Разработка системы электроснабжения буровой установки

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

235,83 Кб
Опубликовано:

2013-04-07

Все дипломные работы по физике

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Разработка системы электроснабжения буровой установки

1. Тема проекта утверждена приказом по университету №79-у от «12» марта 2012г.

. Срок сдачи студентом законченного проекта «____» ________ 2010 г.

. Исходные данные к проекту:

материалы преддипломной практики;

материалы, предоставленные предприятием.

. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов):

технологическая часть;

расчет электрических нагрузок;

выбор числа и мощности трансформаторов;

расчет токов короткого замыкания;

выбор и проверка высоковольтного оборудования;

выбор устройств релейной защиты и автоматики;

безопасность и экологичность проекта;

расчет экономической эффективности.

. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей):

Схема буровой установки

План буровой установки

Принципиальная схема электроснабжения

Расчетная схема замещения.

Схема размещения защит.

Схема расположения модулей КТУ.

Оценка условий труда.

Оценка экономической эффективности проекта

. Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта)

Раздел безопасности жизнедеятельности: безопасность и экологичность проекта: Консультант___________________ /С.В.Воробьева/ д.т.н., профессор.

Экономический раздел: оценка экономической эффективности проекта:

Консультант ___________________/ О.А. Петрова/ ассистент.

Дата выдачи задания «12»марта 2012 г.

Руководитель _______________ / В.С. Орлов /

(подпись руководителя) (расшифровка подписи)

Задание принял к исполнению «12»марта 2012 г.

_______________ / Г.В. Самбуров /

(подпись студента) (расшифровка подписи)

РЕФЕРАТ

Дипломная работа включает в себя пояснительную записку, состоящую из 104 страниц машинописного текста, 11 рисунков, 31 таблиц, и 8 листов графического материала. Цель дипломной работы - систематизировать и углубить знания, полученные при изучении теоретического курса, получить практические навыки проектирования электроснабжения предприятий и расчета релейной защиты.

БУРОВАЯ УСТАНОВКА, НАГРУЗКА, ДИЗЕЛЬ ГЕНЕРАТОРНАЯ УСТАНОВКА,ТРАНСФОРМАТОР, ШИНА, ТОК, ДВИГАТЕЛЬ, КОМПЛЕКТНОЕ ТИРИСТОРНОЕ УСТРОЙСТВО, ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ, УЧЕТ, ОГРАНИЧИТЕЛЬ, РАЗЪЕДИНИТЕЛЬ, ПРЕДОХРАНИТЕЛЬ, ОТСЕЧКА, ЗАЩИТА, ЛИНИЯ, СИСТЕМА, КОМПЛЕКС, ОБЕСПЕЧЕНИЕ, ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, РЕМОНТ, ХАРАКТЕРИСТИКА, БЕЗОПАСНОСТЬ, ЭКОЛОГИЧНОСТЬ.

В данном дипломном проекте производится разработка системы электроснабжения и релейной защиты буровой установки HR-5000 с применением СВП.

В работе осуществляется выбор основного электрооборудования, произведены расчеты заявленных нагрузок потребителей, выбор числа и мощности трансформаторов, произведен расчет сечения проводов, расчет токов короткого замыкания, по результатам которых выбраны электрические аппараты.

Рассмотрена релейная защита силовых трансформаторов, отходящих фидеров. Произведена оценка экологичности и безопасности данного проекта, а также оценка экономической эффективности принятых решений.

В тексте использованы следующие сокращения:

БУ - буровая установка;

КЛ - кабельная линия;

РУ - распределительное устройство;

КТУ - комплектное тиристорное устройство;

КЗ - короткое замыкание;

ОЗЗ - однофазное замыкание на землю;

МТЗ - максимальная токовая защита;

МПЗ - микропроцессорное устройство релейной защиты.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

. ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

1.1 Особенности технологического процесса

.2 Описание СВП

.3 Буровая установка

.4 Привод

1.4.1 Привод буровых насосов

.4.2 Привод лебедки

.4.3 Привод ротора

.4.4 Привод РПД

.4.5 Лебедка вспомогательная рабочий площадки EW-5

1.5 Контрольно-измерительные приборы

.6 Работа буровой установки

2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК И ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ

2.1 Расчет потребляемой мощности буровой

.2 Выбор числа и мощности трансформаторов буровой установки на напряжение 0,69кВ

.3 Выбор числа и мощности трансформаторов буровой установки на напряжение 0,4 кВ

.4 Выбор числа и мощности трансформаторов КТПН 6/0,4

3. ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

3.1 Выбор сечений проводов и кабелей

.2 Выбор ячеек КРУН-6 кВ

.3 Выбор ячеек КТПН-6 кВ

.4 Расчет токов КЗ

.5 Выбор шин

.6 Выбор выключателей

.7 Выбор разъединителей

.8 Выбор ограничителей перенапряжения

.9. Выбор трансформаторов тока

.10 Выбор трансформаторов напряжения

.11 Выбор предохранителей

.12 Выбор трансформатора собственных нужд

4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

4.1 Защита сетей 6Кв

.2 Функциональные особенности микропроцессорных устройств

.3 Защита, управление, автоматика и сигнализация силовых трансформаторов

.4 Защита, управление, автоматика и сигнализация основных присоединений

.5 Центральная сигнализация

.6 Расчет уставок МПЗ силового трансформатора ТМ-2500/6/0,4

4.6.1 Расчет МТЗ

.6.2 Расчет дифференциальной защиты

.6.3 Газовая защита трансформатора

4.7 Расчет уставок микропроцессорных защит

4.7.1 Расчет МТЗ

.7.2 Токовая отсечка

5. РЕГУЛИРУЕМЫЙ ЭЛЕКТРОПРИВОД

5.1 Достоинства регулируемого электроприводом

.2 Статические преобразователи частоты

.3 Выбор управляемых выпрямителей, преобразователей частоты, системы управления приводом

6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

6.1 Безопасность работающих

.2 Опасность поражения электрическим током

.3 Пожарная безопасность

6.4 Гигиенические критерии оценки условий труда

6.5 Заземляющее устройство

.6 Экологичность проекта

.7 Чрезвычайные ситуации мирного времени

.8 Выводы по разделу

7. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА

7.1 Краткая характеристика проектных решений

.2 Определение капитальных вложений по проекту

.3 Определение текущих годовых затрат

.4 Расчет экономии затрат

.5 Определение экономической эффективности проекта

.6 Анализ чувствительности проекта к риску

.7 Выводы по разделу

Заключение

Список использованных источников

ВВЕДЕНИЕ

Добыча нефти и газа является одной из важнейших звеньев энергетической программы страны. Развитие отраслей топливно-энергетического комплекса должно сопровождаться планомерным проведением энергосберегающей политики. Добиться решения этой задачи можно только путем применения рациональных систем разработки месторождений, совершенствования буровых работ, добычи и транспорта нефти, применение прогрессивных технологий. Также важно совершенствование и повышение надежности электрооборудования, систем электропривода и электроснабжения технологических установок, внедрение развитых АСУТП.

Развитие нефтяной и газовой промышленности базируется на современных технологиях, широко использующих электрическую энергию. В связи с этим возросли требования к надежности электроснабжения, к качеству электрической энергии, к ее экономному и рациональному расходованию.

Основными источниками экономии электроэнергии являются: внедрение рациональных технологических режимов на базе достижений науки и техники; улучшение работы энергетического и технологического оборудования; внедрение новой техники и прогрессивных методов, повышающих производительность труда.

В проекте рассмотрено энергоснабжение буровой установки
HR-5000. В установке реализованы система верхнего привода, и комплексная автоматизированная система управления. В проекте рассмотрены преимущества этих системы, оценена экономическая эффективность внедрения СВП.

. ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

1.1 Особенности технологического процесса

Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород.

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины.

Механическое бурение скважин осуществляется ударным и вращательным способом, но ударный способ в настоящее время практически не используется. При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее. Существует несколько разновидностей вращательного бурения.

При бурении с забойным двигателем долото привинчено к валу, а бурильная колонна - к корпусу двигателя. При работе двигателя вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса двигателя, который гасится не вращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).

При роторном бурении мощность от двигателей передается к ротору - специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы и привинченных к ней с помощью специального переводника бурильных труб.

Следовательно, при роторном бурении углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойным двигателем - не вращающейся бурильной колонны. Характерной особенностью вращательного бурения является промывка.

Бурение с верхним приводом. Верхний привод представляет собой подвижный вращатель, оснащенный комплексом средств механизации спускоподъемных операций. Система верхнего привода предназначена для быстрой и безаварийной проводки вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин при бурении. Верхний привод совмещает функции вертлюга и ротора и оснащается комплексом устройств для работы с бурильными трубами при выполнении спускоподъемных операций.

Основные преимущества применения СВП:

· экономия времени в процессе наращивания труб при бурении;

· уменьшение вероятности прихватов бурового инструмента;

· расширение (проработка) ствола скважины при спуске и подъеме инструмента;

· повышение точности проводки скважин при направленном бурении;

· повышение безопасности буровой бригады;

· снижение вероятности выброса флюида из скважины через бурильную колонну;

· облегчение спуска обсадных труб в зонах осложнений.

Турбинно-роторное бурение представляет из себя совмещение перечисленных выше вариантов. При вертикальном бурении забойный двигатель вращается вместе с буровой колонной двигателями системы верхнего привода. При наборе угла кривления верхний привод останавливают. Бурение производится с применением забойного двигателя, закреплённого с отклонением по отношению к буровой колонне.

1.2 Описание СВП

Подвижная часть СВП состоит из вертлюга - редуктора, который на штропах подвешен на траверсе талевого блока. На верхней крышке вертлюга - редуктора установлено два асинхронных электродвигателя, управляемых с помощью преобразователя частоты. Валы электродвигателей через муфту соединены с валом редуктора. К корпусу вертлюга - редуктора крепится рама, через которую блоком роликов передается крутящий момент на направляющие и с них - на вышку. Между талевым блоком и вертлюгом - редуктором установлена система разгрузки резьбы, обеспечивающая автоматический вывод резьбовой части ниппеля замка бурильной трубы из муфты при развинчивании и ход ниппеля при свинчивании замка. При этом исключается повреждение резьбы.

Трубный манипулятор под действием зубчатой пары с приводом от гидромотора может разворачивать элеватор в нужную сторону: на мостки, на шурф для наращивания или в любую другую сторону при необходимости. Трубный зажим служит для захвата и удержания от вращения верхней муфты трубы во время свинчивания (развинчивания) с ней ствола вертлюга. Между ниппелем и стволом вертлюга навернут ручной шаровой кран для неоперативного перекрытия внутреннего отверстия ствола вертлюга. Для оперативного перекрытия отверстия ствола вертлюга перед отводом установлен внутренний привентор (механизированный двойной шаровой кран), который одновременно служит для удержания остатков промывочной жидкости после отвинчивания бурильной колонны.

Вертлюжная головка служит для передачи рабочей жидкости с не вращающейся части системы верхнего привода на вращающуюся часть и позволяет не отсоединять гидравлические линии, когда трубный манипулятор вращается с бурильной колонной при бурении, при проработке скважины или позиционировании механизма отклонения штропов элеватора. Система отклонения штропов предназначена для отвода и подвода элеватора к центру скважины. Система отклонения штропов представляет собой штропы, подвешенные на боковых рогах траверсы. К штропам крепятся гидроцилиндры отклонения штропов.

