, а порой сводит ее на нет. В связи с этим, одной из значимых задач, стоящих перед нефтяными и сервисными компаниями, работающими с УЭЦН, является сведение к минимуму действия осложняющих факторов. Однако, чтобы эффективно бороться с проблемой необходимо ее детально представлять. Очень важно понять какие именно причины приводят к поломкам УЭЦН, как это происходит, и в каком соотношении. Выяснив эти вопросы можно приступать к проведению защитных мер оборудования от влияния тех или иных осложнений.



2. Характеристика состава и устройства установок электроцентробежных насосов, режимов их работы

2.1 Характеристики погружных электроцентробежных насосов

Основными показателями, характеризующими рабочие параметры УЭЦН, являются зависимости напора, КПД и потребляемой мощности от подачи насоса. Данные зависимости представляются в виде графиков. Причем в паспорте установки эти зависимости представлены при работе на воде плотностью 1000, поэтому при расчете насоса к скважинным условиям необходим пересчет его параметров. Пример подобной зависимости представлен на рисунке 4 и называется основной характеристикой насоса. Рациональная область работы насоса соответствует промежутку 0,75*Q_опт<Q<1,25*Q_опт. Как видно из графика, в этой области наиболее высокие значения КПД. При этом в левой части характеристики (Q < 0,7*Q_опт) возможно кратное увеличение уровня вибрации насоса, а правой части насос работает с повышенными мощностными затратами, при этом происходит износ рабочих ступеней, нагрев пластовой продукции и ухудшение условий охлаждения погружного электродвигателя.

Рисунок 4 - Характеристика погружного центробежного насоса



- подача насоса на оптимальном режиме работы, ;

- рациональная область работы насоса, ;

режим нулевой подачи, ;

- напор на режиме оптимальной подачи, м;

- напор в рациональной области, м;

- напор на режиме нулевой подачи, м;

-мощность холостого хода (при ), кВт;

- максимальный КПД насоса при , %;

- минимальный КПД насоса в рациональной области, %.

Зависимость напора от подачи Q-Н называется основной характеристикой насоса. По форме основной характеристики все погружные центробежные насосы можно разделить на три типа:

- характеристика с максимальной точкой;

- пологопадающая характеристика;

- крутопадающая характеристика.

По целому ряду причин наихудшими для эксплуатации скважин являются насосы с характеристикой с максимальной точкой, а наилучшими - насосы с пологопадающей характеристикой. Как видно из рисунка 5, потеря напора в рациональной области подач для насосов с характеристикой с максимальной точкой составляет ; для насосов с пологопадающей характеристикой ; для насосов с крутопадающей характеристикой -; при этом > > . Таким образом, наименьшая потеря напора в рациональной области работы насоса характерна для насосов с пологопадающей характеристикой, что является их существенным эксплуатационным преимуществом. Паспортные характеристики погружных центробежных насосов, как уже отмечалось, получены при работе на воде. Разнообразие эксплуатационных условий скважин трансформирует водяные характеристики, иногда существенно. Основное влияние на характеристики центробежных насосов оказывают вязкость откачиваемой жидкости и содержание в жидкости свободного газа. В связи с этим обязательным является пересчет характеристики насоса на конкретную скважинную продукцию.

Рисунок 5 - Типы характеристик погружных центробежных насосов: 1 - с максимальной точкой; 2- пологопадающая; 3 - крутопадающая

Установки УЭЦН имеют условные обозначения для удобства записи (рисунок 6). Пример условного обозначения установки УЭЦНМ 5-125-1200 ВК 02 ТУ 6-06-1486-87, где У - установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м³/сут: 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ [1]. Для установок коррозионностойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква "К".

Рисунок 6 - значение шифра УЭЦН (ивановский оборудование)

Допустимые параметры перекачиваемых сред без использования газосепараторав, для УЭЦН обычного исполнения [14] следующие:

· Среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);

· Максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и к. п. д. - 1 мм²/с;

· Водородный показатель попутной воды рН 6,0-8,5;

· Максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л);

· Микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;

· Максимальное содержание попутной воды - 99 %;

· Максимальное содержание свободного газа у основания двигателя - 5 %, для установок с насосными модулями-газосепараторами (по вариантам комплектации) - 55 %;

· Максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001 % (0,01 г/л); для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125 % (1,25 г/л);

· Температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 °С.

2.2 Погружной центробежный насос

Конструктивно ЭЦН (Рисунок 7) представляет собой совокупность ступеней небольшого диаметра, состоящих, в свою очередь, из рабочих колес 7 и направляющих аппаратов 6, размещаемых в корпусе насоса. Рабочие колеса, изготавливаемые из чугуна, бронзы или пластических материалов, крепятся на валу насоса со скользящей посадкой с помощью специальной шпонки.

