Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Технология поддержания пластового давления

Добыча нефти производиться двумя способами: фонтанным (на этапе освоения) и насосным. Фонтанный способ добычи нефти осуществляется за счет внутрипластового давления. По мере выработки нефтяной залежи вследствие падения пластового давления эксплуатация месторождения осуществляется с помощью системы поддержания пластового давления (ППД). Добыча нефти при этом производится с помощью штанговых глубинных и электропогружных центробежных насосов. Необходимость обеспечения непрерывной подачи воды при больших ее расходах и высоких требованиях к ее качеству требует создания специальных систем водоснабжения. Воду для закачки в пласт забирают из рек и озер, водохранилищ. Используется подземные воды, которым отдается предпочтение, так как применение их возможно без очистки и химической обработки. Забираемую из открытых водоемов воду перед подачей в магистрали системы водоснабжения очищают, с тем, чтобы освободить ее от взвешенных частиц, железа и других примесей, могущих засорять поры нефтяного пласта. Начальными звеньями системы водоснабжения в этих случаях являются насосные станции водозабора первого (и второго) подъема. Вода от водозаборных скважин, оборудованных центробежными насосами, поступает по низконапорным водоводам в емкости узла сепарации КНС для разгазирования и отделения механических примесей. Далее из узла сепарации вода подается в насосный блок. При выходе из насосов замеряется расход, и вода по напорному коллектору подается на кусты к нагнетательным скважинам. В зависимости от глубины залегания нефтеносного пласта давление на устье нагнетательной скважины колеблется от 14 до 19 Мпа. Количество закачиваемой в нефтеносные пласты зависит от объема добычи нефти, причем на один кубический метр добытой нефти (жидкости) закачивается 1,8-2 кубических метра воды. Электрооборудование водонасосных станций может быть нормального исполнения, так как здесь взрывоопасные смеси отсутствуют. По необходимости бесперебойности питания электроэнергией ответственные насосные станции центрального водоснабжения следует относить к потребителям 1 категории надежности. Кустовые насосные станции могут быть отнесены к 2 категории. Водозаборные насосные станции на открытых водоемах снабжаются несколькими агрегатами с двигателями мощностью от 100 до 250 кВт (первого подъема) и 800-2500 кВт на насосных второго подъема. На старых насосных, построенных десять и более лет назад, используются четырехполюсные короткозамкнутые асинхронные двигатели. На современных насосных применяются синхронные двигатели. В частности, для объединенного водозабора трех нефтяных месторождений Западной Сибири применена установка с тремя блоками насосов первого подъема 12НДС - 60 и 300 Д/90 с синхронными электродвигателями по 100 и 250 кВт. Насосная станция второго подъема имеет 12 насосов с синхронными электродвигателями мощностью 1600 и 2500 кВт на 6 кВт. Электроснабжение этой системы осуществляется от трансформаторной подстанции 35/6 кВ с двумя трансформаторами по 10 МВ*А. Насосные станции проектируют обычно так, чтобы насосы при пуске оказывались залитыми водой вследствие заглубления последних либо за счет использования для этого напорных магистралей и других решений элементов системы водоснабжения. Для водозаборов небольшой производительности применяют плавучие насосные станции первого подъема. Плавучая насосная представляет собой металлический понтон с надстройкой из утепленных металлических панелей. В надстройке смонтированы три насосных агрегата с насосами 300Д 90 и электродвигателями мощностью по 100 кВт. Производительность такой насосной составляет 20 млн. м ³ / год. Плавучая насосная станция в собранном виде транспортируется по реке с завода - изготовителя на место строительства водозабора. Насосные станции второго подъема, а также приводные насосы для струйных установок применяются только в блочном исполнении. Насосные агрегаты на заводе - изготовителе собирают в блоки, состоящие из рамы или понтона с ограждающими конструкциями из утепленных металлических панелей. В одном блоке монтируется от одного до шести насосных агрегатов, в зависимости от типа насоса и электродвигателя. В насосных второго подъема применяют синхронные двигатели мощностью 2500 кВт и асинхронные электродвигатели мощностью 200-1600 кВт напряжением 6 кв. Кустовые насосные станции расположены на небольших расстояниях от нагнетательных скважин и оборудуются тремя - пятью насосными агрегатами каждая. Здесь используют центробежные насосы, а иногда поршневые Частота вращения рабочего вала у первых 3000 (иногда 1500) об/мин; у поршневых 375 об/мин. На КНС применяют синхронные двигатели 800-1000 кВт, 6 кВ и асинхронные короткозамкнутые 450-850 кВт, 6 кВ на 3000об/мин (синхронных), монтируемые также, как и насосы в зданиях. В последние годы строятся и находятся в эксплуатации КНС в блочном исполнении. Эти станции (БКНС) изготовляют в заводских условиях и монтируют на месторождении в течение 3-4 месяцев. Типовыми проектами нормального ряда БКНС предусмотрены станции производительностью 150, 300 и 450 м ³ / ч с давлениями на выходе 10-20 МПа. Число установленных агрегатов соответственно 2, 3 и 4, из которых один резервный. Насосы приводятся в действие синхронными двигателями СТД - 1250-2 1250 кВт, 6 кВ, 3000 об/мин. БКНС содержит 2-4 насосных блока, блоки низковольтный и управления, блоки напорного коллектора и блок распределительного устройства 6 кВ. На промыслах встречаются одноагрегатные насосные станции высокого давления. Эти станции располагают вблизи нагнетательных скважин. Каждая станция закачивает воду под высоким давлением в одну скважину, обеспечивая оптимальные условия воздействия на пласт. В нефтедобывающих районах, содержащих мощные водяные горизонты, закачка воды в пласт для поддержания пластового давления иногда производится с помощью погружных электронасосов. Такой насос откачивает пластовую воду из водозаборной скважины и подает ее в напорный трубопровод и далее в нагнетательные скважины. В частности, погружные насосы для поддержания пластового давления снабжены погружными двигателями мощностью 125-700 кВт, питаемыми от сети 6-10кВ через комплектные устройства серии КУПНА 700 наружной установки климатического исполнения ХЛ категории размещения 1.

