Глава 1. Погружные электроустановки нефтедобычи.
Состав, схемы электроснабжения, условия эксплуатации
13
Глава первая
ПОГРУЖНЫЕ ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ НЕФТЕДОБЫЧИ.
СОСТАВ, СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ,
УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
1.1. Технологии и технические средства
подъема нефтяной смеси на поверхность
Общим технологическим процессом нефтедобычи является подъем
из пласта сложной смеси нефти, газа и воды с разнообразными примесями.
Эта газожидкостная смесь движется по насосно-компрессорным трубам
(НКТ) от забоя до устья скважины, и в процессе ее подъема из нее выделяется
газ, а также происходят отложения примесей на стенках НКТ и другие
процессы [1].
В зависимости от пластового давления, физических свойств нефти, кол-
лекторских свойств продуктивного пласта, а также конкретных условий
в нефтедобыче используются следующие наиболее распространенные спо-
собы подъема на поверхность названной смеси:
1. Фонтанный, когда нефть поднимается на поверхность за счет природ-
ной (пластовой) энергии: естественного напора сжатых горных пород, сжатого
газа, когда давление на устье больше давления насыщения из-за уменьшения
плотности смеси нефти и газа при ее подъеме [2].
2. Гидролифтный, поддерживающий пластовое давление различными
способами заводнения, то есть закачки в пласт воды или смеси воды
и полимеров (или биополимеров) [3].
3. Газлифтный, когда в скважину закачивается сухой газ, воздух, угле-
кислота, продукты окисления жидких легких углеводородов кислородом [4].
4. Сочетание гидро- и газлифтного методов.
5. Термические методы воздействия на пласт паром, горячей водой, паро-
водяной смесью до 200 °С (без кипения при высоком давлении), а также тепло-
вые процессы вплоть до внутрипластового горения. Применение этих методов
требует тщательного экономического обоснования.
6. Насосный или механизированный, когда нефть поднимается на по-
верхность с помощью насосов и т. д.
В табл. 1.1 представлено сравнение описанных способов подъема пла-
стовой жидкости.
Каждый из выделенных способов добычи углеводородного сырья имеет
свои особенности, достоинства, недостатки и применим индивидуально
под местные геолого-технологические условия залегания пластов [5]. Многие
Повышение эффективности эксплуатации
погружных электроустановок нефтедобычи
14
из описанных способов добычи существуют непосредственно с начала их
применения и совершенствуются с развитием науки и техники.
Таблица 1.1
Сравнение способов подъема пластовой смеси
из скважины на поверхность
Способ
Преимущества
Недостатки
Фонтанный
Естественная высокая продуктив-
ность на начальных стадиях
эксплуатации
В основном непродолжитель-
ная нефтеотдача. Необходи-
мость энергии для поддержки
работы. Использование только
9 % фонда скважин
Газлифт
и плунжерный
лифт
Отбор больших объемов жидкости,
большой газовый фактор, тяжелая,
густая нефть. Малое влияние про-
филя ствола скважины, мехприме-
сей, высоких давлений и температу-
ры коррозии, отложений солей
и парафина. Гибкость и сравнитель-
ная простота регулирования режима
работы скважин по дебиту, простота
обслуживания и ремонта скважин.
Рост (до 90 %) нефтеотдачи пласта
при малой (1,5–2 % от общего
объема) закачке газа
Большие начальные капиталь-
ные вложения в строительство
компрессорных станций. Срав-
нительно низкий коэффициент
полезного действия (КПД).
Возможность
образования
стойких эмульсий в процессе
подъема продукции скважин.
Большие затраты на газ и его
закачку
Гидролифт-
ный
Увеличение нефтеотдачи более
45 %. Сокращение сроков нефте-
добычи. Интенсивное использова-
ние месторождения
Значительные
капитальные
вложения в строительство ус-
тановок всех видов заводнения.
Расходы на систему нагнета-
тельных скважин
Тепловой
Снижение вязкости нефти на 40–
50 %. Добыча нефти с вязкостью
до 100 мПа∙с. Увеличение нефте-
отдачи пластов. Вытеснение нефти
из пористой среды
Необходимость
применения
неминерализованной
чистой
воды для парогенераторов.
Ограничение по толщине пла-
ста не менее 15 м и глубине
скважин не более 1000–1200 м
Насосный
Подъем смеси с глубины до 3 км.
Широкая гамма насосов по затра-
там, принципу действия, глубине,
мощности
(подаче).
Высокая
объемная
производительность.
Подвеска на кабеле с допустимой
нагрузкой до 45 т
Затрудненность борьбы с при-
месями и отложениями. Боль-
шое
количество
операций
«спуск – подъем». Переменные
температурные и механические
нагрузки на действующие эле-
менты (штанги, колонны и др.)
Глава 1. Погружные электроустановки нефтедобычи.
Состав, схемы электроснабжения, условия эксплуатации
15
Отличительной особенностью современной нефтедобычи являются более
сложные условия получения углеводородного сырья ввиду истощения боль-
шинства существующих месторождений и увеличения глубины залегания [3].
Поэтому большинство традиционных методов добычи оказываются малоэф-
фективными или полностью неприменимыми. На данный момент самым пер-
спективным и получившим наибольшее распространение является насосный,
или механизированный, способ добычи [5].
В табл. 1.2 приведены открытые статистические данные портала
«Нефть, газ и фондовый рынок» [6] по состоянию на сентябрь 2022 г. Это
средние значения, мало отличающиеся в отечественной и зарубежной неф-
тедобыче [4, 5, 6]. Применение конкретных видов нефтедобывающего обо-
рудования определяется по результатам технико-экономического расчета
рабочих параметров скважинных насосов и наземного оборудования
и по паспортным данным предполагаемых режимов работы установок неф-
тедобычи [7].
Таблица 1.2
Статистика применения методов нефтедобычи
по числу скважин, суточному дебиту и объему
Способ
эксплуатации
Число
скважин, %
Средний дебит, т/сут
Добыча,
% от общей
нефти
жидкости
нефти
жидкости
Фонтанный
8,8
31,1
51,9
19,5
9,3
Насосный УЭЦН
27,4
28,5
118,4
52,8
63,0
Насосный СШНУ
59,4
3,9
11,0
16,1
13,1
Газлифтный
4,3
35,4
154,7
11,6
14,6
Прочие
0,1
–
–
–
–
Строго говоря, текущие характеристики этих установок ухудшаются
при кумулятивном накоплении последствий эксплуатационных физических
воздействий [8], приводящих к износу оборудования, и ухудшения условий,
прежде всего электромагнитной совместимости. При этом в зависимости
от условий эксплуатации области экономически целесообразного примене-
ния различных способов могут существенно измениться по сравнению
с принятыми при проектировании [3, 7].
В мировой и отечественной нефтедобыче получили распространение
следующие глубинно-насосные установки:
1.
Скважинные штанговые насосные установки (СШНУ).
2.
Установки погружных центробежных насосов с электроприводом
(УЭЦН).
Повышение эффективности эксплуатации
погружных электроустановок нефтедобычи
16
3.