Наращивание колонны бурильных труб свечой длиной 28 метров позволяет устранить каждые два из трех соединений бурильных труб. Возможность вести наращивание свечой, а не одной трубкой снижает число используемых соединений, что уменьшает вероятность несчастных случаев. Силовой вертлюг позволяет в любой необходимый момент времени при спуске или подъеме инструмента элеватором в течение 2...3 минут соединить с бурильной колонной и восстановить циркуляцию бурового раствора и вращение бурильной колонны, тем самым предотвратить прихват инструмента.

При использовании отклонителя с гидравлическим забойным двигателем для измерения угла скважины свечу можно удерживать в заданном положение, что приводит к лучшей ориентации колонны и меньшему числу контрольных съемок.

1.3 Буровая установка

Буровая установка - это комплекс специализированного оборудования, выполняющего в процессе бурения скважин определенные функции. Оборудование установки размещено в следующих основных блоках

· приемном мосту;

· вышечно - лебедочном;

· циркуляционной системы;

· насосном;

· компрессорном;

· электрооборудования,;

· дизель-электростанции,

· котельной,;

· блоке дополнительных емкостей,;

· модуле КРУ и ФКУ,;

Все блоки установки, кроме дизель-электростанции, котельной, блока дополнительных емкостей, модуля КРУ и ФКУ, перемещаются по направляющим балкам внутри кустовой площадки. Вышечно-лебедочный блок передвигается с одной точки бурения на другую внутри куста вместе с комплектом бурильных труб, установленных на подсвечниках. Модули и блоки, образующие эшелон, между собой соединяются тягами и осями. Все блоки установки расчленяются на мелкие блоки - модули, состоящие из рам со смонтированным на них оборудованием и коммуникациями.

1.4 Привод

Привод установки - электрический: у насосов, лебедки и ротора - индивидуальный, регулируемый, постоянного тока, питаемый от промышленных электросетей через тиристорные преобразователи. У двигателей системы верхнего привода - регулируемый, переменного тока, питаемый от промышленных электросетей через тиристорные преобразователи.

В случае прекращения подачи электроэнергии от высоковольтной сети аварийное питание бурового оборудования осуществляется от резервной дизель-электрического агрегата мощностью 200 кВт, которая обеспечивает работу компрессоров, привода РПДЭ, лебедки и других вспомогательных механизмов, необходимых для подъема колонны бурильных труб в обсаженную часть скважины с целью предотвращения прихвата инструмента.

Дизель-электрический агрегат со щитами управления устанавливается на раме, имеющей утепленное укрытие, электронагреватели и разводку труб для парового обогрева. Дизель-электрический агрегат с рамой и укрытием образует энергоблок, который поставляется полной заводской сборки и устанавливается стационарно по месту. По мере разбуривания определенного числа скважин при передвижках энергоблок перемещается на другое место.

Буровая установка также комплектуется блоком топливным ТМУ-25 и передвижными опорами линий электропередач.

1.4.1 Привод буровых насосов WIRTH

Буровой нанос состоит из двигателей основного привода и всего вспомогательного оборудования , смонтированного на раме в виде полозьев.

Насос приводится в действии сзади /сверху двумя электродвигателями с общим валом. Каждый мотор оснащен своим собственным нагнетательным вентилятором с электрическим приводом ,а также нагревателем. Двигатели передают свою мощность посредством двух ременных приводов на основной приводной вал.

1.4.2 Привод лебедки

Тиристорный преобразователь привода лебедки выполнен реверсивным для обеспечения работы приводного двигателя в режиме подъема, в режиме торможения при подъеме, в режиме торможения при спуске и в режиме силового спуска. Работа при спускоподъемных операциях производится без переключения шинопневматических муфт. Исключены сборки динамического торможения.

Привод лебедки ЛБУ-750Э-СНГ осуществляется от одного электродвигателя 4ПС-450-1000УХЛ2. Мощность электродвигателя через зубчатую муфту передается на ведущий вал двухскоростной зубчатой трансмиссии. С ведущего вала вращение передается через "быструю" или "тихую" передачи на вал промежуточный, далее через передачу 116/37 через шинопневматическую муфту, на вал подъемный. Таким образом, подъемный вал лебедки имеет две скорости вращения.

Переключение скоростей в трансмиссии производится обоймой зубчатой пневматическим механизмом переключения.

1.4.3 Привод ротора

Привод ротора индивидуальный осуществляется от электродвигателя постоянного тока 4ПП-450-28 ОМ2-1 взрывозащищенного исполнения через карданную передачу.

Для бесступенчатой фиксации стола ротора предусмотрена шинопневматическая муфта, выполняющая функции тормоза.

1.4.4 Привод РПД

Привод регулятора подачи долота осуществляется от электродвигателя постоянного тока 4ПФ2Б280МУХЛ2 мощностью 90 кВт. Вал электродвигателя через упругую втулочно-пальцевую муфту соединен с быстроходным валом редуктора Ц2У-400К-12,5-22У1. Тихоходный вал редуктора соединяется с ведущим валом трансмиссии зубчатой муфтой.

В случае прекращения централизованного снабжения установки привод РПД, питаемый от аварийного генератора, обеспечивает постоянное движение буровой колонны, тем самым предотвращая возможность возникновения прихвата инструмента.

1.4.5 Лебедка вспомогательная ЛВ-50-В

Привод лебедки вспомогательной осуществляется от взрывозащищенного электродвигателя АИМ180М6УХЛ 2,5 мощностью 18,5 кВт и частотой вращения 975 об/мин. Мощность от электродвигателя на быстроходный вал редуктора 1ЦЗУ-250-40-11У1 передается через предохранительную муфту. Тихоходный вал редуктора соединен с подъемным двухбарабанным валом лебедки. Малый барабан для работы с грузами подключается зубчатой муфтой. При операциях свинчивания и развинчивания труб большим барабаном малый барабан отключается.

1.5 Контрольно-измерительные приборы

Буровая установка снабжена необходимым количеством различных контрольно-измерительных приборов, позволяющих обслуживающему персоналу следить за процессом бурения, а также за нормальной работой механизмов.

1.6 Работа буровой установки

Работа буровой установки представляет собой совокупность следующих основных, взаимосвязанных процессов: спуско-подъемных операций, разрушения горной породы на забое, очистка забоя от выбуренной породы и выноса ее на поверхность по затрубному пространству на поверхность, приготовление бурового раствора и очистка его от выбуренной породы для последующего использования. В зависимости от процессов бурения в работу включается то или другое оборудование комплекса буровой установки.

Перед бурением необходимо разбурить направление под шурфовую трубу (шурф) на глубину равную длине ведущей трубы (квадрата), после чего закрепляют трубу шурфа с направляющим наконечником.

При бурении работают такие основные механизмы как: СВП, буровая лебедка, талевая система, ротор, циркуляционная система, насосы, манифольд, компрессорный блок с воздухопроводом.

Бурильная колонна присоединяется к системе верхнего привода. Подача инструмента на забой и поддержание нагрузки на долото производится при помощи регулятора подачи долота (РПД) в двух режимах: ручном и автоматическом. В ручном режиме скорость подачи инструмента на забой и нагрузка на долото задаются с пульта бурильщика сельсинным командоаппаратом вручную бурильщиком. В автоматическом режиме заданная нагрузка на долото поддерживается автоматически.

При турбинном способе бурения буровой раствор насосами через манифольд, бурильную колонну подается под давлением к забойным двигателям для вращения долота, осуществляет охлаждение, смазку инструмента и выносит по затрубному пространству выбуренную породу на поверхность. Буровой раствор служит так же для крепления стенок пробуренной скважины.

Буровой насос УНБТ 950L2 позволяет подавать на забой необходимое количество до 46литров в секунду раствора под давлением до 32 МПа. Режимы выбираются в зависимости от конструкции конкретной скважины и технологии бурения.

При роторном способе бурения вращение бурильной колонны и долота осуществляется двигателями системы верхнего привода с необходимым числом оборотов. Буровой раствор давлении подается к забою при меньшем, чем при турбинном способе бурения, и выносит по затрубному пространству выбуренную породу на поверхность.

По сливному трубопроводу буровой раствор с выбуренной породой подается в циркуляционную систему, где проходит 4 стадии очистки. Очищенный раствор перекачивается в емкости для бурового раствора.

Система приготовления раствора позволяет подавать в емкость свежеприготовленный раствор. Параметры бурового раствора контролируются системой технологического контроля. К буровым насосам раствор подается подпорными насосами.

Спуско-подъемные операции включают процесс спуска бурильной колонны в скважину и подъем ее из скважины для замены долота и перед спуском обсадной колонны после достижения необходимой глубины.

При спуске и подъеме долота, наращивании бурильной колонны работают такие основные механизмы как: система верхнего привода, буровая лебедка, буровой ключ, компрессорный блок с воздухопроводом.

. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК И ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ

2.1 Расчет потребляемой мощности буровой

На буровой установке предусмотрено использование напряжений 0,69 кВ и 0,4 кВ. К электрической сети на напряжении 0,69 кВ через комплектное тиристорное устройство подключены: буровые насосы №1 и №2, привод ротора, буровая лебедка, двигатели верхнего привода №1 и №2. От сети напряжением 0,4 кВ осуществляется питание регулятора подачи долота, вспомогательной лебедки, двигатели насосов, мешалок, пескоотделителя, вибросита, освещение буровой и котельная от которой обогревается буровая установка.

Буровая установка при окончании бурения одной скважины, и переходе на новую, может быть перемещена в пределах куста. Для облегчения этого процесса предусмотрим размещение силовых трансформаторов непосредственно на подвижной платформе буровой установки. Для упрощения и ускорения процесса их подключения к промышленной питающей сети предусмотрим размещение двух комплектных распределительных устройств. Одно, неподвижное, разместим на территории куста. Второе непосредственно на буровой установке. Использование кабельной линии для присоединения КРУ-2 к КРУ-1 позволит избежать необходимости реконструкции элементов воздушной линии при каждом перемещении буровой установки.

Для питания потребителей вагон городка предусмотрим установку КТПН в непосредственной близости от них, и подключим к ней потребителей через распределительные щиты ЩР1, ЩР2, ЩР3, ЩР4.

Для определения расчётных электрических нагрузок вводного оборудования используем метод коэффициента спроса. Метод коэффициента спроса используется на стадии проектирования для определения расчётной максимальной мощности питающих предприятий, цехов. Для определения расчётной мощности по этому методу необходимо знать суммарную установленную мощность потребителей Pном, коэффициент мощности cos и коэффициент спроса Кс, а также коэффициент одновременности KОДН.

Расчётная мощность по этому методу определяется по формулам:

Рр = Кс·Ру, (2.1)

где Kc - коэффициент спроса;

Pу - установленная мощность оборудования, кВт.

Тогда полную мощность можно найти:

Sр= Рр/cos , (2.2)

где Pр - расчетная активная мощность оборудования, кВт;

cos - коэффициент мощности оборудования.

Реактивная мощность будет равна:

, (2.3)

где Sр - полная расчетная мощность оборудования, кВт;

Pр - активная расчетная мощность оборудования, кВт;

Расчетный ток найдем по формуле:

Ip=Sp/Uном (2.4)

Для снижения электрических потерь предусмотрим компенсацию реактивной мощности на стороне 0,69 кВ при помощи автоматизированного компенсационного устройства, поддерживающего cos  на заданном уровне. Для минимизации расходов установка будет задавать cos равным 0,97.

Буровая установка может работать в нескольких режимах: бурение, спуск и подъем инструмента. Рассчитаем энергопотребление буровой установки в каждом из этих режимов.

