Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
8. Автоматическое регулирование подачи долота
Под подачей долота понимают последовательное опускание верхней точки бурильной колонны, осуществляемое в процессе разрушения породы. В установившемся режиме бурения скорость подачи долота Vпод должна быть равна скорости разбуривания породы Vразб. Если Vпод>Vразб, то возрастает нагрузка на забой, что повлечет искривление ствола скважины или поломку бурильных труб. Если Vпод<Vразб, то нагрузка на забой уменьшается, что снижает скорость бурения. При регулировании долото подается на забой автоматически в зависимости от параметров, характеризующих режим бурения (давление на забой или ток статора бурового двигателя).
Автоматические регуляторы подачи долота бывают наземными или погружными. Наземные регуляторы разделяют на электромашинные, гидравлические и фрикционные. Электромашинные регуляторы РПДЭ-3, РПДЭ-7, РПДЭ-8 предназначены для поддержания режимов бурения скважин при турбинном и роторном бурении. Регуляторы обеспечивают режим поддержания заданного значения нагрузки на долото, и режим поддержания заданного значения скорости подачи или подъема инструмента. РПДЭ-7, РПДЭ-8 оснащены приводом по системе ТП-Д, а РПДЭ-3 – по системе Г-Д. Объектом регулирования (ОР) в автоматической системе является буровой инструмент в соприкосновении с породой. Входной величиной ОР служит скорость подачи, а выходной – нагрузка на долото. Регулятор включает в себя датчик веса, устанавливаемый на неподвижном конце талевого каната и служащий для измерения веса на крюке.
САР нагрузки на долото работает по принципу отклонения. Отклонение нагрузки от заданного значения через систему управления привода изменяет скорость подачи долота и восстанавливает нагрузку на долото до заданного значения.
В зависимости от грузоподъемности используются РПДЭ мощностью 55, 75, 90 кВт с ном. частотой вращения 1000-1180 мин-1. Регулирование, используемое в РПДЭ, дает удовлетворительные результаты при проходке относительно мягких однородных пород. При бурении твердых пород возникают автоколебательные процессы из-за сложной зависимости между нагрузкой на долото и мех. скоростью подачи верхнего конца КБТ. Так же датчик веса снижает надежность работы привода.
30.Выбор приводных электродвигателей и электрооборудования бесштанговой насосной установки
Мощность погружного электродвигателя должна соответствовать пара метрам выбранного насоса. Номинальные подача и напор, разви ваемые насосом, должны соответствовать оптимальному дебиту скважины и полному напору, необходимому для подъема жид кости.
Мощность (в кВт) на валу центробежного насоса: P=Q*H*ρ*9,81*10-3/ηнас, где Q-подача насоса, м3/с; Н-напор, развиваемый насосом, м; r-плотность жидкости, кг/м3; hнас- КПД насоса.
Величины Q и H соответствуют точке пересечения характе ристик насоса и скважины. В каталоге насосов указывается и соответствующий данному типу насоса электродвигатель. Обычно насос выбирают так, чтобы подача Q соответствовала оптимальному дебиту скважины. Если при этом напор Н равен полному напору, не обходимому для подъема жидкости Нс, то скважина и насос бу дут работать в оптимальном режиме. Если Нс>Н, то насос бу дет работать с подачей, меньшей оптимального дебита сква жины, и с низким hнас. Если Н >Нс, то насос будет работать с подачей, превышающей оптимальный дебит скважины. При этом к.п.д. насоса будет снижен, а большой приток жидкости в скважину может ухудшить условия ее эксплуатации.
Площадь сечения кабеля КРБК (КПБК) выбирают с уче том потери напряжения в нем DUк. При этом индуктивное сопротивление кабеля может быть принято равным
хк≈L*10-4 Ом, где L - длина кабеля, м, а активное сопротивление
r=(164,5+0,7* θ)*L*10-4/q Ом, где θ-ср. температура кабеля по всей длине, включая участки в скважине и на барабане; q - сечение жилы ка беля, мм2.
Потери напряжения (и мощности) в кабеле желательно сде лать, возможно меньшими, но при этом увеличение площади се чения кабеля ограничено поперечными размерами установки, допустимыми для примененной в скважине обсадной колонны.
Трансформатор выбирается таким образом, чтобы номи нальный ток его вторичной обмотки был не менее рабочего тока двигателя, а ее напряжение при холостом ходе равнялось но минальному напряжению двигателя, сложенному с потерей на пряжения в кабеле и в трансформаторе
22. Выбор приводных электродвигателей станков-качалок
Чтобы определить мощность электродвигателя для привода СК, необходимо знать подачу насоса и глубину его подвески, а также некоторые параметры насоса и станка. По формуле эффективная мощность электродвигателя
Pэ=(K1+K2*G*s)n/ ηп, где G - масса (в кг) столба жидкости над плунжером, опре деляемая полной площадью плунжера и высотой подачи жид кости; s-длина хода устьевого штока, м; п-число качаний в 1 с; ηп-КПД передачи от вала двигателя к валу кривошипа (0,96-0,98); К1-коэф-т, завися щий, от типа СК; К2-коэф-т, значение ко торого может быть найдено для насосов диаметром 28-120 мм из выражения
K2=1,26*10-2*корень(0,28(1+3,6*s*n2/d3*105)2+αп2), где d-диаметр плунжера насоса, мм; αп-коэф-т подачи установки, представляющий собой отношение фактиче ской подачи установки Q к теоретической подаче Qт, определя емой полным объемом, описываемым плунжером при равенстве хода последнего ходу полированного штока s. Значения αп принимаются для условий нового насоса и лежат в пределах 0,8-0,85.
В данном случае для определения мощности двигателя необходимо использовать две формулы, что при расчетах по нескольким сот ням скважин становится трудоемкой операцией. По другой формуле эффективная мощность электродвигателя (в кВт)
Pэ=1,7*К0*Ка*d2*H*s*n*10-7+P0, где Ко - относительный коэф-т формы кривой вращаю щего момента на валу двигателя, равный отношению фактического коэф-та формы кривой к коэф-ту формы для синусоиды, равному 1,11, т. е. Ко=Кф/1.11; Ка-по правочный коэф-т, учитыва ющий влияние деформаций штанг и труб; Н-глубина под вески насоса, м; Ро-постоянные потери в СК, не зависящие от нагрузки (потери «холостого хода»), кВт. По значению Рэ, найденному по формулам подбирается двигатель с номинальной мощностью Рн так, чтобы Рн>Рэ.
Выбранный по условиям нагрева двигатель не всегда будет удовлетворять требованиям работы в приводе СК. Он должен удовлетворять условиям пуска СК и условиям преодоления пиков нагрузочного момента при работе установки. При Мп/Мн=2 ус пешно запускаются все типы СК. Двигатели с кратностью пуск. момента 1,8-2 следует считать пригодными для привода СК. Кратность макс. момента Кст.mах = Мcт.mах/Mн; ее необходимое значение составляет 1,8-1,9 при хорошем уравновешивании СК. Вероятность перегрузок двигателя возрастает в случае использования на сосов малых диаметров при больших числах качаний в минуту, больших длинах хода и большой глубине подвески насоса. Поэтому большие значения Кcт.mах относятся к этим усло виям.
Обычно Кcт.mах у асинхронных двигателей привода СК составляет 2,1-2,8, что обеспечивает надежную ра боту привода с перегрузками и при значительных сни жениях Uсети. Работа дви гателя при Рэ<Рн снижает его КПД и cosф. При работе двигателя с периоди чески меняющейся нагрузкой его КПД и cosф зависят от коэф-та формы нагрузочного графика Кф и соответст венно от КПД и cosф при постоянной во времени нагрузке.
31. Классификация взрывоопасных смесей и зон в нефтяной и газовой промышленности
По ПУЭ взрывоопасные смеси паров ЛВЖ или горючих газов с воздухом делятся на категории и группы.
Пары ЛВЖ относятся к взры воопасным, если t вспышки паров этих жидкостей не превышает 61 °С, а давление паров при температуре 20 °С составляет не менее 100 кПа. Горючие газы относятся к взры воопасным при любых температурах окружающей среды.
В зависимости от размера безопасного экспериментального макси мального зазора взрывоопасные смеси га зов и паров подразделяются на следующие категории:
Взрывоопасные паро- и газовоздушные смеси разбивают на группы исходя из температуры их самовоспламенения, т. е. температуры, до которой должна быть равномерно нагрета смесь, чтобы она воспламенилась без воздействия на нее из вне открытого пламени:
Согласно ПУЭ, взрывоопасные зоны помещений и наруж ных установок делятся на шесть классов. ЭУ НГП характеризуются в основ ном четырьмя классами: B-I, B-Ia, B-I6 и В-1г.
При определении взрывоопасных зон (ВОЗ) принимается, что ВОЗ в помещении занимает весь объем помещения, если объем взрывоопасной смеси (ВОС) превышает 5 % свободного объема помещения.
В зоны класса B-I входят зоны помещения, в которых ВОС могут образоваться при нормальных недли тельных режимах работы, например при загрузке или разгрузке технологических аппаратов, при хранении или переливании ЛВЖ, находящихся в открытых со судах.
К классу B-Ia относятся зоны помещений, в которых обра зование ВОС возможно лишь при авариях и неисправностях (помещения насосных сырой, горячей и товарной нефти, ДНС, компрессорные залы газовых компрессорных).
В класс B-Iб входят те же зоны помещений, что и в класс B-Ia, но имеющие такие особенности:
- горючие газы обладают высоким нижним кон центрационным пределом воспламенения (15 % и более) и рез ким запахом;
- образование в помещениях в аварийных случаях ВОС исключается, возможна лишь местная взрывоопасная концентрация;
- ВОС имеются в помещениях в небольших количествах, не создающих общей взрывоопасной концентрации, и во время работы с ними не применяется открытое пламя; (кустовые насосные по закачке сточных вод)
В зону класса В-1г входят пространства у наружных уста новок, содержащих ВОС (емкости, сливно-наливные эстакады), кот. могут появляться в случае аварии (резервуарные парки сырой и товарной нефти).
Для наружных установок взрывоопасными считаются зоны в пределах:
- до 20 м по горизонтали и вертикали от места открытого слива и налива;
- до 3 м по горизонтали и вертикали от врывоопасного техно логического оборудования;
- до 5 м по вертикали и горизонтали от дыхательных и предохранительных клапанов;
- до 8 м по горизонтали и вертикали от резервуаров с ЛВЖ или горючими газами; при наличии обвалования - в пределах всей площади внутри об валования.
43. Обезвоживание и обессоливание нефти электрическим полем
Извлекаемая из нефтяных скважин жидкость содержит в большом количестве воду. Обводнённая нефть представляет собой водонефтяную эмульсию, образующуюся в результате перемешивания воды и нефти в процессе извлечения жидкости из скважины и прохождения её по системе сбора. Чтобы исключить вредное действие воды, солей и мех.примесей нефти перед выдачей с промыслов нефть подвергается обезвоживанию и обессоливанию на специальных установках. Одновременно с обезвоживанием нефть обессоливается, так как соли обычно растворены в водяных частицах нефтяной. эмульсии.
Эл. метод основывается на действии эл. поля на частицы воды. Под действием пост. эл. поля, созданного приложенным извне напряжением эти частицы приобретают разноименные заряды и стремятся притянуться друг к другу. Это вызывает деформацию защитных оболочек. Защитные оболочки разрушаются, как в результате столкновений частиц, так и в ре зультате пробоя нефти между соседними частицами. Происхо дит слияние частиц и оседание капель воды. При внешнем на пряжении определенного значения возможен пробой цепочки и замыкание электродов через образовавшуюся водяную токопроводящую нить. Из-за этого резко увеличивается ток и снижается на пряжение, действующее на эмульсию, при котором прекратится ее обработка.
При воздействии на эмульсию перем. эл. поля частицы воды находятся в колебательном движении. За щитные оболочки непрерывно меняют направление своей де формации и разрушаются. Увеличение градиента потенциала поля, приводящее к повышению интенсивности движения ча стиц воды и деформации их оболочек, ограничено: - появлением коротких замыканий вследствие пробоя цепо чек водяных частиц, при сильно обводненных нефтях; - раз мельчение частиц воды в эл. поле - увеличение дисперсности эмульсии.
Как на нефтяных промыслах, так и на НПЗ применяются электрообезвоживающие и электрообессоливающие установки, работающие на перем. токе пром-ой частоты (50 Гц). Эл.аппараты, которые создают эл. поле, называют электродегидраторами.
В настоящее время применяют электродегидраторы двух видов: шаровой и горизонтальный.
29. Энергетические показатели механизированных способов добычи нефти.
Расход электроэнергии на откачку жидкости из скважины при насосной эксплуатации определяется следующим образом.
Полезная мощность (в кВт), затрачиваемая на подъем жид кости из скважины, Pn = Q∙Нп∙ρ∙9,81∙10-3 кВт, где Нп — высота, на которую подается жидкость, м, ρ- плотность жидкости кг/м3.