Установки гидравлических поршневых насосов (УГПН).
4.
Установки с винтовыми насосами и электроприводом (УЭВН).
5.
Установки с диафрагменными насосами и электроприводом (УЭДН).
6.
Установки со струйными насосами (УСН).
В нашей стране наибольшее распространение по фонду добывающих сква-
жин получили СШНУ, а по объему добычи ‒ УЭЦН [8]. Это связано с тем, что
установки СШНУ предназначены для эксплуатации низко- и среднедебитных,
а установки УЭЦН ‒ для эксплуатации средне- и высокодебитных скважин. Ос-
тальные установки (УГПН, УЭВН, УЭДН, УСН) ни по фонду добывающих
скважин, ни по добыче нефти с ними пока конкурировать не могут и использу-
ются для ограниченного числа и категорий скважин.
1.2. Краткая характеристика видов
и вариантов исполнения ПЭУ
Приведенный выше анализ позволяет обоснованно утверждать, что
погружные электротехнические комплексы (ПЭУ), основным элементом
которых являются ПЭД, ‒ это важнейший технологический и технический
кластер оборудования нефтедобычи, являющийся объектом и предметом
исследований в настоящей работе.
Достоинства ПЭУ по сравнению с другими установками:
– широкий диапазон подач;
– возможность эксплуатации в наклонно направленных скважинах;
– независимость показателей насоса от положения в пространстве;
– меньший износ НКТ, срок службы 5–7 лет;
– межремонтный период работы до 600 суток;
– отсутствие движущихся частей в наземном оборудовании, что не тре-
бует строительства специальных ограждений [8, 9].
Недостатки ПЭУ:
– высокая чувствительность к наличию газа [3, 4];
– плохая работа в условиях коррозионно-агрессивной среды, при выносе
песка;
– невозможность эксплуатации скважин с вязкой жидкостью (при вяз-
кости более 200 Па·с эксплуатация невозможна) [6];
– низкая термостойкость изоляции ПЭД и кабеля (температура в зоне
ПЭД не более + 90 °С);
– ограниченность применения в наклонно направленных скважинах.
В состав ПЭУ входят питающие трансформаторы, системы управления
с устройствами защиты от аномальных режимов (прежде всего КЗ
Глава 1. Погружные электроустановки нефтедобычи.
Состав, схемы электроснабжения, условия эксплуатации
17
и перенапряжений), коммутационными аппаратами и погружной кабель,
доставляющий электроэнергию: круглый по скважине и плоский непосред-
ственно около ПЭД [10].
Рис. 1.1.
Технологическая схема ПЭУ нефтедобычи
ПЭУ нефтедобычи представляет собой комплекс технологически взаи-
мосвязанного наземного и подземного оборудования (рис. 1.1). К наземному
оборудованию относятся:
– комплектная трансформаторная подстанция (КТП) с понижающим
трансформатором 6/0,4 кВ и коммутационными аппаратами и защитой
от аномальных электрических режимов и перенапряжений [7];
– станция управления;
– повышающий трансформатор 0,4/
U
раб
кВ;
– частотный преобразователь (является частным случаем, но нашел ши-
рокое применение в современных ПЭУ, так как позволяет решать множество
задач эксплуатации и улучшения режима работы комплекса в целом);
– кабельная эстакада и др.
Из основных узлов подземного оборудования можно выделить:
– погружной электродвигатель;
– гидрозащиту;
– электроцентробежный насос (ЭЦН);
– погружную кабельную линию (ПКЛ);
– насосно-компрессорные трубы (НКТ) и др.
Основным устройством, выполняющим преобразование и передачу
электрической энергии в энергию вращения для последующего подъема пла-
Повышение эффективности эксплуатации
погружных электроустановок нефтедобычи
18
стовой жидкости, является ПЭД. На сегодняшний день нашли применение
следующие электрические машины в составе ПЭУ:
1. Асинхронный электродвигатель (АД). В классическом исполнении –
с короткозамкнутым ротором, нашел наибольшее распространение в составе
ПЭУ [2]. Основными его особенностями являются простота конструкции
и относительно невысокая стоимость. Однако при эксплуатации возникает
целый ряд проблем, в первую очередь связанных с низкой перегрузочной
способностью и значительными величинами пусковых токов, низким КПД.
Указанные проблемы успешно решаются применением частотно-регули-
руемого привода (ЧРП) [9].
2. Вентильный электродвигатель (ВЭД). Это синхронный бесколлектор-
ный двигатель постоянного тока, используемый совместно с системой элек-
тронного управления. В зарубежной литературе отсутствует понятие ВЭД,
здесь приняты следующие обозначения: BLDC (Brushless DC electric motor)
и PMSM (Permanent Magnet Synchronous Motor) [10].
ВЭД обладают следующими преимуществами по сравнению с АД:
– повышенный КПД – 88–95 %, электромагнитный момент и коэффициент
мощности (практически равен 1);
– низкое энергопотребление;
– возможность регулировки частоты вращения в широком диапазоне –
100–500, 500–1500, 1500–4200 и 4000–6000 об/мин;
– увеличение мощности двигателя в сочетании с меньшими размерами
в односекционном исполнении;
– возможность использования в скважинах со сложными геолого-
технологическими условиями добычи [2].
При этом можно выделить и основные недостатки ВЭД:
– высокая стоимость установки (в 3–4 раза выше АД);
– сложная система управления, требующая высококвалифицированного
обслуживания;
– сложность разборки и обслуживания (требуется специальный стенд
и немагнитный инструмент);
– оправданность применения ВЭД только на частотах вращения от 6000
до 10000 об/мин [10].
3. Асинхронный электродвигатель с повышенным напряжением.
Преимущества:
– снижение потерь в кабельных линиях ПЭУ;
– снижение рабочего тока на 35–40 %;
Глава 1. Погружные электроустановки нефтедобычи.
Состав, схемы электроснабжения, условия эксплуатации
19
– минимальные затраты на переоборудование скважины, срок окупаемости
2–6 месяцев;
– снижение затрат на закупку кабеля меньшего сечения;
– снижение потребление электроэнергии на 5–7 % (эффект увеличивается
пропорционально длине кабеля);
– исключение затрат на закупку комплекта УЭЦН, что особенно важно
для низкорентабельных скважин [11].
Выдвигаются предположения о том, что ПЭД с повышенным напряжением
менее долговечны, однако данное предположение никто не подтвердил
и не опроверг. Результаты подконтрольной эксплуатации в нефтяных обществах
доказывают их надежность и эффективность, поэтому объемы их использования
непрерывно увеличиваются [8].
4. Русский параметрический погружной электродвигатель системы
профессора Н.В. Яловеги (РППЭД-Я).
Он обладает рядом преимуществ, а именно:
– имеет меньшие габариты, чем электродвигатели аналогичной мощности;
– работает в широком диапазоне питающих напряжений;
– имеет высокий пусковой момент и мощность;
– автоматически снижает частоту вращения при снижении величины
питающего напряжения (до 0,7
U
ном.
