Лекции См.Если нет в ответах. Учебное пособие для студентов специальности 140604 Электропривод и автоматика промышленных установок и технологических комплексов
 Скачать 4.39 Mb.
|
|
3.10. Система телекоммуникаций работы нефтяных качалок. В данной системе по запросам с диспетчерского пункта контролируется динамограмма и ваттметрграмма работы станка-качалки. Ваттметрграмма позволяет контролировать балансировку и исправность станка-качалки без использования датчиков механических величин. Система телекоммуникационной работы нефтяных скважин проходила экспериментальную проверку в НГДУ «Татнефть». Система телекоммуникаций работы станков-качалок позволяет с диспетчерского пункта производить следующие операции: 1. включение и выключение станков-качалок и регулирование скорости качаний головки балансира; 2. контроль потребляемой активной мощности; 3. контроль ваттметрграммы двигателя; 4. контроль динамограммы; 5. контроль количества откачиваемой жидкости; 6. контроль превышения давления в трубопроводе; 7. контроль несанкционированного доступа в станцию управления. Программные средства системы телекоммуникаций позволяют вести архивы контролируемых параметров и представлять их графически на бумаге. В качестве линии связи могут использоваться средства радиосвязи или высоковольтная линия электропередачи ЛЭП 6-10 кВ. Пример графика-отчета о работе станка-качалки представлен на рис. 27.   Рис. 27. Вид графика отчета по работе СК на экране дисплея: V – число качаний головки балансира СК в минуту; Q – количество добытой жидкости; W – количество электроэнергии; P – потребляемая СК активная мощность. Ваттметрграмма – это зависимость потребляемой приводом мощности от положения штанги при работе станков-качалок. Получение ваттметрграммы не связано с применением специальных датчиков. Динамометрирование позволяет контролировать исправность работы штангового насоса и отдельных узлов подземного оборудования. Также оно позволяет выявлять не герметичность приемного и нагнетательного клапанов насоса, прихват плунжера, обрыв штанги, не герметичность нефтекомпрессорных труб. Пример ваттметрграммы работы станка-качалки представлен на рис. 28. Динамограмма (рис. 29) представляет собой зависимость нагрузки на полированный шток станка-качалки от его положения. Для динамометрирования используются переносные и стационарные приборы и датчики. В отечественной нефтедобыче широко используются переносные гидравлические динамографы. Стационарный датчик нагрузки на полированном штоке устанавливается между траверсами канатной подвески полированного штока и воспринимает нагрузку в точке подвеса штанг; его погрешность составляет 50…100 кг при максимальной нагрузке до 10 тонн.   Рис. 28. Ваттметрграмма станка-качалки.   Рис. 29. Динамограмма работы СК с наложенной на нее образцовой динамограммой. 4. Бесштанговые насосные установки с погружными центробежными насосами. 4.1. Конструктивные особенности насосной установки с ЭЦН и электропривода. Установка с ЭЦН состоит из следующих основных элементов (см. рис. 30): Погружной центробежный насос 3 с сетчатым фильтром и специальный электродвигатель 1 с гидрозащитой (протектором 2) подвешены на насосных трубах. Установка имеет также питающий кабель 5, прикрепляемый к насосным трубам и намотанный на барабан 7, трансформатор 8 и станция управления 9. В колонне труб выше насоса установлен обратный клапан 4 предназначенный для удерживания столба жидкости и облегчения условий последующего пуска. Выше обратного клапана установлен спускной клапан 6, обеспечивающий слив жидкости при подъеме агрегата. Серийно выпускаются ЭЦН около 30 типоразмеров с подачей от 40 до 500 м3 в сутки и номинальным напором от 400 до 1500 м. Погружной электродвигатель (ПЭД) ЭЦН представляет собой трехфазный асинхронный двигатель на 3000 об/мин в герметичном исполнении с короткозамкнутым ротором, помещенный в стальную трубу, заполненную трансформаторным маслом и рассчитанный для работы при температуре пластовой жидкости до 90 0С. Двигатель имеет диаметры: 103, 117, 123, 130, 138 мм при длине 6 м и более. Питающее напряжение погружных электродвигателей имеет разброс, поэтому для питания таких установок применяют специальные трансформаторы, обеспечивающие регулирование напряжения.   