Если активная мощность, потребляемая двигателем из сети" Р1 (кВт), то отношение
η = Pп/P1 (5.28)
представляет собой полный к. п. д. насосной установки.
Удельный расход энергии (в Дж/(кг-м)) на откачку жид кости
ωуд= P1∙103/ ρ ∙Q∙Н = PH∙103/ η ∙ρ ∙Q∙Н = 9,81/ η. (5.29)
Для установок с погружными центробежными электронасо сами общий к. п. д. установки
■ η = η г η насη д η каб η т, (5-30)
где η г — к. п. д., учитывающий гидравлические потери на тре ние, связанные с движением жидкости в напорной системе, за висит от расхода жидкости и диаметра насосных.труб (при от сутствии дросселирования равен 0,94—0,98); η нас — к. п. д. на соса, равный при номинальной подаче 0,34—0,58; η д— к. п. д. погружных электродвигателей, равный при номи нальной нагрузке 0,7—0,84 и при недогрузках 0,65—0.78; η каб — к. п. д., учитывающий потери в кабельном токоподводе и прини мающий значения от 0,8 до 0,95; η T — к. п. д. трансформатора, равный 0,97—0,98.
Общий к. п. д. установки находится в пределах 0,16—0,40.
Для установок же с глубинными плунжерными насосами
η = η п. з ηс.к ηц (5.31)
где η п. д — к. п. д. подземной части установки, учитывающий по тери в подземной части (гидравлические потери при движении жидкости, механические потери на трение), равный 0,73—0,89; η с.к — к. п. д. станка-качалки, равный 0,7—0,9; - η ц— к. п. д. дви гателя при циклической нагрузке, принимающий значения от 0,65 до 0,88.
К. п. д. глубиннонасосных установок г\ может изменяться в весьма широких пределах — от 0,20 до 0,7. Он зависит от сте пени уравновешивания станка-качалки, а также от режима ра боты насоса и резко уменьшается при его износе. Чем меньше диаметр насоса, тем меньше к. п. д. установки в целом.
Удельный расход электроэнергии при добыче нефти центро бежными погружными электронасосами выше, чем при добыче глубинными штанговыми, что определяется в основном более низким к. п. д. самого центробежного насоса .
38. Нерегулируемый привод турбо механизма
В силу своих конструктинных особенностей и усиинй техно логического процесса турбомеханизмы не требуют реверсирования.
Переменная подача насосов и компрессоров может быть до стигнута: изменением угловой скорости приводного электродви гателя, изменением аэро- или гидродинамического сопротивле ния магистрали при помощи дроссельной задвижки, измене нием параметров рабочего органа (поворот лопаток рабочего колеса) и изменением числа машин, работающих параллельно на общую линию. В установках с поршневыми машинами чаще других используют последний способ, при котором подача ме няется включением или отключением приводных электродвига телей.
В случае применения асинхронного электропривода турбо-механизма угловую скорость можно регулировать одним из па раметрических способов, что в конечном счете приводит к изме нению скольжения асинхронного двигателя.
Если турбомеханнзм работает при неизменной угловой скоро сти, то простейшим и повсеместно применяемым способом регу лирования его подачи является дросселирование, т. е. неполное открытие заслонки или задвижки на напорном трубопроводе. Это соответствует увеличению аэро- или гидродинамического со противления магистрали.
Если используется нерегулируемый привод, подача турбомеханизма регулируется задвижкой.
Синхронные двигатели обладают рядом известных преиму ществ, которые обеспечили им широкое применение для привода механизмов большой и средней мощности, не требующих регу лирования частоты вращения.
23. Регулируемый электропривод скважинных насосных установок
Применяе мый в настоящее время на промыслах асинхронный и син хронный приводы станков-качалок не предусматривают регу лирования частоты вращения электродвигателя. Между тем условия эксплуатации глубиннонасосной установки требуют применения регулируемого привода.
Во-первых, в начальный период эксплуатации скважины должен быть установлен оптимальный режим отбора жидкости, обусловленный геологическими и технико-экономическими фак торами. Для установления такого режима необходимо плавно изменять частоту качаний балансира, соответственно меняя темпы отбора жидкости из скважины и определяя ее дебит при каждом новом положении динамического уровня.
Во-вторых, в течение времени по мере использования насо
са производительность скважины начинает уменьшаться, все больше отклоняясь от оптимальной. Длительная работа сква жины в оптимальном режиме может быть обеспечена при при менении регулируемого электропривода.
В-третьих, имеются такие скважины, на которых необходи мо постепенно увеличивать частоту качаний после пуска сква жины вследствие большого содержания песка в откачиваемой
жидкости.
Регулируемый электропривод позволяет плавно переходить с одного режима работы на дру гой без остановки скважины.
Весьма перспективен для станков-качалок регулируемый электропривод по системе полупроводниковый преобразователь частоты - асинхронный короткозамкнутый двигатель.
Разработан также циклический электропривод станков-качалок на основе двухскоростного асинхронного двигателя 750/1500 об/мин. Этот электропривод может длительно рабо тать на низшей или высшей скорости, а также циклически с чередованием двух скоростей
9. Характеристики и мощность электропривода буровой лебедки.
Помимо главных операций — непосредственно подъема или опускания бурильных труб — при помощи буровой лебедки часто осуществляют свинчивание и развинчивание труб, их перенос и установку, подъем и опускание незагруженного элеватора, подачу долота на забой и пр. Так как все эти операции требуют различной мощности и характеристик электропривода, в новейших и проектируемых буровых установках для вспомогательных операций применяются отдельные механизмы с индивидуальным электроприводом. Буровую лебедку с ее электроприводом используют только для подъема и опускания бурильных труб, причем для подъема труб служат приводные двигатели, а для торможения при опускании — вспомогательные тормоза или приводные двигатели.
Рис. 7.14. Механические характеристики привода лебедки:
1 — теоретическая; 2 — при четырехскоростной коробке передач и жесткой механической характеристике двигателя: 3 — при четырехскоростной коробке передач и мягкой механиче ской характеристике двигателя
Характеристика электропривода с четырехскоростнои лебедкой (рис. 7.14) имеет вид ломаной линии, ступени которой соответствуют скоростям лебедки. Если механическая харак теристика двигателя жесткая, то ступени практически парал лельны оси абсцисс; при мягкой механической характеристике скорость подъема повышается, приближаясь к скорости, соот ветствующей теоретической характеристике (P=const).
Точно определить мощность Рдл двигателей лебедки трудно, поскольку эти двигатели при спуско-подъемных операциях работают в повторно-кратковременном режиме с переменной продолжительностью цикла и переменным моментом статического сопротивления на валу. Поэтому сначала по основным пара метрам буровой лебедки, пользуясь приближенными формулами, ориентировочно определяют Рдл, а затем, выбрав двигатель и рассчитав его действительную нагрузочную диаграмму с учетом выполнения вспомогательных операций, выполняют прове рочный расчет мощности методом эквивалентного тока или момента.
Наиболее простой для предварительного определения по требной мощности (в кВт) двигателя является формула
Рдл=(QH∙ υKP.0 )/( ηпy∙ λ) (7.7)
где QH— номинальная грузоподъемность на крюке, кН; υKP.0= = 0,4—0,5 м/с — установившаяся скорость подъема крюка с номинальной нагрузкой, соответствующая оптимальному значе нию мощности; ηпy — 0,7-5-0,8 — к. п. д. подъемной установки от вала двигателя до крюка при номинальной грузоподъемности; λ= 1,2-s-1,3 — коэффициент возможной перегрузки двигателей.
При двухдвигательном приводе лебедки каждый двигатель берется половинной мощности с обязательной проверкой воз можности подъема одним двигателем инструмента максималь ного веса на первой передаче лебедки.
12. Способы регулирования подачи газа компрессорных станций
Режим работы компрессорных станций на магистральных газопроводах переменный, т. е. изменяются количество перека чиваемого газа и давление его на приеме станции. Это определя ется главным образом неравномерностью потребления газа, поэтапный ввод в эксплуатацию газопро вода и соответствующее этому постепенное увеличение его мощности, а также изменение давления газа на приеме нагне тателя.
Совместная работа центробежного нагнетателя и газопро вода соответствует точке пересечения их газодинамических ха рактеристик. При этом количество газа, транспортируемого по газопроводу, соответствует производительности нагнетателя при данном давлении на приеме КС. Для совместной работы нагнетателя и газопровода необходимо изменять характери стику нагнетателя в ту или другую сторону в зависимости от газопотребления. Этого можно добиться дросселированием (регулированием задвижкой) при работе нескольких последо вательно включенных нагнетателей с постоянной частотой вращения вала, отключением последовательно или парал лельно включенных нагнетателей, регулированием частоты вра щения вала нагнетателей. Система регулирования должна предусматривать регулирование как по графику потребления газа в течение года, так и в динамических режимах при теку щих изменениях нагрузки газопровода.
Регулирование дросселированием при постоянной частоте вращения вала связано со значительными потерями энергии. Ступенчатое регулиро вание изменением числа работающих нагнетателей не может обеспечить в общем случае их нормальной работы при пере менном режиме работы газопровода. Меньший расход электроэнергии достигается изменением подачи нагнетателя, изменением частоты вращения вала приводного электродвига теля достигается методом опти мальных в отношении потерь энергии.
При использовании асинхронных двигателей частоту вра щения вала с мощностью двигателей несколько тысяч киловатт целесообразно регулировать с возвратом энергии скольжения в питающую сеть или частотными методами. СД имеют преимущественное распространение для привода центробежных нагнетателей КС.
14. Технологический процесс бурения скважин. Требования к приводу основных механизмов
Процесс бурения скважин - это разрушение горных пород и вынос разбуренной породы из скважины на поверхность. Разрушение горных пород осуществляется вращающимся долотом, которое закреплено на конце колонны бурильных труб. Осевая нагрузка на долото создается частью веса колонны бурильных труб. Выбуренная размельченная долотом порода выносится из скважины буровым раствором, который обычно закачивается в скважину по бурильным трубам, выходит через отверстия долота и поднимается на поверхность по кольцевому зазору между трубами и стенками скважины, оказывая гидростатическое давление на стенки скважины.
В процессе бурения необходимо поддерживать параметр режима на заданном уровне, которыми являются: число оборотов долота, осевая нагрузка на буровой инструмент, скорость подачи бурового инструмента.
В зависимости от характера выполняемой работы исполнительные машины и механизмы подразделяются на главные и вспомогательные.
Требования к приводу бурового насоса. Привод бурового наcoca индивидуальный, с длительным режимом работы при постоянном моменте на валу, с ограничением на заданном уровне максимального тока и момента. Для среднего бурения применяется нерегулируемый привод с плавным пуском, для глубокого бурения диапазон регулирования скорости составляет 50 %, для сверхглубокого бурения - 75 -100%.
Привод должен обеспечивать плавный пуск насоса как при отсутст вии давления в нагнетательном трубопроводе, так и при противодавле нии; возможность работы насоса в режиме максимального давления и минимального числа ходов, а также длительной работы на малой скорости.
Требования к приводу ротора. Привод ротора - индивидуаль ный с длительным режимом работы, реверсивный, глубокорегулируе мый с ограничением на заданном уровне максимального момента на валу ротора. Привод должен регулироваться при постоянном мо менте и обеспечивать плавный запуск при необходимом пусковом мо менте, длительный рабочий момент на столе ротора при заданной загруз ке.
Требования к приводу регулятора подачи долота на забой. Привод - индивидуальный, с длительным режимом работы, реверсивный, глубокорегулируемый. Регулятор должен поддерживать постоянной регулируемую величину (осевая нагрузка на доло то или скорость подачи при роторном и турбинном бурении, или активная составляющая тока электробура), изменение регулируемой величины по заданному или произвольному закону. Мощность регулятора должна выбираться из условия обеспечения подъема колонны бурильных труб
весом Q =2/3Qmax.
18. Дизель-электрический привод буровых установок.
Дизельный привод главных механизмов буровых установок имеет существенные недостатки. Введение гидравлических передач (турботрансформаторов) увеличивает перегрузочную способность привода по моменту, исключает ряд нежелательных явлений при совместной работе дизелей на общую трансмиссию, улучшает условия работы ди зелей и увеличивает скорости подъема инстру мента. Электромашинные передачи постоянного тока дают почти те же результаты и, кроме того, позволяют упростить кинемати ческую схему установки и улучшить условия труда буровой бригады.
Применение электромашинных передач переменного тока имеет те же цели, а также дает возможность упразднить вспо могательные дизель-электростанции, поскольку двигатели вспо могательных механизмов получают питание от генераторов электромашинной передачи. При наличии электромашинных пе редач переменного тока наиболее благоприятны условия для унификации буровых установок, предназначенных для работы в электрифицированных и неэлектрифицированных районах. Применение дизель-электрического или дизель-гидравличе ского привода вместо чисто дизельного не всегда целесообразно, так как в каждом отдельном случае нужно сделать соответ ствующий технико-экономический сопоставительный анализ с учетом конкретных условий работы установки: способа и вре мени проходки скважин; расстояния, на которое нужно перевозить установку; геологических условий проходки скважин; ква лификации обслуживающего персонала. Области эффек тивного применения буровых установок с дизель-электрическим приводом: для эксплуатационного и разведочного бурения глубоких и сверхглубоких нефтяных и газовых скважин; для передвижных и полупередвижных наземных установок (глубина бурения 2000—2500 м); для всех видов бурения во внешних и внутренних водоемах (морские и озерные баржи, плавучие основания, платформы и пр.); для бурения на пересеченной местности и в густонаселен ных районах.
