Выбор электродвигателей, трансформаторных подстанций и компенсирующего устройства технологических установок добычи нефти

Номер варианта

Номера скважин

tgц₁

tgц₂

8

1, 2, 5, 6, 9

0,92

0,44

Номер скважины

Тип установки

Мощность привода Pтреб, кВт

Дебит скважины Q м³/сут

Коэффициент обводнёности б

Высота подъёма жидкости H, м

Коэффициент снижения напряжения Ku

1

ЭЦН

-

20

0,9

2500

-

2

СК

10

-

-

-

0,75

5

ЭЦН

-

50

0,75

900

-

6

СК

18

-

-

-

0,9

ЭЦН

-

70

0,5

1200

-

Скважина

Тип ПЭД

Напряжение U_НОМ, В

Мощность P_НОМ, кВт

КПД з

Коэффициент мощности cosц_НОМ

1

ПЭД14-103

600

14

0,73

0,70

5

ПЭД14-103

600

14

0,73

0,70

9

ПЭД17-123

400

17

0,76

0,79

Тип погружного двигателя

P_ном

n_ном

КПД

Коэффициент мощности cosц_ном

I_пуск/I_ном

M_пуск/M_ном

M_max/M_ном

U_ном

4А180М4

30

1470

0,91

0,9

7

1,4

2,2

380

S

M

n

0,0001

1,030810021

1499,85

0,1

421,6165896

1350

0,2

304,0916598

1200

0,33

203,2674084

1005

0,4

170,9582242

900

0,5

138,8389362

750

0,6

116,6593356

600

0,7

100,4966233

450

0,8

88,2225271

300

0,9

78,59649671

150

1

70,85089311

0

Тип погружного двигателя

P_ном

n_ном

КПД

Коэффициент мощности cosц_ном

I_пуск/I_ном

M_пуск/M_ном

U_ном

4А180М4

30

1470

0,91

0,9

7

1,4

2,2

380

S

M

n

0,0001

1,030810021

1499,85

0,1

421,6165896

1350

0,2

304,0916598

1200

0,33

203,2674084

1005

0,4

170,9582242

900

0,5

138,8389362

750

0,6

116,6593356

600

0,7

100,4966233

450

0,8

88,2225271

300

0,9

78,59649671

150

1

70,85089311

0

Условие успешного пуска асинхронного двигателя также должно выполняться при снижении напряжения сети до уровня K_U. За пусковой момент принимается М^I из следующего выражения:

Выбранный асинхронный двигатель проходит проверку на успешный пуск при понижении напряжения.

4. Выбор трансформаторных подстанций

.1 Выбор трансформаторных подстанций для СК

Для установок добычи нефти, снабженных СК, применяют комплектные трансформаторные подстанции типа КТПСК I, II и III модификаций. Номер модификации соответствует числу скважин в кусте. При числе скважин более трех применяют подстанции типа КТППН. Первая модификация предназначена для питания электродвигателей одиночных скважин. Подстанция состоит из камеры ввода напряжения 6 кВ, в которой находится разъединитель QS, вентильный разрядник FV и высоковольтный предохранитель FA. Двухобмоточный трансформатор Т 6/0,4 кВ помещен в отдельную камеру. На низкой стороне трансформатора включен блок управления БУ типа БГМ, от которого по кабельной линии КЛ получает питание электродвигатель М станка-качалки. Общая схема расположения всех скважин для данной работы представлена на рисунке 7.

Для 8 варианта, а именно по скважинам 1, 2, 5, 6 и 9 можно сделать следующее заключение: все скважины относятся к кустам 1, 2 и 3.

Таким образом, в кусте 1 находится скважина №2. А в кусте 2 находятся №6.

Тогда полная потребляемая мощность в кусте 2 определяется по формуле:

Потребляемая мощность в кусте 1 определяется по формуле:

Рисунок 5 - Схема расположения скважин

Номинальная мощность S_НОМ трансформатора выбранной комплектной подстанции должна удовлетворять условию: S_НОМ ≥ S_ПОТР. Технические данные трансформаторных подстанций КТПСК представлены в таблице П3.

Следовательно, для скважин №2 и №6 первого и второго куста соответственно выбирается трансформатор КТПСК-40-6/0,4 I модификации, номинальная мощность которого удовлетворяет условию:

кВА ≥ 39,3 кВА.

.2 Выбор трансформаторных подстанций для установок с ЭЦН

Для установок добычи нефти с ЭЦН используют комплектные трансформаторные подстанции типа КТППН.

Для одиночной скважины трансформаторная подстанция должна иметь трехобмоточный трансформатор типа ТМТПН мощностью до 400 кВА, у которого обмотка высшего напряжения присоединяется к сети напряжением 6 кВ через разъединитель QS, разрядник FV и предохранитель FA.