Расчёты произведем по формулам 2.1 - 2.3, результаты оформим в виде таблиц:

Таблица 2.1

Расчет электрических нагрузок буровой на стороне 0,69 кВ
при бурении забойным двигателем

Наименование потребителя	Pуст, кВт	Kc	Ppасч, кВт	cosφ	Qрасч, кВар	Sрасч, кВА
Буровой насос №1	1000	0,9	900	0,97	225,6	927,8
Буровой насос №2	1000	0,9	900	0,97	225,6	927,8
Буровая лебедка	1000	0,5	500	0,97	125,3	515,5
Итого:			2300		576,4	2371,1

Таблица 2.2

Расчет электрических нагрузок буровой на стороне 0,69 кВ
при верхним приводом

Наименование потребителя	Pуст, кВт	Kc	Ppасч, кВт	cosφ	Qрасч, кВар	Sрасч, кВА
Буровой насос №1	1000	0,9	900	0,97	250	1031,0
Буровая лебедка	1000	0,5	500	0,97	125	515,5
Двигатель СВП №1	300	1	300	0,97	75,2	309,3
Двигатель СВП №2	300	1	300	0,97	75,2	309,3
Итого:			2100		526,3	2164,9

Таблица 2.3

Расчет электрических нагрузок буровой на стороне 0,69 кВ
при подъеме и спуске оборудования

Наименование потребителя	Pуст, кВт	Kc	Ppасч, кВт	cosφ	Qрасч, кВар	Sрасч, кВА
Буровой насос №1	1000	0,9	900	0,97	250	1031,0
Буровая лебедка	1000	1	1000	0,97	250,6	1031,0
Двигатель СВП №1	300	0,5	150	0,97	37,6	154,6
Двигатель СВП №2	300	0,5	150	0,97	37,6	154,6
Итого:			2300		576,4	2371,1

Проанализировав энергопотребление на стороне 0,69кВ в различных режимах работы, примем максимальное значение потребляемой мощности:

Ppасч0,69 = 2300 кВт

Qрасч0,69 = 576,4 кВар

Sрасч0,69 = 2371,1 кВА

Для потребителей на стороне 0,4кВ из технологии возьмем коэффициент спроса Кс=0,65. Расчет представлен в таблице 2.4

Таблица 2.4

Расчет электрических нагрузок буровой на стороне 0,4кВ

Наименование потребителя	Pуст, кВт	N	Kc	Ppасч, кВт	cosφ	Qрасч, кВар	Sрасч, кВА
Регулятор подачи долота (РПД)	90	1	0,65	58,50	0,75	51,59	78,00
Вспомогательная лебедка	18,5	1	0,65	12,03	0,75	16,03
Двигатели насосов №1 и №2	55	2	0,65	71,50	0,75	63,06	95,33
Двигатель насоса №3	90	1	0,65	58,50	0,75	51,59	78,00
Двигатель насоса откачки	30	1	0,65	19,50	0,75	17,20	26,00
Двигатели подпорных насосов №1 и №2	55	2	0,65	71,50	0,75	63,06	95,33
Двигатель водяного насоса	15	1	0,65	9,75	0,75	8,60	13,00
Винтовые конвейры №1 и №2	7,5	2	0,65	9,75	0,75	8,60	13,00
Дегазатор	30	1	0,65	19,50	0,75	17,20	26,00
Пескоотделитель	90	1	0,65	58,50	0,75	51,59	78,00
Смеситель	5,5	1	0,65	3,58	0,75	3,15	4,77
Вибросито №1, №2, №3	5	3	0,65	9,75	0,75	8,60	13,00
Мешалки 1м6, 2м6, 1м7, 2м7, 1м8, 2м8	5,5	6	0,65	21,45	0,75	18,92	28,60
Вентиляторы №1, №2, №3, №4	3	4	0,65	7,80	0,75	6,88	10,40
Нагреватели м1, м2, м3, м4, м8	0,25	5	0,65	0,81	0,75	0,72	1,08
Электрогидравлический тормоз	0,37	1	0,65	0,24	0,75	0,21	0,32
Дисковый затвор бака	0,25	1	0,65	0,16	0,75	0,14	0,22
Итого:				432,82		381,71	577,09

Расчет электрических нагрузок КТПН на стороне 0,4кВ представлен в табл. 2.5

Таблица 2.5

Расчет электрических нагрузок КТПН 6/ 0,4кВ

Наименование потребителя	Pуст, кВт	Kc	Ppасч, кВт	cosφ	Qрасч, кВар	Sрасч, кВА
ЩР1	51	0,85	42,5	0,98	8,6	43,4
ЩР2	82	0,85	70	0,98	14,2	71,4
ЩР3	100	0,8	80	0,98	16,2	81,6
ЩР4	90	0,8	72	0,98	14,6	73,5
ЩР5	126,9	0,85	107,9	0,98	21,9	110,1
Итого:			372,4		75,6	380,0

2.2 Выбор числа и мощности трансформаторов буровой установки на напряжение 0,69кВ

Электроприёмники первой категории - электроприёмники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.

Из состава электроприёмников первой категории выделяется особая группа электроприёмников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров.

Электроприёмники второй категории - электроприёмники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

Электроприёмники третьей категории - все остальные электроприёмники, не подпадающие под определения первой и второй категорий.

Для электроснабжения потребителей I и II категорий надежности должны быть предусмотрены два независимых источника электроснабжения, для потребителей III категории достаточно одного источника.

Потребители на стороне 0,69кВ относятся к третьей категории надежности электроснабжения, поскольку они не содержат признаков ни первой, ни второй категорий.

Число трансформаторов выбирается из соображений надежности в зависимости от категории электроснабжения потребителей. Поэтому в качестве источника питания с учетом всех допущений выберем двухобмоточный трансформатор типа ТМ-2500/6/0,69 [2], соответствующий ГОСТ 11920-73. Данные трансформаторов сведем в табл.2.6.

Таблица 2.6

Параметры трансформаторов ТМ - 2500/6/0,69

Параметры трансформатора	Единица измерения	Значение
Номинальная мощность, Sном	кВА	2500
Номинальное напряжение обмотки ВН, Uвн	кВ	6
Номинальное напряжение обмотки НН, Uнн	кВ	0,69
Потери холостого хода, P0	кВт	3,8
Потери короткого замыкания, Pk	кВт	28
Напряжение короткого замыкания, Uk	%	6,5
Ток холостого хода, I0	%	1

Проверим, подходят ли выбранные трансформаторы с учетом потерь. Активные потери составляют 2 % от номинальной мощности. Реактивные потери составляют 10 % от номинальной мощности.

Для тр-ра ТМ-2500/0,69:

ΔР = 2500 * 0,02 = 50 кВт,

ΔQ = 2500 * 0,1 = 250 кВар.

кВА < 2500 кВА

Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим требованиям.

Коэффициент загрузки трансформатора:

(2.2)

2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов буровой установки на напряжение 0,4 кВ

В случае прекращении электроснабжения основных механизмов буровой установки возможно заклинивание буровой колонны. Это может привести к нарушению технологического процесса. Для снижения вероятности наступления данного события проектом предусмотрено использование РПД. При помощи регулятора подачи долота производится постоянное движение колонны, что значительно снижает вероятность зацепа. Двигатель РПД подключен к шинам 0,4 кВ, поэтому в проекте предусмотрено 2 источника электроснабжения.

В качестве основного источника выберем двухобмоточный трансформатор типа ТМ-630/6/0,4 [2], соответствующий ГОСТ 11920-73. Данные трансформаторов сведем в табл.2.7

В качестве резервного источника питания предусмотрен дизель-генератор, рассчитанный на питание потребителей II категории. Вся прочая нагрузка в аварийном режиме автоматически отключается.

Таблица 2.7

Параметры трансформаторов ТМ - 630/6/0,4

Параметры трансформатора	Единица измерения	Значение
Номинальная мощность, Sном	кВА	630
Номинальное напряжение обмотки ВН, Uвн	кВ	6
Номинальное напряжение обмотки НН, Uнн	кВ	0,4
Потери холостого хода, P0	кВт	1,25
Потери короткого замыкания, Pk	кВт	7,6
Напряжение короткого замыкания, Uk	%	5,5
Ток холостого хода, I0	%	1,7

Для тр-ра ТМ-630/0,4:

ΔР = 630 * 0,02 = 12,6 кВт,

ΔQ = 630 * 0,1 = 63 кВар.

Тогда полная мощность двигателей с учетом потерь в трансформаторах составит:

кВА < 630 кВА

Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим требованиям.

Коэффициент загрузки трансформатора:

2.4 Выбор числа и мощности трансформаторов КТПН 6/0,4

Все потребители являются потребителями III категории. Выберем в качестве источника энергоснабжения комплектную трансформаторную подстанцию 6/0,4 кВ с трансформатором мощностью 630кВА.

Таблица 2.8

Параметры трансформаторов ТМ - 630/6/0,4

Параметры трансформатора	Единица измерения	Значение
Номинальная мощность, Sном	кВА	630
Номинальное напряжение обмотки ВН, Uвн	кВ	6
Номинальное напряжение обмотки НН, Uнн	кВ	0,4
Потери холостого хода, P0	кВт	1,25
Потери короткого замыкания, Pk	кВт	7,6
Напряжение короткого замыкания, Uk	%	5,5
Ток холостого хода, I0	%	1,7

Для тр-ра ТМ-630/0,4:

ΔР = 630 * 0,02 = 12,6 кВт,

ΔQ = 630 * 0,1 = 63 кВар.

Тогда полная мощность потребителей с учетом потерь в трансформаторах составит:

кВА < 630 кВА

Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим требованиям.

Коэффициент загрузки трансформатора:

. ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

3.1 Выбор сечений проводов и кабелей

Выбор сечения проводов и кабелей производят в зависимости от ряда технических и экономических факторов. Произведем выбор сечений по расчетным токам. За расчетные токи потребителей примем их номинальные значения.

Для трансформаторов номинальный ток определится:

(3.1)

где Sном - мощность подключаемой к трансформатору нагрузки, кВ·А;

Uном - номинальное напряжение, кВ.

Номинальный ток трансформатора ТМ - 2500/6/0,69 на стороне 6кВ:

Аналогичным образом произведем расчет для ТМ - 630/6/0,4 и для
КТПН-630 6/0,4:

Тогда ток в линии, питающей буровую, будет складываться из токов всех трансформаторов подключенных к ней, и составит:

I = I1 + … + In (3.2)

Iвл = Iном2500 + Iном630 + Iном630 = 240 + 60 + 60 = 360 А

Iкл = Iном2500 + Iном630 = 240 + 60 = 300 А

Выбор сечений проводов ВЛ-6кВ произведем по экономической плотности [1].

Экономически целесообразное сечение:

(3.4)

где Iрасч - расчетный ток линии на пятом году ее эксплуатации, А;

jэк - экономическая плотность тока, jэк = 1,5 А/мм2.

(3.5)

мм2

Из полученных данных выберем провод марки АС-185/29 [2].

Условие проверки по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

Iрасч ≤ Iдоп или 286,5А ≤ 520А.

Выбранное сечение провода удовлетворяет условиям нагрева.

Номинальный ток для трехфазных потребителей определится:

(3.6)

где Рном - номинальная мощность электродвигателя, кВт;

Uном - номинальное напряжение, кВ;

cosφ - коэффициент мощности электродвигателя.

Для двигателей верхнего привода:

Проверку по экономической плотности тока допускается не проводить для временных сооружений и для потребителей, работающих на напряжении до 1кВ. Поэтому кабельную линию и кабели для двигателей СВП проводить не будем.