2. Выбор мощности электродвигателей

Для нагнетания воды в пласт примем центробежные насосы типа ЦНС - 180-1900 с параметрами:

Подача Q - 180 м ³/ ч;

Напор H - 1900 м;

Необходимая мощность для привода насоса определяется выражением:

Q - подача насоса, м ³/ с;

H - напор, м

с - плотность жидкости, кг/ м ³

з_н - КПД насоса;

К_з - коэффициент запаса (1,1-1,15), учитывающий возможность работы насоса при Q и H, отличающихся от расчетных.

Для привода системы ППД мы будем использовать синхронные двигатели. Они позволяют регулировать режим двигателя по реактивной мощности. Работа синхронного двигателя в режиме перевозбуждения обеспечивает генерирование реактивной мощности в сеть и, как следствие, повышение коэффициента мощности.

Определим требуемые мощности электродвигателей насосов:

Основные технические данные насоса ЦНС представлены в таблице 1.

Таблица 1

Тип насоса	Подача, м 3/ с	Напор,м	КПД %	Плотность жид-ти, кг/м 3
ЦНС-180-1900	0,047	1900	73	1000

Для привода насосов выбираем синхронные двигатели типа СТД - 1600-2, остальные параметры которого представлены в таблице 2.

Таблица 2

Номинальная мощность	U, кВ	КПД, %	Кратность пускового тока	Ном. Ток статора, А	Время пуска из хол. сост, с
кВт	кВ*А
1600	1850	6	96,9	6,79	178	6,8

Так как двигатели данной системы работают в продолжительном режиме, нагрузка на двигателях в процессе работы изменяется незначительно, значит можно считать, что нагрузка на двигателях постоянная, то как таковая проверка двигателей по нагреву не требуется. Режим работы насосной станции можно регулировать путем изменения подачи центробежных насосов и создаваемого ими напора. Это достигается изменением числа одновременно работающих насосов и применением регулирующих задвижек на их выходе.

