Лекции См.Если нет в ответах. Учебное пособие для студентов специальности 140604 Электропривод и автоматика промышленных установок и технологических комплексов
 Скачать 4.39 Mb.
|
|
2.5.3. Регулируемый ЭП буровых насосов. 2.5.3.1. Каскадные схемы. В небольших пределах регулирование скорости электродвигателя буровых насосов можно осуществлять при применении асинхронных двигателей (АД) с фазным ротором при помощи включении в цепь ротора регулировочных реостатов. Однако такое регулирование сопровождается значительными потерями мощности ΔPs в регулировочных реостатах. Эту мощность потерь называют мощностью скольжения, так как ее величина пропорциональна величине скольжения S, а именно ΔPs= S·Рном. При снижении скорости на 20…30% скольжение становится равным 0,2…0,3 и потеря мощности в пусковых реостатах достигнет также 20…30%. Поэтому в настоящее время реостатный способ регулирования скорости АД не применяется. В новых буровых установках вместо регулировочных реостатов в цепь ротора асинхронного двигателя включают вспомогательные аппараты. В этих аппаратах энергия скольжения используется для питания каких-либо потребителей электрической энергии, включенных в цепь ротора. Такие схемы включения АД называют каскадными. В буровой установке Уралмаш 5000Э применен вентильно-машинный каскад (рис. 12, а). В цепь ротора приводного асинхронного двигателя АД включен выпрямитель В и двигатель постоянного тока ДПТ. Энергия скольжения ΔPs в выпрямителе В преобразуется в энергию постоянного тока и используется для питания двигателя постоянного тока, который в свою очередь в БУ-5000Э используется для привода роторного стола. Скорость вращения приводного АД регулируется реостатом R в цепи обмотки возбуждения ДПТ. При перемещении движка реостата R изменяются ток возбуждения Iв, магнитное поле возбуждения, а также противо-ЭДС Е, наводимая в обмотке якоря ДПТ. При изменении противо-ЭДС Е будет изменяться и ток, протекающий под действием энергии скольжения по обмотке ротора АД через выпрямитель и якорь двигателя постоянного тока.  Рис. 12. Каскадные схемы электропривода бурового насоса. Чем больше Iв, тем больше Е, тем меньше ток в обмотке ротора АД и тем меньше скорость его вращения. Схема обеспечивает изменение скорости вращения АД на 40% выше от номинальной. Для новых буровых установок (БУ-3200, ЭУК-2М) разработано комплектное устройство ШДГ-6704, которое предназначено для пуска и регулирования скорости асинхронного двигателя типа АКСБ по схеме асинхронного вентильного каскада (рис. 12, б). Такой каскад отличается от предыдущего тем, что вместо ДПТ установлен тиристорный преобразователь (инвертор UZ2). От управляемого выпрямителя UZ1 к инвертору подводится постоянный ток, который преобразуется в переменный ток с частотой 50 Гц. Этот переменный ток может использоваться для питания любого потребителя электрической энергии, в том числе и для питания самого приводного АД. Скорость вращения АД зависит от выходного тока выпрямителя UZ1, который в свою очередь изменяется с помощью сельсинного командоаппарата СКАР (Р – регулировочный), установленного на пульте бурильщика и подключенного через систему управления СУ к управляющим выходам тиристоров инвертора. Регулирование скорости двигателя осуществляется изменением противо-ЭДС инвертора UZ2. Рассмотренный асинхронно-вентильный каскад позволяет изменять скорость двигателя бурового насоса на 50 % вниз от номинальной. В системе управления электроприводом предусмотрены обратные связи по скорости, с помощью которых формируются требуемые механические характеристики (рис. 13).   Рис. 13. Электромеханические характеристики электропривода БН по системе АВК. Сплошной линией показаны регулировочные характеристики, пунктиром – пусковые; β – угол отпирания тиристоров; Id – выпрямленный ток в цепи преобразователя. 2.5.3.2. Электропривод постоянного тока по системе ТП-Д. В буровых установках для бурения скважин глубиной 6,5-10 км в ЭП буровых насосов используются ДПТ, управляемые по системе ТП-Д. Система управления электроприводом включает в себя контур регулирования ЭДС двигателя и подчиненный ему контур регулирования тока. Регулятор ЭДС – пропорциональный (П-регулятор), регулятор тока – пропорционально-интегральный (ПИ-регулятор). Управление электроприводом осуществляется сельсинным командоаппаратом. Воздействуя на систему управления тиристорным преобразователем, плавно регулируют скорость двигателя (рис. 14). В некоторых электроприводах буровых насосов регулирование скорости осуществляется ослаблением магнитного потока двигателя. Буровыми насосами с регулируемым ЭП по системе ТП-Д оснащаются буровые установки БУ-2500 ЭП и БУ-6500 ЭП и установки морского бурения.   