Таблица 3.1

Выбор сечений и марки силовых кабелей и шинопроводов

Наименование потребителей	Расчетная мощность, кВт (кВА)	Номинальный ток, А	Ближайший больший ток кабеля, А	Сечение кабеля, кв мм	Принятая марка кабеля
ВЛ 6кВ	3760	360	390	185/29	АС 185/29
КЛ 6кВ	3130	300	343	95	КГЭ-ХЛ 3x95 + 1x25
Двигатели СВП №1 и №2	2х300	670,3	800	240	3xКГН240

3.2 Выбор ячеек КРУН-6 кВ

Для комплектования КРУН-1 и КРУН-2 выберем комплектное распределительное устройство наружной установки КРУН-12ПП, изготовляемые ОАО «Промэлектроавтоматика» [5]. КСО предназначены для применения в системах электроснабжения служб нефтяной промышленности и состоит из шести ячеек.

Напряжение подводится отдельными ответвлениями: к ячейке №1 трансформатора ТС вспомогательных приводов и к ячейке ввода №3. В ячейке №2 установлены измерительный трансформатор напряжения ТН, контрольно измерительная аппаратура. В ячейке №3 устанавливаются разъединители и вакуумный выключатель ВВ ввода, через который подается напряжение на шины ячеек № 4, 5 и 6 отходящих фидеров.

3.3 Выбор ячеек КТПН-6 кВ

Для электроснабжения вагон городка выберем комплектную трансформаторную подстанцию наружной установки типа КТПН-Ин1 6/0,4 кВ производства ОАО "Московский Завод "Электрощит".

КТПН-Ин1 6/0,4 кВ представляет собой трансформаторную подстанцию тупикового типа наружной установки с одним трансформатором, с воздушными, кабельными или совмещенными вводами УВН, кабельными выводами РУНН.

В КТПН предусмотрены блокировки, обеспечивающие надежную работу оборудования и безопасность обслуживающего персонала.

Корпуса блоков выполнены в антивандальном исполнении, изготовлены из стального оцинкованного листа толщиной 1,5 мм с порошковым полимерным покрытием, имеют теплоизоляцию из минераловатного утеплителя.

Номинальные значения климатических факторов по ГОСТ 15543.1-89 и ГОСТ 15150-69, при этом:

· высота над уровнем моря не более 1 ООО м;

· температура окружающего воздуха от плюс 40 °С до минус 60 °С. Температура воздуха внутри КТПН должна поддерживаться не ниже плюс 5 °С;

· средняя относительная влажность воздуха при эксплуатации не более 80 % при температуре плюс 20 °С;

· окружающая среда - атмосфера типа II по ГОСТ 15150, при этом должна быть взрыво и пожаробезопасной, не содержащей токопроводящей пыли, агрессивных газов и паров в концентрациях, снижающих параметры КТПН.

3.4 Расчет токов КЗ

Электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения должно быть устойчивым к токам КЗ и выбираться с учетом этих токов.

На рис.3.1 приведена расчетная схема замещения.

Произведем расчет в именованных единицах, приняв за основную:

1. Sном С=1500 МВА;

. UБ = 6,3 кВ;

. xном C = 2,3.

Определим сопротивление энергосистемы:

(3.7)

где Uб - основная ступень напряжения, кВ;

Sном С -мощность КЗ энергосистемы.

Рис.3.1. Расчетная схема замещения

Сопротивление проводов и кабелей можно рассчитать по формуле:

, (3.8)

где r0 - активное сопротивление провода;

х0 - реактивное сопротивление провода;

l - длина воздушной линии.

Для провода АС185/29 r0=0,14 Ом/км, х0=0,39 Ом/км, l = 1 км:

Для кабеля КГЭ-ХЛ 3x95 r0=0,33 Ом/км, х0=0,06 Ом/км, l = 0,2 км:

Сопротивление силового трансформатора:

, (3.9)

где uk - напряжение короткого замыкания (см. табл. 2.3 и табл.2.4);ном - мощность трансформатора (см. табл. 2.3 и табл.2.4).

Сопротивление трансформатора ТМ-2500/6 /0,69:

Ом.

Преобразованная схема замещения представлена на рис. 3.2

Рис.3.2. Преобразованная схема замещения

Сопротивление КЗ будет равно сумме сопротивлений от сопротивления системы до точки КЗ:

Xk = Σ(Xc..Xn) (3.10)

Действующее значение тока КЗ (для момента начала КЗ t=0 с) в точке можно найти по формуле:

, (3.11)

где Xk - сопротивление цепи питания точки КЗ.

Найдем ударный ток КЗ:

, (3.12)

где kуд=1,8 - ударный коэффициент.

Двухфазное КЗ является несимметричным, поэтому для определения начального действующего значения тока Iк(2), при двухфазном КЗ в точке К-1 необходимо знать не только сопротивления прямой, но и сопротивления обратной последовательности элементов расчетной схемы, но в нашем случае - в целях упрощения расчетов сопротивления элементов схемы замещения обратной последовательности, принимаются равными сопротивлениям схемы замещения прямой последовательности (х1к = х2к), тогда для точки К-1:

(3.13)

Определим токи КЗ в точке К1:

XKmax = XCmax + XВЛ = 0,061 + 0,414 = 0,475

А.

Остальные расчет проделаем аналогичным образом, результаты расчетов токов КЗ занесем в табл. 3.2

Таблица 3.2

Результаты расчета токов КЗ

Точка КЗ	Xk	Iк(3), А	iуд, А	Iк(2), А
К-1	0,475	7293	6316	18565
К-2	0,542	6391	5535	16270
К-3	2,502	1385	1199	3524
К-4	3,682	941	815	2395
К-5	3,615	958	830	2439

3.5 Выбор шин

В качестве сборных шин выбраны алюминиевые шины прямоугольного сечения размером 30х4 мм. Длительно допустимый ток при одной полосе на фазу составляет Iдоп =365 А. Условие выбора:

Проверим шины на электродинамическую стойкость к токам КЗ. Шину, закрепленную на изоляторах, можно рассматривать как многопролетную балку. Наибольшее напряжение в металле при изгибе:

(3.14)

где М - изгибающий момент, создаваемый ударным током КЗ, Нм;

W - момент сопротивления, м3.

Изгибающий момент для равномерно нагруженной многопролетной балки равен:

(3.15)

где F - сила взаимодействия между проводниками при протекании по ним ударного тока КЗ, Н;

- расстояние между опорными изоляторами,

Момент сопротивления при расположении шин плашмя:

(3.16)

где b, h - соответственно узкая и широкая стороны шины, м.

м3

Наибольшее электродинамическое усилие:

(3.17)

где - расстояние между токоведущими шинами, = 0,35 м;

- коэффициент формы, =1,1.

Проверим для точки К-1:

Для точки К-2 проверять не будем, поскольку ударный ток в ней меньше на 20%.

Тогда изгибающий момент для равномерно нагруженной многопролетной балки определим по формуле (3.45):

Н·м

Тогда наибольшее напряжение в металле при изгибе:

МПа

Допустимое напряжение при изгибе для алюминиевых шин 70 МПа.

σ = 2,5 МПа ≤ σдоп = 70 МПа

Следовательно, выбранные шины удовлетворяют условиям электродинамической стойкости.

Для проверки возможности возникновения механического резонанса в шинах определим частоту свободных колебаний шин:

(3.18)

где - пролет шины, =1,1 м;

- модуль упругости материала шин, для алюминия =7,21010 Н/м2;

- масса единицы длины шины, = 0,802 кг/м;

- момент инерции сечения шин относительно оси изгиба.

(3.19)

Гц

Т. к. > 50 Гц, то явление резонанса не учитываем.

Таким образом, выбранные шинопроводы и сборные шины удовлетворяют условиям электродинамической стойкости.

Проверим шины на термическую стойкость к токам КЗ.

Минимально допустимое сечение алюминиевых шин:

(3.20)

где - периодическая составляющая тока КЗ в точке КЗ;

- приведенное время КЗ.

(3.21)

где - время действия апериодической составляющей времени КЗ;

- время действия периодической составляющей времени КЗ.

Для времени отключения КЗ и β” = 1:

Отсюда термически стойкое сечение шин:

мм2

Выбранные шины удовлетворяют условиям термической стойкости, т.к. Fш * Fт, или 30*4 =120 мм2 * 69 мм2

3.6 Выбор выключателей

Высоковольтные выключатели выбираются:

· по напряжению (Uc ≤ Uном);

· по номинальному току отключения (Iп0 ≤ Iоткл);

· по термической стойкости (Bк ≤ I∞2tп);

· по электродинамической стойкости (iуд ≤ iдин).

Расчетные величины необходимые для выбора высоковольтных выключателей КРУН КТПН сведены в табл. 3.2.

Номинальный ток отключения, для выключателя - это ток КЗ (Iп0), который находится по табл. 3.1

Далее находим тепловой импульс для выключателя Q1.

, (3.22)

где Iп0=7,2 кА - действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке К-1;

tоткл=0,16 с - время отключения вводного выключателя;

кА2с

Поскольку требования предъявляемые к выключателю Q1 самые высокие, остальные выключатели выберем по тем же параметрамДля КРУН и КТПН выберем выключатели внутренней установки - типа ВВ/TEL-10-20/630.

Таблица 3.3

Выбор высоковольтных выключателей

Место установки выключателя по рис. 1.1	Тип выключателя	Условия выбора	Расчетные данные сети	Каталожные данные выключателя
Q1..Q4	ВВ/TEL-10-12,5/630	Uc ≤ Uном Iрасч ≤ Iном Iк ≤ Iоткл iуд ≤ iдин Bк ≤ I∞2tп	6 кВ 300 А 7,2 кА 18,5 кА 8,2кА2с	10 кВ 630 А 12,5 кА 32 кА 2400 кА2с

3.7 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производим на основе сравнения расчетных и каталожных данных, для чего составим табл.3.4 [2].

Таблица 3.4

Выбор разъединителей

Место установки	Тип разъединителя	Условия выбора	Расчетные данные сети	Каталожные данные разъединителя
Вне помещения	РЛНД-1-10-400 У1	Uc ≤ Uном Iрасч ≤ Iном iуд ≤ iдин Bк ≤ It2t	6 кВ 300 А 18,5 кА 8,2 кА2·с	10 кВ 400 А 25 кА 4000 кА2·с
Внутри помещения	РВ-10/630	Uc ≤ Uном Iрасч ≤ Iном iуд ≤ iдин Bк ≤ It2t	6 кВ 300 А 18,5 кА 8,2 кА2·с	10 кВ 630 А 20 кА 4000 кА2·с

3.8 Выбор ограничителей перенапряжения

На стороне низшего напряжения 6кВ выбираем ОПНп-6/29 У1, минимальное пробивное напряжение Uпр=6,9 кВ, максимальное Uпр=12,9 кВ.

3.9 Выбор трансформаторов тока

Для выбора трансформаторов тока составим табл. 3.5 [2].

Таблица 3.5

Выбор трансформаторов тока

Место установки	Тип трансфор-матора тока	Условия выбора	Расчетные данные сети	Каталожные данные трансформа-тора тока
КРУН-6 кВ, КТПН-6кВ на ввод и отходящие линии	ТОЛ-10-0,5/10Р-300/5	Uc ≤ Uном	6 кВ	10 кВ
		Iрасч ≤ I1ном	300 А	300 А
		iуд ≤ iдин	7,2 кА	30 кА
		8,2 кА2/с1656 кА2/с
		K		60

3.10 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбирают по номинальному первичному напряжению, классу точности, схеме соединения обмоток и конструктивному исполнению. Условия выбора, расчетные и каталожные данные приведены в табл. 3.6 [2].