3. Электроснабжение КНС

3.1 Выбор мощности силовых трансформаторов

Проектируемый объект относится к первой категории надежности электроснабжения и имеет два независимых источника питания. Электроснабжение всего месторождения осуществляется по двум одноцепным взаиморезервируемым ВЛ 110 кВ. В нашем случае мы будем использовать низкую сторону (6,3кВ) трехобмоточных трансформаторов 110/35/6.

Питание высоковольтных двигателей осуществляется также от двух взаиморезервируемых секций шин КРУ 6,3 кВ. В процессе работы используется четыре двигателя, а один находиться в резерве, поэтому расчет электрических нагрузок выполняем для четырех электродвигателей.

Расчет электрических нагрузок электродвигателей выполним по методике института Гипротюменьнефтегаз.

Расчетная мощность (Р_р) высоковольтных двигателей определяется следующим образом:

С 0,75 М (3.1.1.)

С 0,75 М (3.1.2.)

Принимаем коэффициент включения двигателей К_в = 0,84 и коэффициент загрузки двигателей К_з = 0,8.

Для данной КНС:

. (3.1.3)

;

0,75 М = 4,8 МВт С. (3.1.4)

Следовательно, расчетная нагрузка высоковольтных двигателей равна:

Cos ц = 0,9, следовательно tg ц = tg (arccos(0,9)) = 0,484.

Реактивная мощность высоковольтных электродвигателей КНС равна:

(3.1.5)

Определим расчетные электрические нагрузки на стороне высшего напряжения трансформаторной подстанции 110/6 кВ, т. е. учтем потери в трансформаторах:

(3.1.6)

(3.1.7)

Полная мощность:

(3.1.8)

Трансформаторы выбираем таким образом, чтобы каждый из них покрывал 100 % всей нагрузки. Для двухтрансформаторной подстанции номинальная мощность трансформатора определяется из условия:

(3.1.9)

Имея ввиду, что трансформаторы должны обеспечивать мощностью не только КНС, но и другие объекты нефтяного месторождения: установки добычи нефти, дожимная насосная станция и д.р, поэтому исходя из этих соображений по справочнику [2] выбираем трансформаторы ТДТН-1600/110

Параметры трансформаторов:

номинальная мощность S_ном, МВА 16

номинальное напряжение обмотки ВН, кВ 110

номинальное напряжение обмотки СН, кВ 35

номинальное напряжение обмотки НН, кВ 6,3

потери холостого хода P₀, кВт 21

потери короткого замыкания P_к, кВт 100

напряжение короткого замыкания U_к,_, % 7,5

ток холостого хода i₀,_, % 0,8.

3.2 Выбор высоковольтного оборудования

Для выбора и проверки коммутационных аппаратов проводят расчет токов короткого замыкания. Определим I_к.з исходя из заданной максимальной мощности к.з.

(3.2.1)

Примем за расчетную базисную мощность суммарную номинальную мощность синхронных двигателей:

S_б = S_ном= 1,85+1,85+1,85+1,85=7,4 Мва

Т.к данные о сопротивлениях синхронных двигателей отсутствуют, то при расчете токов К.З можно принять

Расчетное сопротивление одного двигателя, приведенное к базисной мощности: электрооборудование насосная пластовое нефтяная

(3.2.2)

Эквивалентное сопротивление определяется из выражения:

(3.2.3)

Определяем расчетное сопротивление:

(3.2.4)

По расчетным кривым из [4] находим кратность тока I_*=5.