Рисунок 7 - Модуль-секция насоса: 1 - головка; 2 - вал; 3 - опора; 4 - верхний подшипник; 5- кольцо; 6- направляющий аппарат; 7 - рабочее колесо; 8 - корпус; 9 - нижний подшипник; 10 - ребро; 11 - основание

Верхняя часть сборки рабочих колес (вала насоса) имеет опорную пяту 3 (подшипник скольжения), закрепляемую в корпусе насоса которая служит для компенсации осевых нагрузок. Каждое рабочее колесо опирается на торцевую поверхность направляющего аппарата. Осевое усилие от рабочего колеса передается на нижнее текстолитовое кольцо и затем на бурт направляющего аппарата. Шпонка расположена по всей длине сборки колес и состоит из отрезков длиною 400-1000 мм. Направляющие аппараты сочленяются между собой по периферийным частям, в нижней части корпуса они все опираются на нижний подшипник 9 и основание 11, а сверху через корпус верхнего подшипника 4 зажаты в корпусе. Нижний и верхний подшипниковый узел, состоящий из радиально-упорных подшипников, служит для компенсации радиальных нагрузок. Погружной центробежный насос выполняется в виде отдельных секций с большим числом ступеней в каждой секции (до 120), что позволяет собирать насос с необходимым напором. (Мищенко)

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливаются из модифицированного серого чугуна и радиационно-модифицированного полиамида, насосов коррозионностойкого исполнения - из модифицированного чугуна ЦН 16Д 71ХШ. Валы модулей секций комбинированной коррозионностойкой высокопрочной стали ОЗХ 14Н 7В.

2.3 Спускной и обратный клапаны

Спускной клапан служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана [1] (Рисунок 8).

Рисунок 8 - Сливной и обратный клапаны: 1 - сливной клапан; 2 - обратный клапан

2.4 Погружной электродвигатель

Основным видом погружных электродвигателей, служащих для привода центробежных насосов являются асинхронные маслозаполненные двигатели с короткозамкнутыми роторами. При частоте тока 50 Гц синхронная частота вращения их вала равна 3000 мин Двигатели, как и насосы, должны иметь малые диаметры, различные для скважин с различными обсадными колоннами. Мощность двигателей достигает 500 кВт. Напряжение тока у двигателей (400-3000 В) и сила рабочего тока (от 10 до 100 А) зависит от типоразмера двигателя. Величина скольжения составляет до 6 % [22]. Малые диаметры и большие мощности вызывают необходимость увеличивать длину двигателей, которая иногда превышает 8 м.



Рисунок 9 - Конструкция односекционного электродвигателя: 1 - статор; 2 - обмотка статора; 3 - ротор; 4 - втулка подшипника; 5 - головка; 6 - пята; 7 - подпятник; 8 - клапан обратный, 9 - колодка, 10 - основание, 11 - фильтр, 12 - клапан перепускной, 13 - клапан обратный; 14 - крышка кабельного ввода; 15 - крышка верхняя; 16 - муфта шлицевая, 17 - крышка нижняя

Электродвигатель (рисунок 9) состоит из статора 1, ротора 3, головки 5, основания 10 и узла токоввода 9. Статор 1 представляет собой вы полненный из специальной трубы корпус, в который запрессован магнитопровод из листовой электротехнической стали. В пазы статора уложена трехфазная протяжная обмотка из специального обмоточного провода. Фазы обмотки соединены в звезду. Внутри статора размещается ротор 3, представляющий собой набор пакетов, разделенных между собой промеж уточными подшипниками и последовательно надетыми на вал. Вал ротора выполнен пустотелым для обеспечения циркуляции масла. Пакеты ротора набраны из листовой электротехнической стали. В пазы пакетов вставлены медные стержни, сваренные по торцам с медными кольцами. В головке электродвигателя размещен узел упорного подшипника 6, который воспринимает осевые нагрузки от веса ротора. В нижней части электродвигателя расположено основание 10, в котором размещен фильтр 11 для очистки масла.

Секционные двигатели состоят из верхней и нижней секций, которые соединяются при монтаже двигателя на скважине. Каждая секция состоит из статора и ротора, устройство которых аналогично односекционному электродвигателю. Электрическое соединений секций между собой последовательное, внутреннее и осуществляется с помощью 3-х наконечников. Герметизация соединения обеспечивается уплотнением при стыковке секций. Предельная длительно допускаемая температура обмотки статора электродвигателей (по сопротивлению для электродвигателей диаметром корпуса 103 мм) равна 170?С, остальных электродвигателей 160?С.

Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110?С, содержащей:

· механические примеси с относительной твердостью частиц не более 5 баллов по шкале Мооса - не более 0,5 г/л;

· сероводород: для нормального исполнения - не более 0,01 г/л; для коррозионностойкого исполнения - не более 1.25 г/л;

· свободный газ (по объему) - не более 50 %. Гидростатическое давление в зоне работы двигателя не более 0 Мпа.

· допустимые отклонения от номинальных значений питающей сети:

по напряжению - от минус 5 % до плюс 10 %; по частоте переменного тока - ±0,2Гц; по току - не выше номинального на всех режимах работы включая вывод скважины на режим.

2.5 Термоманометрическая система

Как правило, снизу к ПЭД крепиться система ТМС, которая предназначена для контроля некоторых технологических параметров скважин, оборудованных УЭЦН, и защиты погружных агрегатов от аномальных режимов работы (перегрев электродвигателя или снижение давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого) [1, 8].