Таблица 3.6

Выбор трансформаторов напряжения

Место установки	Тип трансфор-матора тока	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
КРУН-1 6 кВ	НАМИ-6	Uном ≥ Uсети Sном ≥ S2	6кВ -	6 кВ 100 ВÌА

3.11 Выбор предохранителей

Плавкими предохранители обеспечивают защиту трансформаторов напряжения. Для их защиты выберем предохранители типа ПКТ 101-6-10-16 У1, технические данные которого представлены в табл. 3.7 [2].

Таблица 3.7

Выбор предохранителей

Параметры	Условия выбора	Каталожные данные
Номинальное напряжение, кВ	Uном ≥ Uсети	6
Номинальный ток, А	Iрасч ≤ Iном	10
Номинальный ток отключения, кА	Iк ≤ Iоткл	16

3.12 Выбор трансформатора собственных нужд

Для обеспечения собственных нужд подстанции выберем 2 трансформатора марки ТМ-100/6.

Параметры выбранного трансформатора:

Uном=6 кВ, Sном=100 кВ·А.

. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

4.1 Защита сетей 6Кв

Для обеспечения нормальной работы подстанции буровой установки предусмотрены релейные защиты трансформаторов, воздушных и кабельных линий и другого оборудования, входящего в состав сети. Питание оперативных цепей защит, автоматики, управления и сигнализации осуществляется от трансформаторов собственных нужд.

Согласно ПУЭ для трансформаторов предусмотрены защиты от:

многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

однофазных замыканий в обмотках;

витковых замыканий;

внешних КЗ;

перегрузки;

пониженного уровня масла.

Для защиты линий предусматриваются защиты от:

многофазных замыканий;

однофазных замыканий на землю.

Защиту от многофазных замыканий исполняют в двухфазном исполнении. На линии с односторонним питанием устанавливают 2-х ступенчатую защиту. Первая ступень - токовая отсечка, вторая ступень - МТЗ. Если указанные защиты не обеспечивают селективность и необходимую чувствительность, то применяют дистанционную или дифференциальную защиту.

Несмотря на высокую надежность выполнения сборных шин подстанций и редкость возникновения на них коротких замыканий, необходимо учитывать, что повреждение сборных шин связанно с перерывом электроснабжения всех потребителей, подключенных к данным шинам.

Размеры повреждений во многом зависят от того, на сколько быстро произведено отключение сборных шин

Защита сборных шин подстанций в сетях с заземленной нейтралью выполняется от междуфазных замыканий, однофазных и многофазных замыканий на землю.

На подстанции могут возникать перенапряжения. Для защиты от перенапряжений применяются молниеотводы, вентильные и трубчатые разрядники, ограничители перенапряжения

4.2 Функциональные особенности микропроцессорных устройств

Для защиты, управления, автоматики, сигнализации сети выберем микропроцессорные цифровые устройства (далее терминалы) производства «Schaeder Автоматизация».

Применение терминалов позволяет, кроме необходимого набора защит и автоматики, использовать широкий набор дополнительных функций, имеющийся в терминалах. Отличием цифровых терминалов защиты и автоматики является цифровая обработка информации, постоянный контроль исправности устройств в целом и возможность прямого включения таких устройств в системы АСУ ТП электроснабжения без дополнительных элементов обработки информации. Кроме того, терминалы не требуют традиционного обслуживания и регулировок, повышают надежность работы устройства в целом и сокращают затраты на обслуживание.

Отдельный терминал представляет комплект необходимых элементов для защиты и управления силовых трансформаторов, отходящей линии 6кВ, секционного выключателя, шинного трансформатора напряжения, вводного выключателя, с выдачей управляющих воздействий на силовой выключатель по цепи включения и отключения, также выдачу сигналов на схему звуковой и световой сигнализации.

Конструктивно терминал выполнен в виде двухъярусной кассеты, установленной в закрытом металлическом корпусе. На задней стороне корпуса терминала расположены разъемы подключения оперативных цепей сигнализации и питания терминала, а также клеммник подключения цепей тока и разъем последовательного порта для подключения терминала в информационную сеть АСУТП или к персональному компьютеру, для настройки уставок защиты, логики работы устройств.

Все цепи РЗА, включая промежуточные реле оперативных цепей и цепей сигнализации, являются необслуживаемыми элементами с точки зрения механических и электрических регулировок.

Кроме отключения выключателя от защиты терминала, в схему управления выключателя посредством воздействия на приемные реле терминала могут быть введены сигналы устройств РЗА (АЧР, блокирование защиты по напряжению, защиты возбудительных устройств и др.).

Приемные и логические цепи терминала защищены от электромагнитного влияния электроустановок и не требуют специальных мер исключения ложной работы при эксплуатации.

Срабатывание терминала на отключение или на сигнал от собственных защит, или при внешнем воздействии, фиксируется светодиодной сигнализацией с сохранением информации при сбоях оперативного питания. Выставление уставок и логики работы защиты и автоматики терминала, а также просмотр параметров аварийного режима, просмотр состояния (срабатывания) приемных и выходных реле терминала, сигнализация аварийного режима, производится с помощью кнопок на лицевой панели, расположенной в верхней части терминала.

4.3 Защита, управление, автоматика и сигнализация силовых трансформаторов

Защита, управление, автоматика и сигнализация каждого силового трансформатора осуществляется микропроцессорным устройствам, устанавливаемым на одной панели.

Панель с размещенными на ней микропроцессорам и другим вспомогательным оборудованием, полной заводской готовности поставляются ООО «Автоматизация».

Установленный терминал SPAC-810 Т реализует следующие функции:

· управление силовым выключателем;

· готовую защиту силового трансформатора первой и второй ступени с действием на отключение или сигнал;

· газовую защиту устройства РПН с действием на отключение;

· резервную МТЗ с блокировкой по напряжению;

· автоматическое включение охлаждения трансформатора;

· автоматическое повторное включение (АПВ).

4.4 Защита, управление, автоматика и сигнализация основных присоединений

В шкафах выключателей вводов устанавливается терминал серии SPAC-810В, который реализует следующие функции:

· максимальную токовую защиту (далее МТЗ) с пуском по напряжению;

· защиту от потери питания с контролем частоты и направления мощности;

· логическую защиту сборных шин 6кВ;

· защиту от дуговых замыканий на шинах6кВ;

· устройство резервирования отказа выключателей (далее УРОВ);

· отключение по внешнему входу от защит силовых трансформаторов подстанции;

· отключение защитой минимального напряжения;

· автоматическое повторное включение (далее АПВ);

· автоматический возврат схемы после действия АВР;

· измерение тока и напряжения.

В шкафах отходящих линий на КТП и ВЛ устанавливаются терминалы серии SPAC-810Л, который реализует следующие функции:

· токовую отсечку;

· МТЗ;

· защиту несимметричного режима;

· защиту от замыканий на землю;

· УРОВ;

· защиту от дуговых замыканий на шинах 6кВ;

· измерение тока.

В шкафу трансформатора напряжения устанавливаются терминал SPAC-810Н, которые реализуют следующие функции:

· защиту минимального напряжения 1 и 2 ступени;

· контроль напряжения на шинах 6кВ;

· устройство АЧР 1 и 2 ступени;

· измерение напряжения на шинах 6кВ.

4.5 Центральная сигнализация

Для центральной сигнализации аварий и неисправностей на силовых трансформаторах и в КРУН используется устройство сбора и передачи данных с блоками аварийной сигнализации типа БМРЗ производства НТЦ «Механотроника», которое устанавливается на панели.

На БМРЗ выводятся сигналы с панели защиты трансформаторов ТМ-2500/6, ТМ-630/6, КТПН,КРУН, и устройств АУОТ:

· аварийное отключение силового выключателя;

· неисправность цепей управления и цифровых терминалов панели;

· вызов дежурного персонала при неисправности;

· управление силовым выключателем блокировано;

· давление элегаза силового выключателя понижено;

· перегрев масла трансформатора;

· понижение уровня масла трансформатора;

· неисправность цепей охлаждения трансформатора;

· понижение уровня масла в баке РПН;

· перегрузка трансформатора.

· неисправность устройств SPAC;

· аварийное отключение выключателе;

· сигнализация неисправности на секций шин;

· земля в сети на секции шин;

· АВР и АПВ выведены из работы;

· неисправность АУОТ.

4.6 Расчет уставок МПЗ силового трансформатора ТМ-2500/6/0,4

Для трансформаторов предусматриваются устройства релейной защиты от многофазных коротких замыканий в обмотках и на их выводах, витковых замыканий в обмотках, от внешних КЗ, перегрузки и понижения уровня масла. Это достигается установкой максимальной токовой защиты (МТЗ), газовой и дифференциальной защит.

4.6.1 Расчет МТЗ

Найдем наибольший рабочий ток:

(4.1)

Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от наибольшего рабочего тока:

(4.2)

Ток срабатывания реле:

(4.3)

Коэффициент чувствительности:

(4.4)

Исходные данные и результаты расчетов и занесем в табл. 4.1

Таблица 4.1

Данные для расчета уставок МТЗ

ПАРАМЕТРЫ	ФОРМУЛЫ	ЗНАЧЕНИЯ
Максимальный рабочий ток трансформатора, А	240
Коэффициент надежности	1,1
Коэффициент возврата реле	0,95
Ток срабатывания защиты, А	278
Схема соединения Вторичных обмоток трансформаторов тока	-	Y
Коэффициент схемы соединения обмоток трансформаторов тока	1
Коэффициент трансформации трансформаторов тока	300/5=60
Ток срабатывания реле	4,6

Коэффициент чувствительности (Iк.мин=73,3А) 1385/278=

=4,3

КЧ=4,3≥1,5

Следовательно МТЗ удовлетворяет условию чувствительности.

4.6.2 Расчет дифференциальной защиты

Для защиты от междуфазных замыканий применим дифференциальную защиту.

Определяем номинальные токи трансформатора:

(4.5)

Ток срабатывания защиты выбирают по двум условиям:

а) отстройки от броска тока намагничивания при включении силового трансформатора:

(4.6)

б) отстройки от тока небаланса при внешних КЗ

Ток небаланса:

(4.9)

Коэффициент чувствительности определим по формуле (3.4). При этом он должен быть больше, либо равен 2.

КЧ≥2

Исходные данные и результаты расчетов и занесем в табл. 4.2

Таблица 4.2

Данные для расчета уставок дифференциальной защиты

Параметры	Формулы	Значение
Первичный номинальный ток трансформатора, А	240
Ток короткого замыкания, А		1385
Коэффициент отстройки		1,1
Коэффициент однотипности трансформаторов		1
Коэффициент влияния апериодической составляющей		1
Относительная погрешность трансформаторов тока		0,1
Относительная погрешность обусловленная РПН		0,1
Относительная погрешность обусловленная неточностью задания номинальных токов сторон		0,04
Отстройки от броска тока намагничивания		264
Отстройка от тока небаланса при внешних КЗ		366
Схема соединения Вторичных обмоток трансформаторов тока (далее ТТ)	-	Y
Коэффициент схемы включения реле	КСХ	1
Коэффициент трансформации ТТ	KТТ	300/5=60
Ток срабатывания реле		6,1
Коэффициент чувствительности		1200/366 =3,3

КЧ=3,3≥2

Дифференциальная защита полностью удовлетворяет условию чувствительности.