Периодическая составляющая тока К.З в начальный момент времени:

(3.2.5)

Суммарный номинальный ток источников питания определяется:

(3.2.6)

Откуда из выражения (3.2.5) определяем:

Результирующий ток К.З от системы и от синхронных двигателей:

кА (3.2.7)

Ударный ток КЗ от двигателей:

кА (3.2.8)

Ударный ток КЗ от системы:

кА (3.2.9)

Результирующий ударный ток КЗ от системы и от синхронных двигателей:

кА (3.2.10)

3.3 Выбор высоковольтных выключателей

Высоковольтные выключатели выбираются по номинальному напряжению, номинальному току, конструктивному выполнению, месту установки и проверяются по параметрам отключения. Определим выключатели на стороне 110 кВ.

(3.3.1)

По справочнику [6] выбираем воздушный выключатель ВВБМ - 110Б - 31,5/2000У 1. На стороне 6 кВ выбираем вакуумный выключатель BB\TEL - 10 /12,5/20.

3.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются из условий:

U_ном U_{ном.сети} (3.4.1)

S_ном S₂ (3.4.2.)

S₂ - суммарная мощность, потребляемая катушками приборов и реле. Предполагая, что эта мощность не выйдет за пределы 200 Вт, выбираем трансформатор напряжения НТМИ-6-66-УХЛ 1 с классом точности 1.

Параметры трансформатора НТМИ-6-66-УХЛ 1:

На высокой стороне U_ном = 6 кВ = U_{ном.сети};

На низкой стороне U_ном = 100; 100/3 В;

Номинальная мощность S_ном = 200 ВА.

3.5 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению U_ном, номинальному первичному току I_1ном, номинальному вторичному току I_2ном, классу точности. Затем их проверяют на электродинамическую и термическую стойкость при коротких замыканиях.

Условия выбора:

U_ном U_{ном.сети} (3.5.1.)

I_1ном I_расч (3.5.2)

Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ.

Расчетный ток равен I_рас=38,84 А, U_ном=110 кВ.

По справочнику [6] выбираем трансформатор тока ТФЗМ 110Б.

Параметры выбранного трансформатора тока: U_ном = 110 кВ, I_ном = 100 А, 2К_дин I_1ном = 20 кА. Класс точности 10Р. n_ТА=300/5.

Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем приведенным к нему требованиям.

Выбор трансформаторов тока на стороне 6 кВ.

Расчетный ток равен I_рас=586 А, U_ном = 6,3 кВ.

По справочнику [6] выбираем трансформатор тока ТОЛ-10.

Параметры выбранного трансформатора тока: U_ном = 10 кВ, I_ном = 800 А, 2К_дин I_1ном = 100 кА. Класс точности 5Р. n_ТА=300/5.

Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем приведенным к нему требованиям.

3.6 Выбор разрядников

На стороне высшего напряжения 110 кВ установим вентильные разрядники РВМГ-110МУ 1. Параметры выбранных разрядников: U_доп = 100 кВ, минимальное пробивное напряжение U_пр = 170 кВ, максимальное пробивное напряжение U_пр = 195 кВ. На стороне низшего напряжения 6,3 кВ - РВРД-6У 1, минимальное пробивное напряжение U_пр = 15 кВ, максимальное пробивное напряжение U_пр = 18 кВ.

3.7 Выбор ограничителей перенапряжений

При использовании вакуумных выключателей могут возникнуть перенапряжения при отключении индуктивной нагрузки. Для избежания таких ситуаций выберем ограничитель перенапряжений типа ОПНКР/ТЕL - 6/10,5 УХЛ 2.

3.8 Выбор разъединителей

Условия выбора:

U_ном U_{ном. сети}; (3.7.1).

I_ном I_{норм. расч}; (3.7.2)

Выбор разъединителей на стороне 110 кВ.

Расчеты выбора разъединителей аналогичны расчетам выбора выключателей.

По справочнику [6] выбираем разъединитель РНД - 110/1000 У 1.

Параметры выбранного разъединителя: U_ном = 110 кВ, I_ном = 1000 А, i_дин = 31кА.

Выбор разъединителей на стороне 6 кВ.