46. Технологическая схема перекачки нефти по магистральным трубопроводам
Магистральные нефтепроводы предназначены для транс порта нефти из района ее добычи на морские, речные, желез нодорожные пункты налива, на нефтеперерабатывающие за воды,. На маги стральных нефте- и продуктопроводах строят насосные перека чивающие станции (НПС) двух видов: головные и промежуточ ные. Головные станции располагаются в начале трубопровода и служат для перекачки нефти из емкости в магистральный трубопровод. Промежуточные станции пред назначены для повышения давления перекачиваемых продуктов в магистральном трубопроводе.
В состав сооружений головной НПС всегда входят резервуарный парк и подпорная насосная станция. Подпорная на сосная служит для подачи жидкости на вход основных насо сов, так как при откачке из безнапорных резервуаров основ ные насосы не в состоянии вести откачку без предварительного создания давления жидкости на их входе. На многих трубопро водах, находящихся в эксплуатации, промежуточные насосные станции также имеют емкости для нефти или нефтепродуктов и ведут откачку из этих емкостей.
На всех новых и строящихся трубопроводах промежуточные резервуары не предусматриваются и перекачка жидкости ве дется по системе из насоса в насос.
Кроме перекачивающих насосных станций, на магистральных трубопроводах существуют налив ные насосные, располагаемые при резервуарных парках налив ных станций.
На головных станциях чаще всего устанавливают четыре насоса, из которых один резервный. На сосы включают последовательно, например, на станции с че тырьмя насосами-по два-три, чем обеспечивается необходимое давление на выходе станции.
На головных станциях устанавливают два (иногда три) под порных насоса, из которых один резервный. Подпорный насос должен обеспечивать подачу, равную подаче главного насоса, и создавать необходимое давление перед главным насосом.
Технологическое оборудование насосных станций кроме соб ственно насосных агрегатов содержит систему трубопроводов перекачиваемой жидкости, масляную систему, системы венти ляции электродвигателей, систему охлаждения масла, систему смазки уплотнений и сбора утечек перекачиваемой жидкости и др. Пуск и остановка двигателей привода насосов связаны с управлением положением задвижек технологических комму никаций .
15. Условие работы и регулирование привода буровых насосов.
Буровой насос служит для создания циркуляции промывоч ной жидкости, очищающей забой и передающей энергию тур бине при турбинном способе бурения. В бурении в основном применяются поршневые насосы со сменными цилиндровыми втулками, позволяющие в определенных пределах изменять по дачу насоса при постоянном числе ходов поршней в минуту. При неизмененных глубине бурения, конструкции скважины и бурильной колонны и качестве бурового раствора момент на приводном валу бурового насоса связан параболической зави симостью с частотой вращения этого вала. В начале бурения скважины давление, создаваемое насо сом, невелико. Однако по мере углубления скважины вслед ствие увеличения гидравлического сопротивления труб увели чивается и давление на выходе насоса, которое ограничено прочностью деталей насоса. Поэтому, начиная с определенной глубины скважины, подачу насоса приходится ограничивать. Частично эта задача решается при нерегулируемом электропри воде сменой цилиндровых втулок насоса, однако недоиспользо вание мощности при таком регулировании весьма существенно. Наилучшее использование мощности и работа на оптимальных технологических режимах возможны только при плавном регу лировании частоты вращения привода. Более полное использование мощности насосов при регули руемом приводе практически выражается в том, что при том же максимальном допустимом давлении в нагнетательной си стеме подача насосов в абсолютном большинстве рейсов может быть выше, чем при нерегулируемом приводе. Регулирование подачи насоса необходимо в осложненных условиях бурения, а также при восстановлении циркуляции. Та ким образом, для бурового насоса было бы целесообразно при менять регулируемый электропривод. Причем регулирование необходимо осуществлять при постоянном моменте, определяе мом допустимым усилием на шток насоса или допустимым дав лением в гидравлической системе буровой установки.
Для буровых насосов в большинстве случаев применяют нерегулируемый электропривод переменного тока. В качестве приводных двигателей используются синхронные двигатели. Из менение подачи насосов осуществляется сменой цилиндровых втулок, а уменьшение подачи на время восстановления цирку ляции — открыванием задвижки на сливе из насоса.
25. Электроснаб. штанговых насосных устан.
Остановка большей части глубиннонасосных установок в слу чае прекращения подачи электроэнергии связана только с поте рей нефти, определяемой прекращением ее откачки из скважины, и не вызывает серьезных осложнений при дальнейшей эксплуа тации. Такие установки относятся ко 2-й категории надежности электроснабжения.
Глубиннонасосные установки в нефтеносных районах со сложными условиями эксплуатации, где остановка насоса приводит к осложнениям при последующем пуске скважин (напри мер, вследствие образования песчаных пробок), относятся, к пер вой категории.
Глубиннонасосные установки питаются при напряжении 0,38 кВ от устанавливаемых на скважинах комплектных транс форматорных подстанций (КТП) 6/0,4 кВ, которые в свою оче редь питаются от воздушных линий (рис. 8.5, а).
На некоторых промыслах сохранились схемы с подведением к двигателям станков-качалок напряжения, 380 В непосредст венно от промысловых понижающих подстанций 6/0,4 кВ также при помощи воздушных линий (рис. 8.5,6).
В качестве КТП использовались главным образом подстан ции, основное назначение которых — питание сельскохозяйствен ных и бытовых потребителей. Имеются специальные подстанции для пи тания станков-качалок типа КТПСК мощностью от 25 до 250 кВ-А, рассчитанные на работу при температурах от —40° С до +40° С.
27. Погружные электродвигатели.
Для привода центробежных погружных насосов изготовля ются специальные погружные электродвигатели ПЭД, которые должны удовлетворять следующим требованиям работы в сква жине:
диаметр двигателя должен быть несколько меньше нормаль ных диаметров применяемых обсадных колонн (обычно двига тели имеют диаметры 103, 123 и 170 мм); при заданной мощ ности выполнение двигателя с малым диаметром вызывает уве личение его длины, достигающей 7—8 м;
для уменьшения, размеров агрегата и увеличения его подачи желательно применейие высокоскоростных двигателей, поэтому двигатели ПЭД рассчитывают на синхронную частоту враще ния 3000 об/мин при частоте 50 Гц; двигатель должен быть защищен от попадания внутрь пла стовой жидкости, поэтому применяют маслонаполненные ма шины, внутри которых поддерживается избыточное давление до 0,2 МПа относительно внешнего гидростатического давления в скважине; двигатель должен быть рассчитан на работу при повышен ной температуре окружающей среды, т. е. при температуре жидкости скважины в месте погружения двигателя,; обычно изо ляцию двигателей выбирают маслостойкой и теплостойкой, и двигатель рассчитывают на внешнюю температуру до 70° С.
6-7???. Электробур
Электробур предназначен для бурения вертикальных, наклонных, наклонно-направленных и горизонтально-разветвленных нефтяных и газовых скважин. Электробур вместе с долотом опускается в скважину на бурильных трубах, соединенных между собой замком. Бурильные трубы связаны с ведущей трубой. Вращение бурильных труб для проведения вспомогательных операций осуществляется при помощи ротора.
Глинистый раствор, прокачиваемый через буровой шланг, вертлюг, ведущую трубу, бурильные трубы, полый вал электробура, долото, выходит в затрубное пространство. Электрический ток по кабелю, прикрепленному к буровому шлангу, подводится к контактным кольцам, расположенным внутри кольцевого токоприемника, устанавливаемого между вертлюгом и ведущей бурильной трубой и кружит для создания непрерывной электрической цепи питания электробура как при вращающейся, так и при неподвижной бурильной колонне.
Подвод электроэнергии от источ ника тока (трансформатора) к элек тробуру осуществляется при помощи двухжильных кабельных секций, раз мещенных внутри труб, используе мых в качестве третьего провода.
Скорость и качество проходки скважины определяются основными параметрами режима бурения: осе вой нагрузкой на долото, частотой вращения долота, количеством и ка чеством подаваемой на забой промывочной жидкости.
Электробур состоит из специального маслонаполненного асинхрон ного трехфазного с короткозамкнутым ротором погружного электро двигателя и шпинделя, служащего для передачи осевой нагрузки и вра щающего момента долоту.
В бурильных трубах смонтированы двухпроводные кабельные сек ции с двухконтактным стержнем вверху и двухконтактной муфтой внизу. К токоприемнику подводится трехфазное напряжение. Одна фаза заземляется в токоприемнике, а две другие подключаются к токоподводу в бурильных трубах.
Управление двигателем электробура осуществляется комплектным устройством управления и защиты электробура А7 типа У37Б-83-39А2У2, состоящим из высоко- и низковольтного шкафов, а также шкафа с измерительными приборами. Это устройство предназна чено для работы от сети переменного тока напряжением до 3 кВ, часто той 50 Гц с силой номинального тока силовой цепи 160 А, напряжением питания цепей управления 220 В переменного тока частотой 50 Гц.
21. Характер нагрузки и энергетические показатели штанговых скважинных насосных установок.
Для уравновешивания нагрузки подвижной системы станка-качалки и двигателя при ходе колонны штанг вниз и вверх применены балансирный и кривошипный противовесы. Число качаний балансира может изменяться за счет установки шкивов различных диаметров у клиноременной передачи. Диапазон изменения числа качаний у разных типов станков-качалок составляет от 4,7 до 15 в минуту.
Если не снабдить станок-качалку приспособлениями для уравновешивания, то нагрузки приводного электродвигателя при ходе плунжера вверх и вниз будут резко отличаться друг от друга, что сильно ухудшит энергетические показатели привода. При ходе плунжера вверх в точке подвеса штанг приложена статическая нагрузка, создаваемая весом столба жидкости над плунжером, весом самих штанг и силами трения. Последние обусловлены трением плунжера о стенки цилиндра насоса, тре нием штанг о жидкость и внутреннюю поверхность насосных труб, гидравлическими сопротивлениями при перемещении жидкости через насос и трубы.
Эта нагрузка не прикладывается внезапно, а постепенно воз-, растает в начальный период хода вверх благодаря демпфирую щему действию упругих деформаций штанг и труб. Кроме ста тической нагрузки к точке подвеса штанг оказываются прило женными и динамические силы, возникающие из-за инерционных свойств масс штанг и столба жидкости и продольных колебаний последних.
Результирующая сила, приложенная в точке подвеса штанг, при ходе плунжера вверх направлена против движения и со здает момент сопротивления, который преодолевается двига телем. При ходе плунжера вниз результирующая статическая нагрузка в точке подвеса штанг действует в направлении дви жения и разгружает двигатель. Она определяется весом штанг за вычетом веса занимаемого ими объема жидкости и сил тре ния. Вес жидкости над плунжером не действует на штанги. Так как верхний клапан насоса открыт, а нижний закрыт, то этот вес через нижний клапан передается насосным трубам.
При изменении направления движения плунжера усилие в точке подвеса не принимает мгновенно своего установив шегося значения, а постепенно убывает из-за упругих деформа ций штанг и труб.
Момент, обусловленный динамическими силами, при ходе, плунжера вниз направлен против движения. Результирующий момент сопротивления при ходе плунжера вниз у неуравнове шенного станка-качалки много меньше, чем при ходе плунжера вверх, и в ряде случаев он может менять знак, т. е. совпадать по направлению с направлением движения. При этом двига тель переходит на генераторный режим и работает в качестве рекуперативного тормоза с отдачей в сеть электрической энер гии. Точка подвеса штанг при работе станка качалки совершает колебательное движение, перемещаясь по вертикали благодаря цепной подвеске устьевого штока. Соот ветствующий конец балансира перемещается по дуге. В связи с этим скорость перемещения точки А изменяется по закону, близкому к гармоническому. При определенной нагрузке, при ложенной к точке подвеса штанг, момент и мощность будут из меняться гармонически во времени. На эти основные пульсации мощности накладываются дополнительные затухающие со вре менем пульсации, возникающие в результате продольных коле баний штанг.
Рис. 8.2. Графики мощности Р на валу электродвигателя станка-качалки: а — уравновешенного; б — неуравновешенного
На рис. 8.2 показаны графики мощности электродвигателя уравновешенного и неуравновешенного станков-качалок, соответ ствующие 10 качениям в минуту. За один цикл работы насоса
(одно качание) каждый из показанных графиков имеет два максимума и два минимума. Максимумы от носятся к средним положе ниям балансира, а мини мумы — к крайним. Станок-качалка уравновешивается специальными противове сами, которые устанавли вают на плече балансира, противоположном точке подвеса штанг, либо на кривошипах. В первом случае говорят о балансирном уравно вешивании, во втором — о кривошипном уравновешивании. Ча сто применяют комбинированное уравновешивание (см. рис. 8,1, а), при котором противовесы размещаются и на балан сире и на кривошипах.