Рис. 14. Механическая характеристика регулируемого ЭП бурового насоса по системе ТП-Д. 2.5.3.3. ЭП бурового насоса на базе вентильного двигателя. Регулируемый ЭП бурового насоса может быть также реализован на базе вентильного двигателя. ЭП состоит из преобразователя частоты со звеном постоянного тока, инвертором и СД. Для управления инвертором используется бесконтактный датчик положения ротора двигателя. Выпрямленное напряжение через сглаживающий реактор подается на вход инвертора, тиристоры которого отпираются импульсами, вырабатываемыми системой управления в зависимости от сигналов датчика положения ротора. Регулировочные свойства вентильного ЭП аналогичны свойствам ЭП постоянного тока, диапазон регулирования Д=1:20. Перспективным для ЭП буровых насосов является регулируемый ЭП по системе ПЧ-АД с КЗ ротором (преобразователь частоты – асинхронный двигатель с короткозамкнутым ротором). Преимущества регулируемого ЭП буровых насосов особенно проявляются при турбинном бурении за счет наилучшего использования мощности БН, оптимизации режимов бурения и других факторов. 2.6. Автоматические регуляторы подачи долота. Подача долота это последовательное опускание верхней точки КБТ в процессе бурения, при этом скорость подачи долота должна быть равна скорости разбуривания. При ручной подаче бурильщик периодически растормаживает барабан лебедки по показаниям амперметра (току статора) и индикатору веса КБТ. Задача плавной и равномерной подачи долота решается применением автоматических регуляторов. При этом долото подается на забой автоматически в зависимости от параметров, характеризующих режим бурения, например, давления на забое или тока статора бурового двигателя. В зависимости от места расположения, автоматические регуляторы подачи долота бывают наземными или глубинными (погружными). Наземные регуляторы подачи по конструктивному признаку силового узла разделяют на электромашинные, гидравлические и фрикционные. Если конструкция силового узла позволяет только опускать КБТ с различной скоростью, то такие регуляторы называют пассивными. Если же имеется возможность не только опускать, но и приподнимать КБТ, то такие регуляторы называют активными. Электромашинные регуляторы подачи долота РПДЭ-3, РПДЭ-7, РПДЭ-8 (рис. 15) предназначены для поддержания режимов бурения скважин при турбинном и роторном бурении, они входят в комплект серийных буровых установок последних выпусков. Регулятор РПДЭ-7 используется для морских буровых установок.  в схему управления Рис. 15. Конструктивная схема регулятора подачи долота РПДЭ-8: 1 – бурильный инструмент; 2 – талевый канат; 3 – датчик веса; 4 – буровая вышка; 5 – барабан лебедки; 6 – цепная передача; 7 – редуктор; 8 – электродвигатель. Регуляторы подачи долота РПДЭ-7 и 8 оснащены электроприводом по системе ТП-Д, РПДЭ-3 по системе Г-Д. Объектом регулирования в автоматической системе подачи долота является буровой инструмент. Входной величиной для объекта регулирования служит скорость подачи, а выходной - нагрузка на долото. В серийно выпускаемых регуляторах подачи электромашинного типа использован способ поддержания заданной нагрузки на долото путем формирования скорости подачи. При этом нагрузка на долото является разностью между полным весом КБТ и усилием на крюке. Система регулирования нагрузки на долото работает по принципу отклонения. Отклонение нагрузки от заданного значения через систему управления ЭП изменяет скорость подачи долота и восстанавливает нагрузку на долото до заданного значения. К основным параметрам ЭП регулятора подачи относятся установленная мощность привода и максимальная частота вращения, соответствующая максимальной скорости перемещения КБТ. Совмещение функций регулятора подачи и аварийного привода рассчитанного на подъем КБТ максимального веса со скоростью, достаточной для предотвращения осложнений в стволе скважины приводит к тому, что параметры ЭП регулятора подачи долота выбираются не по основному, а по аварийному режиму. ЭП регулятора подачи долота используется также для подъема и кратковременного приложения максимальной нагрузки при монтаже и испытаниях буровой вышки. На буровых установках используются приводные двигатели регулятора мощностью от 55 до 90 кВт с номинальной частотой вращения от 1000 до 1180 об/мин. Опыт эксплуатации регуляторов подачи долота показал что используемый в них способ регулирования дает удовлетворительные результаты при проходке относительно мягких однородных пород. При бурении твердых и неоднородных пород, вследствие сложной динамической зависимости между нагрузкой на долото и механической скоростью подачи верхнего конца КБТ, в системе управления могут возникать автоколебательные процессы. Перспективным является отказ от использования датчика веса и косвенной оценки регулируемого параметра по величине тока якоря исполнительного двигателя и математической модели процесса. 