4.6.3 Газовая защита трансформатора

Все трансформаторы мощностью 2500 кВА и более [7] имеют газовую защиту, которая реагирует на все виды его внутренних повреждений, а также действует при утечке масла из бака. Схема газовой защиты приведена на рис.4.1 В качестве газового реле используем реле РГЧ - 65.

Рис. 4.1 Схема газовой защиты трансформатора

буровой мощность напряжение трансформатор

Схема работает следующим образом: при незначительных повреждениях объем выделяющихся газов и скорость их выделения не велики, слабое газообразование сопровождается накоплением газов под крышкой реле и вытеснением оттуда масла. В результате этого верхний поплавок замыкает свой контакт KSG1 в цепи сигнала. При коротком замыкании, когда возникает турбулентное движение масла, или при утечке масла замыкаются контакты нижнего поплавка KSG2 и защита без выдержки времени отключает выключатели.

4.7 Расчет уставок микропроцессорных защит

Сети, напряжением 6 - 35 кВ выполняются с изолированной нейтралью. Для таких линий предусматривается защита от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.

Защита включает в себя две ступени:

- токовая отсечка (ТО);

- максимальная токовая защита (МТЗ).

4.7.1 Расчет МТЗ

Ток срабатывания защиты равен:

, (4.10)

Где КН - коэффициент надежности, КН=1,1;

КСЗП - коэффициент самозапуска нагрузки, КСЗП =2,5;

КВ - коэффициент возврата реле, для цифровых реле, КВ =0,98;

Iраб.макс - максимальный рабочий ток защищаемой линии.

Для согласования чувствительности защит последующих и предыдущих элементов ток срабатывания последующей защиты выбирается по выражению:

, (4.11)

где kн.с.=1,1 - коэффициент надежности согласования для SPAC,р=1 - коэффициент токораспределения.

Ток срабатывания реле:

(4.12)

где КСХ - коэффициент схемы;

КI - коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Коэффициент чувствительности для МТЗ:

, (4.13)

где - ток двухфазного КЗ в конце зоны защиты в минимальном режиме работы энергосистемы.

Результаты расчетов занесены в таблицу 4.3.

4.7.2 Токовая отсечка

Селективность токовой отсечки мгновенного действия обеспечивается выбором ее тока срабатывания большим, чем максимальное значение тока КЗ при повреждении в конце защищаемой линии электропередач или на конце НН защищаемого понижающего трансформатора:

, (4.14)

где kн=1,1..1,15 - коэффициент надежности для цифровых реле.

При расчете токовой отсечки линии электропередачи, по которой питается несколько трансформаторов, необходимо в соответствии с условием (4.14) обеспечить несрабатывание отсечки при КЗ за каждым из трансформаторов на ответвлениях от линии и дополнительно проверить надежность несрабатывания отсечки при суммарном значении бросков тока намагничивания всех трансформаторов, подключенных как к защищаемой линии, так и к предыдущим линиям, если они одновременно включаются под напряжение. Условие отстройки отсечки от бросков тока намагничивания трансформаторов имеет вид:

(4.15)

где - максимальный рабочий ток защищаемой линии.

Ток срабатывания реле определяется по формуле (4.2)

Коэффициент чувствительности:

(4.16)

Таблица 4.3

Расчет уставок МПЗ

Защищаемый элемент	Типы защит	Напр, кВ	Ток, А	Условия отстройки	Коэф Транс.	Коэф сх.тр. тока Ксх	Принятая уставка по току, А		Уставка по вр., с	Тип реле	Коэф чувств Kч
							Перв	Втор
Ввод КРУН-2 6 кВ	МТЗ	6	300	От ном. тока нагр. линии	300/5	1	347	5,8	0,7	SPAC 810Л	16
Ввод КРУН-1 6 кВ	МТЗ	6	300	От ном. тока нагр. линии	300/5	1	347	5,8	0,9	SPAC 810Л	18
Ввод КТПН 6 кВ	МТЗ	6	60	От ном. тока нагр. линии	300/5	1	69	1,2	0,7	SPAC 810Л	12

. РЕГУЛИРУЕМЫЙ ЭЛЕКТРОПРИВОД

5.1 Достоинства регулируемого электроприводом

Практика показывает, что применение регулируемого привода в промышленности позволяет:

· комплексно автоматизировать систему, тем самым повышая производительность труда и снижая фонд заработной платы обслуживающего и дежурного персонала,

· уменьшить влияние «человеческого фактора» на работу системы, тем самым уменьшив количество аварийных ситуаций;

· уменьшить расходы на покрытие ущерба за счет резкого уменьшения числа аварийных ситуаций;

· уменьшить расходы на профилактический и капитальный ремонт оборудования за счет резкого уменьшения числа аварийных ситуаций;

· экономить электроэнергию, регулируя мощность электропривода в зависимости от необходимости (эффект экономии 20-50 %).

5.2 Статические преобразователи частоты

Базовыми элементами асинхронного частотно-регулируемого электропривода являются управляемый преобразователь частоты ПЧ (UZF), питающийся от промышленной сети напряжением Uс и частотой fс и асинхронный двигатель АД (М), питающийся от ПЧ (рис.5.1). При необходимости согласования мощности и входных напряжений питания собственно ПЧ с сетью между ними может устанавливаться согласующий трансформатор TV1. Для ограничения токов короткого замыкания и перенапряжений на входе ПЧ могут устанавливаться токоограничивающие реакторы L1 и дополнительные RC - фильтры Ф1. При необходимости согласования выходного напряжения ПЧ и цепи питания М (например, для высоковольтных электрических машин) между ними могут устанавливаться согласующие трансформаторы TV2. При значительном удалении двигателя от преобразователя (при длине кабельной связи между ними более 50 м, а для ряда преобразователей и более 200 м) на выходе ПЧ для ограничения перенапряжений на его выходных силовых полупроводниковых элементах устанавливаются фильтрующие дроссели L2, а также помехоподавляющие RC-фильтры Ф2.

Рис.5.1. Состав силовой части системы ПЧ-АД

Выходные частота f1 и фазное напряжение U1 (или ток I1) ПЧ определяются соответственно сигналами управления uf и uu. Изменением частоты f1 и напряжения U1 (или тока I1) обеспечивается регулирование основных координат АД (тока, электромагнитного момента М, угловой скорости ).

Наибольшее распространение получили две группы управляемых полупроводниковых ПЧ:

) преобразователи со звеном постоянного тока и автономным инвертором АИ (напряжения АИН или тока АИТ);

) преобразователи с непосредственной связью питающей сети и нагрузки ПЧНС (без модуляции и с широтно-импульсной модуляцией выходного напряжения).

Преобразователь по системе ПЧ-АД состоит из трех силовых блоков: управляемого или неуправляемого выпрямителя UZ1, силового фильтра Ф (C или LC типа) в звене постоянного тока и автономного инвертора UZ2 рис.5.2,а, рис.5.3,а. АИ может быть выполнен либо на основе однооперационных тиристоров с искусственной их коммутацией, либо на запираемых (GTO) тиристорах, либо на полностью управляемых силовых транзисторах (чаще всего на базе IGBT-модулях, содержащих транзистор с изолированным затвором и шунтирующий его силовой диод).

АИН рис.5.2,а является источником напряжения. Благодаря емкости С фильтра Ф и обратным диодам VD1-VD6, подключенным параллельно силовым ключам VT1-VT6, при работе АИН на активно-индуктивную нагрузку, к числу которой относится АД, обеспечивается обмен реактивной энергией между АД и звеном постоянного тока. Они обеспечивают непрерывность цепи тока в обмотках М при отключении их от источника питания в процессе коммутации и возврат запасенной магнитной энергии в конденсатор фильтра.

а)

б) в)

Рис.5.2. Схема силовой части АИН (а) и диаграммы его выходных напряжений при АИМ (б) и ШИМ (в)

Выходное напряжение АИН может регулироваться двумя способами:

) при управляемом выпрямителе UZ1 изменением напряжения в звене постоянного тока, когда инвертору отводится роль лишь коммутатора фаз, формирующего требуемую частоту (АИН с амплитудно-импульсной модуляцией АИМ);

) при неуправляемом выпрямителе - широтно-импульсным регулированием напряжения в инверторе за счет модуляции напряжения несущей частоты (частоты коммутации силовых ключей) сигналом требуемой частоты (АИН с широтно-импульсной модуляцией ШИМ). Диаграммы выходных фазных напряжений U и первых их гармоник U1 для АИН с АИМ и с ШИМ показаны соответственно на рис.5.2, б и рис.5.2, в.

В ПЧ с АИН отсутствует рекуперация энергии в питающую сеть. При необходимости возврата энергии в сеть питания входной выпрямитель в ПЧ с АИН должен быть реверсивным и управляемым (на рис.5.2,а изображен пунктиром). При отсутствии подобного выпрямителя для обеспечения режима динамического торможения АД параллельно фильтру Ф устанавливается узел сброса энергии ЕS на основе ключа VT7 и силового резистора R. При превышении допустимого напряжения на выходе фильтра ключ VT7 открывается и обеспечивает разряд конденсатора на резистор R.

В ПЧ с АИТ (рис.1.3, а) управляемый преобразователь UZ1 работает в режиме источника тока, а инвертор UZ2 обеспечивает коммутацию обмоток статора АД силовыми ключами VT1-VT6. Главные технические отличия ПЧ с АИТ от ПЧ с АИН в наличии индуктивного L  фильтра и отсутствии емкостного фильтра на выходе выпрямителя, отсутствии обратных диодов, шунтирующих силовые ключи, и наличии конденсаторов C1, C2, С3 на выходе инвертора, являющихся источником реактивной энергии для нагрузки преобразователя частоты.

а) б)

Рис.5.3. Схема силовой части АИТ (а) и диаграммы его выходного тока (б)

При переходе АД в генераторный режим изменяется направление его ЭДС и инвертор, который переходит в режим выпрямителя стремиться увеличить ток Id в звене постоянного тока. Однако за счет отрицательной обратной связи по току Id (датчик тока UA на рис.5.3,а) преобразователь UZ1 переводится в режим инвертора, ведомого сетью, сохраняя прежнее направление и значение Id и обеспечивая тем самым режим рекуперативного торможения АД. Диаграммы выходного фазного тока I АИТ и первой его гармоники I1 даны на рис. 5.3,б.

К достоинствам преобразователей по системе ПЧАИ относятся:

· высокий диапазон частот выходного напряжения АИН (практически от 0 до 1500 Гц), ограничиваемый лишь частотой коммутации и коммутационными потерями в силовых ключах автономного инвертора (для АИТ максимальная выходная частота тока до 100 -125 Гц);

· низкий уровень гармонических составляющих напряжения или тока статора двигателя и тока, потребляемого из сети питания;

· высокий коэффициент мощности (до 0,95  0,98) в преобразователях с неуправляемым выпрямителем. В случае применения управляемого выпрямителя коэффициент мощности меньше и близок коэффициенту мощности в системах тиристорный преобразователь - двигатель постоянного тока;

· относительно небольшое число силовых ключей преобразователя (по сравнению с ПЧНС) и более простая схема их управления, не требующая синхронизации с питающей сетью;

· для АИТ возможность рекуперации энергии в сеть и безаварийность режима короткого замыкания по выходу.