При уравновешивании станка-качалки исходят из необходи мости обеспечения наименьшего среднеквадратичного значения вращающего момента за полный цикл работы, которому соот ветствуют ходы плунжера вверх и вниз. Опыт показывает, что при этом практически обеспечивается равенство максимумов вращающего момента за оба полуцикла, т. е. при ходе плун жера вверх и при ходе его вниз, а также равенство работ, со вершаемых двигателем за оба полуцикла.
Таким образом, достаточно уравновесить станок-качалку, чтобы соблюдалось условие равенства максимумов момента за оба полуцикла. Соблюдение этого условия может быть очень просто проверено, если вращающий момент электродвигателя пропорционален силе тока. 13. Электромагнитные муфты и тормоза на буровых установках
В приводе буровых установок электромагнитные муфты применяются в качестве электротормоза буровой лебедки, для оперативного соединения приводного вала лебедки с двигателем, сочленения двигателей (в первую очередь внутреннего сгорания) с групповой транс миссией; в качестве пусковой муфты в приводе лебедки от по стоянно вращающихся двигателей (синхронных или асинхрон ных с короткозамкнутым ротором); для оперативного сое динения бурового насоса с приводом, ограничения момента, передаваемого на ротор, регулирования частоты вращения ро тора, регулирования числа двойных ходов бурового насоса; для автоматизации подачи долота в процессе бурения. Применение электромагнитных муфт в электроприводе буро вой лебедки, устраняя скачкообразное изменение момента в про цессе разгона, обеспечивает плавный и интенсивный разгон при вода и открывает широкие возможности внедрения в электро привод лебедки синхронных и асинхронных с короткозамкнутым ротором двигателей. Электропривод ле бедки с электромагнитными муфтами позволяет значительно по высить надежность электрооборудования, улучшить условия его эксплуатации, максимально использовать установленную мощ ность приводных двигателей и соответственно увеличить произ водительность, уменьшить износ механического оборудования, а также снизить толчки тока и, следовательно, стабилизировать напряжение в питающих линиях. Последнее особенно важно для мощных приводов лебедки буровых установок тяжелого типа. Кроме того, электромагнитные муфты позволяют в наиболь шей степени осуществить унификацию буровых установок с дизельным и электрическим приводами, относительно просто ре шить вопросы автоматизации управления приводом лебедки с возможностью форсирования переходных процессов, что обес печивает повышение производительности подъемных опе раций. В электроприводе лебедки электромагнитные муфты уста навливаются между приводными двигателями и трансмиссией. При производстве спуско-подъемных операций приводной дви гатель работает в режиме постоянного вращения на естествен ной характеристике. Привод с электромагнитными муфтами обеспечивает непре рывный переход от натяжения талевой системы к подъему ин струмента, остановку колонны бурильных труб на заданной вы соте, полную загрузку приводных двигателей и равномерное рас пределение нагрузки между ними. Наиболее целесообразным типом вспомога тельного тормоза буровой лебедки является электромагнитный тормоз. В электромагнитных индукционных и порошковых тормозах вся энергия торможения превращается в тепло, для отвода ко торого предусматривается водяное или реже воздушное охлаж дение. Электромагнитные тормоза обычно сочленяются с валом ба рабана лебедки с помощью шинно-пневматических муфт. Си стема водяного охлаждения устанавливается рядом или выно сится за пределы буровой площадки. Станция управления элек тромагнитным тормозом может быть расположена в любом удобном месте на буровой установке или за ее пределами. Уп равление тормозом производится с пульта бурильщика и при необходимости может быть связано с рукояткой механического тормоза. Основное преимущество электромагнитных тормозов заклю чается в возможности плавного регулирования в широких пре делах тормозного момента, а также в относительной простоте и легкости автоматизации процесса торможения.
39. Электрооборудование промысловых компрессорных станций
На нефтегазопромысловых компрессорных станциях приме няют преимущественно поршневые компрессоры. Частота враще ния их приводных валов 365 об/мин, механическое соединение последних с валом электродвигателя осуществляется при по мощи клиноременной передачи. Обычно компрессор охлаждается водой, но практически не все тепло, выделяемое при сжатии агента - газа или воздуха, уносится с водой, а часть его идет на повышением температуры агента. Газовые компрессорные станции на промыслах являются взрывоопасными установками. Помещения этих станций отно сят к классу В-1а. В тех установках, где мощности двигателей не превышают 150-200 кВт и напряжение питания установок до 1000 В, целесообразно применять асинхронные короткозамкнутые двигатели во взрывонепроницаемом исполнении, и синхронные в исполнении, продуваемом под избыточным давлением. Чаще всего на промысловых компрессорных установках с поршневыми компрессорами используются двигатели на на пряжение 6 кВ мощностью 160-220 кВт. В данном случае наи большее распространение получили электродвигатели в испол нении, продуваемом под избыточным давлением. По условиям пуска здесь с успехом могут применяться как асинхронные короткозамкнутые, так и синхронные двигатели. Так как послед ние обладают известными преимуществами в отношении к.п.д., коэффициента мощности и большей стабильности вращающего момента при снижениях напряжения, им следует отдавать пред почтение. Компрессорные станции, на которых повышают давление воздуха, относятся к невзрывоопасным установкам, и здесь при меняются электродвигатели и прочее электрооборудование нор мального (невзрывозащищенного) исполнения. Промысловые компрессорные станции для закачки газа или воздуха в пласт, где устанавливают до 16 компрессоров, явля ются весьма энергоемкими потребителями. Они относятся к 1-й категории потребителей по надежности электроснабжения. Это определяется тем, что даже при кратковременном прекраще нии их работы и вызванном этим снижении давления рабочего агента в линиях, подающих последний в скважины, нарушается технологический режим работы скважин. Для питания электро энергией электрооборудования компрессорных станций при на пряжении 6 кВ непосредственно при компрессорной сооружа ется трансформаторная подстанция 35/6 или 110/6 кВ. В тех случаях, когда к компрессорной может быть подведено питание при напряжении 6 кВ от какой-либо промысловой подстанции, сооружается только распределительное устройство. Электроснабжение компрессорных станций осуществляется при напряжении 110 или 220 кВ по двухцепным воздушным ли ниям от различных систем сборных шин одной подстанции или от различных районных подстанций. Для защиты питающих воздуш ных токопроводов 10 кВ, входящих в зону дифференциальной защиты силовых трансформаторов, на вводе 10 кВ установлены комплекты трансформаторов тока. Секционные выключатели снабжены только устройствами АВР, включающими секцион ный выключатель после отключения выключателя ввода 10 кВ защитой минимального напряжения. Устройство АВР блокиру ется при срабатывании максимальной токовой защиты на вводе 10 кВ. Трансформаторы собственных нужд 10/0,4 кВ, мощность на грузки которых в зависимости от числа агрегатов компрессор ной станции составляет 1250-2250 кВт, снабжены максималь ной токовой защитой без выдержки времени, токовой отсечкой и защитой от замыканий на землю.
34. Электрооборудование, продуваемое под избыточным давлением
В этом исполнении выпускается крупное электрооборудова ние, предназначенное для стационарной установки во взрывоопасных помещениях.
Части такого электрооборудования помещаются в плотно закрытые оболочки, продуваемые чистым воздухом (или инертным газом), поток которого создается специальной системой вентиляции. При этом внутри оболочек создается избыточное давление воздуха, препятствующее проникновению взрывоопас ных смесей из окружающего пространства. Допускается при менение как разомкнутого, так и замкнутого цикла вентиляции. Воздух для продувания электрооборудования должен заби раться снаружи из атмосферы или из помещения, не содержа щего взрывоопасных смесей. Содержание инертной пыли в воз духе должно быть не более 0,2 мг/м3. Отработанный воздух не допускается выбрасывать во взрывоопасное помещение. В обо лочке с замкнутым циклом вентиляции допускается подача воз духа или инертного газа из баллонов с редуцированием до необходимого давления. Избыточное статическое давление воз духа или инертного газа как внутри продуваемого электрообо рудования, так и по всей длине воздухопроводов должно быть не менее 100 Па.
Продуваемое под избыточным давлением взрывозащищенное электрооборудование маркируется, ставится буква П.
Эксплуатация электрооборудования такого исполнения до пустима при наличии специальных блокировок, обеспечивающих:
1.подачу напряжения на электрооборудование только после того, как вступила в работу система вентиляции и осуществила продувку оболочек электрооборудования и всех элементов си стемы вентиляции в раз мере пятикратного;
2.автоматическое отключение электрооборудования от всех источников питания электроэнергией в помещениях класса B-I и приведение в действие сигнализации в помещениях класса В-1а при снижении статического давления на приборах кон троля давления в системе продувки до установленных значений;
3.автоматическое включение резервной вентиляционной уста новки при снижении статического давления ниже установлен ного для электрооборудования с элементами, имеющими более высокую температуру, чем допустимая для взрывоопасной среды помещения.
Циркулирующий внутри двигателя воздух охлаждается водяными воздухоохла дителями, которые устанавливают рядом с двигателем.
35. Электрооборудование искробезопасного исполнения и с масляным наполнением
Взрывозащищенное электрооборудование в этом исполнении изготовляется таким образом, что все его искрящие и неис крящие токоведущие части помещены в трансформаторное масло. При этом предотвращаются соприкос новение между токоведущими частями и контакт их с взрыво опасными средами,исключается воспламенение последних.
Электрооборудование с масляным наполнением снабжается указателем уровня масла, который снабжают защитой от ме ханических повреждений и выполняют так, чтобы уровень масла можно было определить, не вскрывая оболочки.
Неизоли рованные токоведущие части, присоединительные зажимы, де тали, где имеется искрение в нормальных условиях, должны быть покрыты маслом настолько, чтобы его минимальный уро вень находился на 10 мм выше этих элементов, причем тем пература верхнего слоя масла не должна быть выше 100 °С. Кроме того, маслонаполненные коммутационные аппараты дол жны выдерживать в течение 0,25 с допустимый для них ток короткого замыкания без нарушения взрывозащищенности. Аппараты, установленные в цепях питания короткозамкнутых асинхронных двигателей, должны иметь контактную систему, обеспечивающую нормальный разрыв цепи при токе, превы шающем по крайней мере в 6 раз номинальную силу тока дви гателя наибольшей мощности.
Оболочки маслонаполненного электрооборудования должны иметь защиту не ниже IP54.
Маслонаполненное электрооборудование может быть приме нено во взрывоопасных помещениях и наружных установках всех перечисленных выше классов. Оно маркируется буквой М в круглой рамке, далее ставится цифра, указывающая кате горию смеси, если в конструкции имеются и взрывонепроницаемые элементы, а за цифрой ставится буква, характеризующая группу смесей.
Взрывозащищенные электрические машины в маслонаполненном исполнении изготовляются в небольшой мощ ности (2-7 кВт) и имеют в нефтяной промышленности огра ниченное применение.
Наиболее широкое распространение имеет взрывозащищенная маслонаполненная пускорегулирующая аппаратура.
Взрывозащищенность искробезопасного электрооборудова ния достигается тем, что токи и напряжения в цепях, где оно устанавливается, снижаются до таких значений, при которых мощность электрических разрядов в нормальных и аварийных условиях недоста точна для воспламенения взрывоопасных смесей.
Искробезопасное исполнение применяется для устройств слабого тока: устройств связи, контрольно-измерительной аппаратуры, регулирующей аппаратуры. Буква в круглой рамке в обозначении оборудова ния этого исполнения - И.
42. Электрооборудование водяных насосных станций.
Необходимость обеспечения непрерывной подачи воды при больших ее расходах и высоких требованиях к ее качеству требует создания специальных систем водоснабжения. Начальными звеньями системы водоснабжения в этих слу чаях являются насосные станции водозабора первого (и вто рого) подъема, от которых вода, пройдя через водоочистительные сооружения, поступает в магистральные трубопроводы. Из последних вода забирается кустовыми насосными станциями (КНС), где насосы высокого давления повышают ее давление и по разводящим напорным трубопроводам посылают в сква жины.
Электрооборудование водонасосных станций может быть нормального исполнения, так как здесь взрывоопасные смеси отсутствуют. По необходимой бесперебойности питания элек троэнергией относят к потребителям 1-й категории надежности. Кустовые насосные могут быть отнесены ко 2-й 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.
Насосные станции проектируются обычно так, чтобы на сосы при пуске оказывались залитыми за счет заглубления по следних или за счет использования для этого напорных маги стралей. В редких случаях прибегают к установке вакуум ных насосов. Если водоснабжение основывается на использовании грунтовых вод, то водозабор осуществляется при помощи специальных насосных агрегатов, которыми оборудуются скважины водозабора. Здесь применя ются вертикальные глубинные центробежные насосы или погружные насосные агрегаты.