);
– имеет возможность регулирования скорости вращения с использо-
ванием ЧРП [11].
ПЭУ широко используются как на новых месторождениях, так и интен-
сивно эксплуатируемых длительное время. Ограничения по финансирова-
нию, сложившиеся в современных экономических условиях, и недостатки
организационно-финансовой системы управления в нефтяной отрасли при-
вели к тому, что износ оборудования ПЭУ, в особенности ПЭД, достиг 70 %
и более [12]. Это в определенной мере усложняет решение проблем обеспе-
чения надежности и эффективности эксплуатации.
Директивным документом «Энергетическая стратегия России на период
до 2030 года» [1] установлены приоритетные задачи в области энергоэффек-
тивности, энергосбережения и надежности электроснабжения потребителей
в основных технологических направлениях, и прежде всего в нефтедобыче.
Это предопределяет необходимость разработки инновационных подходов
к организации эксплуатации ПЭУ на всех этапах жизненного цикла.
Решение ключевых задач, связанных с поддержанием эксплуатационной
эффективности ПЭУ в целом и, собственно, ПЭД на стабильно высоком
Повышение эффективности эксплуатации
погружных электроустановок нефтедобычи
20
уровне, заключается в использовании различных методов и средств, повы-
шающих эффективность работы, и совершенствовании эксплуатации всей
системы погружного электрооборудования [9].
Построение математических моделей в теории и приложениях анализа
эффективности эксплуатации ПЭУ в электрических сетях и системах элек-
троснабжения (ЭССЭ) основано на вероятностных статистических описани-
ях и распределениях. Эксплуатационную эффективность как комплекс тех-
нических и технологических характеристик ЭССЭ определяют следующие
факторы: повреждаемость оборудования (поток отказов), продолжительность
бесперебойной работы (наработка на отказ), длительность перерыва питания,
ущерб от перерыва питания и др. Повреждаемость определяется выходом
из строя составляющих основного электрооборудования (ЭО) из-за нарушений
регламентов эксплуатации, некачественного и несвоевременного технического
обслуживания и ремонта (ТОиР), а также профилактики, некорректных и оши-
бочных действий обслуживающего персонала («человеческий фактор»), опас-
ных внешних и внутренних физических воздействий и пр. [13].
Можно констатировать, что одной из ключевых проблем проектирова-
ния и эксплуатации ПЭУ является обеспечение технически и экономически
оправданного уровня их надежности, при котором капитальные затраты
на достижение этого уровня оптимально соответствуют ущербу от недоот-
пуска электроэнергии, и в частности в нефтедобыче – соответствующего
недобора нефти [3]. Речь идет о реализации принципов создания ЭО с опти-
мальной надежностью в целом из относительно ненадежных составляющих
элементов при широком использовании различных видов резервирования.
Необоснованное повышение надежности приведет к так называемому
«омертвлению капитала», а недостаточная надежность – к ущербам от наз-
ванного выше недобора нефти.
Энергосбережение и повышение энергоэффективности работы ПН реа-
лизуется с помощью мониторинга и использует данные диагностики
и оценки технического состояния оборудования ПЭУ [6]. Необходимыми
элементами этих процессов являются: разработка и реализация при проекти-
ровании и эксплуатации ПЭУ мероприятий по предупреждению отказов,
оценка вероятности возникновения технологического нарушения на протя-
жении всего периода эксплуатации. Это особо актуально в существующем
кризисном периоде для ПН в условиях критического износа оборудования,
недостаточного финансирования для реализации комплексной программы
модернизации оборудования, отработавшего нормативный срок эксплуатации,
Глава 1. Погружные электроустановки нефтедобычи.
Состав, схемы электроснабжения, условия эксплуатации
21
либо его отдельных узлов и деталей, постоянного сокращения численности
ремонтного персонала, поставки запасных частей и материалов неудовлетво-
рительного качества [14, 15].
1.3. Схемы электроснабжения ПЭУ нефтепромыслов
Нефтепромысловые электроприемники в зависимости от требуемой на-
дежности электроснабжения согласно ПУЭ [14] разделяются на три катего-
рии, принадлежность к которым определяется соответствующими норма-
тивными документами. По данным [12], требования к природно-
климатическим условиям разработки нефтяных месторождений определяют
разные условия эксплуатации электрооборудования. Так, например,
в условиях Западной Сибири требования к электрооборудованию иные
по сравнению с другими районами страны (табл. 1.3). Иначе говоря, электро-
приемники нефтепромыслов в Западной Сибири и приравненных к ней рай-
онах имеют главным образом категорию I, в других районах страны – глав-
ным образом категорию II.
Таблица 1.3
Категории электроприемников по надежности электроснабжения
Потребители
Категория
в Западной Сибири
и приравненных
к ней районах
В других
районах
Компрессорные станции для газлифтного способа добычи нефти
1
2
Центральный пункт сбора и подготовки нефти
1
2
Кусты эксплуатационных скважин с механизированной добычей
нефти
1
2
Кустовые насосные станции для заводнения пластов
1
2
Дожимные нефтенасосные станции
1
2
Резервуарные парки
1
2
Насосные станции производственного водоснабжения объектов
с электроприемниками категории I
1
–
Насосные станции производственного водоснабжения
других объектов
2
–
Противопожарные насосы
1
2
Насосные станции промканализации
2
3
Насосы нефтеловушек
3
3
Электроприемники систем телемеханики, связи,
вычислительных центров
1
1
Одиночные работающие скважины с механизированной добычей
нефти
2
2
Буровые установки с электроприводом для скважин глубиной
3000 м и более
2
2
Электроприемники промбаз, складов и др.
2
3
Повышение эффективности эксплуатации
погружных электроустановок нефтедобычи
22
Как отмечено в [14], потребители категории I должны обеспечиваться
электроэнергией от двух независимых источников, а перерыв электроснаб-
жения допускается лишь на время автоматического включения резервного
питания. Потребители категории II также предусматривают питание по двум
линиям (по двухцепной линии), однако в этом случае допускается на время
ремонта питание потребителей по одной ВЛ или от одного трансформатора.
На рис. 1.2 приведена принципиальная схема электроснабжения нефтепро-
мыслов. По линиям электропередачи 110 и 35 кВ электроэнергия поступает
к распределительным
подстанциям,
где
происходит
трансформация
на напряжение 6 и 10 кВ. Далее по воздушным и кабельным линиям электро-
энергия поступает к электроприемникам, приведенным в табл. 1.3. В случае не-
обходимости с помощью соответствующих трансформаторов напряжение
трансформируется на классы 0,22–3 кВ для питания различных объектов.
Рис. 1.2.
Принципиальная схема электроснабжения ПЭУ нефтепромыслов
В последние годы созданы новые устройства по улучшению технологи-
ческого процесса добычи и транспорта нефти и газа [15, 16]. Это относится
к элегазовым и вакуумным коммутационным аппаратам, имеющим преиму-
щества по сравнению с аппаратами других типов: допустимость большого
количества отключений без необходимости проведения ревизий, отсутствие
выброса пламени газов и масла, практическое отсутствие изнашивания, по-
жаро- и взрывобезопасность, износостойкость камер и контактов при комму-
тации номинальных токов и токов короткого замыкания, минимум обслужи-
вания, снижение эксплуатационных расходов, быстрое восстановление элек-
трической прочности междуконтактного промежутка, возможность отключе-
ния при развивающихся авариях и многократных грозовых разрядах, полная
Глава 1. Погружные электроустановки нефтедобычи.