2.7. Дизель-электрический привод буровых установок. В последние годы существует тенденция расширения номенклатуры и объемов производства буровых установок с дизель-электрическим приводом. Переход к автономному энергоснабжению позволяет решить проблему энергоснабжения удаленных от базы буровых установок (проблему «слабых сетей»), решить проблему повышения установленной мощности главных и вспомогательных приводов на буровых установках и др. вопросы. Автономным называется электропривод, запитываемый от собственных электрических генераторов, установленных непосредственно на буровой установке. У дизель-электрического привода в качестве первичных двигателей для вращения генераторов используются дизели, он оснащен двигателем постоянного тока. Первые промышленные дизель-электрические установки были построены в 1960-1963 г.г. Электропривод главных механизмов был выполнен по системе генератор-двигатель (Г-Д). Эта система позволяет плавно осуществлять пуск, разгон и торможение рабочего механизма, а также регулировать скорость вращения двигателя как вверх, так и вниз от номинальной. Это позволяет исключить установку редуктора между валом двигателя и валом рабочего механизма, а также не требует применения электромагнитных муфт и тормозов. Это упрощает кинематику привода и повышает его надежность. Недостатком системы Г-Д является большое количество рабочих машин – три: дизель, генератор, двигатель и большая установленная мощность машин. Перечисленные недостатки системы Г-Д затрудняют ее использование в морских буровых установках. Скважины на море бурят с морских эстакад, с полупогружных платформ, а также с буровых судов на плаву. При бурении с эстакад применяют серийные БУ, электроснабжение которых осуществляется кабельными линиями 6 и 35 кВ, проложенными по эстакадам. Плавучие и полупогружные БУ снабжаются автономным дизель-электрическим приводом переменно-постоянного тока, когда несколько дизелей вращают синхронные генераторы. Энергия генераторов переменного тока 6 кВ подается на двигатели привода винтов и уравновешивания платформы, а также двигатели вспомогательных механизмов буровой установки. Приводы постоянного тока основных механизмов БУ получают питание от генераторов через понижающие трансформаторы и управляемые выпрямители. 2.8. Электробуры. 2.8.1. Особенности технологии электробурения. Изучение опыта современного бурения традиционными способами, например, с использованием гидравлических забойных двигателей показывает, что на дальнейший прогресс в этой области отрицательно влияют рост глубин скважин и увеличение доли горизонтального бурения. Возникают проблемы доставки энергии к забою скважины и информации к поверхности по механическому и гидравлическому каналам связи. Вопросы управления процессом бурения в лучшем случае решаются применением сложных и дорогостоящих информационно-измерительных систем, вводимых дополнительно к гидравлическим забойным двигателям или ротору. В то же время использование электробурения позволяет решать многие проблемы, связанные с усложнением строительства скважин. Электробуры, имея более высокий коэффициент передачи мощности на забой и К.П.Д. электродвигателя, способны передавать на большие глубины и в сильно искривленных скважинах достаточно высокую мощность, недоступную для других способов бурения. Практика показала, что электробурение как базовый способ современного бурения по своим качествам намного лучше всех других способов также и при строительстве скважин на месторождениях с не очень сложными условиями. Это убедительно доказал опыт бурения в Башкортостане, Туркмении, Азербайджане и в Украине. В этих районах технико-экономические показатели электробурения в сопоставимых условия в 1,3-1,8 раза выше, чем другими видами привода долота (ГЗД и ротором). Себестоимость 1 метра проходки ниже на 10-15%, расход электроэнергии меньше в 1,3-1,8 раз, износ бурильных труб - в 2 раза. Значительно увеличивается срок службы бурового оборудования благодаря осуществлению технологического процесса на более рациональных режимах и с меньшим давлением в циркуляционных системах промывки. Эффективность процесса электробурения может быть повышена за счет внедрения регулируемого электропривода бура, что приведет к увеличению проходки скважин на 30 - 40 %. В настоящее время объем электробурения составляет 2-5 % от всего объема буровых работ. 