К недостаткам подобных преобразователей следует отнести:

· двукратное преобразование энергии (с переменного напряжения питающей сети на постоянное напряжение выпрямителя, а затем с постоянного на переменное выходное напряжение инвертора), что снижает результирующий КПД преобразователя частоты (до 0,94 0,96);

· зависимость (для тиристорных ключей АИ) условий их искусственной коммутации от cos  и уровня нагрузки двигателя;

· для АИН отсутствие (без дополнительной управляемой инверторной группы в блоке выпрямителя UZ1) возврата энергии в питающую сеть преобразователя, что ограничивает быстродействие регулирования скорости АД в тормозных его режимах, высокие требуемые значения емкости фильтра Ф и, соответственно, большие габариты конденсаторной батареи;

· для АИТ невозможность работы на групповую нагрузку, существенные масса и габариты реактора фильтра Ф, наличие коммутационных перенапряжений на силовых ключах, более низкий cos по сравнению с АИН с ШИМ и неуправляемым входным выпрямителем.

Основу ПЧНС составляют управляемые реверсивные выпрямители в каждой из фаз АД. На рис.5.4,а дан пример трехфазного с нулевой схемой выпрямления ПЧНС. Силовыми ключами выпрямителей К1.1 - К3.3 могут быть встречно включенные тиристоры VS, запираемые GTO тиристоры, либо полностью управляемые силовые транзисторы VT (IGBT-модули) рис.5.4, б, в. Формирование выходного напряжения или тока ПЧНС производится из отрезков кривых напряжения питающей сети за счет циклического подключения нагрузки на определенные интервалы времени к различным фазам питающей сети.

Для тиристорных ключей ПЧНС воздействуя сигналом управления uу на уровень и частоту изменения углов управления выпрямителей так, чтобы средние за полупериод питающей сети значения напряжений выпрямителей U изменялись в течение полупериода выходного напряжения по синусоидальному закону, можно регулировать частоту и амплитуду их средних выходных напряжений U1 рис.5.4, г. При полностью управляемых ключах ПЧНС возможна широтно-импульсная модуляция выходного напряжения или тока I1 (при наличии обратной связи по току) каждого из выпрямителей рис.5.4, д

а) б) в)

г) д)

Рис.5.4. Схема силовой части ПЧНС (а), варианты его силовых ключей (б, в) и диаграммы выходных напряжений (г) и тока (д)

К достоинствам ПЧНС относятся:

· однократное преобразование энергии и, следовательно, высокий КПД (от 0,95 до 0,97);

· реверсивный режим работы выпрямителей и, соответственно, свободный двухсторонний обмен реактивной и активной энергией между питающей преобразователем сетью и электрической машиной. В итоге с помощью ПЧНС обеспечиваются все возможные энергетические режимы работы машин переменного тока, включая и режим рекуперативного торможения;

· для однооперационных тиристоров естественный режим коммутации за счет напряжения питающей сети, что повышает надежность работы подобных преобразователей;

· устойчивый режим работы на нагрузку с любым cos ;

· возможность реализации весьма низких частот выходного напряжения преобразователя;

· возможность за счет параллельного соединения вентильных групп технической реализации преобразователей частоты большой мощности (до десятков МВт).

К недостаткам ПЧНС следует отнести:

· ухудшение формы выходного напряжения при увеличении частоты, и тем самым заметное, особенно для ПЧНС на основе однооперационных тиристоров, ограничение верхнего диапазона частоты выходного напряжения, обусловленное дискретностью и несущей частотой выходного напряжения до f.max  mfс / (810), где m  пульсность выпрямления преобразователя. Для ПЧНС с ШИМ возможна реализация более высоких частот выходного тока;

· сравнительно большое число силовых полупроводниковых элементов и для однооперационных тиристоров необходимость жесткой синхронизации схемы управления ими с питающей сетью;

· низкий (по сравнению с АИН) коэффициент мощности, и особенно при уменьшении амплитуды выходного напряжения преобразователя в области малых частот.

Применение ПЧНС наиболее рационально в высокодинамичных электроприводах с тяжелыми технологическими режимами (например, в горно-добывающей, металлургической, строительной промышленности), а также в приводах большой мощности.

Технические характеристики преобразователей частоты и частотно-регулируемых электроприводов на их основе производства основных зарубежных и Российских фирм представлены в таблице 5.1.

Характеристики системы ПЧ-АД в большой мере связаны с применяемым видом ПЧ, хотя и имеют ряд общих показателей. Для их оценки пользуются понятием управляемого идеализированного ПЧ со следующими свойствами:

· это источник синусоидального напряжения или тока, число фаз которого равно числу фаз АД;

· обеспечивается двусторонний обмен энергией между питающей сетью и АД;

· внутреннее сопротивление выходной цепи одной фазы ПЧ, реально включающее в себя активное сопротивление Rп и индуктивность Lп, за счет отрицательных обратных связей по напряжению или току ПЧ стремиться к нулю (для источников напряжения) или к бесконечности (для источников тока);

· по цепям управления это безинерционное звено с линейным коэффициентом усиления по напряжению (току) и частоте.

Таблица 5.1

Характеристики частотных преобразователей

Фирма-производитель	Номинальная мощность Рн , кВт	Номинальное напряжение Uн , В	Тип ПЧ
Siemens	2,2 - 5000	200 - 930	АИН-ШИМ
Alstom, Alspa MD2000	22 -7880	380 -1600	АИН, НПЧ
Hitachi J-300	5,5-132	380	АИН-ШИМ
Hivectrol-VSI-M Hivectrol-VSI-L	800-4000 20000	820 3600	
Emotron АВ	0,75 -315	100 -500	
Danfoss-VLT	1,1-200	500	
Allen-Bradley	0,5 -600	220 -600	
Omron	1,1-120	380	
Reliance Electric	1,1-132	500	
Mitsubishi Electric	0,2-375	380	
ABB	11-315	690	
Универсал	0,5 -160	380	
Триол	7,5-5000	380; 6000	
ОАО "Выпрямитель" Саранск	10,5-415	380	

5.3 Выбор управляемых выпрямителей, преобразователей частоты, системы управления приводом

Для значительного повышения производительности труда необходимо, чтобы управление всеми технологическими операциями можно было автоматизировать. Это означает, что система управления буровой должна быть комплексной, то есть включать в себя:

1. Систему управления двигателями постоянного и переменного тока

2. Автоматизированную систему управления технологическими процессами

3. Терминалы ручного управления

Есть достаточное количество фирм , предлагающих подобные решения. Остановимся на компании Bentec Gmbh Drilling & Oilfield systems. Она предлагает набор законченных решений для комплектования буровой установки. В него входят:

1. Модульное комплексное тиристорное устройство (КТУ). Укомплектуем его модулями оперативного питания; модулями управляемых выпрямителей, для управления двигателями буровых насосов, двигателя ротора, двигателя буровой лебедки; модулем частотного преобразователя для управления двигателями СВП; модулем тормозных сопротивлений; автоматизированной системой компенсации реактивной мощности с батареями статических конденсаторов

2. Автоматизированной системой управления двигателями 0,4 кВ, как то: регулятор подачи долота, вспомогательная лебедка, насосы, вентиляторы, мешалки, сепараторы дегазаторы, пескоотделители и прочая нагрузка

3. Модемы, для передачи информации и приема управляющих команд.

4. Терминалы приема информации и передачи управляющих команд

. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

6.1 безопасность работающих

Безопасность труда в большей степени зависит от совершенства технологии добычи газа и уровня технической оснащенности предприятия.

В нефтегазовой промышленности при неправильной организации труда и при несоблюдении определенных профилактических мероприятий может иметь место вредное воздействие на человека нефтяных паров, газов и других веществ, применяемых или сопутствующих производственному процессу.

Многие технологические процессы в нефтяной и газовой промышленности осуществляются с применением токсичных веществ и образованием пыли. К группе токсичных относятся химические вещества, объединяемые в группу ядов, которые при неправильной организации производства могут привести к отравлениям или наркотическим действиям.

К числу факторов производственной сферы, представляющих потенциальную опасность можно отнести:

· неправильную организацию производственного процесса;

· движущиеся элементы;

· производственные вредности (недостаток освещения, газ,
несоответствующие условия микроклимата и др.);

· наличие взрывоопасных смесей и легко воспламеняющихся
материалов.

Чтобы максимально снизить риск получения производственных травм или профессиональных заболеваний необходимо: все работы организовывать согласно "Единой системы управления и охраны труда" (ЕСУОТ), "Правил технической эксплуатации электроустановок" (ПТЭ), "Правил технической безопасности при эксплуатации электроустановок" (ПТБ) и различных ведомственных норм и правил.

Концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должны превышать предельно допустимых норм в соответствии с ГОСТ 12.1.005 - 88 табл. 6.1

Таким образом безопасная эксплуатация электрооборудования для сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа обеспечивается строгим соблюдением технических условий, строительных норм и правил проектных решений, хорошим качеством строительно-монтажных работ, поддержанием необходимой герметичности оборудования и трубопроводов, предупреждением коррозии, своевременным устранением утечек, соблюдением сроков ремонтов и технических осмотров, постоянным надзором за исправностью оборудования.

Таблица 6.1

Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны

Вещество	Предельно допустимая концентрация, мг/м3	Класс опасности	Вещество	Предельно допустимая концентрация, мг/м	Класс опасности
Окислы азота	5	2	Сероводород	10	2
Окись углерода	20	4	Ртуть	0,01	1
Углеводороды алифатические предельные	300	4	Кальцинированная сода	2	4
Метил-меркаптан	0,8	2	Известь	5	4
Метанол	5	3	Силикат натрия	6	3
Каустическая сода	0,5	2	Цемент	6	4
Барит	6	4	Гематит	5	4
Сера	2	4	Серная кислота	1	2

6.2 Опасность поражения электрическим током

В процессе эксплуатации электрооборудования возможна некоторая вероятность прикосновения человека к токоведущим частям. Электротравмы возникают при контакте с токоведущими частями, при пробое электроизоляции и возникновения напряжения на нетоковедущих металлоконструкциях, при попадании в поле растекания тока в земле около упавших проводов или заземлителей (поражение шаговым напряжением).

Электрический ток, проходя через тело человека, может вызвать тяжелые травмы и смерть. Степень поражения определяется силой тока, частотой, длительностью и индивидуальными свойствами человека.

6.3 Пожарная безопасность

Буровая установка является достаточно опасным объектом в пожарном отношении. Это обусловлено тем, что газ и газовый конденсат горюч и способен воспламеняться при сравнительно невысоких температурах.

Проектом предусмотрен необходимый объем мероприятий по технике безопасности и охране труда, а также противопожарные мероприятия, обеспечивающие безопасную эксплуатацию запроектированных объектов.

Технологическая схема и комплектация основного оборудования гарантируют непрерывность производственного процесса за счет оснащения технологического оборудования системами автоматического регулирования, блокировки и сигнализации.

В целях обеспечения безопасности работающих на буровой, возникновение пожара контролируется датчиками сигнализации пожара. Для извещения персонала о возникновении пожара установлены лампы сигнализации, звуковой сигнал подается с помощью сирены.

В качестве средств первичного пожаротушения, для ликвидации пожара на его начальной стадии, используются: огнетушители, асбестовое полотно, кошма, ящики с песком, ведра, лопаты, багры и другие принадлежности пожарного инвентаря.

Все работники проходят специальную противопожарную подготовку в соответствии с «Положением о порядке обучения персонала безопасным методам работы». Противопожарная подготовка состоит из вводного и первичного противопожарного инструктажа и занятий по пожарно-техническому минимуму. Первичный инструктаж проводится на рабочем месте ответственным за пожарную безопасность объекта и преследует цель дать инструктируемым более глубокие знания о пожароопасности конкретных технологических процессов, установок, оборудования. После проведения инструктажа проводится проверка знаний и навыков, полученных инструктируемыми. Не прошедшие противопожарный инструктаж к работе не допускаются.