Состав, схемы электроснабжения, условия эксплуатации
23
безопасность даже при работах в агрессивных средах, широкий диапазон темпе-
ратур окружающей среды (-70…+200 °С), независимость рабочего положения
вакуумных дугогасительных камер, повышенная устойчивость к ударным виб-
рационным нагрузкам, отсутствие загрязнения окружающей среды, бесшум-
ность работы, чистота и удобство обслуживания, сравнительно малые массога-
баритные параметры, высокое быстродействие как следствие малых длин хода
и меньших масс подвижных частей контактной системы и т. д.
Однако вакуумные выключатели нагрузки, контакторы и выключатели
имеют ряд недостатков, основным из которых является «генерирование»
этими коммутационными аппаратами перенапряжений в индуктивных цепях.
Это объясняется тем, что эти аппараты «обрывают» ток в цепях генераторов,
двигателей, синхронных компенсаторов и силовых трансформаторов до его
естественного перехода через нуль, а следовательно, возникают перенапряже-
ния, опасные для изоляции упомянутых элементов электрической цепи.
Перенапряжениям и защите от них в энергетике посвящено большое
число работ [17–20]. В промышленной энергетике, в частности в энергетике
нефтяной промышленности, практических работ, направленных на решение
упомянутой проблемы, практически нет.
1.4. Классификация электрических сетей
0,22–110 кВ ПЭУ нефтепромыслов
Электрические сети нефтепромыслов условно могут быть разделены
на сети с номинальным напряжением до 0,5 кВ, сети с номинальным напряже-
нием 0,5–35 кВ и сети 110 кВ. Их называют соответственно сетями низкого на-
пряжения (НН), среднего напряжения (СН) и высокого напряжения (ВН).
Такое условное подразделение связано с родом тока и режимом зазем-
ления нейтрали сети. Обычно при напряжениях до 0,5 кВ имеет место чет-
вертый выведенный нулевой провод. В этих сетях каждая из фаз работает
в автономном режиме (для однофазных потребителей) или совместно
для подключения трехфазных электроприемников.
Сети 0,5–35 кВ работают в режиме с изолированной или резонансно-
заземленной нейтралью. В ряде случаев к нейтрали этих сетей подключаются
дугогасящие реакторы.
Изолированная нейтраль применялась на начальных этапах развития
трехфазных высоковольтных электрических сетей. Это способствовало сни-
жению опасности прикосновения человека к одной фазе сети. При невысо-
ком напряжении и малой протяженности сети такое прикосновение не вызы-
вает в теле человека, стоящего на земле, опасных токов.
Повышение эффективности эксплуатации
погружных электроустановок нефтедобычи
24
В случае однофазных замыканий на землю режим изолированной ней-
трали предотвращает появление разрушительных по величине токов
короткого замыкания и позволяет не прерывать работу сети в течение вре-
мени, необходимого для обнаружения места возникшего замыкания на зем-
лю и его ликвидации. Это дает значительное преимущество, поскольку
избавляет от необходимости немедленного отключения сети при каждом
однофазном замыкании на землю. Малая величина тока однофазного замы-
кания на землю обычно приводит к самостоятельному погасанию дуги,
после чего прочность промежутка полностью восстанавливается.
Однако указанные преимущества сетей с изолированной нейтралью
проявляются лишь в воздушных сетях с небольшой суммарной длиной
и относительно невысоким рабочим напряжением. С ростом напряжения,
увеличением числа и протяженности линий передачи, а также при наличии
кабельных линий емкостные токи однофазного замыкания на землю стано-
вятся большими, несмотря на изолированную нейтраль, и дуга уже не пога-
сает, приобретая разрушительные свойства.
Величина тока однофазного замыкания на землю определяется емкостной
проводимостью фаз сети на землю. Ориентировочно фазный провод воздушной
линии 0,5–35 кВ имеет емкость на землю 0,007–0,008 мкФ/км, а кабельной ‒
0,1–0,2 мкФ/км. При перекрытии изоляции одной из фаз (рис. 1.3, фаза А) на-
пряжение на неповрежденных фазах относительно земли, как следует из век-
торной диаграммы (рис. 1.4), повышается в корень из 3 раз:
;
(1.1)
ф
c
E
3
U
.
(1.2)
Ток замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью (цепь ра-
зомкнута) определяется из векторной суммы токов:
0
I
I
I
I
з
c
B
А
.
(1.3)
Без учета падения напряжения на дуге:
0
I
;
0
U
;
0
U
A
B
A
;
c
c
в
в
з
C
j
U
C
j
U
I
.
(1.4)
При равенстве емкостей фаз В и С (С
фв
= С
сс
) в соответствии с рис. 1.1
и формулой (1.4) имеем:
ф
ф
з
Е
С
3
I
.
ф
в
Е
3
U
Глава 1. Погружные электроустановки нефтедобычи.
Состав, схемы электроснабжения, условия эксплуатации
25
Рис. 1.3.
Сеть 0,5–35 кВ с изолированной нейтралью
Величина тока
I
з
существенно влияет на дальнейшее развитие процесса.
Электрическая прочность изоляционных конструкций и воздушных проме-
жутков выбирается обычно с трех-четырехкратным запасом по отношению
к амплитуде фазного напряжения. При малых токах (порядка единиц ампер)
дуга в промежутке гаснет в момент перехода тока через нулевое значение
и восстанавливается нормальный режим работы сети. Более высокие значе-
ния
I
з
приводят к повышению ионизации и более медленному восстановле-
нию электрической прочности промежутка вследствие остаточной проводи-
мости воздуха.
Становятся возможными повторные зажигания дуги. Она растягивается
под действием электродинамических сил и тепловых потоков воздуха
и в конце концов гаснет. Однако возрастает вероятность ее негашения, пере-
брасывания на соседние фазы и возникновения двухфазных и трехфазных
КЗ. Если величина
I
з
превышает некоторое критическое
I
зк
, то преобладают
случаи негашения дуги и необходимо переходить к заземлению нейтрали
через дугогасящие реакторы.
Компенсация токов замыкания на землю в сетях 0,5–35 кВ с
I
з
I
зк
осу-
ществляется путем заземления нейтрали через индуктивность
L
р
дугогася-
щего реактора (см. рис. 1.3). В симметричной сети напряжение в нейтрали
U
о
близко к нулю. При замыкании на землю одной фазы (например, фазы А)
напряжение
U
о
становится равным по величине и обратным по знаку ЭДС
аварийной фазы (см. рис. 1.4). Под действием этого напряжения в дугогася-
щем реакторе течет ток:
.
L
p
o
L
j
U
I
/
(1.5)
Повышение эффективности эксплуатации
погружных электроустановок нефтедобычи
26
Вместо соотношения (1.3) имеем:
.