2.8.2. Описание электробура с короткозамкнутым асинхронным двигателем. Идея переноса электродвигателя на забой скважины была впервые реализована в СССР в 1937—1940 гг. Схема установки для бурения электробуром показана на рис. 16. Долото 1 с электробуром 2 опускается в скважину на бурильных трубах 3. Внутри каждой трубы вмонтирована кабельная секция длиной 12-13 метров, состоящая из отрезка кабеля 4, контактного стержня и муфты. При соединении секции муфта и стержень плотно сочленяются и создают надежный контакт. Сопротивление изоляции между жилами кабеля и между каждой жилой и корпусом должно быть не менее 2000 Ом на секцию. Электроэнергия от распределительного устройства 14 через трансформатор 15 и станцию управления 16 с помощью наружного кабеля 9 через токоприемник 8, кабельную секцию в ведущей трубе 7 и двухжильный шланговый резиновый кабель подводится к электробуру. В качестве третьего провода в системе питания двигателя электробура используют бурильные трубы. По сравнению с трехпроводным токопроводом, токоподвод по системе два провода–труба обладает повышенной надежностью из-за уменьшенного числа контактов и имеет меньшее гидравлическое сопротивление из-за уменьшенного диаметра кабеля. Буровой раствор, прокачиваемый через шланг 10, вертлюг 11, ведущую трубу 7, бурильные трубы, полый вал электробура, долото и выходит в затрубное пространство. Вращение бурильных труб для производства вспомогательных операций осуществляется при помощи ротора 5. Нагрузка на долото создается силой тяжести бурильных труб. Для подачи долота на забой служит автоматический регулятор подачи долота 13. Для управления электробуром служит пульт 6, установленный у рабочего места бурильщика. Электробур состоит из двух основных частей: погружного двигателя и шпинделя с пятами для передачи вращающего момента от двигателя на долото. Вал двигателя соединен с валом шпинделя зубчатой соединительной муфтой. Двигатель работает в скважине на большой глубине и среде бурового раствора, давление которого может достигать 40-50 МПа. Для предохранения двигателя электробура от проникновения бурового раствора, который может вызвать повреждение изоляции обмоток и преждевременный абразивный износ его узлов и деталей, применяют систему масляной защиты. Внутреннюю полость двигателя электробура заполняют трансформаторным маслом, давление которого превышает давление окружающей среды. Герметизацию внутренней полости двигателя электробура обеспечивают торцовые уплотнения вращающихся валов и резиновые кольца в неподвижных соединениях.  Рис. 16 – Общий вид буровой установки с электробуром. Современный серийный двигатель электробура представляет собой асинхронный двигатель высокого напряжения с короткозамкнутым секционированным ротором. Статор двигателя размещен в цилиндрических корпусах, соединенных между собой коническими резьбами. В корпусе статора запрессованы пакеты магнитной стали, чередующиеся с немагнитными пакетами. Последние установлены для того, чтобы избежать шунтирование магнитного потока через шарикоподшипники и уменьшить потери от вихревых токов, возникающих в местах расположения промежуточных опор ротора. Выводные концы обмотки статора соединены кабелем с контактным стержнем, при помощи которого двигатель подключен к кабелю, расположенному в бурильных трубах. Ротор двигателя имеет полый вал с центральным каналом для прохода бурового раствора. На валу насажены секции ротора с алюминиевой «беличьей клеткой», между ними расположены промежуточные подшипники. Для создания внутри двигателя избыточного давления, компенсации утечки масла через уплотнения и изменения объема масла при нагревании электробур снабжен лубрикаторной системой. Внутри трубы лубрикатора расположен поршень с пружиной. При заполнении двигателя вязким маслом поршень поднимается и сжимает пружину, находясь под давлением бурового раствора и пружины. Таким образом, независимо от давления окружающей среды внутри двигателя всегда существует избыточное давление, под влиянием которого масло вытекает наружу, препятствуя этим проникновению бурового раствора внутрь машины. У электробура имеется запас масла для нормальной работы в течение 15-20 ч. За этот промежуток времени для смены долота электробур поднимают на поверхность и, если необходимо, добавляют масло в лубрикаторную систему. Возникающие при электробурении толчки нагрузки должны преодолеваться благодаря высокой перегрузочной способности двигателя. Диаметр погружных