Электроснабжение и электрооборудование куста скважины №145 Самотлорского месторождения ОАО "ТНК...

Министерство образования РБ

Ишимбайский нефтяной колледж

ДОПУЩЕН К ЗАЩИТЕ

Зам. директора по УР

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ

КУСТА СКВАЖИНЫ №145 САМОТЛОРСКОГО   МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОАО “ТНК-ВР” С ВНЕДРЕНИЕМ СТАНЦИИ УПРАВЛЕНИЯ “ЭЛЕКТОН-М”

Дипломный проект

Пояснительная записка

140613 ЭП-04

Дипломник                                            /Ю.В. Колеганов/

Руководитель проекта                                 /Л.П. Мохова/

Консультант по экономической части            / Г.Я. Ишбаева/

Ст.консультант                                       / Л.П. Мохова/    

Нормоконтроль                                       / В.Г. Аркаева/

Рецензент                                            /                  /

2008

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ............................................................................................. 5

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ.................................................................................. 7

1.1 Описание технологического процесса......................................... 7

1.2 Краткая характеристика объекта и применяемого оборудования 8

2 РАСЧЕТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ................................................ 9

2.1 Выбор насоса................................................................................ 9

2.2 Расчет мощности и выбор электродвигателя............................. 11

2.3 Технико-экономическое обоснование выбранного типа двигателя      12

2.4 Расчет электрических нагрузок................................................... 15

2.5 Расчёт компенсации реактивной мощности............................... 16

2.6 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов............... 20

2.7 Технико-экономическое обоснование выбранного типа трансформатора и величины напряжения................................................................................ 24

2.8 Расчет токов короткого замыкания............................................ 30

2.9 Расчет и выбор питающей линии................................................ 35

2.10 Расчет распределительной сети................................................ 37

2.11 Выбор высоковольтного электрооборудования с проверкой на устойчивость к токам короткого замыкания............................................. 39

2.12 Выбор пусковой и защитной аппаратуры на 0,38 кВ................ 41

2.13 Выбор и описание схемы управления ПЭД.............................. 43

2.14 Учет и экономия электроэнергии.............................................. 47

2.15 Расчет заземляющих устройств................................................ 49

2.16 Спецификация на электрооборудование и материалы.............. 51

3 ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА.................. 52

3.1 Техника безопасности при монтаже электрооборудования и электросетей   52

3.2 Техника безопасности при эксплуатации электрооборудования и электросетей............................................................................................... 53

3.3 Техника безопасности при ремонте электрооборудования и электросетей   57

3.4 Мероприятия по противопожарной безопасности..................... 58

4. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.................................. 60

4.1 Экологические проблемы в нефтяной промышленности.......... 60

4.2 Охрана окружающей среды на объекте...................................... 61

5. ОРГАНИЗАЦИОННЫЯ ЧАСТЬ....................................................... 63

5. ОРГАНИЗАЦИОННЫЯ ЧАСТЬ....................................................... 63

5.1 Организация монтажа электрооборудования и электросетей.... 63

5.2 Организация обслуживания электрооборудования и электросетей      65

5.3 Организация ремонта электрооборудования и электросетей..... 66

6 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ............................................................ 69

6.1 Расчет численности ремонтного и и обслуживающего персонала 69

6.2 Расчет годового фонда заработной платы................................. 79

6.3 Расчет потребности материальных ресурсов и запасных частей 81

6.4 Составление плановой калькуляции на ремонт оборудования.. 83

ВЫВОДЫ И ЗАКЛЮЧЕНИЕ............................................................... 85

НОРМОКОНТРОЛЬ............................................................................. 86

ОТЗЫВ.................................................................................................. 88

РЕЦЕНЗИЯ............................................................................................ 90

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ................................ 95

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика – отрасль промышленности, занимающая производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям. Она является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие экономики России невозможно без постоянно развивающейся энергетики. Энергетическая промышленность тесно связана с комплексом топливной промышленности.

Российская энергетика – это более 600 тепловых, свыше100 гидравлических и 9 атомных электростанций. Ежегодно ими вырабатывается свыше 1 триллиона кВт/ч электроэнергии и более 1 миллиарда Гкал тепла. Общая длина линий электропередач превысила 2,5 млн. километров.