Электродвигатели мощностью 250 кВт питаются от объеди ненного распределительного устройства 6 кВ.
Для водозаборов небольшой производительности применя ются плавучие насосные станции первого подъема. Плавучая насосная представляет собой металлический понтон с над стройкой из утепленных металлических панелей. В надстройке смонтированы три насосных агрегата с насосами 300Д90 и электродвигателями мощностью по 100 кВт, вспомогательное оборудование, распределительный щит напряжением 0,4 кВ, аппаратура автоматики типа АБН.
Кустовые насосные станции располагаются на небольших расстояниях от нагнетательных скважин и оборудуются 3-5 насосными агрегатами каждая. Используются центробежные насосы или поршневые. 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 управ ления, блоки напорного коллектора и блок распределительного устройства 6 кВ.
Синхронные двигатели бкнс снабжены защитой от корот ких замыканий (для двигателей на 1250 кВт токовой отсечкой, а для двигателей на 4000 кВт-продольной дифференциаль ной токовой), перегрузки, минимального напряжения, замыка ний на землю, асинхронного хода. Кроме того, предусматрива ются защиты, действующие от технологических факторов: при падении давления нагнетания; при падении давления масла в подшипниках; при перегреве подшипников или масла в ко нечном участке системы смазки.
41. Электрооборудование насосных станций внутрипромысловой перекачки нефти
На насосных станциях внутрипромысловой перекачки нефти мощности двигателей и число установленных агрегатов зависят от принятой схемы сбора нефти. Помещения нефтенасосных станций относятся к классу В-1а. Электрооборудование должно быть во взрывозащищенном исполнении. При мощно сти двигателей до 200 кВт здесь применяются короткозамкнутые АД во взрывонепроницаемом исполне нии на напряжения до 660 В.. Эти двигатели используются для привода как центробежных, так и поршневых насосов. Для насосов, требующих Р=250-630 кВт, применяются АД на U=6 кВ во взрывонепроницаемом или в про дуваемом под избыточным давлением исполнении, короткозамкнутые, а также СД в нормаль ном исполнении с установкой за пределами взрывоопасного помещения.
Электродвигатели P=500 и 630 кВт, монтируемые в зоне холодного климата, имеют встроенные электронагрева тели. Насосные станции по надеж ности электроснабжения относятся ко 2-й категории, а если они расположены на морских промыслах – к 1-й категории.
Управление короткозамкнутыми АД при U < 660В осуществляется с помощью магнит ных пускателей.
В насосном агрегате, если пусковая аппаратура размещена непосредственно у агрегата, ее выбирают во взры возащищенном исполнении (взрывонепроницаемом, маслона-полненном). При дистанционном управлении эти операции осуществляются на расстоянии с пункта управления, а при автоматическом - си стемой автоматики при получении командного импульса от со ответствующего прибора.
Неавтоматизированные насосные станции с мощными дви гателями на U=6 кВ, кроме местного, снабжаются дистанционным управлением.
К вспомогательному электрооборудованию этих насосных станций относятся электроприводы задвижек (7,5 кВт), воз душные компрессоры для пневмоавтоматики (10 кВт), насосы системы пожаротушения и проч. Общая расчетная нагрузка вспомогательного электрооборудования, питаемого при напря жении 380/220 В, составляет от 200 до 400 кВт.
14. Электропривод буровых лебёдок с АД
В отечественных буровых установках применяется групповой электропривод лебедки и ротора. Для управления ЭД лебедки и ротора с фазным ротором применяют буровые магнитные станции
В буровых установках для привода буровой лебедки и ротора применяют асинхронные двигатели с фазным ротором. Эти двигатели являются модификацией двигателей единой серии А и рассчитаны для эксплуатации в неотапливаемых помещениях с нормальной средой при температуре окружающего воздуха ±40 °С и относительной влажности 90% при 20 СС (исполнение У2). Исполнение двигателей брызгозащищенное с влагостойкой изоляцией горизонтальное с самовентиляцией; вал на щитовых подшипниках качения с одним свободным концом под полумуфту. Двигатели приспособлены для монтажа и транспортировки в полевых условиях. Обмотки статора и ро тора соединены в звезду. Буровые магнитные станции типа ШГШ, применяемые для управления приводными двигателями лебедки и ротора, конструктивно выполнены в виде металлического шкафа с дверцами с четырех сторон и имеют исполнение У2. Каркас станций монтируется на салазках, что позволяет транспортировать станции волоком в пределах буровой установки.
Во всех станциях типа ШГШ для уменьшения числа контакторных ступеней применена схема дроссельного пуска. Принципиальные схемы управления двигателями при помощи станций типа ШГШ мало различаются.
32. Электрооборудование с взрывонепроницаемой оболочкой
Электрооборудование в этом исполнении снабжено оболоч ками, выдерживающими максимальное давление при взрыве внутри оболочки без ее повреждения и обеспечивающими лока лизацию пламени внутри оболочки.
Возможность проникновения взрывоопасных частей внутри корпуса электрооборудования не исключается, т. е. полная герметичность оболочек не обеспечивается.
Взрывонепроницаемое исполнение электрооборудования мар кируется буквой В в кружке. Обычно на корпусах электро оборудования в таком исполнении указываются также катего рия и группа взрывоопасной смеси, для которой это оборудо вание предназначено. Короткозамкнутые АД серии ВАО рассчитаны на применение во взрывоопасных помещениях и наружных установках всех классов, где воз можно образование взрывоопасных смесей 1, 2, 3, 4-й катего рий групп Т1, Т2, ТЗ, Т4, Т5. Они изготов ляются на синхронную частоту вращения 600 -3000 об/мин для P = 0,27 - 100 кВт и 132 - 315 кВт при U= 220, 380, 660 В на 750-3000 об/мин, а также для P= 200-2000 кВт при U=6кВ. Выпускается модернизированная серия двигателей ВА02 P= 55 - 200 кВт.
Пусковая и пускорегулирующая аппаратура обычно уста навливается за пределами взрывоопасных помещений, в кото рых устанавливают лишь аппараты управления и коммутацион ные аппараты, механически связанные с технологическим обо рудованием: кнопочные посты управления, колонки управления, конечные выключатели и др. Эти аппараты во взрывонепроницаемом исполнении содержат корпус и крышку, в соединениях между которыми используется щелевая (при помощи зазора) защита от передачи пламени. К таким аппаратам в первую очередь относятся посты управления серии КУ-90-ВЗГ и посты управления и сигнализации серии ПВ. Степень защиты оболочки IP54.
Для дистанционного управления электроприводами машин и механизмов в стационарных и передвижных установках при меняются посты управления и сигнализации серии ПВ во взры вонепроницаемой оболочке.
33. Электрооборудование повышенной надежности против взрыва
В этом исполнении электрооборудования должно быть изго товлено с такой степенью надежности, при которой не смогли бы возникать искренне или электрическая дуга, а также нагрев до опасных температур там. Исполнение электрооборудования с повышенной надежно стью против взрыва обозначается буквой Н. В том случае, когда в конструкции электрооборудования такого исполнения имеются и взрывонепроницаемые элементы, то за буквой Н ставится цифра, указывающая категорию смеси. Если таких элементов нет, то ставится 0.
Контактные соединения токоведущих частей выполнены столь тщательно, что обеспечиваете сохранение надежного контакта без искрообразований и нагрева выше допустимых значений в течение всего гарантированного срока работы. Ис ключена возможность поверхностного пробоя изоляции и воз никновения искры или дуги между токоведущими частями, имеющими разные потенциалы.
Применяются прочные материалы для оболочек и опорных конструкций и т. д.
В помещениях классов B-I и B-II, где возможно образова ние взрывоопасных концентраций смесей ларов и смесей газов с окислителями при нормальном технологическом режиме, не допускается применение электрооборудования в исполнении по вышенной надежности против взрыва.
11. Электропривод лебедок серийных буровых установок
Буровая лебедка с ее электроприводом ис пользуется только для подъема и опускания бурильных труб, причем для подъема труб служат приводные двигатели, а для торможения при опускании-вспомогательные тормоза или - приводные двигатели.
Поскольку время работы привода ле бедки при подъеме бурильных труб перемежается паузами для отвинчивания, переноса и установки труб, а также спуска крюка с незагруженным элеватором, режим работы привода лебедки - повторно-кратковременный с относительной продолжитель ностью включения 25-40 %.
При наличии уменьшающегося момента статистического со противления на валу двигателя некоторой мощности Р наиболь шая производительность лебедки может быть достигнута, если по мере подъема труб скорость подъема будет увеличиваться, т. е.
P=Mc*ωб/η=const, где Mc - момент на валу барабана лебедки; ωб - частота вращения барабана лебедки; η -к. п. д. передач от двигателя к барабану лебедки.
Передаточные числа, число передач и диапазон регулирова ния частоты вращения электродвигателя выбираются обычно таким образом, чтобы общая характеристика привода была близка к кривой постоянной мощности.
Частоту вращения барабана лебедки для выполнения условия можно изменять ступенчато при помощи многоскоростных трансмиссий либо бесступенчато при помощи турботрансформаторов или электропривода с широким диапазоном регулирования частоты вращения. Воз можно также уменьшение числа ступеней механической пере дачи до двух при наличии электропривода с ограниченным диа пазоном регулирования частоты вращения.
При бесступенчатом изменении скорости подъема упрощается конструкция лебедки, однако ее привод становится сложнее и дороже; при ступенчатом изменении повышаются сложность и стоимость лебедки, но уменьшаются сложность и стоимость при вода. Технико-экономические расчеты показывают, что, чем больше глубина бурения, тем эффективнее применение регу лируемого электропривода.
В практике широкое применение нашел двухдвигательный привод, встречаются одно-, трех- и даже четырех двигательные схемы.
Двигатели лебедки мощностью до 200-250 кВт целесооб разно выбирать на напряжение 380, 500 или 660 В, так как для управления цепями статора этих двигателей можно применить контакторную аппаратуру низкого напряжения. При мощности двигателей более 250 кВт целесообразно выбирать их на напря жение 6000 В, что позволяет устранить промежуточную транс формацию напряжения.
Технико-экономическое сравнение вариантов электропривода буровой лебедки может выявить, что наиболее экономичным яв ляется электропривод постоянного тока. Этот электропривод можно сделать безредукторным. Применение безредукторного привода позволяет существенно упростить конструкцию лебедки и устранить ряд звеньев (цепные передачи, подшипники, шинно-пневматические муфты), более всего подверженных износу. Связь приводного двигателя непосредственно с барабаном ле бедки позволяет использовать двигатель и в качестве электро тормоза.
16-17?. Электропривод буровых насосов
Буровой насос создает циркуляцию промывочной жидкости, очищающей забой и при турбинном способе бурения передаю щей энергию турбине. В бурении в основном применяются поршневые насосы, имеющие сменные цилиндровые втулки, позволяющие в определенных пределах изменять подачу на соса при постоянном числе ходов поршней в минуту.
В начале бурения скважины давление, создаваемое насо сом, невелико. Однако по мере углубления скважины, вслед ствие увеличения гидравлического сопротивления труб, увели чивается и давление р на выходе насоса, которое ограничено прочностью деталей насоса. Поэтому, начиная с определенной глубины скважины, подачу насоса приходится ограничивать. Допустимый режим работы насосной установки характеризу ется постоянством развиваемой насосами мощности, равной номинальной: pQ= const.
Приблизиться к режиму постоянства мощности можно двумя способами.
1.При нерегулируемом приводе-путем применения цилин дровых втулок разного диаметра. Этот режим работы характе ризуется кривой зависимости производительности Q насоса от давления на выходе р и диаметра втулки D.
2. При регулируемом приводе-путем использования в на чале бурения втулки малого диаметра при частоте вращения приводного вала, большей номинальной, а затем по мере повы шения давления путем снижения частоты вращения привода сохранить равенство pQ=const.
В качестве приводных двигате лей используются синхронные двигатели, являющиеся одновре менно источниками реактивной энергии. Изменение подачи насосов осуществляется сменой цилиндровых втулок, а умень шение подачи на время восстановления циркуляции-открыванием задвижки на выходе из насоса.
В случае применения для привода насоса специального асинхронного двигателя с фазным ротором возможно регули рование его частоты вращения вниз от номинальной. Так как отношение диаметров соседних типоразмеров втулок составляет 0,85-0,9, между двумя заменами втулок целесообразно регу лировать частоту вращения приводного двигателя насоса на 20-30 % вниз от номинальной. Это сопровождается существенными потерями энергии.
Поскольку режим работы насоса продолжительный, двига тель насоса выбирают так, чтобы его номинальная мощность была несколько больше или равна мощности, вычисленной по формуле
где Qт - максимальная теоретическая подача, м/с; р-полное давление нагнетания при мак симальной подаче, Па; фп-коэффициент подачи; ηн-полный к. п. д. насоса; ηп.н-к. п. д. передачи между двигателем и на сосом; а-коэффициент, учитывающий возможность длитель ной перегрузки насоса.