I
I
I
I
I
0
L
‚
C
B
A
Рис. 1.4.
Векторная диаграмма токов и напряжений сети 0,5–35 кВ
с изолированной нейтралью
Принимая
I
А
= 0;
U
А
= 0;
I
З
= 0, получаем условие компенсации реактив-
ных составляющих токов:
™
p
3
1
C
L
.
(1.6)
Практически с помощью дугогасящего реактора удается снизить ток
однофазного замыкания на землю на 1–2 порядка. Остаточный ток в месте
замыкания на землю обусловлен неточной компенсацией реактивной состав-
ляющей тока по формуле (1.5), активными составляющими токов через со-
противление
R
р
реактора
I
a
2
p
p
™
L
/
R
U
(1.7)
и через утечки
G
по изоляции фазных проводов 3
U
ф
G
, а также высшими
гармоническими токов через емкости. Существенно уменьшается также
Глава 1. Погружные электроустановки нефтедобычи.
Состав, схемы электроснабжения, условия эксплуатации
27
и скорость восстановления напряжения на изоляции после прохождения оста-
точного тока через нуль. В результате электрическая прочность изоляции вос-
станавливается быстрее, чем приложенное к ней напряжение, и дуга гаснет.
В ряде случаев для обеспечения безопасности персонала и быстрого
отключения элемента сети с замыканием одной из фаз на землю применяют
сеть 6–35 кВ с глухозаземленной нейтралью или нейтралью, заземленной
через некоторое активное сопротивление. В этих сетях для коэффициента
замыкания на землю (коэффициент повышения напряжения на «здоровых»
фазах) при однофазном КЗ имеем:
2
1
3
1 / 2
E
a
a
a
.
(1.8)
Согласно этой формуле при изменении
a
=
Х
оэ
/
Х
1э
1)
от 0 до
К
1
изме-
няется от
3 / 2
до
3
.
В случае двухфазного КЗ на землю путем аналогичных преобразований
получим коэффициент замыкания на землю
К
2
= 3
a
/(1+2
а
).
(1.9)
Тогда при изменении
а
от 0 до
К
2
будет изменяться от 0 до 1,5. Однако
в этих сетях время воздействия повышенного напряжения
U
1
=
K
1
U
ф
и
U
2
=
K
2
U
ф
, где
U
ф
– фазное напряжение сети, составляет 0,1–0,2 с.
Наконец, в сетях 110 кВ применяется эффективное заземление нейтрали,
когда
а
=
Х
оэ
/
Х
1э
3. В этом случае
2
1
2
39
3 3
3 1 / 2 3
1, 25,
5
3 3 / 1 2 3
1, 29.
K
K
Время воздействия таких напряжений при однофазном и двухфазном
коротких замыканиях – не более 0,1–0,2 с.
Рассмотрим области применения электрических сетей в нефтяной про-
мышленности.
Сети до 0,5 кВ в основном применяются в виде 0,22/0,38 кВ (трехфазного
переменного тока). Напряжение 0,22/0,38 кВ используется для питания электро-
приемников некоторых потребителей, например станков-качалок, цепей управ-
ления и т. д.
1)
Здесь
Х
оэ
и
Х
1э
– индуктивные сопротивления нулевой и прямой последовательности,
приведенные к точке короткого замыкания.
Повышение эффективности эксплуатации
погружных электроустановок нефтедобычи
28
Сети 6–35 кВ с изолированной нейтралью применяются для питания
трансформаторных пунктов; 0,5–2,5 кВ – для электропитания погружных
насосов нефтепромыслов.
Сети 110 кВ служат для питания крупных трансформаторов, для связи
между подстанциями месторождения, а также для межсистемной связи.
1.5. Уровень изоляции сетей 0,22–110 кВ
трехфазного переменного тока ПЭУ нефтепромыслов
Изоляция электрооборудования в сети 220/380 В до настоящего времени
подробно не исследована и определяется не только внешними воздействия-
ми (внутренними и импульсными перенапряжениями), но и механической
прочностью электропроводки и монтажа электрооборудования. По литера-
турным данным для нее считается допустимым импульс с амплитудой
до 2 кВ, если к сети не подключено электронное оборудование, и до 1 кВ,
если последнее подключено к сети.
Для анализа аварийности из-за перенапряжений в сетях среднего
и высокого напряжения необходимо знать соответствующие уровни изоля-
ции. В настоящее время «истинные уровни» изоляции, например пробивное
напряжение для внутренней изоляции силовых трансформаторов, мало изу-
чено. Поэтому они косвенно характеризуются нормированными испыта-
тельными напряжениями грозовых и коммутационных импульсов, а также
нормированным напряжением при промышленной частоте.
Для электрооборудования (кроме электрических машин) допустимая крат-
ность внутренних и грозовых перенапряжений определялась по формулам:
К
доп1
=
вп
вн
U
исп
/
U
мр
=
U
доп. вп
/
U
мр
; (1.10)
К
доп2
=
гп
U
исп
/
U
мр
=
U
доп. гп
/
U
мр
,
(1.11)
где
вп
= 1,35 и
гп
= 1,9 – коэффициенты импульса при внутренних и грозо-
вых перенапряжениях соответственно;
вп
– коэффициент, учитывающий снижение электрической прочности
изоляции в условиях эксплуатации при многократных воздействиях перена-
пряжений (рекомендуется
вп
= 0,9);
U
исп
– нормированное испытательное напряжение промышленной
частоты (действующее значение);
U
мр
– максимальное рабочее напряжение;
U
доп. вп
– испытательное напряжение коммутационными импульсами
из ГОСТ 1516-73 [11, 12];
3
3
2
3
3
2
Глава 1. Погружные электроустановки нефтедобычи.
Состав, схемы электроснабжения, условия эксплуатации
29
U
доп. гп.
= 1,1 (
U
п
– 0,5
U
ном
) – уровень изоляции для силовых трансфор-
маторов и трансформаторов напряжения;
U
п
– испытательное напряжение полной волной;
U
ном
– номинальное напряжение электрооборудования.
Если к сетям присоединены высоковольтные электрические машины
(электродвигатели, синхронные компенсаторы, для которых
U
мр
= 1,2
U
ном
),
то
К
доп
определяется как
К
доп3
= 1,7
3
U
ном
/
U
мр
= 2,45.
(1.12)
Для крупных электрических машин (генераторов) мощностью более
200–300 МВт
К
доп4
= 1,5
3
U
ном
/
U
мр
= 2,16.
(1.13)
Для ряда нестандартного оборудования, к которому относятся асин-
хронные электродвигатели для откачки нефти и пластовой жидкости
из скважины и закачки воды в пласт:
К
доп5
= (1,6
U
ном
+ 0,8)
3
/
U
мр
.
(1.14)
Для этих электродвигателей
U
ном
= 500, 1000, 1500, 2000, 2500 и 3000 В.
Поэтому при
U
мр
= 1,2
U
ном
имеем
К
доп5
= 2,8÷4,6.