Система ТМС состоит из скважинного преобразователя (ТМСП), трансформирующего давление и температуру в частотно-манипулированный электрический сигнал, и наземного прибора (ТМСН), осуществляющего функции блока питания, усилителя-формирователя сигналов и устройства управления режимом работы погружным электронасосом по давлению и температуре [1]. Скважинный преобразователь давления и температуры (ТМСП) выполнен в виде цилиндрического герметичного контейнера, размещаемого в нижней части электродвигателя или головке ПЭД и подключенного к нулевой точке его статорной обмотки. Наземный прибор, устанавливаемый в станции управления УЭЦН, обеспечивает формирование сигналов на её отключение и выключение насоса по давлению и температуре, а также при установке в станции управления с частотным преобразователем используется для работы по поддержанию заданных параметров (например, давление на приеме насосной установки). В качестве линии связи и энергопитания ТМСП используется силовая сеть питания погружного электродвигателя [1].

2.6 Газосепараторы и диспергаторы

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 5 % (до 55 %) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется модуль насосный - газосепаратор [1].

Газосепаратор (рисунок 10, а) устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Наиболее эффективны газосепараторы центробежного типа, в которых фазы разделяются в поле центробежных сил. При этом жидкость концентрируется в периферийной части, а газ - в центральной части газосепаратора и выбрасывается в затрубное пространство. Газосепараторы серии МНГ имеют предельную подачу 50500 м3/сут, коэффициент сепарации 90 %, массу от 6 до 42 кг.

Диспергаторы (рисунок 10 б) предназначены для измельчения газовых пробок в пластовой жидкости, подготовки однородной эмульсии и подачи ее на вход погружного центробежного насоса.

Рисунок 10 а - Чертеж газосепаратора

Рисунок 10 б - Чертеж диспергатора

Газосепараторы-диспергаторы (рисунок 11) совмещает в себе конструкцию как газосеператора так и диспиргатора в одном корпусе. Применение газосепараторов-диспергаторов позволяет эксплуатировать УЭЦН при особо высоком газовом факторе (до 65 %).

Рисунок 11 - Чертеж и разрез газосепаратора-диспергатора ГДН 5

По принципиальной схеме газосепараторы, диспергаторы и газосепараторы-диспергаторы являются центробежными. Они в соответствии с рисунком 11 содержат корпус, вал, основание, приемную сетку, защитную гильзу, предохраняющую корпус от гидроабразивного износа, радиальные подшипники. Основным рабочими органами газосепараторов является барабан, колесо квитирующее и шнек, а диспергаторов - несколько диспергирующих ступеней, состоящих из шнека и обоймы. В газосепараторе-диспергаторе на едином валу устанавливаются рабочие органы газосепаратора и ступени диспергатора. Осевая опора в изделиях отсутствует. Осевое усилие передается на опору в гидрозащите. Стыки соединений уплотнены резиновыми кольцами для защиты от прорыва газа в соединении. Корпус, защитная гильза, рабочие органы газосепараторов и диспергирующие ступени диспергаторов изготовляются из нержавеющей стали для повышения сопротивляемости гидроабразивному износу. Радиальные подшипники выполнены из релита (карбида кремния).

В процессе эксплуатации установки газожидкостная смесь через приемную сетку и отверстия в основании газосепаратора попадает на шнек и далее на колесо квитирующее. За счет приобретенного напора газожидкостная смесь поступает в барабан, снабженный радиальными ребрами, где под действием центробежных сил газ отделяется от жидкости. Далее жидкость с периферии барабана поступает по каналам разделителя на прием насоса, газ через наклонные отверстия отводится в затрубное пространство. При поступлении пластовой жидкости в диспергирующие ступени диспергатора происходит измельчение газовых пробок и подготовка однородной эмульсии, которая затем подается на вход погружного центробежного насоса. В газосепараторе-диспергаторе происходят оба описанных процесса.



2.7 Гидрозащита

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса [1].

Разработано два варианта конструкций гидрозащит для двигателей унифицированной серии: открытого типа - П 92; ПК 92; П 114; ПК 114 и закрытого типа - П 92Д; ПК 92Д; (с диафрагмой) П 114Д; ПК 114Д.

Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого (буква К - в обозначении) исполнений.

В обычном исполнении гидрозащита покрыта грунтовкой ФЛ-ОЗ-К ГОСТ 9109-81. В коррозионностойком исполнении гидрозащита имеет вал из К-монеля и покрыта эмалью ЭП-525, IV, 7/2 110 °С.

Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа, далее будет рассмотрение именно ее. Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до г/см ³, обладающей физико-химическими свойствами, которые исключают ее перемешивание с пластовой жидкостью скважины и маслом в полости электродвигателя. Конструкция гидрозащиты открытого типа представлена на рисунке 12 (а), закрытого типа - на рисунке 12 (б).