двигателей невелик, поэтому момент инерции их роторов незначителен. Вследствие этого двигатели электробуров должны иметь жесткую механическую характеристику и значительную кратность максимального момента. Особенность двигателей электробуров заключается в повышенном скольжении в режиме номинальной нагрузки и значительном пусковом моменте, достигающем (1,2—1,7) Мном. Выбор такой характеристики обусловлен стремлением обеспечить максимально возможный пусковой момент, сопровождаемый небольшой кратностью пускового тока. Технические характеристики электробура Э190-8-8М: диаметр бура – 190 мм; длина – 12860 мм; мощность – 125 кВт; номинальное напряжение – 1300 В; номинальный ток статора – 125 А; частота вращения ротора – 675 об/мин; номинальный момент – 1800 Н∙м; максимальный момент – 3800 Н∙м; КПД – 67,5 %; коэффициент мощности — 0,66; масса – 2,13 т. Расшифровка в обозначении электробура: Э – электробур; трехзначное число – диаметр электробура, мм; цифра после тире – число полюсов двигателя; буква М — модернизированный. Электробур получает питание от сети 6 кВ через ячейку с выключателем распределительного устройства высокого напряжения и трехобмоточный трансформатор, средняя обмотка которого предназначена для электробура и имеет пределы регулирования напряжения от 1085 до 2270 В с изменением мощности от 270 до 560 кВА. Обмотка низшего напряжения – 525 В предназначена для питания электродвигателя привода буровой лебедки. Управление электродвигателем электробура осуществляется комплектным устройством управления и защиты УЗЭБ-83. Перспективным направлением в электробурении является разработка регулируемого электропривода переменного тока по системе «преобразователь частоты – короткозамкнутый асинхронный двигатель» или использование вентильного двигателя с постоянными магнитами. 2.9. Особенности схем электроснабжения буровых установок. Основной объем бурения в России выполняется буровыми установками с неавтономным электрическим приводом. Согласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ), электрифицированные буровые установки (с электрическим приводом основных исполнительных механизмов) при бурении на глубину более 4500 м и в сложных геологических условиях на меньшую глубину, а также буровые установки на море относятся к потребителям первой категории. Буровые установки при бурении до 4500 м в неосложненных геологических условиях относятся к потребителям второй категории. Для внешнего электроснабжения буровых установок используются воздушные линии электропередачи напряжением 110; 35; 6 (10) кВ и понизительные трансформаторные подстанции со вторичным напряжением 6 кВ. На месторождениях Западной Сибири применяются временные кабельные линии электропередачи, выполненные кабелем КШВГ-6 или АВПБ-6, который прокладывают по поверхности земли в лотках. Схема электроснабжения буровой установки выбирается в зависимости от места расположения и мощности источника электроэнергии, а также от типа буровой установки. Варианты схем внешнего электроснабжения буровых установок с электроприводами основных механизмов приведены на рис. 17.  Рис. 17. Варианты схем электроснабжения буровых установок от энергосистемы Буровые установки получают питание от одной линии напряжением 6 кВ, а буровые установки для бурения скважин глубиной более 5000 м - от двух ЛЭП 6 кВ. Для распределения электроэнергии на этих установках используют унифицированные распределительные устройства высокого напряжения типа КРНБ-6У, состоящие из шести ячеек, и пусковые устройства ПБГ-6 наружной установки. Схема распределения электроэнергии в БУ (рис. 18) определяется количеством исполнительных механизмов и числом приводных двигателей, родом тока и напряжением главных и вспомогательных потребителей.  Рис. 18. Однолинейная схема электроснабжения буровой установки БУ 2900/200 ЭПК БМ: КРУ1, 2 – комплектное распределительное устройство; ДГА1, 2, 3 – дизель-генераторный агрегат 1000 кВА, 400В, 50 Гц; ДЭС – аварийная дизель-электрическая станция 200 кВт, 400 В, 50 Гц; Т – силовой трансформатор 1600 кВА; КУ – комплектное распределительное устройство КУ БУ 2900/200; ГРШ1, 2 – групповой распределительный шкаф; ФКУ – фильтро-компенсируюшее устройство; ШУЛ – шкаф управления лебедкой: ШУР – шкаф управления ротором; ШУН 1, 2 –шкафы управления насосом; ШУТ – шкаф управления электромагнитным тормозом; ЭМТ – ферромагнитный электромагнитный тормоз; МЛ – электродвигатель привода лебедки. 