Номинальное напряжение обмотки статора двигателя дол жно быть равно напряжению питающей сети (6 или 10 кВ). Номинальная частота вращения двигателя определяется кине матикой насоса и клиноременной передачи; для существующих поршневых насосов она составляет 750 об/мин.
5?. Электропривод ротора буровой установки
Ротор буровых установок предназначен для передачи вращения бу рильной колонне в процессе бурения скважин роторным способом и периодического проворачивания труб при турбинном бурении и бурении электробурами, восприятия реактивного момента, возникающего на забое при бурении забойными двигателями (реактивный момент вос принимается в результате стопорения вала специальной защелкой), удер жания колонны бурильных и обсадных труб в процессе спуско-подъемных операций и при их свинчивании и развинчивании, замене инстру мента, при ликвидации аварий в скважине.
В зависимости от типа привода роторы получают вращение от короб ки передач лебедки при помощи цепной или карданной передачи, а также от специального индивидуального привода.
При роторном бурении вращающий момент передается от ротора к долоту через колонну бурильных труб, в связи с чем в колонне могут появиться значительные крутящие моменты.
Для уменьшения механических нагрузок и усталостных напряжений в трубах при переменном моменте необходимо иметь мягкую характе ристику привода с автоматическим ограничением максимального момента и небольшие маховые массы.
Режим работы приводного двигателя ротора в процессе бурения дли тельный, с возможным появлением резкопеременнрй нагрузки, а мощ ность, расходуемая на процесс бурения, выражается формулой
РP=Рп+ Рх.в.+ Рдол, где Рп - мощность, соответствующая потерям в механизмах привода, установленных на поверхности; Рхв - мощность, необходимая для холостого вращения колонны бурильных труб в скважине; Рдол - мощ ность на долоте.
Значения мощностей Рп, Рх.в, Рдол определяют по эмпирическим формулам.
В настоящее время в практических расчетах для определения мощ ности Рп зависящей от типа, состояния оборудования и частоты враще ния, применяются формулы:
Плюща: Pn=knl,5
Федорова: Рп =а1n+а2n2, где а1 а2, k - коэффициенты, зависящие от типа применяемого обору дования; n - угловая скорость ротора.
Для легких буровых установок применяется нерегулируемый элект ропривод роторного стола. Для буровых установок, предназначенных для бурения на большую глубину, целесообразен индивидуальный плав но регулируемый электропривод как с точки зрения получения мягких характеристик и облегчения условий работы бурильной колонны в пере ходных процессах, так и для поддержания оптимальных частот вращения при проходке пород различной твердости и возможности автоматизации процесса бурения.
24. Электропотребление, электроснабжение и управление электродвигателями станков-качалок
Остановка большей части глубиннонасосных установок при прекращении подачи электроэнергии связана только с потерей нефти, определяемой прекращением ее откачки из скважины, и не вызывает серьезных осложнений при дальнейшей эксплуатации. Такие установки относятся ко второй категории надеж ности электроснабжения. Глубиннонасосные установки в нефтеносных районах со сложными условиями эксплуатации, где остановка насоса приводит к осложнениям при последующем пуске скважин (например, вследствие образования песчаных пробок), относятся к первой категории.
Глубиннонасосные установки питаются при напряжении 0,38 кВ от устанавливаемых на скважинах комплектных трансформаторных подстанций (КТП) 6/0,4 кВ, питаемых, в свою очередь, при помощи воздушных линий. На неко торых промыслах сохранились схемы с подведением к двига телям станков-качалок напряжения 380 В непосредственно от промысловых понизительных подстанций 6/0,4 кВ также при помощи воздушных линий.
В настоящее время имеются специальные под станции для питания станков-качалок (типа КТПНД) мощно стью от 25 до 250 кВ • А, рассчитанные на работу при темпе ратурах от -40 до +40 °С. Имеются три модификации КТПНД; первая - для одиночных скважин, вторая и третья - для кустов скважин.
В соответствии с мощностью (4-55 кВт) и напряжением (380 В) асинхронных электродвигателей станков-качалок для них применяется относительно несложная пусковая и защитная аппаратура.
Условия ее действия зависят от способа самозапуска дви гателей-индивидуального или группового (магистрального).
Блоки БГШ могут быть также использованы при групповом самозапуске и при отсут ствии самозапуска вообще. Конструктивно блок выполнен в виде навесного металличе ского шкафа водо- и пылезащищенного исполнения, предназ наченного для работы на открытом воздухе. В шкафу смон тирована вся аппаратура блока.
Три модификации: В первой из них предусматривается уп равление двигателем СК в зависимости от давления в выкидном коллекторе. Во второй модификации предусматривается уп равление двигателем в режиме периодической эксплуатации скважины. Третья модификация схемы предусматривает управление двухскоростным двигателем короткоциклового электропривода.
Для управления, контроля и защиты асинхронных электроприводов станков-качалок мощностью 1,7-55 кВт вы пускаются блоки управления БУС-ЗМ, имеющие в зависимости от мощности управляемого двигателя семь исполнений. Конст руктивно блок БУС-ЗМ выполнен в виде шкафа напольного типа на ножках. Блок БУС-ЗМ обеспечивает ручное, автоматическое, программное и дистанционное управ ление электроприводом СК. При ручном управле нии возможно включение и отключение двигателя СК кнопками управления, расположенными в блоке.
В автоматическом режиме работы обеспечиваются: самоза пуск двигателя СК с регулируемой выдержкой вре мени при восстановлении напряжения сети после перерыва электроснабжения; включение и отключение двигателя кноп ками управления, расположенными в блоке; защитное отключе ние двигателя СК с выдержкой времени в зависи мости от степени перегрузки или недогрузки в установившемся режиме работы при возникновении аварийных ситуаций (обрыв фазы, обрыв ремней, перегрузка, неисправность насоса, по вышение или понижение давления жидкости в выкидном трубо проводе за заданные пределы); автоматическая блокировка защиты в переходном режиме для восстановления установивше гося режима; защитное отключение двигателя в переходном ре жиме работы СК при возникновении аварийных си туаций (максимальная перегрузка, обрыв полированного штока, заклинивание редуктора или плунжера насоса, обрыв ремней, повышение или понижение давления жидкости в выкидном трубопроводе за заданные пределы); запоминание аварийного отключения СК и запрет повторного включения без съема аварийного сигнала вручную.
40. Самозапуск двигателей промысловых компрессорных станций
На компрессорных станциях закачки газа в скважины на ряду с устройствами АПВ, повторно включающими электродви гатель после его отключения защитой минимального напряже ния, используется самозапуск двигателей. При коротких замыканиях в электросистеме, питающей ком прессорную станцию, резко снижается или полностью исчезает напряжение на зажимах двигателей на время, зависящее от вре мени действия устройств, защищающих поврежденный участок.При реализации самозапуска при кратковременном исчез новении или при снижении питающего напряжения двигатели не отключаются защитой, а продолжают работать со снижением частоты вращения. После восстановления нормального напря жения они повышают свою частоту вращения и возвращаются к нормальному режиму. Последнее оказывается возможным, если при появлении полного напряжения пусковые токи неотключенных двигателей, которые одновременно начинают раз гоняться, не превысят определенных значений. Не должна быть превышена сила тока, при которой потеря напряжения в питаю щей сети будет столь велика, что напряжение на зажимах дви гателей окажется недостаточным для создания вращающих мо ментов, способных разогнать двигатели до нормальной частоты вращения. Чтобы обеспечить выполнение этого условия часть двигате лей при исчезновении или резком снижении напряжения отклю чается, а затем автоматически включается системой АПВ. Само запуск осуществляется для оставшихся включенными осталь ных двигателей. При самозапуске двигатель работает в двух режимах: выбега (после снижения или снятия напряжения) и пуска (после восстановления напряжения). Режим пуска начинается не при скольжении S = 1, а при не котором меньшем значении скольжения Sп, которое зависит от длительности выбега и характеристик системы двигатель-комп рессор. В процессе самозапуска сопротивление двигателя оп ределяется в зависимости от величины Sп а не режимом корот кого замыкания, которому соответствует обычный пуск, начи нающийся с S = 1. Величина этого сопротивления определяет ток и напряжение на зажимах двигателя, которые являются критерием возможности самозапуска.
47. Электропривод главных и подпорных насосов НПС
Главные электродвигатели привода основных и подпорных насосов применяются как во взрывозащищенном, так и в нор мальном исполнении. В первом случае их устанавливают в од ном помещении с насосами, во втором случае - в помещении, отделенном от помещения насосов негорючей перегородкой. В последнее время отдается предпочтение двигателям нормаль ного исполнения, так как, кроме меньшей стоимости этих дви гателей, большое значение имеют и такие факторы: уменьша ется объем и площадь взрывоопасного помещения, улучша ются условия пожарной безопасности при ремонте двигателей, связанном с необходимостью пайки, сварки, в случае установки двигателей в общем помещении с насосами приходится отклю чать остальные агрегаты для предотвращения опасности взрыва, что вызывает остановку всей насосной станции. Установка дви гателей в отдельном помещении позволяет производить ремонт двигателя непосредственно на месте без отключения остальных агрегатов.
Для привода применены синхронные и короткозамкнутые асинхронные дви гатели на 3000 синхронных об/мин.
Для установки вне помещения насосов применяются син хронные двигатели без взрывозащиты марки СТД. Для установки в одном помещении с насосами могут быть при менены взрывозащищенные двигатели марки СТДП, как и двигатели серии СТД, для мощностей от 630 до 12500 кВт и напряжений 6-10 кВ на 3000 об/мин. Наиболее распространенными в приводе насосных являются двигатели мощностью от 4000 до 8000 кВт.
Для привода подпорных насосов применяют синхронные и асинхронные двигатели мощностью до 1600 кВт на 1000- 1500 синхронных об/мин.
Для мощных синхронных двигателей привода насосов пре дусматривают обычно следующие виды электрических релейных защит: токовую отсечку без выдержки времени, сраба тывающую при коротких замыканиях; максимальную токовую от перегрузок; дифференциальную токовую от внутренних по вреждений; минимального напряжения до уровня ниже 0,6 от номинального; токовую от однофазных замыканий на землю при силе тока замыкания на землю, превышающей 10 А; от асинхронного режима, совмещаемую обычно с защитой от пе регрузок, защита от понижения частоты АЧР.
Электродвигатели подпорных насосов, обладающие значи тельно меньшей мощностью, чем двигатели основных насосов, могут иметь несколько упрощенные электрические защиты. На современных нефтеперекачивающих насосных станциях для управления основными («магистральными») насосными аг регатами предусмотрены: пуск и остановка в автоматическом режиме по заданной программе при получении команды с диспетчерского пункта; раздельное дистанционное управление отдельными элементами агрегата с МДП; местное управление отдельными элементами агрегата вручную непосредственно на месте их ус тановки.
При программном управлении возможно автоматическое включение резервного агрегата, замещающего отключенный за щитой или невключающийся основной агрегат.
3. Электроснабжение буровых установок (внешнее и внутреннее).
Электрифици рованные буровые установки при бурении на глубину более 4500 м и в сложных геологических условиях на меньшую глу бину относятся к потре бителям первой категории.
Буровые установки при бурении до 4500 м в неосложнен ных геологических условиях относятся к потребителям второй категории.
Для присоединения электрических нагрузок буровых уста новок строятся воздушные линии электропередачи напряже нием 110; 35; 6(10) кВ и понизительные трансформаторные подстанции с трансформаторами мощностью 6,3; 4 или 2,5 MB А.
Схема электроснабжения буровой установки выбирается в зависимости от места расположения и мощности источника электроэнергии, а также от типа буровой установки.
Для распределения электроэнергии на установках используются унифицированные распределительные устройства высокого напряжения типа КРНБ-6У, состоящие из шести ячеек, и пуско вые устройства ПБГ-6 наружной установки.
Для буровых установок, имеющих установленную мощность электрооборудования более 3000 кВт и удаленных более чем на 5-6 км от источника электронергии, целесообразно применять схему глубокого ввода, т. е. напряжение 110-35 кВ подавать непосредственно к буровой установке. По схеме глубокого ввода при буровой установке сооружают трансформаторную подстан цию 110/6 или 35/6 кВ.
Примером передвижной комплектной трансформатор ной подстанции напряжением 35/6 кВ, предназначенной для электроснабжения отдельных и группы буровых установок, является однотрансформатор ная подстанция КТПН-4000-35/6 с трансформатором мощ ностью 4MBА.
Распределительные устройства КРНБ-6У для всех буровых установок с электроприводом идентичны по схеме и различа ются только параметрами защитных элементов.
Для бурения разведочных скважин, как правило, применя ются буровые установки с приводом от двигателей внутреннего сгорания. Однако их эксплуатация требует значительных капи тальных и эксплуатационных затрат.
Буровые предприятия, расположенные на Крайнем Севере, успешно эксплуатируют газотурбинные электростанции, работа ющие на природном или попутном газе.