Гидрозащита состоит из протектора и компенсатора. Протектор служит для герметизации вала, передающего вращение насосу, а также для регулирования давления в системе при температурных расширениях масла и удаления газов, скопившихся в процессе работы двигателя. Протектор представляет собой маслонаполненную камеру с набором защитных и регулирующих устройств. Компенсатор служит для уравнивания давления во внутренней полости двигателя с давлением пластовой жидкости в скважине и компенсации теплового изменения объема масла во внутренней полости двигателя при его работе и остановках. Компенсатор, представляет собой камеру, образованную эластичной диафрагмой, сообщающуюся с электродвигателем.

Рисунок 12 - Гидрозащита открытого (а) и закрытого (б) типов: А - верхняя камера; Б - нижняя камера; 1 - головка; - верхний ниппель: 3 - корпус; 4 - средний ниппель; 5 - нижний ниппель; 6 - основание; 7 - вал; 8 - торцовое уплотнение; 9 - соединительная трубка; 10 - диафрагма

В настоящее время погружные электродвигатели комплектуются либо однокорпусной, либо двухкорпусной гидрозащитой.

2.7.1 Двухкорпусная гидрозащита

В двухкорпусной гидрозащите (на примере модульной гидрозащиты МГ-54 производства "Алнас") компенсатор располагается в отдельном корпусе ниже электродвигателя, а протектор устанавливается между насосом и двигателем.

2.7.2 Однокорпусная гидрозащита

Однокорпусная гидрозащита на сегодняшний день наиболее распространена (рисунок 13) (на примере 1Г-57 производства "Алнас") и представляет собой протектор, в корпусе которого размещается компенсатор. Протектор устанавливается над электродвигателем.

Рисунок 13 - Однокорпусная гидрозащита

При спуске установки в скважину (рисунок 14, а) пластовая жидкость через отверстие в головке гидрозащиты по каналу в верхнем ниппеле поступает в полость за диафрагмой (во внешнюю Полость камеры А). По мере погружения установки, вследствие увеличения гидростатического давления жидкости, диафрагма сжимается, тем самым, уравнивая давление масла в двигателе с давлением окружающей среды. При работе электродвигателя (рисунок 14 б) масло увеличивается в объёме вследствие повышения температуры. Тепловое расширение масла вызовет его перемещение по зазорам вдоль вала, через гидрозатворные камеры, в полость диафрагмы (камера А). Давление на гибкую диафрагму изнутри, вызванное притоком масла, передается наружу и вытесняет пластовую жидкость из полости за диафрагмой в скважину. При остановке двигателя масло, остывая, уменьшится в объеме и резиновая диафрагма под действием гидростатического давления, сожмется и пополнит маслом полость электродвигателя. При этом давление масла в двигателе уравняется с давлением окружающей среды.

(а)



(б)

Рисунок 14 - Принцип работы однокорпусной гидрозащиты открытого типа

2.8 Кабельные линии

Кабельные линии предназначены для подачи электроэнергии с поверхности земли (от комплектных устройств и станций управления) к погружному электродвигателю К кабельным линиям предъявляются достаточно жесткие требования - малые электрические потери, малые диаметральные габариты, хорошие диэлектрические свойства изоляции, термостойкость к низким и высоким температурам, хорошая сопротивляемость воздействию пластовой жидкости и газа и т.д. Кабельная линия состоит из основного питающего кабеля (круглого или плоского) и соединенного с ним плоского кабеля удлинителя с муфтой кабельного ввода. Соединение основного кабеля с кабелем-удлинителем обеспечивается неразъемной соединительной муфтой (сросткой). С помощью сростки могут быть соединены также участки основного кабеля для получения требуемой длины. Кабельная линия на основной длине чаще всего имеет сечение круглое или близкое к треугольному (рисунок 15 а). Для уменьшения диаметра погружного агрегата (кабель+центробежный насос) нижняя часть кабеля имеет плоское сечение (рисунок 15 б). Кабель выпускается с полимерной изоляцией, которая накладывается на жилы кабеля в два слоя. Три изолированные жилы кабеля соединяются вместе, накрываются предохраняющей подложкой под броню и металлической броней. Металлическая лента брони предохраняет изоляцию жил от механических повреждений при хранении и работе, в первую очередь - при спуске и подъеме оборудования.

(а)

(б)

Рисунок 15 - Схема кабеля КПБК (а) и КПБП (б): 1 - токопроводящая жила; 2 - изоляция; 3 - оболочка; 4 - ткань; 5 - бронепокров

Имеется большое количество различных марок кабельных линий отечественных и зарубежных фирм. Конструкционно, все они выполнены по схеме, представленной на рисунке 18 (а), (б). Отличия заключаются, прежде всего, в допустимом диапазоне рабочих температур кабеля и материалов изоляции и брони кабеля. Диапазон температур для различных марок колеблется в диапазоне 90-160 градусов Цельсия. В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить:

в качестве основного кабеля - круглые кабели марок КПБК, КТЭБК, КФСБК или плоские кабели марок КПБП, КТЭБ, КФСБ;

в качестве удлинителя - плоские кабели марок КПБП или КФСБ; муфта кабельного ввода круглого типа. Кабели марок КПБК и КПБП с полиэтиленовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +90 °С.