560 кВт. 440 В; МР – электродвигатель привода ротора, 160 кВт, 440 В; MH1, 2 – электродвигатель привода насоса, 560 кВт, 440 В. Для буровых установок, имеющих установленную мощность электрооборудования более 3000 кВт и удаленных более чем на 5-6 км от источника электроэнергии, целесообразно применять схему глубокого ввода, т.е. напряжение 110-35 кВ подавать непосредственно к буровой установке. 2.10. Типовые схемы электротехнических комплексов буровых установок. Несмотря на многообразие структурных схем буровых установок, их число ограничено типовыми структурами электротехнических комплексов (ЭТК), применение которых на установках различных исполнений сводится к количественному изменению параметров используемого электрооборудования. Типовая структура электропривода постоянного тока для БУ всех классов как с централизованным, так и с автономным электроснабжением (рис. 19) ориентирована на применение глубоко регулируемых электроприводов главных механизмов на базе электродвигателей постоянного тока и силовых тиристорных преобразователей, а также на унификацию электроснабжения. Буровая установка питается от сетей энергосистемы или группы дизель-генераторов переменного тока. Мощность дизель-генераторов суммируется на общих шинах распределительного устройства. Здесь же установлены выключатели для подсоединения тиристорных преобразователей главных электроприводов и вспомогательных энергопотребителей. Набор переключателей или контакторов, обеспечивающих различные рабочие варианты схемы подключения главных электропотребителей к тиристорным преобразователям (на стороне постоянного тока), представляет собой обычно отдельное комплектное устройство. Для любого электродвигателя главных приводов система электроснабжения предусматривает наличие резервного тиристорного источника питания. При применении низкого (400 или 690 В) напряжения дизель-генераторов энергетический блок в неэлектрифицированных районах представляет набор дизель-генераторов, а в электрифицированных - набор ячеек комплектного распределительного устройства (КРУ) и трансформаторов, понижающих напряжение сети до необходимого уровня.  Рис. 19. Типовая схема электротехнического комплекса буровой установки с электроприводом постоянного тока: Д - дизель; G - генератор переменного тока; ФКУ - фильтрокомпенсирующее устройство; КРУ - комплектное распредустройство высокого напряжения; ТВ - силовые понижающие трансформаторы; ТП - силовые тиристорные преобразователи; А1 - комплектное устройство с силовыми переключателями постоянного тока; МЛ, МН, МР, МП - электродвигатели соответственно лебедки, бурового насоса, ротора и регулятора подачи долота; ТВ -тиристорные возбудители; А2 - шкаф управления электроприводами вспомогательных механизмов. На рис. 20 приведена унифицированная структура для системы электропривода переменного тока, ориентированная на применение частотно-регулируемых электроприводов главных механизмов на базе электродвигателей переменного тока.  Рис. 20. Типовая схема электротехнического комплекса буровой установки с электроприводом переменного тока: ЭМТ - электромагнитный тормоз; ТРС - тиристорный регулятор скольжения; АВК - асинхронный вентильный каскад; ТПР, ТПП - тиристорные преобразователи соответственно привода ротора и регулятора подачи; остальные обозначения см. рис. 19. Буровая установка питается от сетей энергосистемы через высоковольтное КРУ. Для привода буровой лебедки используют асинхронный электродвигатель МЛ с тиристорным регулятором скольжения, для привода каждого бурового насоса - асинхронный электродвигатель МН, регулируемый по схеме вентильного каскада. Торможение лебедки при спуске инструмента осуществляют от электромагнитного тормоза (ЭМТ). На рис. 21 приведена перспективная структура электротехнического комплекса буровой установки на базе электропривода переменного тока с преобразователями частоты, находящаяся в стадии разработки и исследований.  Рис. 21. Структура электротехнического комплекса буровой установки с частотно-регулируемым электроприводом: G - генераторы постоянного и переменного тока; ПЧ - преобразователи частоты; остальные обозначения см. на рис. 19. 