На буровых установках, эксплуатируемых в неэлектрифи цированных районах, в качестве источника питания применяют дизель-электрические агрегаты. Такие же агрегаты применяют и на буровых установках в электрифици рованных районах в качестве аварийного источника электро снабжения.
49. Электроснабжение промысловых насосных станций.
Глубиннонасосные установки питаются при напряжении 0,38 кВ от устанавливаемых на скважинах комплектных транс форматорных подстанций (КТП) 6/0,4 кВ, питаемых, в свою очередь, при помощи воздушных линий. На некоторых промыслах сохранились схемы с подведением к двига телям станков-качалок напряжения 380 В непосредственно от промысловых понизительных подстанций 6/0,4 кВ также при помощи воздушных линий.
Глубиннонасосные установки, как правило, получают элек троэнергию по одной воздушной линии электропередачи 6 кВ, часто не снабженной АПВ и не имеющей связи с другими линиями, что могло бы обеспечить необходимое резервирова ние.
В настоящее время имеются специальные под станции для питания станков-качалок (типа КТПНД). Имеются три модификации КТПНД; первая - для одиночных скважин, вторая и третья - для кустов скважин.
В соответствии с мощностью и напряжением асинхронных электродвигателей станков-качалок для них применяется относительно несложная пусковая и защитная аппаратура.
Блоки БГШ могут быть также использованы при групповом самозапуске и при отсут ствии самозапуска вообще.
Хотя блоки управления БГШ достаточно просты и надежны, они не удовлетворяют всем требованиям, предъявляемым к сов ременным устройствам управления двигателями станков-кача лок. Поэтому для управления, контроля и защиты асинхронных электроприводов станков-качалок вы пускаются блоки управления БУС-ЗМ, имеющие в зависимости от мощности управляемого двигателя семь исполнений. Конст руктивно блок БУС-ЗМ выполнен в виде шкафа напольного типа на ножках.
Для питания погружных электронасосов выпускаются силовые масляные трансформаторы типов ТМП и ТМПН. Коэффициент мощности установок с погружными электро насосами, определяемый в основном cos электродвигателя, значительно выше, чем коэффициент мощности установок со станками-качалками.
Установки центробежных электронасосов (ЭЦН) могут по лучать питание от различных источников:
- от сети 6 кВ с промежуточной трансформацией напряжения на скважине до 0,4 кВ, подводимого к автотрансформаторам или трансформаторам установки ЭЦН (двойная трансформа ция на скважине);
- с подведением к скважинам напряжения 6 кВ и монтажом на каждой скважине трансформатора, понижающего это напря жение до величины, необходимой для питания двигателя на соса; - от подстанции 6/0,4 кВ магистралями с напряжением 0,38 кВ; такие схемы питания иногда применяются при небольших удаленностях скважин от промысловых понизительных подстанций 6/0,4 кВ и небольших мощностях двигателей ЭЦН.
Для питания действующих установок по схеме с двой ной трансформацией напряжения применяются комплектные трансформаторные подстанции общепромышленного назначе ния.
Разработаны и изготовлены специальные подстанции типа КТППН для питания оди ночных скважин в условиях холодного климата. Подстанции обеспечивают прием и преобразова ние электрической энергии, управление и защиту электродвига телей ЭЦН.
Для питания электроэнергией, управления и защиты электродвигателей погружных насосов, применяемых для добычи нефти из куста скважин, вы пускаются подстанции КТППН с трансформаторами 6/0,4 кВ.
28. Электроснабжение и управление погружными электродвигателями.
Электрическая энергия подводится к погружному э/д маслонефтестойким трехжильным кабелем с резино вой или полиэтиленовой изоляцией, прикрепляемым к насос ным трубам с помощью металлических поясов. Верхний конец кабеля намотан на барабан, служащий для транспортировки кабеля и его спуска и подъема. Кабельная линия в скважине выполняется плоским кабелем марки К.РБП (с резиновой изоля цией) или марки КПБП (с полиэтиленовой изоляцией) на ко нечном участке вдоль насоса и круглым кабелем марки КРБК (КПБК) - на остальной длине линии. Применение плоского кабеля обуслов лено необходимостью уменьшить поперечные размеры погружного устройства. Выпускаются кабели площадью сечения 3x16, 3х25 и 3х35 мм2.
Для питания погружных электронасосов выпускаются силовые масляные трансформаторы типов ТМП и ТМПН мощностью от 40 до 400 кВ-А. Эти трансфор маторы рассчитаны на эксплуатацию в районах с умеренным или холодным климатом.
Коэффициент мощности установок с погружными электро насосами значительно выше, чем коэффициент мощности установок со станками-качалками.
Установки центробежных электронасосов (ЭЦН) могут по лучать питание от различных источников:
- от сети 6 кВ с промежуточной трансформацией напряжения на скважине до 0,4 кВ, подводимого к автотрансформаторам или трансформаторам установки ЭЦН (двойная трансформа ция на скважине);
- с подведением к скважинам напряжения 6 кВ и монтажом на каждой скважине трансформатора, понижающего это напря жение до величины, необходимой для питания двигателя на соса; в этом случае на под станции у каждой скважины должен быть предусмотрен еще и дополнительный трансформатор 6/0,4 кВ для питания цепей управления, сигнализации, освещения, подогрева и др.; можно обойтись и одним трехобмоточным трансформатором, одно из вторичных напряжений которого соответствует необходимому напряжению двигателя Uдв, а второе - 0,4 кВ;
- от подстанции 6/0,4 кВ магистралями с напряжением 0,38 кВ; такие схемы питания иногда применяются при небольших удаленностях скважин от промысловых понизительных подстанций 6/0,4 кВ и небольших мощностях двигателей ЭЦН.
Для питания действующих установок по схеме с двой ной трансформацией напряжения применяются комплектные трансформаторные подстанции общепромышленного назначе ния.
Разработаны и изготовлены специальные подстанции типа КТППН мощностью 63-400 кВ-А для питания оди ночных скважин в условиях холодного климата.
Подстанция типа КТППН представляет собой комплект электрооборудования, состоящего из отсека РУ 6 кВ и утеплен ной кабины, установленных на салазках. РУ 6кВ представляет собой металлический шкаф, состоящий из вводного отсека и отсека силового трансформатора. В шкафу размещены проход ные изоляторы, вентильные разрядники, предохранители и мас ляный трехобмоточный трансформатор типа ТМТПН.
В подстанции КТППН предусмотрены блокировки, предот вращающие открывание отсеков ввода 6 кВ и силового транс форматора.
Для питания электроэнергией, управления и защиты электродвигателей погружных насосов мощностью от 14 до 100 кВт, применяемых для добычи нефти из куста скважин, вы пускаются подстанции КТППН с трансформаторами 6/0,4 кВ.
44. Электрообор.КС МГП в соответсв. с вопросами для пром. контроля.
Для сжатия газа, транспортируемого по магистральным га зопроводам, служат компрессорные станции (КС), оборудован ные поршневыми и центробежными компрессорами.
Поршневые компрессоры приводятся в действие от газовых двигателей внутреннего сгорания (газомоторные компрессоры). Мощность двигателей этих компрессоров 2 500—4 000 кВт, а КПД агрегата доходит до 40%.
На компрессорных стан циях широко используют центробежные компрессоры, имеющие важные преимущества перед поршневыми. К числу этих преи муществ, в частности, можно отнести: большую производитель ность; отсутствие внутренних трущихся деталей, требующих смазки; меньшую площадь, требуемую для установки компрес сора; более легкие фундаменты вследствие меньшей массы аг регатов и почти полного отсутствия толчков и вибраций; равно мерность подачи газа; меньшую стоимость установки, особенно с электроприводом.
Основной недостаток центробежных компрессоров опреде ляется трудностью регулирования их производительности, тре бующего регулируемого приводного двигателя.
Наиболее распространенными видами двигателей для при вода центробежных компрессоров в настоящее время являются электродвигатели и газовые турбины.
Центробежные компрессоры со степенью сжатия, превыша ющей 1,1, не снабженные устройствами для охлаждения газа в процессе сжатия, принято называть центробежными нагне тателями.
На компрессорной станции устанавливают от 4 до 26 цент робежных нагнетателей с электрическим или газотурбинным приводом. Число газомоторных компрессоров на одной станции достигает 20 и более. Технологическое оборудование компрессорных станций, кроме собственно компрессорных агрегатов, имеет систему га зовых коммуникаций, масляные системы, системы вентиляции двигателей, системы водяного охлаждения масла, а иногда газа, и т. д.
45. Молниезащита и защита от стат.напр. НГП
В электрических установках защита от прямых ударов на под станциях осуществляется вертикальными стержневыми молниеот водами, а защита линий — горизонтальными молниеотводами. Вер тикальный стержневой молниеотвод представляет собой высокий столб с проложенным вдоль него стальным проводом, соединенным с заземлителем. Горизонтальный молниеотвод представляет собой провод, расположенный над фазными проводами линии на тех же опорах. Чем выше над защищаемым объектом расположен молние отвод, тем больше его защитная зона, в которой молниеотвод как бы перехватывает молнию и отводит ее в землю. Защищаемая вертикальным молниеотводом зона представляет ся в виде конуса с радиусом rх на высоте hx. Значение rх определяют по формуле rx=1.6*ha/(1+hx*p/h) ha=h-hx - превышение высоты молниеотвода над защищае мым объектом; р — коэффициент, равный единице при h<=30 м и 5,5/ (h)-1/2 при h>30 м.
Для защиты объектов, занимающих большую площадь (например, открытых подстанций), применяют два или четыре вертикальных молниеотвода. Защитная зона группы из двух и особенно из четырех молниеотводов значительно больше, чем зона двух или четырех одиночных молниеотводов. Необходимое условие защищенности всей площади четырьмя молниеотводами следующее: D=9ha где D-расстояние между молниеотводами по диагонали. Молниезащита зданий, закрытых подстанций, РУ от прямых ударов молнии выполняется заземлением железобетонных несущих конструкций кровли или металлического покрытия кровли. При от сутствии металлических покрытий на крыше здания устанавлива ются стержневые молниеотводы. Открытые РУ и подстанции защи щают стержневыми молниеотводами, устанавливаемыми на опорах РУ. При движении нефте продуктов по трубопроводам, наполнении резервуаров и сливных операциях возможно образование зарядов статическо го электричества. В результате трения происходит электри зация потока сжатого воздуха, ременных передач и т. д. Заряды статического электричества резко увеличиваются при наличии при месей воды, пыли или грязи в потоке жидкости, газа. Основной мерой защиты от возникновения искр при разряде статического электричества и от опасности воспламенения газов и нефти служит заземление резервуаров, трубопроводов, сливо-на-ливных устройств.
49. Электроснабжение НПС
Наиболее мощные узлы нагрузок на предприятиях нефтяной про мышленности создаются на головных компрессорных станциях (КС) и насосных перекачивающих станциях (НПС). Головные НПС магистральных нефтепроводов имеют установленную мощность приемников до 40—60 МВт. Про межуточные НПС имеют меньшую нагрузку благодаря отсутствию подпорной насосной, резервуарного парка и меньшего числа за движек и ремонтных нагрузок.
Для питания таких мощных промышленных установок сооружа ется главная понижающая подстанция (ГПП). НПС — ГПП на напря жение 35 кВ.
Питание ГПП осуществляется от энергосистемы по двум ВЛ соответствующего напряжения. При высоком проценте потребите лей нагрузок 1-й категории и при наличии особой группы потреби телей нагрузок на НПС требуется сооружение двух ВЛ от системы с подключением их к независимым источникам пи тания (например, к разным секциям шин ОРУ районной подстан ции) и с подвеской проводов ВЛ каждой цепи на разные опоры.
Число трансформаторов ГПП соответствует числу ВЛ, т. е. обычно два трансформатора напряжением 35-220/6-10 кВ мощно стью 16—23 MB-А. Каждая цепь линия — трансформатор должна обеспечивать всю нагрузку подстанции с допустимой перегрузкой элементов цепи. Схемы подстанций типовые, без выключателей на стороне 35—220 кВ с отделителями и короткозамыкателями. Реко мендуется устройство перемычки (мостика) напряжением ПО— 220 кВ для обеспечения работы двух трансформаторов от одной ВЛ. В условиях Сибири и высоких широт применяют схему с вы ключателем на вводах ВЛ к трансформаторам и на перемычке.
На все подстанции распространяется требование ПУЭ о глубо ком секционировании схемы с вводом АВР. Для ограничения токов; короткого замыкания рекомендуется применение трансформаторов с расщепленной обмоткой напряжением 6—10 кВ.
В отдельных случаях НПС располагается недалека (0,5—2 км) от районной подстанции энергосистемы. Тогда можно обеспечить питание объектов без сооружения ГПП. Достаточно-построить главное распредустройство (ГРП). напряжением 6— 10 кВ и подвести к нему питание с двух секций шин районной под станции по кабелям или ВЛ (если мощность, передаваемая по каж дой цепи, ниже 25 MB-А) или по двум гибким токопроводам, если передается мощность свыше 25 МВт на одну цепь.