Кабели КПБК и КПБП состоят из медных токопроводящих жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой плотности и скрученных между собой (в кабелях КПБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КПБП), а также из подушки и брони.

Кабели марок КТЭБК и КТЭБ с изоляцией из термоэластопласта предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +110 °С. Кабели КТЭБК и КТЭБ состоят из медных, изолированных полиамидно-фторопластовой пленкой токопроводящих жил в изоляции и оболочках из термоэластопласта и скрученных между собой (в кабелях КТЭБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КТЭБ), а также из подушки и брони.

Кабели марок КФСКБ и КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +160 °С.

Кабели КФСБК и КФСБ состоят из медных, изолированных полиамидно-фторопластовой пленкой токопроводящих жил в изоляции из фторопласта и оболочках из свинца и скрученных между собой (в кабелях КФСБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КФСБ), а также из подушки и брони. (эксплуатация с помощью УЭЦН).

У погружного двигателя кабельная линия заканчивается штепсельной муфтой (рисунок 16), которая обеспечивает герметичное соединение с обмоткой статора двигателя. Верхний конец кабельной линии проходит через специальное устройство в оборудовании устья скважины, которым обеспечивается герметичность затрубного пространства, и соединяется через клеммную коробку с электрической линией станции управления или комплектного устройства.

Клеммная коробка предназначена для предупреждения попадания нефтяного газа из полости кабельной линии в трансформаторные подстанции, комплектные устройства и шкафы станций управления.

В кабеле происходит потеря электрической мощности, обычно от 3 до 15 % общих потерь в установке. Потеря мощности связана с потерей напряжения в кабеле. Эти потери напряжения, зависящие от тока, температуры кабеля, его сечения и пр., вычисляются по обычным формулам электротехники. Они составляют примерно от 5 до 125 В/км. Поэтому на устье скважины напряжение, подаваемое к кабелю, всегда должно быть выше на величину потерь по сравнению с номинальным напряжением ПЭДа. Возможности такого повышения напряжения предусмотрены в автотрансформаторах или трансформаторах, имеющих для этой цели в обмотках несколько дополнительных отводов.

Рисунок 16 - Муфта кабельного ввода

2.9 Трансформатор

Трансформаторы предназначены для питания установок погружных центробежных насосов от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В частотой 50 Гц. Трансформаторы выпускаются по ТУ 16-517.685-77, серии ТМПН. Трансформаторы предназначены для эксплуатации в районах с умеренным или холодным климатом в условиях, соответствующих ГОСТ 15150-69 при высоте над уровнем моря не более 1000 м на открытом воздухе. Трансформатор (рисунок 17) состоит из магнитопровода, обмоток высокого напряжения (ВН) и низкого напряжения (НН), бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоосушителем, переключателя (переключатели). Магнитопроводы трансформаторов стержневого типа собираются из холоднокатаной электротехнической стали. Обмотки трансформатора ТМ ПН-40 - ТМ ПН-200 многослойные цилиндрические изготовлены из провода АПБ ГОСТ 16512-70.

Рисунок 17 - Общий вид трансформатора ТМПН-100, ТМПН-160, ТМПН-200: 1 - салазки; 2 - заземление; 3 - табличка; 4 - крюк для подъема трансформатора; 5 - воздухоосушитель; 6 - маслорасширитель; 7 - маслоуказатель; 8 - крышка короба; 9 - короб; 10 - вводы; 11 - термометр; 12 - гайка; 13 - скоба; 14 - пластина; 15 - бак; 16 - пробка сливная; 17 - переключатель, 18 - фильтр термосифонный, 19 - скоба

Отводы ВН выполняются проводом, отводы НН - алюминиевыми шинами. Обмотки трансформаторов типа ТМ ПН-400 выполнены из медных проводов ПБ ГОСТ 16512-70. Бак трансформатора сварной овальной формы заполняется трансформаторным маслом ГОСТ 982-68 или ГОСТ 10121-76, имеющим пробивное напряжение не ниже 40 кВ. Трансформато­ры ТМ ПН-63 снабжены ребристыми охладителями, а ТМПН-100, ТМ ПН-160, ТМ ПН-200, ТМ ПН-400 - радиаторными. К верхней части бака приварены крюки для подъема собранного и залитого маслом трансформатора. В нижней части бака имеется узел заземления и сливная пробка. Конструкция пробки позволяет при частичном отворачивании ее брать пробу масла. В трансформаторах ТМПН-160, ТМПН-200, ТМПН-400 имеется термосифонный фильтр, предназначенный для непрерывной очистки трансформаторного масла от продуктов окисления в процессе эксплуатации трансформатора. Он представляет собой трубу, в которой помещается решетка с силикагелем. В этих трансформаторах в дне бака имеется пробка для удаления продуктов окисления и остатков масла. В трансформаторах ТМ ПН-400 на стенку бака со стороны высокого напряжения выведены приводы валов блока переключателей. К дну бака приварены салазки с отверстиями для крепления трансформатора к фундаменту. Салазки используются также для перемещения трансформатора. На крышке бака смонтированы:

а) приводы переключателей ответвлений обмоток ВН трансформаторов ТМ ПН -4 0 - ТМ ПН-200.