Обмотка среднего (рабочего) напряжения UР трансформатора имеет отпайки, что позволяет регулировать рабочее напряжение, подаваемое на погружной электродвигатель ПЭД привода центробежного насоса. Необходимость регулирования связана с тем, что номинальные напряжения ПЭД и потери напряжения в кабельной линии КЛ изменяются в широких пределах.

Обмотка низшего напряжения имеет номинальное напряжение 0,4 кВ и предназначена для питания потребителей собственных нужд: обогрев, освещение, электропривод кабельного барабана, станция управления (СУ) погружного двигателя и т.п.

Технические данные трансформаторных подстанций КТППН с трехобмоточными трансформаторами представлены в таблице П4.

При двух и более скважинах в кусте подстанция КТППН должна содержать несколько трансформаторов. От одной подстанции могут быть запитаны до 6 скважин. Трансформатор Т типа ТМ понижает напряжение с 6кВ до 0,4кВ. К сети 6кВ он подключен через разъединитель QS и масляный выключатель Q1.

Трансформатор Т1, Т2 и т.д., число которых зависит от числа скважин, должны быть типа ТМП. Их первичное напряжение равно 0,4кВ, а вторичное напряжение равно рабочему напряжению Up питания двигателя ПЭД. Каждый трансформатор подключен к шинам 0,4кВ через станцию управления СУ.

Технические характеристики трансформаторов ТМП приведены в табл. П5, трансформаторов ТМ - в табл. П6.

При выборе мощности любого из трансформаторов подстанции должно соблюдаться условие: S_НОМ ≥ S_ПОТР. Потребляемая мощность при выборе трансформаторов типа ТМ определяется выражением:

.

После выбора типа и мощности трансформаторной подстанции проводится проверка трансформаторов ТМП и ТМТПН по диапазону регулирования рабочего напряжения. Диапазон регулирования U_РЕГ должен соответствовать требуемому рабочему напряжению U_Р.ТРЕБ по условию: U_Р.min ≤ U_Р.ТРЕБ ≤ U_Р.max, причем U_Р.ТРЕБ = U_НОМ + ∆U_КАБ + ∆U_ТР, где U_НОМ - номинальное напряжение погружного двигателя; U_Р.min и U_Р.max - минимальное и максимальное значения рабочего напряжения вторичной обмотки трансформатора (таблицы П4 и П5); ∆U_КАБ - потеря напряжения в кабеле, по которому подводится электрическая энергия к погружному двигателю; ∆U_ТР - потеря напряжения в трансформаторе.

Потеря напряжения в кабеле ∆U_КАБ определяется из выражения:

где I_НОМ - номинальный ток погружного двигателя, определяемый по формуле:

L - длина кабеля, равная глубине скважины;

X₀ = 0,1 Ом/км - удельное индуктивное сопротивление кабеля;

R₀ - удельное активное сопротивление кабеля, определяемое по выражению:

где ϴ - средняя температура кабеля по всей длине, зависящая от глубины скважины и температурного градиента, равного 0,03 °С/м [2], в приближенных расчетах допустимо принять ϴ = 50 °С; q - сечение жилы кабеля в мм², определяемое по таблице 3 [1] в зависимости от мощности двигателя ПЭД и глубины скважины.

Потеря напряжения в трансформаторе определяется формулой:

где U_К% - напряжение короткого замыкания трансформатора, определяемое по таблице П5 [1] и равное для всех типов трансформаторов ТМП 5,5%.

Выбор трансформатора ТМ на куст 2 представлен ниже.

,

где - сумма номинальных активных мощностей электрических двигателей привода ЭЦН

сумма номинальных реактивных мощностей определяемых по формуле:

== 78,2 кВа

Выбирается ТМ-100/6-10-66, Sном=100кВА, номинальное напряжение обмоток: ВН-6кВ, НН-0,4кВ, напряжение короткого замыкания Uк=4,5%.

Выбор комплектных подстанций с трансформаторами ТМП для ЭЦН на скважине 9 представлен ниже.

Выбирается ТМП-40/463, S_НОМ = 40 кВА, U_Р.min = 380 В, U_Р.max = 463 В. Выбирается кабель сечением 25 мм². Удельное активное сопротивление кабеля:

Номинальный ток двигателя:

Тогда потери напряжения в кабеле равны:

Далее определяется требуемое рабочее напряжение:

Проверка соответствия диапазона регулирования требуемому значению рабочего напряжения: 380 В < 460,75 В <463 В - условие проверки выполняется.

Выбор комплектных подстанций с трансформаторами ТМП для ЭЦН на скважине 5 представлен ниже.

Выбирается ТМП-40/463, S_НОМ = 40 кВА, U_Р.min = 380 В, U_Р.max = 463 В. Выбирается кабель сечением 25 мм². Удельное активное сопротивление кабеля:

Номинальный ток двигателя:

Тогда потери напряжения в кабеле равны:

Далее определяется требуемое рабочее напряжение:

Проверка соответствия диапазона регулирования требуемому значению рабочего напряжения: 380 В < 662,32 В < 856 В - условие проверки выполняется.