50. Регулируемый электропривод ЦБН КС и насосов НПС.
Режим работы компрессорных станций на магистральных газопроводах переменный, т. е. изменяются количество пере качиваемого газа и давление его на приеме станции. Это определяется главным образом неравномерностью потребления газа. Система регулирования должна предусматривать регули рование как по графику потребления газа в течение года, так и в динамических режимах при текущих изменениях нагрузки газопровода.
Регулирование дросселированием при постоянной частоте вращения вала связано со значительными потерями энергии и должно быть признано неэкономичным. Ступенчатое регули рование за счет изменения числа работающих нагнетателей не может обеспечить в общем случае их нормальной работы при переменном режиме работы газопровода. Необходимый диапазон регулирования частоты вращения вала приводного электродвигателя при изменении производи тельности центробежного нагнетателя составляет 1—0,7 но минальной частоты вращения, т. е. привод для центробежных нагнетателей должен обеспечивать ее регулирование на 30% ниже номинальной.
Мощность, потребляемая насосом при регулировании дрос селированием, больше, чем при регулировании за счет изме нения частоты вращения. Однако часто время работы агре гата в режиме регулирования невелико (не превышает 10% от общего времени работы), а регулируемый электропривод требует значительного усложнения электрооборудования.
При регулировании за счет изменения частоты вращения рабочих колес насосов привод должен быть рассчитан на ее снижении относительно номинальной ориентировочно на 30-— 40%. Диапазон регулирования должен быть определен в зави симости от конкретных условий эксплуатации трубопровода.
51. Экономия электр. энергии на предпр-х НГП
Основными источниками экономии электроэнергии являются внедрение рациональных технологических режимов на базе достижений науки и техники; рационализация схем электроснабжения; улуч шение работы энергетического и технологического оборудова ния; внедрение новой техники и прогрессивных норм расхода электроэнергии. Доля расхода электроэнергии на производственно-технологи-ские нужды составляет 60—80%- Поэтому определение опти мального технологического режима при наименьшем расходе электроэнергии — один из основных источников ее экономии. К таким мероприятиям относятся: использование наиболее эф фективных способов бурения скважин, обеспечивающих высо кие скорости бурения, а следовательно, малый удельный расход электроэнергии на 1 м проходки; применение наивыгоднейших способов добычи нефти и газа, а также оптимальных режимов эксплуатации месторождений; перевод скважин с компрессор ной на глубиннонасосную эксплуатацию; широкое применение внутриконтурного и законтурного заводнения; использование экономически целесообразных режимов работы насосных и ком прессорных станций; укрупнение агрегатов на компрессорных станциях магистральных газопроводов и регулирование их про изводительности; применение прогрессивных методов сварки магистральных трубопроводов. Для улучшения работы энергетического и технологического оборудования целесообразно правильно выбирать тип и мощ ность электропривода и обеспечить его полную загрузку; про водить тщательный надзор за состоянием оборудования и свое временное проведение планово-предупредительных ремонтов; исключить утечки сжатого воздуха и газа; повысить коэффици ент подачи глубинных насосов; уменьшить потери напора в за движках и трубопроводах; повысить надежность электрообору дования и устройств электроснабжения с целью исключения простоев технологических установок; заменить, где это воз можно, асинхронные электродвигатели синхронными. Важное значение имеет правильный учет и анализ удельного расхода электроэнергии на единицу продукции. Это один из ос новных показателей, характеризующих технико-экономический уровень производства в целом и степень рационального ведения электрохозяйства.
1. Тенденция развития Эл. Энергетики в НГП.
Применение электроэнергии на предприятиях добычи и транс порта нефти, в бурении и газопереработке способствует повыше нию технических и экономических показателей производства. Так, себестоимость проводки скважин при бурении их установ ками с электроприводом на 15—20% ниже, а скорость про ходки выше, чем при бурении установками с дизельным при водом.
Дальнейшее развитие добычи нефти, успешное выполнение производственных и экономических задач зависят от техниче ского уровня нефтяной электроэнергетики, от совершенства при меняемых в технологических установках электроприводов и электрооборудования, а также от надежности работы схем и объектов внутрипромыслового и внешнего электроснабжения.
Как было отмечено, электрификация нефтяной промышлен ности в нашей стране осуществляется на базе применения элек тропривода переменного тока. Рост электрических нагрузок в нефтяной промышленности вызывает необходимость развития мощностей генераторов, линий электропередач и подстанций в энергосистемах, поскольку большая часть электроэнергии на предприятия поступает от государственных энергосистем. Наибольший объем энергетического строи тельства в отрасли приходится на районы Коми АССР.
Первоначально электроснабжение нефтепромысловых объек тов осуществлялось от районных электростанций по линиям электропередачи напряжением 20—35 кВ. При таких условиях невозможно было обеспечить бесперебойное питание мощных потребителей энергии. Во вновь осваиваемых районах источни ками электроэнергии были в основном дизельные электростан ции и энергопоезда, стоимость электроэнергии на которых была чрезвычайно высокой. К буровым установкам подводилось на пряжение 2—6 кВ, а для питания электродвигателей станков-качалок и погружных центробежных электронасосов — 380 В. Наличие многих ступеней трансформации напряжения приводи ло к большим потерям электроэнергии в электрических сетях, а наличие сетей напряжением 380 В резко снижало надежность электроснабжения установок механизированной добычи нефти.
В настоящее время в новых районах нефтедобычи электро снабжение нефтепромыслов осуществляется по линиям электро передач напряжением ПО, 220 и 500 кВ от мощных энергоси стем, а распределение электроэнергии — по линиям напряжени ем ПО, 35 и 6 кВ. На ряде нефтяных месторождений начато применение напряжения 10 кВ вместо 6 кВ.
Наиболее распространенный, ,современный вариант схемы электроснабжения потребителей нефтяных промыслов представ лен на рис. 1.1. От электроисточника (сетей энергосистемы) по линиям электропередачи (ЛЭП) напряжением ПО, 220 кВ по дается питание на центральную (главную) понижающую под станцию ЦПП (ГПП) с двумя трехобмоточными трансформато рами напряжением 110—220/35/6—10 кВ, располагаемую, как правило, в центре нагрузок нефтяного месторождения. От ЦПП электроэнергия при напряжении 35 кВ подается на промысло вые подстанции 35/6—10 кВ, от которых питаются: буровые установки, кустовые насосные -станции (КНС) системы поддер жания пластового давления (ППД), насосные внутренней пере качки нефти," компрессорные- станции, трансформаторные под станции (ТП) 6/0,4 кВ для электроснабжения скважин насос ной добычи нефти и прочих промысловых потребителей. От рас пределительного устройства (открытого или закрытого) 6—10 кВ ЦПП подается питание КНС, располагаемой рядом с подстан цией.
48. Защита синхронного двигателей насосов
Для двигателей напряжением до 1000 В предусматривают защиту от многофазных замыканий, защиту от токов пере грузки, защиту минимального напряжения, защиту от одно фазных замыканий на землю в сетях с глухозаземленной нейтралью. Защита от многофазных КЗ действует на отклю чение и осуществляется предохранителями или автоматиче скими выключателями. Электродвигатели, подключаемые к сети через контакторы, защищают от КЗ токовой отсечкой с помощью токовых реле косвенного действия. Ток срабатыва ния реле IСр =Ка*Ксх*Iн/Ктт, где Ка — коэффициент, учитываю щий влияние апериодической составляющей тока КЗ, Ка = 1,8 при использовании реле типа РТ-40, Ка = 2 для РТ-80.
Защиту от перегрузки выполняют с помощью теплового реле магнитного пускателя или теплового расцепителя авто матического выключателя с действием на сигнал (отключе ние). Защита от однофазных КЗ
осуществляется защитой от многофазных КЗ (для четырехпроводных сетей 380/220 В). Для СД защита от асинхронного хода совмещается с защи той от перегрузки по току статора.
На синхронных и асинхронных ЭД напряжением выше 1000 В предусматривают устройства релейной защиты, действующей при многофазных замыканиях в обмотке и на вы водах, замыканиях на землю в обмотке статора, токах пере грузки, снижениях напряжения, асинхронных режимах (для СД).
Защита минимального напряжения выполнена при помощи реле прямого действия, встроенного в привод выключателя с уставкой 70% UH и выдержкой времени 0,5—1,5 с (со временем срабатывания на ступень выше, чем у токовой отсечки).
Защита ЭД от перегрузки и длительного асинхронного ре жима выполнена с зависимой от тока выдержкой времени.
Ток срабатывания защиты
где Доте — коэффициент отстройки, равный 1,2—1,3.
Система форсировки возбуждения включает реле форсировки и контактор форсировки, контакт которого шунтирует часть реостата и ток в обмотке возбуждения возрастает. Реле форсировки срабатывает при напряжении менее 85% но минального.
12. Релейно-контакторные схемы автоматического управления электроприводами
Автоматизация процессов пуска, реверса и торможения зна чительно облегчает
управление электродвигателями, устраняет возможные ошибки при пуске и
реверсе, обеспечивает повыше ние производительности механизмов. При питании
двигателя от сети автоматизация обеспечивает постепенное выключение пус ковых
(тормозных) сопротивлений, регулируя пусковой (тор мозной) ток и момент двигателя
в заданных пределах.
Автоматический пуск, торможение и реверс обычно выпол няются при помощи релейно-
контакторных устройств в функции скорости, тока, времени, пути. В некоторых
случаях применяют ся комбинированные способы автоматического управления, например
в функции тока с корректировкой по времени и др.
Схема автоматического пуска двигателей:
а — постоянного тока в функции скорости; б — асинхронного в функции тока
1. Тенденции развития электроэнергетики нефтяной и газовой промышленности.
2. Состояние энергетической базы Коми ССР.
3. Схемы внешнего и внутреннего электроснабжения буровых установок.
4. Требования к электрооборудованию главных приводов буровых установок и выбор их вида.
5. Электропривод роторного стола. Расчет мощности приводного двигателя.
6. Электробур. Конструкция; схема электрометания, защиты и контроля изоляции силовой цепи.
7. Электробур. Конструкция токоподвода. Частотное регулирование.
8. Автоматические регуляторы подачи долота.
9. Характеристики и мощность электропривода буровой лебедки. 10.Общая характеристика и мощность привода буровой лебедки.
11.Электропривод лебедок серийных буровых установок.
12.Релейно-контакторные системы управления электроприводами буровых лебедок.
13.Электропривод буровых лебедок с электромагнитными муфтами и тормозами.
14.Электропривод буровых лебедок с асинхронными электродвигателями.
15.Условие работы и регулирование привода буровых насосов.
16.Электроприводы буровых насосов по системе АВМК и АВК.
17.Электропривод бурового насоса для бурения скважин свыше 5000 м.
18. Дизель-электрический привод буровых установок.
19.Электрооборудование вспомогательных механизмов буровых установок.
20.Энергетические показатели и баланс мощности при турбинном и роторном
бурении. 21.Характер нагрузки и энергетические показатели штанговых скважинных
насосных установок.
22.Выбор приводных электродвигателей для станков-качалок. 23.Регулируемый электропривод скважинных насосных установок. 24.Электроснабжение и управление электродвигателями станков-качалок. 25.Электроснабжение штанговых насосных установок. 26.Состав оборудования и выбор погружных агрегатов. 27.Погружные электродвигатели.
28.Электроснабжение и управление погружными электродвигателями. 29.Энергетические показатели механизированных способов добычи нефти. 30.Выбор электрооборудования бесштанговой насосной установки. 31.Классификация взрывоопасных смесей и зон в нефтяной и газовой
промышленности.
32.Электрооборудование с взрывонепроницаемой оболочкой. 33.Электрооборудование повышенной опасности против взрыва. 34.Электрооборудование, продуваемое под избыточном давлении. 35.Взрывозащищенное электрооборудование с маслянным наполнением. 36.Требование к системам электроснабжения и к электроприводу насосов
промысловых насосных станций.
37.Определение мощности приводных двигателей турбомеханизмов. 38.Нерегулируемый привод турбомеханизмов. 39.Электрооборудование промысловых компрессорных станций.
40.Самозапуск электродвигателей промысловых компрессорных станций.
41.Электрооборудование насосных станций внутрипромысловой перекачки нефти.
42.Электрооборудование водяных насосных станций.
43.Электрообессоливание и обезвоживание нефти.
44.Электрооборудование КС МГП в соответствии с вопросами для промежуточного контроля.
45.Молниезащита и защита от проявлений статического электричества объектов
нефтяной и газовой промышленности.
46.Основные характеристики технологических установок МНП. Технологическая
схема НПС.
47.Электропривод главных и подпорных насосов НПС.
48.Электрическая защита синхронных двигателей насосов.
49.Электроснабжение НПС.
50.Регулируемый электропривод ЦБН КС и насосов НПС.
51. Экономия электрической энергии на предприятиях НГП.