б) термометр для измерения температуры верхних слоев масла;

в) съемные вводы ВН и НН, допускающие замену изоляторов без подъема активной части;

г) защитный кожух, который защищает вводы от механических повреждений и возможности случайного прикосновения к токоведущ им частям;

д) расширитель с маслоуказателем и воздухоосушителем. Воздухоосушитель предназначен для предотвращения попадания в трансформатор влаги и промышленных загрязнений, поступающих в трансформатор вместе с воздухом при колебаниях температуры масла.

Конструктивно воздухоосушитель представляет собой трубу с масляным затвором. Верхний прозрачный колпачок заполняется силикагелем-индикатором по ГОСТ 8984-75, а труба - цеолитом или силикагелем. Активная часть трансформатора жестко закреплена в баке. Конструкция зажимов на шпильках вводов обеспечивает подсоединение жил кабеля без напаивания наконечников. Сливная пробка бака и крышка бака трансформатора пломбируется. Для обеспечения герметичности разъемных частей трансформатора применяются уплотнения из маслостойкой резины.

2.10 Станция управления погружным асинхронным электродвигателем

Станция управления предназначена для управления работой и защиты УЭЦН и может работать в ручном и автоматическом режимах. Станция оснащена необходимыми контрольно-измерительными системами, автоматами, всевозможными реле (максимальные, минимальные, промежуточные, реле времени и т.п.). При возникновении нештатных ситуаций срабатывают соответствующие системы защиты, и установка отключается. Станция управления выполнена в металлическом ящике, может устанавливаться на открытом воздухе, но часто размещается в специальной будке. Существует множество разновидностей СУ, выпускаемых как отечественными, так и зарубежными фирмами. Рассмотрим основные возможности и особенности работы СУ на примере станции управления Электон-05 (рисунок 18).

Рисунок 18 - Внешний вид станции управления Электон-05

Электон-05, как и большинство аналогов, имеет частотно регулируемый привод. Это позволяет, управляя частотой переменного тока, подаваемого на обмотки ПЭД, добиться необходимого оптимального режима работы всей установки. Также присутствуют режимы плавного пуска УЭЦН с последующим увеличением частоты, упомянутый выше режим встряхивания, режимы, предназначенные для расклинки ЭЦН. Все эти режимы позволяют более щадяще эксплуатировать УЭЦН, добиться длительной работы без аварий.

Станции Электон-05 следующие возможности контроля и управления работой УПЦЭН [8].

1. Ручное и автоматическое (дистанционное) включение и отключение установки.

2. Автоматическое включение установки в режиме самозапуска после восстановления подачи напряжения в промысловой сети.

3. Автоматическую работу установки на периодическом режиме (откачка, накопление) по установленной программе с суммарным временем 4 ч.

4. Автоматическое включение и отключение установки в зависимости от давления в выкидном коллекторе при автоматизированных системах группового сбора нефти и газа.

5. Мгновенное отключение установки при коротких замыканиях и при перегрузках по силе тока на 40 %, превышающих нормальный рабочий ток.

6. Кратковременное отключение на время до 0 с при перегрузках ПЭДа на 0 % от номинала.

7. Кратковременное (20 с) отключение при срыве подачи жидкости в насос.

Планируя выполнение работы с УЭЦН на разных частотах необходимо учитывать, что при изменении частоты изменяются параметры работы погружного насоса (закон "подобия"), а именно:

· Производительность насоса ЭЦН - изменяется линейно (прямо пропорционально изменению частоты);

где Q - расчетная подача; Q₅₀ - подача при 50 Гц; F - расчетная частота.

· Напор насоса ЭЦН - изменяется в квадратичной зависимости (относительно изменения частоты);

,

где: Н - расчетный напор; Н ₅₀ - напор при 50 Гц.

· Потребляемая насосом ЭЦН мощность - изменяется в кубической зависимости (относительно изменения частоты);

,

где: N - расчетная мощность; N₅₀ - мощность при 50 Гц.

· Мощность двигателя ПЭД - изменяется линейно (прямо пропорционально изменению частоты).

Ниже представлены некоторые режимы разгона и работы ПЭД:

1) Режим разгона "Плавный"

В этом режиме изменение частоты происходит равномерно с заданным темпом, как показано на рисунке 19.



Рисунок 19 - Изменение выходной частоты в режиме разгона "Плавный"

2) Режим разгона "С синхронизацией"

Режим синхронизации рекомендуется использовать при "тяжелых" пусках ПЭД. В данном режиме пуск ПЭД осуществляется с минимальной частоты, а при достижении выходной частотой значения уставки "частота синхрониз." В этом режиме увеличение частоты на выходе ПЧ происходит с заданным темпом до некоторого значения (частота синхронизации), поддерживается в течение некоторого времени, затем увеличение частоты продолжается с прежним темпом до конечного значения. Таким образом, полное время достижения заданной частоты будет равно сумме времен разгона и синхронизации, как показано на рисунке 20.