2.11. Пути совершенствования электроприводов буровых установок. Существенное повышение технического уровня электропривода обеспечивает переход от аналоговых систем управления к цифровым на микропроцессорной базе. Основными направлениями совершенствования бурового электропривода по системе ТП-Д на современном этапе следует считать: повышение напряжения питающей сети (до 660В переменного тока) с соответствующим повышением напряжения электродвигателей постоянного тока (до 800 В); применение более совершенных силовых приборов для увеличения единичной мощности в тех же габаритах, а также повышения надежности; внедрение систем цифрового управления; внедрение информационных систем и систем диагностики; повышение уровня локальной автоматизации; замена релейных систем бесконтактными системами. Известно, что электропривод по системе ТП-Д обладает низким собственным коэффициентом мощности, что вынуждает применять регулируемые фильт-рокомпенсирующие устройства, из-за чего увеличиваются габариты и стоимость системы. Улучшение качества электроэнергии в питающей сети и компенсация потребляемой реактивной мощности в системе ТП-Д существенно затруднены широким диапазоном изменения коэффициента несинусоидальности (от 0 до 8%) при регулировании скорости электропривода. Поэтому, несмотря на широкое использование электроприводов постоянного тока (система ТП-Д), общепризнанной тенденцией совершенствования электроприводов является создание частотно-регулируемых электроприводов переменного тока (ПЧ-АД), которые потенциально имеют значительные преимущества. Для буровых установок эта проблема затрудняется необходимостью специального исполнения сложного электрооборудования относительно большой мощности для тяжелых условий эксплуатации. Тем не менее, ведущие зарубежные электротехнические фирмы приступили к созданию таких буровых электроприводов. Начато производство отдельных узлов и установок в целом с электроприводом переменного тока по системе ПЧ-АД, лидерами в этом направлении являются компании ABB и "Сименс". Следует отметить, что за рубежом до настоящего времени не принято однозначного направления в выборе систем электропривода, что объясняется указанными выше причинами. Регулируемый электропривод, и, особенно, электропривод с цифровыми системами управления на микропроцессорной базе, предоставляет широкие возможности для качественного совершенствования систем управления, реализации ими новых функций. Зарубежными компаниями реализуются следующие системы: регулятор подачи с цифровым управлением, обладающий высокой точностью поддержания заданных параметров; регулятор может быть настроен на поддержание заданных значений нагрузки на долото, механической скорости бурения или перепада давления на забое (последнее – при использовании гидравлических забойных двигателей); система плавного управления крутящим моментом, устраняющая вибрацию бурильной колонны; система управления скоростью перемещения и положением талевого блока в пределах безопасных значений; синхронизатор буровых насосов, обеспечивающий снижение пульсации давления в нагнетательном манифольде и увеличение срока службы узлов циркуляционной системы; регулятор возврата бурильной трубы в исходное положение при роторном бурении. Все перечисленные узлы характеризуются наличием информационных систем с повышенной точностью измерения параметров, предупредительной аварийной сигнализацией, использованием сенсорных дисплеев для ввода параметров и уставок. 3. Электрооборудование установок для насосной добычи нефти. 3.1. Электрооборудование станков-качалок. Область экономически целесообразного применения штанговых плунжерных насосов (станков-качалок) или бесштанговых погружных центробежных электронасосов (ЭЦН) определяется суточной производительностью скважины и глубиной подвески насоса. Для станков-качалок эта область характеризуется суточной производительностью от 5 до 50 м3/сут. при глубине подвески до 1600 м или производительностью 300 м3/сут. при глубине подвески до 400 м. Глубинный насос 1 станка-качалки подвешивается на колонне насосных труб 3(рис. 22). Плунжеру 2 насоса сообщается возвратно-поступательное движение с передачей энергии от балансира станка-качалки при помощи колонны штанг 4. Станок-качалка имеет асинхронный электродвигатель (ЭД) с КЗ ротором, с повышенным пусковым моментом, обеспеченным за счет специальной конструкции обмотки ротора: двойной беличьей клетки или глубокопазной обмотки. Кроме ЭД станок-качалка имеет редуктор 10. Колонна штанг станка-качалки на устье скважины через шток соединена с головкой балансира 6 станка-качалки. Балансир с помощью шатунов связан с кривошипами, вал которых через редуктор и клиноременную передачу связан с ЭД. Изменяя расстояние от кривошипа до места присоединения шатунов к кривошипу можно регулировать ход полированного штока и длину хода плунжера насоса. Балансирный и кривошипный противовесы служат для уравновешивания нагрузки подвижной системы станка-качалки и двигателя при ходе колонны штанг вниз и вверх (рис. 22). Частоту качаний балансира можно изменять путем установки шкивов различных диаметров у клиноременной передачи. Мощность ЭД для привода станков-качалок находится в диапазоне 1,7-55 кВт. Режим