Выбор комплектных подстанций с трансформаторами ТМП для ЭЦН на скважине 1 представлен ниже.

Номинальный ток двигателя:

Тогда потери напряжения в кабеле равны:

Далее определяется требуемое рабочее напряжение:

Проверка соответствия диапазона регулирования требуемому значению рабочего напряжения: 380 В < 662,32 В < 856 В - условие проверки выполняется.

Результаты всех расчетов представлены в таблице 10.

Таблица 8 - Результаты расчетов по выбору КТП

Схема электроснабжения скважин представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 - Схема электроснабжения нефтяных скважин

4.3 Выбор сечения жил кабеля для кабельной линии для подачи электроэнергии от КТПСК к двигателю СК

При небольшой длины кабельной длине кабельной линии (КЛ) сечение жил электрического кабеля выбирают из условия: I_ДОП ≥ I_НОМ, где I_ДОП - допустимый длительный ток кабеля, I_НОМ - номинальный ток обмотки статора двигателя. Значения допустимого длительного тока в зависимости от сечения токопроводящей жилы кабеля приведены в таблице 4. Ток в обмотке статора выбранных двигателей для СК определяется следующим образом:

В соответствии с таблицей 4 [1] для питания электродвигателей на обеих скважинах (скважинах 2 и 6) выбирается кабель с сечением 6 мм², для которого I_ДОП = 55 А.

.4 Выбор мощности батареи статических конденсаторов

Выбор мощности батареи статических конденсаторов (БСК) осуществляется по формуле:

где УP_НОМ - сумма номинальных мощностей двигателей, получающих электроэнергию от промысловой подстанции;

ц₁ и ц₂ - углы между током и напряжением до и после компенсации соответственно.

Конденсаторная батарея размещается на промысловой подстанции. Подключение батарея к шинам 6 кВ осуществляется с помощью разъединителя QS.

5. Расчет компенсирующего устройства компрессора

Цель: выбор мощности компенсирующего устройства компрессора и расчет экономии средств от его установки, а также выбор сечения кабелей для питания компрессоров (рисунок 7) [1].

Рисунок 7 - Расчетная схема при выборе компенсирующего устройства

Компрессоры оснащены двухскоростными двигателями с характеристиками, представленными в таблице 9.

Таблица 9 - Характеристики двигателей компрессоров

Расстояние от места расположения компрессорной до подстанции принимается равным 300 м. При этом применяется кабель алюминиевый, со способом прокладки по воздуху на конструкциях. Измеренный коэффициент загрузки двигателей принимается 0,93.

Допускается, что в отчетном году двигатель работал на малой мощности в первом режиме - 1300 ч.

Сначала определяется полная мощность, потребляемая из сети:

Далее определяются токи сети для режима 1:

Далее по рабочему току выбирается кабель АВВГ сечением 2Ч95 мм², для которого длительно допустимый ток 165 А.

Удельное активное и индуктивное сопротивления для выбранного кабеля соответственно равны r₀ = 0,33 Ом/км, x₀ = 0,06 Ом/км. После этого осуществляется проверка выбранного сечения на потери напряжения:

Рассчитывается мощность, потребляемая из сети в режиме и потери напряжения:

Потери напряжения в первом режиме составляют 3,32% от номинального..

Далее находится мощность компенсирующего устройства и подсчитывается экономия от его применения.

При работе в первом режиме потребляемая реактивная мощность составляет 87,53 кВАр.

Рассчитаем потери мощности в первом режиме работы:

Далее определяются потери мощности в кабеле:

Тогда потери электроэнергии составят:

После этого рассчитывается общее потребление электроэнергии, тогда мощность в месте присоединения соответственно обоих режимов:

Тогда годовое потребление электроэнергии

При компенсации реактивной мощности в первом режиме используется батарея конденсаторов суммарной мощностью 75 кВАр - КРМ-0,4-75-3 с тремя ступенями регулирования:

Тогда потери мощности и электроэнергии соответственно составят:

Список использованных источников

1. Анчарова Т.В., Рашевская М.А., Стебунова Е.Д. Электроснабжение и электрооборудование зданий и сооружений. - М.: ФОРУМ; НИЦ ИНФРА-М, 2012. - 416 с.

. Шабанов В.А. Проектирование электротехнических комплексов нефтегазовой отрасли: Учеб. пособие. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - 69 с.

. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: Учебник для вузов. - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005. - 528 с.

. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 2003. - 510с.

. Меньшов Б.Г., Ершов М.С., Яризов А.Д. Электротехнические установки и комплексы в нефтегазовой промышленности. - М: Недра, 2000. - 487 с.

© 2003 - 2022 «Библиофонд»

Обратная связь

Пользовательское соглашение

Политика конфиденциальности

Полная версия

Помощь по учебным работам

Консультация по курсовой работе

Консультация по дипломной работе ВКР

Консультация по реферату

Консультация по отчетам о практике