Рисунок 20 - Изменение выходной частоты в режиме разгона "С синхронизацией"

3) Режим разгона "Толчковый"

Толчковый режим используется для работы на нагрузку с большим пусковым моментом. В этом режиме увеличение частоты на выходе ПЧ происходит с заданным темпом до значения уставки "ТОЛЧКОВАЯ ЧАСТОТА" Fтолч, затем напряжение на выходе увеличивается до значения, заданного уставкой "НАПРЯЖЕНИЕ ТОЛЧКА" Uтолч (напряжение толчков в процентах от напряжения, соответствующего данной частоте по характеристике U/F). Время действия повышенного напряжения определяется частотой толчков (десять периодов), количество толчков задается уставкой "КОЛ-ВО ТОЛЧКОВ". Характер изменения выходного напряжения и частоты в режиме разгона "толчковый" показан на рисунке 21.

Рисунок 21 - Изменение выходного напряжения и частоты в режиме разгона "толчковый"

4) Режим разгона "С раскачкой"

Режим раскачки используется для запуска ПЭД с заклиненным ротором. В этом режиме разгона ПЭД запускается сначала в прямом направлении, затем в обратном и снова в прямом. Изменение выходной частоты происходит с темпом, определяемым уставкой "ТЕМП РАЗГОНА" меню "НАСТРОЙКИ ПЧ", время разгона в прямом или обратном направлении и время торможения до нулевой выходной частоты составляет десять периодов частоты толчка. Один цикл раскачки состоит из разгона двигателя в прямом направлении, торможения, разгона в обратном направлении и торможения, количество циклов задается уставкой "КОЛ-ВО ТОЛЧКОВ". Напряжение при разгоне в прямом и обратном направлении изменяется линейно от нуля до значения, заданного уставкой "НАПРЯЖЕНИЕ ТОЛЧКА". Изменение выходной частоты СУ при работе в режиме раскачки показано на рисунке 22.

Рисунок 22 - Изменение выходного напряжения и частоты в режиме разгона "с раскачкой"

5) Режим "Встряхивания"

Режим встряхивания используется для предотвращения отложений на рабочих органах погружного насоса. Режим встряхивания представляет собой серии изменений частоты вращения УЭЦН, повторяющиеся с заданным периодом. При работе в данном режиме производится резкое, с заданным темпом, изменение выходной частоты от заданной частоты Fзад до частоты F1, работа на частоте F1 в течение заданного времени Твстрях, затем изменение с заданным темпом частоты с F1 до F2, работа на частоте F2 в течение заданного времени Твстрях (Твстрях принимается равным значению уставки "НЕДОГРУЗ ПЭД ПУСК.ВРЕМЯ"), затем производится изменение частоты до рабочей и дальнейшая работа на FРАБОЧАЯ. Процесс изменения частоты от F1 до F2 повторяется до тех пор, пока не будет выполнено заданное количество встряхиваний Nвстрх. После завершения цикла встряхиваний производится плавное изменение частоты до рабочей. Изменение выходной частоты СУ при работе в режиме встряхивания показано на рисунке 23.

Рисунок 23 - Работа СУ в режиме встряхивания, N_встрх=2

2.11 Подбор установки электроцентробежного насоса к скважине

Под подбором УЭЦН к скважине следует понимать определение типоразмера установки, обеспечивающей планируемую добычу пластовой жидкости при наиболее оптимальных и экономичных показателях работы установки [2]. Первые методики подбора появились одновременно с появлением первых УЭЦН и впоследствии совершенствовались. Среди отечественных методик наиболее широкое распространение получили методики П.Д. Ляпков, Ю.А. Разутов, C. Линев, В.Н. Филипова и некоторые другие. Данные методики предназначены для ручного подбора УЭЦН, и впоследствии на их основе были разработаны алгоритмы для программ подбора оборудования на ЭВМ.

Итак, основной задачей подбора является обеспечение стабильной работы установки с заранее запланированными показателями. Для начала расчета установки необходимо знать ряд величин, определяющих работу системы пласт-скважина-УЭЦН. Перечень этих величин довольно большой, в него входят данные о планируемом дебите, физических свойствах и составе пластового флюида, данные о скважине, различные значения давлений и т.д. Очень кратко, возможный алгоритм подбора установки можно представить следующим образом:

Имея исходные данные и запланированный дебит, определяется глубина спуска насоса, такая, чтобы содержание свободного газа на приеме насоса было в пределах нормы [2]. По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно-компрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется потребный напор насоса. Далее по планируемому дебюту и рассчитанному напору насоса подбирается установка, характеристики которой наиболее близки к расчетным. Производится пересчет характеристик установки к условиям пластовой жидкости. Далее производится расчет потребной мощности, выбор двигателя, определение минимально допустимой скорости движения жидкости для охлаждения, расчет температуры основных элементов насосной установки и других параметров. В заключении проводится проверка возможности использования выбранной установки для освоения скважины. Более подробно с процессом ручного подбора УЭЦН к скважине можно ознакомиться в пособиях [2,3].

Ниже рассмотрен упрощенный алгоритм ручного подбора УЭЦН к скважине при низком газовом факторе.