В составе электроустановок нефтепромыслов применяются трансформато-
ры тока, напряжения, выключатели и т. д., силовые трансформаторы
и электрические машины (главным образом электродвигатели) для различных
технологических целей. Поэтому в большинстве случаев уровень изоляции
линий определяется изоляцией перечисленных видов электрооборудования.
Результаты расчетов допустимых кратностей сведены в табл. 1.4, из ко-
торой видно, что:
– из всех видов электрооборудования наименьший уровень изоляции
имеют электрические машины;
– кратность допустимых внутренних перенапряжений в сетях с изоли-
рованной или резонансно-заземленной нейтралью изменяется в пределах
4,2–7,2, а в сетях с глухим заземлением нейтрали – в пределах 2,7–3,3;
– кратность допустимых грозовых перенапряжений при прочих равных
условиях приблизительно на 45 % больше, чем таковая при внутренних
перенапряжениях;
– электрооборудование с облегченной изоляцией, применяемой в сетях
6–20 кВ, имеет кратности допустимых перенапряжений на 10–50 % меньше,
чем таковые для электрооборудования с полной (нормальной) изоляцией.
Повышение эффективности эксплуатации
погружных электроустановок нефтедобычи
30
Таблица 1.4
Результаты расчета величин
К
доп
для сетей 0,5–110 кВ
U
ном
, кВ
К
доп1
К
доп2
К
доп3
К
доп4
,
К
доп5
0,5–2,5
–
–
–
2,8–4,6
3
8,0
12,0
2,45
–
6
7,2/4,6
10,8/7
2,45
–
10
6,1/4,2
8,4/6,6
2,45
–
35
4,4
6,2
–
–
110
3,3
4,6
–
–
1.6. Общая характеристика перенапряжений
в сетях 0,22–110 кВ ПЭУ нефтепромыслов
Нефтеносные районы получают электроэнергию от энергосистем глав-
ным образом при напряжениях 35–110 кВ. На местных подстанциях уста-
новлены трансформаторы 110/10, 35/10, 110/6 и 35/6 кВ, поэтому далее
по воздушным или кабельным линиям электроэнергия поступает к потребите-
лям. Ряд потребителей обеспечивается электроэнергией на напряжениях 6 или
10 кВ (например, мощные электродвигатели 800–4000 кВт). Другая часть
потребителей получает электроэнергию после соответствующей трансформации
с помощью трансформаторов 6/0,4 кВ, 6/
U
раб
или 10/0,4, 10/
U
раб
.
В электроэнергетических установках напряжение 0,4/0,24 кВ снижается
до десятков вольт для питания специального оборудования, например цепей
управления, контроля и сигнализации.
Перечисленные виды электрооборудования, линии, а также цепи низко-
го напряжения, служащие для управления ими, в эксплуатации подвергаются
внешним и внутренним «выбросам» напряжения или тока. Такие «выбросы»
напряжения называются перенапряжениями [11], а «выбросы» тока ‒ сверх-
токами [12].
Внешние перенапряжения и помехи возникают главным образом
при ударах молнии, наземных, а также высотных взрывах ядерных бомб.
Внутренние перенапряжения и помехи имеют место при любых колебаниях
электромагнитной энергии, запасенной внутри электрической сети или по-
ступающей от внешних электрических генераторов [13].
Выбросы тока появляются в основном при коротких замыканиях
в электрической цепи или при феррорезонансных явлениях. Они определяют
сечение проводников и электродинамические усилия между токоведущими
частями электрооборудования и линий.
Глава 1. Погружные электроустановки нефтедобычи.
Состав, схемы электроснабжения, условия эксплуатации
31
Перенапряжения определяют электрические и геометрические характе-
ристики изоляции. Поэтому они по возможности должны быть ограничены
до разумных пределов.
Для удобства изложения материалов этого раздела рассмотрим перена-
пряжения в отдельности в сетях до 0,4 кВ, в сетях 0,5–3,5 кВ, в сетях 6–35 кВ
и в сетях 110 кВ.
Сети до 0,4 кВ предназначены для электроприемников различного на-
значения: станков-качалок, электродвигателей, других технологических объ-
ектов, управления ими.
В эксплуатации на изоляцию сетей до 0,4 кВ воздействуют длительное
рабочее напряжение и кратковременные перенапряжения. В сетях упомяну-
тых классов напряжения на предприятиях газовой и нефтяной промышлен-
ности могут иметь место грозовые и внутренние перенапряжения, переда-
ваемые через трансформаторы связи 6/0,4 или 10/0,4 кВ, имеющие непосред-
ственную связь с воздушными сетями.
При коммутациях элементов сетей 0,4 кВ возможны коммутационные
перенапряжения с достаточно большой кратностью и феррорезонансные
перенапряжения, которые возникают при неполнофазных режимах питаю-
щих кабелей и силовых трансформаторов.
При замыканиях на землю возникают длительные, многократные дуго-
вые перенапряжения с максимальной кратностью, опасной для изоляции.
Появление в сетях 0,4 кВ импульсов перенапряжений различной вели-
чины и формы может вызвать неправильную работу ЭВМ, обслуживающих
технологические процессы предприятия или спецоборудования.
В настоящее время в мировой технической литературе обращается серьез-
ное внимание вопросам перенапряжений, возникающих в сетях низкого напря-
жения (до 1 кВ). Это вызвано достаточно низкой надежностью работы этих се-
тей и внедрением в них электрооборудования, содержащего электронику и мик-
роэлектронику. Последние по технико-экономическим соображениям не могут
иметь такие же большие запасы изоляции, как и обычное силовое оборудование.
Поэтому за рубежом, а в последние годы и в СНГ, появился ряд работ, посвя-
щенный исследованию переходных процессов в сетях 0,4 кВ и глубокого огра-
ничения имеющих место в них перенапряжений.
Перенапряжения со значительной амплитудой (кратностью) в сетях НН
возникают по одной из следующих причин:
– прямые разряды молнии на ВЛ и переход грозовых волн через сило-
вые трансформаторы в сеть НН;
Повышение эффективности эксплуатации
погружных электроустановок нефтедобычи
32
– индуктированные перенапряжения, возникающие непосредственно
в сетях НН, при ударах молнии вблизи воздушных или кабельных линий;
– резкие срезы волн при срабатываниях разрядников, установленных
со стороны ВН трансформаторов, и переход волн в обмотку НН;
– прямые удары молнии непосредственно на линии НН;
– срабатывание предохранителей силовых трансформаторов, резкий обрыв
тока первичной обмотки, рассеивания магнитной энергии, запасенной в обмотке
в колебательном режиме, передача переходного процесса в обмотку НН;
– то же, что и в предыдущем случае, но при резком обрыве тока с по-
мощью выключателей;
– повторное зажигание дуги между расходящимися контактами комму-
тационной аппаратуры, отключающей емкостную нагрузку (линии, конден-
саторные батареи, ненагруженные шины и т. д.);
– коммутации отключения и включения электродвигателей.
О величине и повторяемости перенапряжений в сетях НН имеются раз-
личные мнения.