Рис. 30. Основные элементы бесштанговой насосной установки с ЭЦН. Статор ПЭД состоит из отдельных магнитных пакетов, разделенных пакетами из немагнитного материала. Двухполюсная обмотка статора выполнена общей для всех его секций. Ротор также состоит из отдельных секций, каждая из которых создает свою короткозамкнутую сеть. Между секциями ротора установлены промежуточные подшипники. Маловязкое масло циркулирует внутри двигателя под действием турбинки, насаженной на вал двигателя, что обеспечивает более интенсивное охлаждение двигателя с выравниванием температур. Полость двигателя заполняют маслом через клапан. Для защиты погружного электродвигателя от пластовой жидкости применяется гидрозащита. Для управления электроприводом установки применяют различные виды станции управления, например, станции управления ШГС-5805. Станции этого типа обеспечивают: 1) дистанционное управление электродвигателем с диспетчерского пункта и управление электродвигателем в режимах «ручной» и «автоматический» от программного устройства; 2) автоматическое включение электродвигателя с регулируемой выдержкой времени от 2,5 до 60 мин при подаче напряжения питания; 3) отключение электродвигателя при отклонении напряжения питающей сети выше 10 % или ниже 15 % от номинального, если это отклонение приводит к недопустимой перегрузке по току с автоматическим повторным включением электродвигателя после восстановления напряжения; 4) отключение электродвигателя в зависимости от давления в трубопроводе по сигналам контактного манометра; 5) отключение электродвигателя при снижении напряжения питающей сети ниже 0,75 Uном; 6) непрерывный контроль сопротивления изоляции системы «погружной электродвигатель – кабель» с отключением электродвигателя при снижении сопротивления изоляции ниже 30 ± 3 кОм. Кроме того разработаны и проходят опытную проверку отдельные образцы станций управления с частотным регулированием электропривода, например СУРС-1 и др. 4.2. Особенности схем электроснабжения установок с ЭЦН. Подвод электрической энергии к ПЭД осуществляется маслонефтестойким трехжильным кабелем с резиновой или полиэтиленовой изоляцией, например, КРБП – кабель резиновый плоский, КПБП – с полиэтиленовой изоляцией. На начальном участке линии может использоваться круглый кабель марки КРБК или КПБК. Для питания ПЭД применяют специальные трансформаторы типов ТМП или ТМПН (ПН – погружные насосы), мощностью от 40 до 400 кВА. Питание установок с ЭЦН производится по 2 основным схемам: схема. От сети 6 кВ с двойной трансформацией напряжения: 1 этап трансформации: 6/0,4 кВ. 2 этап трансформации: 0,4/  2 схема. С подведением к скважине 6 кВ и монтажом на каждой скважине трансформатора, понижающего напряжение до номинального напряжения двигателя Uном. В последнем случае возможен вариант применения одного трехобмоточного трансформатора ТМТПН, у которого одно из вторичных напряжений соответствует напряжению двигателя, а другое предназначено для питания цепей управления, сигнализации, освещения и подогрева. При нескольких скважинах используют комплектную трансформаторную подстанцию КТППН, содержащую несколько трансформаторов. К этой подстанции может быть подключено до 6 ПЭД. Существует также вариант комплектной трансформаторной подстанции с трехобмоточным трансформатором. Откачка нефти из скважин на нефтепромыслах может осуществляться также погружными диафрагменными и винтовыми насосами. 4.3. Выбор электрооборудования скважин с ЭЦН. При двойной трансформации напряжения, трансформатор, понижающий напряжение с 6 кВ до 0,4 кВ должен быть общепромышленной серии ТМ. Мощность ПЭД должна соответствовать параметрам выбранного насоса, а его подача и напор – оптимальному дебиту скважины и полному напору, требуемому для подъема жидкости. Мощность ЭЦН, находящегося на одном валу с ПЭД, определяется по формуле:  , кВтQ – подача насоса, м3/с; Н – напор, развиваемый насосом, м; ρ – плотность жидкости, кг/м3 (плотность нефти 700 кг/м3); η – КПД насоса (0,3÷0,45). Величины Q и H определяются точками пересечения характеристик насоса и скважины. Обычно насос выбирают так, чтобы подача Q соответствовала оптимальному дебиту скважины. По требуемой мощности насоса выбирают мощность двигателя по условию:  При выборе мощности трансформатора при любой модификации подстанции должно соблюдаться условие:  Если в кусте одна скважина, то расчет полной мощности потребителя Sпотр. производится по формуле  где коэффициент 1,1 учитывает мощность потребителей собственных нужд: электрообогрев, освещение и др. При выборе трансформатора ТМ общепромышленной серии на куст скважин используют выражение:  где  – сумма номинальных активных мощностей электрических двигателей; – сумма номинальных реактивных мощностей, определяемая по формуле: где tgφ определяется через cosφном двигателя; η – коэффициент полезного действия двигателя. После выбора серии и мощности ТП необходимо проверить трансформаторы ТМПН и ТМТПН по диапазону регулирования рабочего напряжения. Диапазон регулирования Uрег.max и Uрег.min трансформатора должен соответствовать требуемому рабочему напряжению Uр.