По справочнику [6] выбираем разъединитель РВФ - 6/630УЗ.

Параметры выбранного разъединителя: U_ном = 6 кВ, I_ном = 630 А, i_дин = 16кА.

3.9 Выбор ячеек КРУ

В качестве распределительного устройства 6 кВ применим закрытое комплектное распределительное устройство заводского изготовления.

Для комплектования ЗРУ выберем шкафы серии КРУН-6(10)Л, разработанные Люберецким электромеханическим заводом треста "Трансэлектромонтаж". Данные ячейки имеют двухсторонний коридор обслуживания, выкатные тележки с вакуумными выключателями, безопасный доступ к любому элементу КРУ.

В качестве основного коммутационного аппарата применяются выключатели типа BB/TEL - 10.

Шкафы вводов и отходящих линий рассчитаны как на кабельный, так и на воздушный ввод до 1600 А. Для секционирования применяются два шкафа: в одном шкафу размещается секционный выключатель, а во втором шкафу разъединяющие контакты, установленные на выдвижном элементе. Роль разъединителей главных цепей выполняют разъемные контакты, подвижная часть которых находится на выдвижном элементе, а неподвижная - в корпусе шкафа.

На выдвижных элементах размещаются выключатели с приводами, трансформаторы напряжения, разрядники и предохранители 6 (10) кВ.

Трансформатор собственных нужд устанавливается стационарно.

Для разъединения вспомогательных цепей выдвижного элемента с корпусом применяются разъемные контакты с гибким шлангом. [6].

4. Релейная защита

Для защиты синхронных электродвигателей напряжением выше 1 кВ предусматривается защита от междуфазных замыканий на выводах и в обмотке статора, защита от замыканий статорной обмотки на землю, защита при перегрузках, защита от асинхронного режима, защита при потере питания и длительном снижении напряжения.

4.1 Защита от перегрузки

Выполним ее в двухфазном двухрелейном исполнении. Схема такой защиты с использованием реле тока РТ - 80 приведена на рис 4.1

Рис. 4.1. Схема защиты двигателя от перегрузки

Для того, чтобы защита не срабатывала при пуске двигателя, выдержка времени индукционного реле в независимой части характеристики должна быть не менее 12-15 с.

4.2 Защита от асинхронного режима

При возникновении асинхронного режима появляются пульсации тока статора, переменный ток в обмотке ротора и вибрация двигателя. Асинхронный режим двигателя с нагрузкой, превышающей 50 % номинальной, считается недопустимым по условиям нагрева двигателя. Защита от асинхронного режима реагирует на пульсации тока статора и действует с выдержкой времени на запуск системы ресинхронизации. Защита выполняется в однофазном однорелейном исполнении. Если на двигателе установлена защита от перегрузки, то защиту от асинхронного режима следует сочетать с ней.

Рис. 4.2. Схема защиты от асинхронного режима

4.3 Защита от снижения напряжения

Устанавливают с целью предотвратить самозапуск или повторный пуск, если это необходимо по технологии, по технике безопасности, ограничивать или ликвидировать подпитку места КЗ. Выполним защиту двигателя по минимальному напряжению, действующую на его отключение.

Рис. 4.3. Схема защиты двигателя от снижения напряжения

Кроме того, предусмотрены защиты, действующие от технологических факторов: при падении давлений всасывания и нагнетания; при падении давления масла в подшипниках; при перегреве подшипников или масла в конечном участке системы смазки.

5. Система управления электроприводом

В качестве системы возбуждения синхронных двигателей будем использовать возбудитель марки BTE - 320. Для нашего типа двигателя будем использовать возбудитель марки BTE - 320/75T - 6. В возбудителе предусмотрены режимы автоматического, ручного и аварийного управления током возбуждения и режим опробования.