В США зафиксированы импульсы перенапряжений с кратностью более 45.
По данным кафедры электрических сетей и систем Санкт-Петербургского госу-
дарственного технического университета (СПбГТУ), в сетях 0,4 кВ следует
ожидать перенапряжения с кратностью более 50 [14]. Непосредственные изме-
рения в сетях 0,4 кВ АвтоЗАЗ усилиями кафедры инженерной электрофизики
и техники высоких напряжений СПбГТУ показали, что кратности перенапряже-
ний превышают 15.
Таким образом, по данным наших и зарубежных авторов, перенапряже-
ния в сетях НН достаточно высоки и с ними следует считаться. В противном
случае можно ожидать массового выхода из строя электрооборудования,
в том числе электронного и полупроводникового приборов.
О перенапряжениях в сетях НН, в том числе нефтепромыслов, можно
сделать следующие выводы.
1. Наибольшую опасность для электронной, полупроводниковой и бы-
товой техники, а также силового оборудования представляют внешние пере-
напряжения, основными из которых являются удары молнии в здания
с перечисленным оборудованием, удары в другие наземные объекты вблизи
защищаемого оборудования и междуоблачные разряды молнии; эти случаи
возникновения помех наводят в цепях низкого напряжения перенапряжения
с амплитудой до 20–25 кВ и достаточно большой энергией.
2. В цепях низкого напряжения чаще всего возникают перенапряжения
внутреннего характера, вызываемые коммутациями реактивными элемента-
Глава 1. Погружные электроустановки нефтедобычи.
Состав, схемы электроснабжения, условия эксплуатации
33
ми сети низкого напряжения, при коротких замыканиях, повторных подачах
напряжения и т. д. Амплитуда перенапряжений по этим причинам в ряде
случаев доходит до 10–15 кВ, носимая перенапряжениями (переходными
процессами) энергия достаточна, чтобы вывести из строя любое силовое,
электронное или полупроводниковое оборудование.
3. Перенапряжения в сетях НН могут привести к значительным убыткам,
в частности к ущербу, связанному с недобором нефти.
4. Защита сетей НН от перенапряжений требует разработки стандарта
Российской Федерации, как сделано в большинстве стран Западной Европы
(Германия, Италия, Франция, Великобритания, Швейцария) и Северной
Америки (США, Канада).
Можно констатировать, что фонтанный способ добычи нефти, который
ранее являлся одним из основных способов нефтедобычи, в настоящее время
из-за низкого уровня пластового давления скважин нефтяных месторождений
используется редко. В нефтедобывающих организациях как в СНГ, так и за ру-
бежом в основном применяется механизированный способ добычи. Послед-
ний способ, включая применение станков-качалок и центробежных насосов,
является эффективным способом нефтедобычи, котором в последние годы
с помощью погружных центробежных насосов добывается более 80 % нефти.
Электроприводы этих центробежных насосов, именуемые погружными
электродвигателями (ПЭД), из-за компактности конструкции имеют низкий
уровень изоляции, которая обуславливает их большую аварийность. В частно-
сти, как показал анализ аварийности электродвигателей ПЭД Самотлорского
месторождения, затраты только на ремонтно-восстановительные работы ПЭД
по вине грозовых и внутренних перенапряжений составили около 6,5 млн руб.,
а для всех месторождений Западной Сибири эта сумма исчисляется десятками
миллионов рублей в ценах до 01.04.2022.
а
б
Рис. 1.5.
Схемы электроснабжения ПЭД:
а
– при двойной трансформации;
б
– при одинарной трансформации
На рис. 1.5 приведены принципиальные схемы электроснабжения ПЭД
при двойной (рис. 1.5,
а
) и одинарной (рис. 1.5,
б
) трансформации. В первой
схеме трансформаторы Т1 и Т2 имеют обмотки 6/0,4 и 0,4/
U
раб
кВ, причем
Повышение эффективности эксплуатации
погружных электроустановок нефтедобычи
34
U
раб
зависит от глубины скважины (от длины кабеля К) и находится в преде-
лах 500–2500 В. Во второй схеме трансформатор Т3 преобразует энергию
при напряжении 6 кВ на напряжение
U
раб
. Как будет показано дальше,
для ПЭД в обеих схемах большое значение имеют внутренние перенапряже-
ния. Что же касается грозовых перенапряжений, то они в основном являются
опасными в случае схемы на рис. 1.5,
б
.
На изоляцию электрооборудования 6–35 кВ воздействуют дуговые, комму-
тационные и феррорезонансные перенапряжения, в ряде случаев представляю-
щие опасность для электрооборудования. Степень опасности грозовых перена-
пряжений для сетей 6–35 кВ зависит от вида сети. В «чисто кабельных» сетях,
а в подавляющем большинстве случаев в смешанных воздушно-кабельных
сетях, опасность грозовых перенапряжений достаточно низка. Последние
в основном играют роль для «чисто воздушных сетей». Для сетей 110 кВ опре-
деляющими являются грозовые перенапряжения. Однако при этом нельзя
не учитывать возможную опасность внутренних перенапряжений.
1.7. О схемах электроснабжения нефтяных промыслов
При обустройстве месторождений нефтеносных районов нашли приме-
нение комплектные трансформаторные подстанции блочного исполнения
(КТПБ) Самарского завода «Электрощит» и КТПБ 35/6 (10) кВ типа SТ-7
польского производства (рис. 1.6).
В условиях Западной Сибири трансформаторные подстанции 110/6 кВ
и 110/35/6 кВ для электроснабжения нефтепромыслов расположены на кус-
товых насосных станциях (КНС), совмещенных с другими объектами (уста-
новками комплексной подготовки нефти (УКПН), компрессорными стан-
циями (КС) и др.), а также на нефтеперекачивающих станциях (НПС). Каж-
дая из таких подстанций имеет мощных потребителей 6(10) кВ.
Несовмещенные КНС с 3–4 насосами ЦНС-180-1422 и двигателями мощ-
ностью 1250 кВт питаются от КТПБ 35/6 глубокого ввода, которые получают
электроэнергию от КТПБ 110/35/6 кВ КНС. К ним присоединены также КТПБ
35/6 кВ, у которых от блока распределительного устройства 6 кВ отходят воз-
душные линии к буровым установкам, к кустам эксплуатационных скважин
с механизированной добычей нефти и другим потребителям.
Специфические условия работы потребителей при насосной добыче
нефти (пульсирующие нагрузки станков-качалок, необходимость регулиро-
вания напряжения погружных электронасосов и кустования группы скважин
на заболоченных территориях, использования компактных блоков, в кото-
рых помимо аппаратуры распределения энергии находятся станции управле-
ния СКН и ЭЦН и аппаратура механизмов капитального ремонта скважин)
послужили основой для создания специальных КТП-КТППН (рис. 1.7, 1.8).
Глава 1. Погружные электроустановки нефтедобычи.
Состав, схемы электроснабжения, условия эксплуатации
35
Рис. 1.6.
Схема двухтрансформаторной подстанции 35/6 кВ типа ST‒7
Рис. 1.7.