Для обеспечения надежного электроснабжения объектов добычи нефти на новых месторождениях приходится создавать мощные энергетические базы. Трудность создания таких баз часто заключается в значительной удаленности нефтяных промыслов от энергетических центров. Поэтому при проектировании электроснабжения нефтяного месторождения, разрабатывают такую систему, которая обеспечивала бы возможность роста потребления электроэнергии без коренной  реконструкции всей системы электроснабжения. Запроектированная система электроснабжения должна обеспечивать в условиях после аварийного режима, путем соответствующих переключений, питание электроэнергией тех приемников электроэнергии, работа которых необходима для продолжения производства.

Питание электрической энергией потребителей нефтяной промышленности осуществляется от сетей энергосистем или от собственных местных электрических станций. Потребители с большой установленной мощностью электрифицированных механизмов, например перекачивающие насосные станции магистральных трубопроводов, комплекс установок нефтяных промыслов, как правило, питаются от энергосистем.

На нефтяных промыслах в настоящее время находятся в эксплуатации несколько десятков типоразмеров отечественных и импортных погружных центробежных электронасосов с двигателями погружного типа. С помощью этих насосов получают свыше 70% общего количества нефти, добытого механизированным способом. Разработан и находится в эксплуатации широкий ряд оборудования для управления установками ЭЦН: станции управления, тиристорные станции плавного пуска, выходные фильтры, системы погружной телеметрии и т.д.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Описание технологического процесса

Выбор электрооборудования скважины определяется способом добычи нефти. Если скважина имеет хороший приток жидкости к забою и статический ее уровень постоянен, то добыча осуществляется установкой электроцентробежного насоса.

Состав погружной части определяется опять же параметрами скважины, но к основному подземному электрооборудованию относят электроцентробежный насос (ЭЦН) и погружной электродвигатель (ПЭД). Если скважина высокодебитная, то для того, чтобы улучшить контроль за ее состоянием в скважину спускают телеметрическую систему (ТМС). Наличие большого количества газа в нефти заставляет использовать газосепаратор, а отсутствие газа или малое его количество допускает установку модуля. Питание к двигателю подводится погружным кабелем типа КПБП и КРБК с сечением 10, 16, 25 и 35 мм2.

На поверхности земли от клеммной коробки, в которой производится соединение погружного кабеля с кабельной линией, установлена кабельная эстакада. По этой эстакаде, по нижним полкам, укладывается кабельная линия установки ЭЦН. Наземное оборудование установлено на площадке механизированной добычи (ПМД). К наземному оборудованию относят трансформатор питания погружных насосов (типа ТМП и ТМПН), станцию управления установкой (СУ типа Электон-М, Электон-04, Электон-07,Борец-01,ШГС-5805 и т.п) и выходной фильтр (L-C фильтр не установлен).

Так же к наземному оборудованию относят кабели, играющие роль перемычек между станцией управления и трансформатором, и питающие кабели, соединяющие станцию управления с кустовой трансформаторной подстанцией (КТПН).

1.2 Краткая характеристика объекта и применяемого оборудования

Куст скважины №145 находится в собственности ОАО «ТНК-ВР». Эта организация занимается бурением и добычи нефти. Куст представляет собой земельный участок с размером 260ģ15 обведенным песчаным валом - обваловкой. Куст получает питание от одной ЛЭП 10 кВ. На концевых опорах ЛЭП установлены разъединители с заземляющими ножами типа РЛНДЗ-10/400 У1. На площадке куста установлена трансформаторная  подстанции типа КТПН. В оборудование подстанции входит силовой понижающий трансформатор 10/0.4 типа ТМ-160/10. С высокой стороны в каждой фазе установлены предохранители и разрядники типа ОПН-КР/400 У1 для ограничения внутренних и атмосферных перенапряжений. С низкой стороны установлены вводной автомат, автоматы на каждую отходящую линию одного типа ВА 51Г-31, трансформаторы тока для подключения устройств защиты, измерения и учета электроэнергии.

Применение напряжения 10 кВ обусловлено тем, что куст находится на значительном удалении от ГПП (около 10 км) и применение напряжения 10 кВ экономически более выгодна,  так как снижается потери при передачи по ЛЭП.

Рядом с площадкой ТП установлена площадка механической добычи (ПМД). На ПМД установлено наземное оборудование скважин, эксплуатируемых ЭЦН. На кусту установлены 5 комплектов наземного оборудования, т.е 5 станций управления Электон-М и 5 повышающих силовых трансформатора марки ТМП 100/1170. Питание от ТП до СУ обеспечивается кабелями марки КПБП 3ģ16, проложенных в несколько ниток (2-3). Перемычки между СУ и ТМП такие же, как и питающие кабели. Применение несколько ниток обусловлено повышенным током, вследствие пониженного до 0.4 кВ напряжения.