треб по условию:  где   – номинальное напряжение погружного двигателя; и  – потери напряжения в питающем кабеле и в трансформаторе.4.4. Проверка погружного двигателя по пусковому моменту. Электродвигатель получает питание по кабельной линии достаточно большой длины (до 2 км) и относительно небольшого сечения. Поэтому фактический пусковой ток ПЭД обычно меньше паспортного значения пускового тока двигателя и фактический пусковой момент двигателя также ниже его номинальной величины. Поэтому после выбора погружного ЭД необходимо произвести его проверку по пусковому моменту Mпуск исходя из условия:   - начальный момент сопротивления насоса, который не превышает значения (0,3÷0,35)·Мн при наличии в устройстве обратного клапана, который удерживает столб жидкости над насосом, что облегчает условия пуска.При наличии обратного клапана для успешного пуска двигателя должно выполняться условие:  При отсутствии обратного клапана пуск двигателя производится под нагрузкой и условие пуска определяется выражением:  4.5. Энергетические показатели насосной нефтедобычи. Энергетические показатели насосной нефтедобычи в значительной степени характеризуются удельным расходом энергии на откачку жидкости и для их определения необходимо знать полный КПД установки. Полный коэффициент полезного действия η насосной установки определяется по формуле:  ,где Рп – полезная мощность, затрачиваемая на подъем жидкости из скважины; Р1 – активная мощность, потребляемая двигателем из сети. Для установок с погружными центробежными электронасосами КПД всей установки, находящийся в пределах 0,15-0,4, определяется следующими факторами: гидравлическими потерями на трение жидкости в напорной системе; КПД насоса; КПД погружных двигателей; потерями в кабеле и трансфориаторе. Для станков-качалок КПД, изменяющийся в пределах от 0,2 до 0,7, зависит от следующих факторов: гидравлических потерь при движении жидкости и механических потерь в подземной части установки; КПД станка-качалки (0,7-0,9); КПД электродвигателя при циклической нагрузке (0,65-0,88). КПД глубиннонасосных установок зависит от степени уравновешивания станка-качалки, от режима работы насоса, его диаметра и уменьшается при его износе. Результаты исследований и расчетов показывают, что удельный расход электроэнергии  ωуд=9,81/η при добыче нефти центробежными погружными электронасосами выше, чем при добыче станками-качалками, что в основном обусловлено более низким КПД самого центробежного насоса.Коэффициент мощности электроустановок с погружными насосами выше, чем коэффициент мощности установок со станками-качалками. Список литературы 1. Электротехнические установки и комплексы в нефтегазовой промышленности: Учебник для вузов/Б.Г. Меньшов, М.С. Ершов, А.Д. Яризов. – М.: Недра, 2000. – 487 с.: ил. 2. Электротехнические устройства буровых установок: Учеб. пособие/Б.Г. Меньшов, И.И. Суд. – М.: Высшая школа, 1986. – 191 с.: ил. 3. Электроэнергетик-нефтяник: Справочник/Меньшов Б.Г. и др. – М.: Недра, 1992. – 427 с.: ил. 4. Электрооборудование нефтяной промышленности: Учебник для техникумов/Б.Г. Меньшов и др. – М.: Недра, 1990. – 364 с.: ил. 5. Шабанов В.А. Электрооборудование и электропривод установок бурения: Учеб. пособие. – Уфа: Изд. Уфим. нефт. ин-та, 1992. 6. Шабанов В.А. Кочинашвили В.А. Электропривод, электроснабжение и электрооборудование промысловых насосных установок добычи нефти: Учеб. пособие. – Уфа: Изд. Уфим. нефт. ин-та, 1993. 7. Шабанов В.А. Электротехнические расчеты при курсовом проектировании по электрификации в нефтяной и газовой промышленности: Учеб. пособие/УНИ. – Уфа, 1988. – 87 с. 8. Шабанов В.А. Методические указания к курсовому проектированию по электрификации предприятий нефтяной и газовой промышленности/УНИ. – Уфа, 1989. – 56 с. 9. Абрамов Б.И., Авдийский Е.И., Коган А.И. и др. Современное и перспективное электрооборудование установок для бурения скважин глубиной до 3900 м. «Электротехника», № 1, 2001, с. 11-16. 10. Логинов С.Е., Сальков А.С., Тубис Я.Б. Электроприводы для насосов, применяемых в нефтедобывающей промышленности. «Электротехника», № 4, 2001, с. 41-43. 11. Мастепанов А. Об энергетической стратегии России на период до 2020 года. «Бурение», № 2, 2001, с. 6-9. 12. Абызбаев Б.И., Байбаков Н.К., Байдюк Б.В. и др. Основные направления развития техники и технологии бурения скважин с применением электробуров.// Нефтяное хозяйство. – 1996. – №5. 13. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Акбердин А.М. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. – 475 с. 14. Моцохейн Б.И., Пономарев Б.М. Электропривод буровых лебедок. – М.: Недра, 1978. – 304 с. 15. Электроэнергетика нефтяных и газовых промыслов/ Т.С. Атакищев, Р.В. Бабаев, А.А. Барьюдин и др. – М.; Недра, 1988. – 221 с. 16. Фоменко Ф.Н. Бурение скважин электробуром. – М.: Недра, 1974. – 272 с.: ил. Оглавление |