Электроснабжение куста скважин (вариант)
Повышение эффективности эксплуатации
погружных электроустановок нефтедобычи
36
Эти подстанции мощностью 63–400 кВА осуществляют прием и преобра-
зование электрической энергии, управление и защиту одиночных электродвига-
телей СКН и ЭЦН мощностью от 7 до 180 кВт, а также питание электродвигате-
лей механизмов привода кабельного барабана и других потребителей электро-
энергии при капитальном ремонте скважин. Для электроснабжения погружных
ЭЦН на кустах скважин используются комплектные трансформаторные
подстанции КТППН-400-6/0.4-80ХЛ1 и КТППН-630-6/0.4-80ХЛ1.
На рис. 1.7 и 1.8 приняты следующие условные обозначения и сокращения:
1 – трансформатор 400/630 кВА, 6/0,4 кВ; 2 – трансформатор собственных нужд
25 кВА, 6/0,4 кВ; 3 – трансформатор напряжения НОМ-6; 4 – станция управле-
ния ПЭД; 5 – трансформатор для ПЭД 0,4/
U
раб
; Р – разъединитель; РВ – вен-
тильный разрядник; В – выключатель; А – автомат; ПР – предохранитель;
ВК – вакуумный контактор.
Рис. 1.8.
Принципиальная схема трансформаторной подстанции
с одним трехобмоточным трансформатором типа КТППН
Для привода центробежных насосов изготовляются специальные погруж-
ные электродвигатели типа ПЭД. Корпус статора ПЭД представляет собой
стальную трубу несколько меньше нормального диаметра обсадных колонн
(обычно двигатели имеют диаметры 103, 117, 123, 130 и 138 мм и длину от 6
до 8 м, в зависимости от мощности). В этой трубе запрессованы магнитные
пакеты статора, набранные из электротехнической стали, в которых располага-
ется обмотка статора (ротор создает свою короткозамкнутую цепь). Внутренняя
Глава 1. Погружные электроустановки нефтедобычи.
Состав, схемы электроснабжения, условия эксплуатации
37
полость двигателя заполнена маловязким маслом, которое циркулирует внутри
машин. Для защиты погружного электродвигателя от попадания внутрь его кор-
пуса пластовой жидкости применяется гидрозащита (двигатель закрыт гермети-
чески). На таком двигателе сверху крепится центробежный насос и погружается
в нефтяную скважину.
Питание двигателя производится по плоской кабельной линии марки
КРБП (с резиновой изоляцией) или марки КПБП (с полиэтиленовой изоля-
цией) на конечном участке вдоль насоса круглым кабелем марки КРБК.
Принципиальная схема электроснабжения буровой установки приведена
на рис. 1.9. Питание потребителей осуществляется через распределительное
устройство А1 типа КРУНБ-6У1.
Рис. 1.9.
Принципиальная схема электроснабжения ПЭУ
Ячейка А1.1 этого распределительного устройства служит для питания
трансформаторов ТМБ-400/10-V1,6/0,4 кВ (трансформатора собственных нужд
буровой установки). Перенапряжения в присоединении этой ячейки могут иметь
место при коммутациях отключения и включения этого трансформатора с помо-
щью разъединителя QS7 в ненагруженном режиме (при отключенной нагрузке
с помощью автомата SF1). В ячейке А1.2 помещены трансформатор напряжения
ТV1, вентильные разрядники FV1-FV3 и конденсаторы С1-С3. Внутренние пе-
ренапряжения практически в этой ячейке исключены. Здесь возможны ферроре-
зонансные сверхтоки в обмотке 6 кВ трансформатора напряжения ТV1. Конден-
Повышение эффективности эксплуатации
погружных электроустановок нефтедобычи
38
саторы С1-С3 будут сглаживать фронт волн грозового происхождения, прихо-
дящих с воздушной линии 6 кВ.
Ячейка А1.3 служит для подачи питания в систему сборных шин КРУН,
т. е. в ячейки А1.4, А1.5, А1.6, А1.7. Для этого в ячейке А1.3 предусмотрены
масляный выключатель Q и разъединитель QS5. Здесь перенапряжения могут
иметь место при отключениях вакуумных контакторов К1-К5 и при коммута-
циях разъединителей QS1-4 (при включенном выключателе Q).
Ячейки А1.4 и А1.5 одинаковы и служат для подачи питания на электро-
двигатели буровых насосов СМБО-15-49-8УХЛ2, 630 кВт (МН 1.1-1.2).
В качестве коммутационной аппаратуры в этих ячейках, как отмечалось,
установлены разъединители QS1 и QS2, а также вакуумные контакторы К1
и К2. Перенапряжения на изоляции электродвигателей и электрооборудова-
ния ячеек А1.4 и А1.5 будут иметь место при коммутациях отключения
и включения контакторов К1 и К2.
Кроме того, внутренние перенапряжения охватят всю сеть 6 кВ при дуго-
вых замыканиях на землю вне КРУНБ-6У1 или в цепях 6 кВ буровой установки.
Ячейка А1.6 резервная. В ней установлены разъединитель QS3 и ваку-
умный контактор К3.
Ячейка А1.7 предназначена для управления электродвигателем лебедки
АКБ13-62-8У2, 500 кВт (МН), который работает в реверсивном режиме.
Для этого в ячейке кроме разъединителя QS4 установлены реверсивные ва-
куумные контакторы К4 и К5.
По предварительным оценкам, наибольшие перенапряжения будут
иметь место на изоляции электродвигателя лебедки при коммутациях его
отключения и включения, в основном при его реверсе.
1.8. Выводы по главе
Произведен краткий обзор технологий и технических средств подъема
на поверхность нефтяной смеси, рассмотрено основное технологическое
оборудование, участвующее в процессе нефтедобычи. Классифицированы
электрические сети и схемы электроснабжения нефтедобывающей промыш-
ленности. Показано, что эти сети 0,22–110 кВ практически не имеют защиты
от внутренних перенапряжений. Защита от грозовых перенапряжений имеет
показатель надежности ниже технико-экономически обоснованных величин.
В сетях упомянутых классов напряжений имеется ряд оборудования
(например, электродвигатели насосных станций), характеристики которого
не скоординированы с характеристиками возникающих перенапряжений
и соответствующих защитных аппаратов.
Оригинал статьи: Глава первая. Погружные электроустановки нефтедобычи. Состав, схемы электроснабжения, условия эксплуатации
1.1. Технологии и технические средства подъема нефтяной смеси на поверхность
1.2. Краткая характеристика видов и вариантов исполнения ПЭУ 16
1.3. Схемы электроснабжения ПЭУ нефтепромыслов
1.4. Классификация электрических сетей 0,22–110 кВ ПЭУ нефтепромыслов
1.5. Уровень изоляции сетей 0,22–110 кВ трехфазного переменного тока ПЭУ нефтепромыслов
1.6. Общая характеристика перенапряжений в сетях 0,22–110 кВ ПЭУ нефтепромыслов
1.7. О схемах электроснабжения нефтяных промыслов
1.8. Выводы по главе