2 РАСЧЕТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор насоса

Электроцентробежные насосы используют для механизированной добычи жидкости из скважины и выбирают в зависимости от параметров скважины по условию:

,            (2.1)

где Qск  - дебит скважины, ;

Нск-напор, необходимый для подъема жидкости из скважины, м;

Qн-номинальная подача насоса, ;

Нн-номинальный напор насоса, м.

Определяем депрессию Нд, м:

,                (2.2)

где К-коэффициент продуктивности скважины.

Находим динамический уровень жидкости в скважине Н ,м:

,                            (2.3)

где Нст - статический уровень жидкости в скважине, м.

Определяем глубину погружения насоса L, м:

                 (2.4)

Находим потери напора из-за трения жидкости о стенки насосно-компрессорных труб (НКТ) , м:

,           (2.5)

где - коэффициент трения жидкости в НКТ;

L - глубина погружения насоса, м;

l - расстояние от устья скважины до сепаратора, м;

d - диаметр насосных труб, м.

Находим напор, необходимый для поднятия жидкости из скважины

Нск , м:

,                (2.6)

где Нг - разность геодезических уровней скважины и

сепаратора, м;

Нт - потеря напора в трапе, м.

При выборе насоса необходимо соблюдение условия 2.1.

Выбираем насос ЭЦН5-160-1100,паспортные данные которых приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Для насоса ЭЦН5-160-1100 строим график зависимости напора от подачи:

Рисунок 2.1 - График зависимости напора, создаваемого насосом ЭЦН5-160-1100 от его подачи

Характеристику насоса можно приблизить к условной характеристике скважины путем уменьшения числа ступеней насоса.

Находим число ступеней, которые нужно снять с насоса для получения необходимого напора Z1 , шт:

          (2.7)

где Zн - число ступеней насоса в полной сборке по

паспорту, шт;

Нн - номинальный напор насоса в полной сборке по

паспорту, м.

Находим число ступеней насоса после снятия лишних ступеней

Z1 , шт:

,              (2.8)

Значит, насос ЭЦН5-80-850 должен иметь 158 ступеней. Вместо снятых 37 ступеней устанавливаются проставки.

2.2 Расчет мощности и выбор электродвигателя

Для привода центробежных погружных насосов изготовляются погружные асинхронные электродвигатели типа ПЭД, которые удовлетворяют следующим требованиям. Их диаметр несколько меньше нормальных диаметров применяемых обсадных колонн. Двигатели защищены от попадания внутрь пластовой жидкости, что достигается заполнением их трансформаторным маслом, находящимся под избыточным давлением 0,2 МПа относительно внешнего гидростатического давления в скважине.

Полная мощность двигателя, необходимая для работы насоса определяется по формуле:

,          (2.9)

где kз - коэффициент запаса kз=1,1 - 1,35;

 - плотность жидкости в скважине, кг/м3;

- КПД насоса.

Предварительно выбираем два двигателя, подходящие по номинальной мощности. Их паспортные данные заносим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2

2.3 Технико-экономическое обоснование выбранного типа двигателя

1. Вычислим приведенные потери первого двигателя:

Находим потери активной мощности I двигателя по формуле:

,   (2.10)

Реактивную нагрузку определяем по формуле:

   ,            (2.11)

Вследствие того, что требуется компенсация реактивной мощности, то экономический эквивалент реактивной мощности Кэк, кВт/кВАр находим по формуле:

,   (2.12)

где - удельные приведенные потери;

- значение коэффициента отчислений (для статических конденсаторов р=0,225);

- капитальные вложения на установку конденсаторов (Кук=616,9 руб/кВАр);

- стоимость 1 кВТ/год электроэнергии;

- удельные потери );

,       (2.13)

где - стоимость 1 кВт/час электроэнергии

( )

Тг- число часов работы установки в году

(для трехсменной работы );

;

;

Приведенные потери активной мощности находим по формуле:

,   (2.14)

Вычислим приведенные потери второго двигателя:

Находим потери активной мощности:

Определяем реактивную нагрузку:

Находим приведенные потери активной мощности:

Определяем годовые затраты:

         (2.15)

;

;

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9