Дано:

Таблица 1 - Данные для подбора УЭЦН к скважине

№ скважины	111
Наружный диаметр эксплуатационной колонны D	146 мм
Глубина H	2200 м
дебит жидкости Q	100 м 3/сут
статический уровень hст	850 м
Коэффициент К	К = 50 м 3/(сут · МПа)
глубина погружения под динамический уровень h	50 м
кинематическая вязкость жидкости н	2·10-6 м 2/с
превышение уровня жидкости в сепараторе над устьем скважины hг	10 м
избыточное давление в сепараторе Рс	0,25 МПа
расстояние от устья до сепаратора l	30 м
плотность добываемой жидкости сж	880 кг/м 3

Решение:

Определяем площадь внутреннего канала НКТ при V_ср = 1,3 м/с по формуле:

.

Внутренний диаметр НКТ по формуле:

.

Ближайший больший d_вн имеют НКТ диаметром 48 мм (d_вн = 40 мм). Скорректируем выбранное значение V_ср = 130 см/с:

.

Депрессия, которую необходимо создать путем уменьшения давления на пласт будет равна:

.

Число Рейнольдса по формуле:

.

Относительная гладкость труб по формуле:

,

где Д - шероховатость стенок труб, принимаемая для незагрязненных отложениями солей и парафина труб равной 0,1 мм:

.

Коэффициент л возможно определить по определяют по графику или числу Рейнольдса, независимо от шероховатости, если Re > 300:

.

Глубина спуска насоса по формуле:

.

Потери на трение в трубах по формуле:

.

Потери напора в сепараторе по формуле:

.

Величина необходимого напора определяется по формуле:

.

Для полученного дебита Q = 100 м³/сут и напора Н_с =1185 м выбираем один из подходящих насосов одной из фирм-производителей, в данном случае это установки фирмы Алнас. На графике (рисунок 24) представлена рабочая характеристика 0215ЭЦНАКИ 5-100И на 100 ступеней. Максимальное КПД 0,57.

Из полученной рабочей области характеристики найдем, что при дебите 100 м³/сут напор для 100 ступеней ЭЦН на воде составит 600 м. На графике представлен напор для воды, пересчитаем его для реальной жидкости (100 ступеней):

.

Рисунок 24 - Рабочая характеристика насоса 0215ЭЦНАКИ 5-100И на 100 ступеней

Для совмещения характеристик насоса и скважины определим по формуле (5.12а) число ступеней Z, которое нужно насосу:

.

При установке штуцера на выкиде из скважины мы совмещаем напоры ЭЦН и скважины, но уменьшаем подачу ЭЦН, одновременно уменьшая его КПД. Полезная мощность электродвигателя определяется по формуле:

.

где з_н - КПД насоса по его рабочей характеристике (0,55), с_ж - наибольшая плотность откачиваемой жидкости.

Учитывая, что КПД передачи от двигателя до насоса (через протектор) составляет 0,92 ч 0,95 (подшипники скольжения), определим необходимую мощность двигателя:

.

Выбираем электродвигатель Алнас, ЭДТ 28-117М, что обозначает погружной электродвигатель, мощностью 8 кВт, термостойкий, диаметром корпуса 117 мм. Гидрозащиту выбираем Г(К)ТМА 5ЛД, что обозначает гидрозащита коррозионностойкая, модульная, термостойкая (до 120 ⁰C), габарита 5, в составе гидрозащиты лабиринтный и диафрагменный модули, производства Алнас.

После подбора ЭЦН и ПЭД, осуществляется подбор кабеля, трансформатора, проверка скорости движения жидкости для охлаждения ПЭД:

Дано: Расстояние до СУ 100 м, температура на приеме насоса 80.

Таблица 2 - Данные о выбранном ПЭД

Тип двигателя	ЭДТ 28-117М
напряжение U	900 В
ток I	26 А
КПД	0,845
Соs ц	0,84
скорость охлаждающей	0,08
Внешний диаметр ПЭД	117 мм
Номинальная мощность ПЭД	28 кВт

Решение:

Сечение жилы кабеля выбирают по номинальному току электродвигателя, исходя из плотности i рабочего тока в этом кабеле:

.

Выберем кабель с полиэтиленовой изоляцией КПБК З x 10 мм и КПБП 3 x 10 мм с рабочим напряжением 500 В, допустимым давлением до 5 МПа и температурой до 90°С и размером 13,6 х 33,8 мм.

Длина кабеля должна быть равна глубине спуска насоса плюс расстояние от скважины до станции управления и небольшой запас на ремонт кабеля:

.

Сопротивление кабеля осуществляется по формуле:

.

где с = 0,0175 Ом·мм²/м - удельное сопротивление меди при t = 0°C; б = 0,004 - температурный коэффициент для меди; t_з - температура на заборе у приема насоса; S - площадь поперечного сечения жилы кабеля.

Потери мощности в кабеле, кВт, определяются по формуле:

.

где I - рабочий ток в электродвигателе, A; Lк - длина кабеля, м; R - сопротивление кабеля, Ом/м.

...