При работе в режиме ручного управления возбудитель обеспечивает:

1) автоматическую подачу возбуждения в функции скольжения ротора при прямом или реакторном пуске синхронного двигателя в диапазоне (1-5 %)

2) плавное регулирование силы тока возбуждения от 0,3 до 1,1 номинального с возможностью подстройки граничных пределов

3) ограничение напряжения возбуждения по минимуму значением, регулируемым в пределах 0-0,5 номинального

4) ограничение тока возбуждения по максимуму значением, регулируемым в пределах 1,2-1,8 номинального

5) ограничение с выдержкой времени тока возбуждения при длительной перегрузке ротора величиной, регулируемой в пределах 0,9-1,1 номинального тока

6) форсировку по напряжению кратностью не менее 2,25 номинального при номинальном напряжении питающей сети и форсировочном токе кратностью 1,8 номинального

7) гашение поля при нормальных и аварийных отключеньях двигателя переводом преобразователя в инверторный режим, а при наличии соответствующего сигнала на форсированное гашение - методом инвертирования с последующим реверсом тока

8) стабилизацию тока возбуждения при изменении температуры обмотки возбуждения от холодного состояния до установившегося теплового режима и при изменении напряжения питания возбудителя в пределах 0,85-1,1.

При работе в режиме автоматического управления возбудитель кроме режимов, перечисленных выше, обеспечивает автоматическое регулирование тока возбуждения по напряжению статора и коэффициенту мощности узла нагрузки или синхронного двигателя, а также по параметру, косвенно соответствующему внутреннему углу машины.

Функциональная схема возбудителя представлена в приложении 3. Основным элементом возбудителя является тиристорный преобразователь. Подключается параллельно обмотке возбуждения двигателя через тиристорный ключ VF1 и VF2. Последовательно с обмоткой возбуждения включено реле тока К 2. Последовательно с пусковым сопротивлением включен трансформатор тока Т 4. На тиристорный преобразователь ОП через фазоимпульсное устройство ИК поступают сигналы с сумматора уставок и ограничений. На СУО поступают сигналы от схем: П - пуска, Ф - форсирования, И - инвертирования, ОТР - ограничения тока ротора, ЗКЗ - защита от К. З, ДТР - датчик ограничения тока ротора, СТР - схема стабилизации тока ротора; поступают в режиме ручного управления. В режиме автоматического управления на вход сумматора поступают сигналы от блока АРВ. ОТР предназначена для ограничения тока ротора при перегрузке, причем время ограничения пропорционально перегрузке. Схема питается от датчика тока ротора. Датчик тока ротора состоит из трансформаторов Т 1 и Т 3, первичные обмотки которых включены во вторичную сеть трансформатора Т 7. Управлением синхронным двигателем (вкл., откл.) обеспечивается выключателем Q1, при отключении выключателя происходит форсированное гашение поля ротора вследствии перехода преобразователя в инверторный режим. При необходимости, для ускорения гашения поля после инверторного режима, производится реверс тока преобразователя, для чего устанавливают добавочный тиристорный преобразователь. Схема защиты от затянувшегося пуска представляет собой реле времени, которое срабатывает при прохождении тока через пусковое сопротивление. Сигнал на включение схемы защиты поступает с трансформатора Т 4, ток через пусковое сопротивление протекает под воздействием переменного напряжения в цепи ротора. Схема защиты от исчезновения тока возбуждения выполнена практически также. Сигнал поступает от реле тока К 2. Срабатывание схемы приводит к отключению выключателя Q1. Схема пуска двигателя осуществляет автоматическую подачу возбуждения при пуске синхронного двигателя. На вход схемы поступает напряжение от трансформатора тока Т 4, пока частота тока ротора превышает заданную уставку на вход СУО поступает сигнал запрета на работу основного тиристорного преобразователя ОП. Схема форсирования возбуждения срабатывает при падении напряжения в статорной цепи двигателя. Автоматический регулятор возбуждения регулирует ток возбуждения согласно выбранному закону. Сигналы АРВ поступают от датчика тока ротора, трансформатора напряжения Т 8 и трансформатора тока статора.

Размещено на Allbest.ru

...