работы ЭД станка-качалки характеризуется резко пульсирующей нагрузкой и непрерывными переходными процессами. Характер изменения нагрузки (момента сопротивления и мощности нагрузки) на валу ЭД определяется законом изменения скорости и усилия в точке подвеса штанг к балансиру. Точка подвеса штанг совершает колебательные движения, перемещаясь по вертикали при  Рис. 22 Конструктивная схема станка-качалки: 1 – плунжерный глубинный насос; 2 – плунжер; 3 – колонна насосных труб; 4 – колонна штанг; 5 – шток устьевой; 6 – головка балансира; 7 – балансир; 8 – шатун; 9 – кривошип; 10 – редуктор; 11 – клиноременная передача; 12 – электродвигатель; 13 – противовес балансирный; 14 – противовес кривошипный. неизменной скорости вращения ЭД, поэтому скорость перемещения точки подвеса изменяется по закону близкому к синусоидальному – одна полуволна синусоиды соответствует движению головки балансира вверх, вторая полуволна – движению вниз. За один цикл работы насоса или одно качание график имеет два максимума и два минимума. Максимальное значение скорости соответствует средним, а минимальные – крайним положениям балансира. При ходе плунжера вверх к точке подвеса штанг приложена статическая нагрузка, создаваемая весом столба жидкости над плунжером, весом самих штанг и силами трения. Эта нагрузка не прикладывается внезапно, а постепенно возрастает в начальный период хода вверх, благодаря демпфирующему действию упругих деформаций штанг и труб. При ходе плунжера вниз статическая нагрузка в точке подвеса действует в направлении движения и разгружает двигатель, она определяется весом штанг за вычетом веса занимаемого ими объема жидкости и сил трения. При изменении направления движения плунжера усилие в точке подвеса не принимает мгновенно своего установившегося значения и постепенно убывает из-за упругих деформаций штанг и труб. Результирующий момент сопротивления, приведенный к валу двигателя, зависит от положения кривошипа. Мощность нагрузки на валу двигателя изменяется во времени, так же как и момент сопротивления. Амплитудное значение момента сопротивления и мощности нагрузки на валу ЭД резко отличается друг от друга при ходе плунжера вверх и вниз (рис. 23). Такой режим работы невыгоден для ЭД станка-качалки и для питающей его сети. Для ЭД он не выгоден потому, что при преодолении пиков нагрузки при движении плунжера вверх двигатель перегружается, а при снижении его мощности во время движения плунжера вниз двигатель оказывается недогруженным и работает с пониженным значением КПД и коэффициента мощности. Для того, чтобы при преодолении пиков нагрузки двигатель не перегревался выше допустимой температуры приходится завышать мощность ЭД, тогда при движении плунжера вниз недогрузка ЭД становится еще больше. Для питающей сети такой режим не выгоден, потому что пики нагрузки приводят к колебаниям тока в сети и колебаниям напряжения. Таким образом целесообразно выравнивать нагрузку ЭД при ходе плунжера как вверх, так и вниз.   Рис. 23. Графики изменения мощности нагрузки на валу двигателя: а) неуравновешенный станок-качалка; б) уравновешенный станок-качалка. Уравновешивание ЭД осуществляется специальными противовесами, которые устанавливают либо на плече балансира, противоположном точке подвеса штанг, либо на кривошипах. Соответственно в первом случае уравновешивание называют балансирным, а во втором случае – кривошипным. Часто применяют комбинированное уравновешивание. Противовесы создают дополнительные моменты относительно оси вращения кривошипа. Эти моменты являются движущими при ходе плунжера вверх и тормозящими при ходе плунжера вниз. Поэтому в первую половину цикла при ходе плунжера вверх ЭД разгружается за счет дополнительных моментов создаваемых противовесами, а во вторую половину цикла он догружается. Величины противовесов выбирают так, чтобы обеспечивалось равенство моментов сопротивления или мощностей нагрузки ЭД за оба полуцикла. Условия равенства максимумов моментов или мощностей нагрузки в оба полуцикла легко проверить, измеряя токоизмерительными клещами токи, потребляемые ЭД из сети при ходе плунжера вверх и вниз. В этом случае показания амперметра во времени будут изменяться, достигая максимальных значений при средних положениях балансира. При идеальном уравновешивании должно соблюдаться условие: Iв=Iн, где Iв – пиковое значение тока статора при движении плунжера вверх, Iн – пиковое значение тока статора при движении плунжера вниз. Если станок качалка не уравновешен, то степень неуравновешенности определяется формулой:  считается, что станок-качалку следует доуравновешивать если  . |