6.4 Гигиенические критерии оценки условий труда

Общая оценка условий труда в соответствии с методическими указаниями приведена в табл. 6.4

Таблица 6.4

Оценка условий труда по степени вредности и опасности

Фактор		Классы условий труда
		Оптим.	Допуст	Вредный				Опасн.
		1	2	3.1	3.2	3.3	3.4	4
Физический	1.Шум, дБ		X
	2.Вибрация, дБ		X
	З.ЭМИ (Е, В/м; Н, А/м; ППЭ, Вт/м2)		X
	4.Освещенность, лм/м2		X
	5.Микроклимат, °С		X
	б.Иониз. Излуч, Кл/кг		X
	7.Инфразвук, Гц		X
	8.Ультразвук, Гц		X
Тяжесть труда				X
Напряженность труда				X
Химический			X
Биологический			X

Дополнительные сведения по показателям тяжести и напряженности трудового процесса приведены в табл. 6.5 и табл. 6.6

Таблица 6.5

Классы условий труда по показателям тяжести

Показатели тяжести	Классы условий труда
	Оптим. 1	Допуст. 2	Вредный
			3.1	3.2	3.3
Физическая динамическая нагрузка, выраженная в единицу внешней механической работы, кгм		X
Масса поднимаемого и перемещаемого груза вручную, кг			X
Стереотипные рабочие движения (кол-во за смену)		X
Статическая нагрузка		X
Рабочая поза		X
Перемещение в пространстве, км		X

Таблица 6.6

Классы условий труда по показателям напряженности трудового процесса

Показатели напряженности	Классы условий труда
	Оптим. 1	Допуст. 2	Вредный
			3.1	3.2	3.3
Интеллектуальные наррузки		X
Сенсорная нагрузка		X
Эмоциональная нагрузка			X
Монотонность нагрузок		X
Режим работы	X

6.5 Заземляющее устройство

Конструкция искусственного заземляющего устройства выполняется на основе вертикальных электродов, объединенных соединительными полосами в единую конструкцию, к которой с помощью заземляющих проводников присоединяются электроустановки.

Все оборудование подстанции подлежит заземлению путем присоединения к заземляющему контуру подстанции. Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 4 Ом в любое время года, согласно ПУЭ.

6.6 Экологичность проекта

Технологические процессы, связанные с бурением скважин на нефть и газ сопровождаются выбросами в почву, водоемы, атмосферу значительных количеств производственных отходов, загрязняющих воду и воздух. Сброс загрязненных сточных вод приводит к уничтожению растительных и рыбных богатств, ограничивает возможность использования водоемов для питьевого и промышленного водоснабжения. На буровой утановке с целью предотвращения подобных явлений технологический процесс бурения протекает по замкнутому циклу, т.е. максимально сокращен сброс производственных сточных вод.

Линии электропередачи запроектированы с учетом нанесения минимального ущерба окружающей среде.

ВЛ проходят в коридорах коммуникаций, чем достигается минимальная площадь вырубки просеки леса. На заселенных участках трассы предусматривается вырубка просеки шириной, определенной ПУЭ-98 и требованиями ВСН № 14278ТМ-Т.1.

Валовой выброс паров углеводородов в атмосферу согласно РД39-142-96 рассчитывается по формуле:

M=Yny.t.10-3 (6.6)

где Yny - суммарные неорганизованные выбросы через уплотнения подвижных соединений в кг/час;

t - продолжительность работы оборудования, час/год;

(6.7)

Ynyj - суммарная утечка j-го вредного компонента через подвижные соединения в целом по установке (предприятию), кг/час;

r - общее число типов подвижных соединений, создающих неорганизованные выбросы в целом по установке (предприятию), кг/час;

gik - величина утечки потока i-гo вида через одно уплотнение k-го типа, кг/час;

nik - число подвижных уплотнений k-го типа на потоке i-гo вида, шт;

xik -доля уплотнений k-го типа на потоке i-гo вида, потерявших герметичность, доли единицы;

I - общее количество типов вредных компонентов, содержащихся в неорганизованных выбросах в целом по установке (предприятию), шт;

m - общее число видов потоков, создающих неорганизованные выбросы в целом по установке (предприятию), шт;

сji- массовая концентрация вредного компонента j-го типа в потоке в долях единицы;

Максимально разовый выброс паров углеводородов рассчитывается по формуле:

г/сек; (6.8)

Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу, приведены в табл. 6.7

Таблица 6.7

Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу

Вредное вещество		Количество вещества, тонн в год
Код	Наименование
337	Оксид углерода	68,8398
2704	Углеводороды	0,0144
333	Сероводород	0,0000963
301	Диоксид азота	17,525
330	Диоксид серы	57,375
184	Соединения свинца	0,00013
328	Сажа	0,06178
415	Углеводороды предельные С6-С10	631,96355
123	Оксид железа	0,09006
414	Углеводороды предельные С1-С5	973,4376
143	Оксиды марганца	0,0024
342	Фтористый водород	0,001125
2904	Мазутная зола	1,16
501	Амилены (смесь изомеров)	55,13597
2930	Пыль металлическая и абразивная	0,0201
602	Бензол		13,9854
2704 616	Бензин Ксилол		0,9437 28,77784
621	Толуол		46,2292
2754	Углеводороды предельные С12-С19		0,15082
2752 2902	Уайт-спирит Взвешенные вещества		0,10989 0,08235
2936	Пыль древесная		1,8238
322	Серная кислота		0,00001

Технология производства, используемое оборудование и режим работы практически исключают возможность аварийных выбросов. К залповым выбросам можно отнести выбросы при работе аварийной дизельной электростанций, которые работают в случае аварийного отключения электроэнергии.

Сточные воды поступают в шламовый амбар, где сформирован водоем отстойник-испаритель.

Показатели состава сточной воды приведены в табл. 6.8

Таблица 6.8

Показатели состава сточной воды

Показатели состава сточных вод	Фактическая концентрация, мг/л		Фактический сброс, г/час		Лимит сброса, г/час		Превышение сброса, г/час
Взвешенные вещества	83,5		165,3		165,3
Сухой остаток	117,8		233,2		233,2
БПК полный	9,6	19,00		11,90		7,10
Азот аммония	3,86	7,64		4,00		3,64
Азот нитритов	0,06	0,12		0,12
Азот нитратов	0,84	1,66		1,66
Фосфаты	1,48	2,93		0,40		1,53
СПАВ	0,414	0,82		0,82
Хлориды	18,2	36,04		36,04
Сульфаты	6,45		12,8		12,8
Железа	3,2		6,34		0,59		5,75
Нефтепродукты	0,45		0,89		0,59		0,30

Оценка воздействия отходов на окружающую среду. Отходы, образующиеся на предприятии, классифицируются по 4 классам опасности, а именно:

класс опасности - лампы люминесцентные ртуть содержащие;

класс опасности - загрязненное дизельное топливо, отработанное трансформаторное масло, отработанный электролит, отработанное моторное масло, отработанное трансмиссионное масло, отработанные фильтрующие элементы, лабораторные смеси и шламы в основном органических химикалиев;

3 класс опасности - ветошь промасленная, прочие шламы, содержащие нефть и нефтепродукты, отработанные АКБ, тара металлическая из-под ЛКМ;

4 класс опасности - лом, стружка и пыль черных и цветных металлов, огарки сварочных электродов, отработанный сульфоуголь, мусор бытовой, шлам очистки котлов, мусор уличный, отходы бетона, раствора, лесоматериалов, стеклобой, отходы бумаги и картона, шлам сульфата кальция, изоляционные материалы, кабели и провода изоляции.

На предприятии организовано достаточное количество мест для хранения отходов, какие-то расположены в помещении, а некоторые - на территории площадок.

В помещениях накапливаются: отходы цветных металлов, промасленная ветошь, отработанные фильтрующие материалы, отработанные АКБ, отработанные ртутьсодержащие лампы.

. Отходы цветных металлов не являются опасными отходами - по мере накопления передаются на переработку.

. Отработанные АКБ без электролита (электролит разбавляется и нейтрализуется) временно накапливается на металлических поддонах на складах, отработанные ртутьсодержащие лампы - в заводской упаковке на стеллажах). Эти виды отходов являются опасными, необходимо соблюдать правила хранения и своевременный вывоз.

При оценке воздействия отходов, накапливаемых на территории, необходимо учитывать организацию мест хранения, а также физико-химические свойства отходов:

· летучесть;

· растворимость;

· реакционную способность;

· опасные свойства отходов (взрыво и пожароопасность);

· агрегатное состояние;

На территории организованы места централизованного хранения следующих видов отходов:

лом черных металлов - площадки временного накопления расположены на бетонном или асфальтированном покрытии, воздействия на атмосферный воздух не оказывают. Воздействие на почву, поверхностные и подземные воды может проявиться при несвоевременном вывозе отходов.

- отработанные масла - (жидкие, нелетучие, пожароопасные) хранятся в закрытой металлической емкости. Воздействие на окружающую среду может проявиться при нарушении правил безопасности при заполнении, выгрузке и разгерметизации емкости.

· ТБО и производственные отходы, складируемые совместно - металлические контейнеры установлены на асфальтированном или бетонном покрытии. В состав ТБО, вывозимых на полигон, входят такие виды отходов, как: емкости из-под ЛКМ, ветошь промасленная, отработанные масляные фильтры. Указанные виды отходов оказывают воздействие на почву, поверхностные и подземные воды при вывозе на полигон. Их необходимо селективно накапливать и утилизировать. Остальные составляющие ТБО (твердые, нерастворимые, нелетучие) воздействия на окружающую среду при своевременном вывозе не оказывают.

· шлам, содержащий нефть и нефтепродукты - шламовый амбар выполнен из железобетонных плит, стыки заложены бетонным раствором, подстилающая подушка - глина, т.е. сооружение гидроизолированное.

6.7 Чрезвычайные ситуации мирного времени

К чрезвычайным ситуациям на предприятиях нефтяной и газовой промышленности можно отнести выбросы нефти и газа, влекущие за собой пожары и взрывы, отключение электроэнергии, а также чрезвычайные ситуации природного характера и другие.

Чрезвычайные ситуации природного характера подразделяются на ситуации:

· геофизического характера (извержения вулканов, землетрясения);

· геологического характера (оползни, сели, обвалы, лавины, провалы земной поверхности в результате карста, абразия, эрозия, пыльные бури);

· метеорологического и гидрометеорологического характера (бури, ураганы, смерчи, торнадо, шквалы, крупный град, ливни, сильные снегопады, морозы, метели, туманы, сильный гололед, сильная жара, заморозки, засухи);

· морского гидрологического характера (тайфуны, цунами, сильное волнение, напор и дрейф льдов, труднопроходимые льды);

· гидрологического характера (наводнения, половодья, паводки, заторы, зажоры, ветровые нагоны, ранние ледоставы, низкие уровни воды);

· гидрогеологического характера (низкие и высокие уровни грунтовых вод);

· природные пожары (лесные, степные, торфяные и пожары горючих ископаемых);

· инфекционная заболеваемость людей (единичные и групповые случаи опасных инфекционных заболеваний, эпидемии, пандемии);

· инфекционная заболеваемость сельскохозяйственных животных (энзоотии, эпизоотии, панзоотии);

· поражение сельскохозяйственных растений болезнями и вредителями (эпифитотии, панфитотии, массовое распространение вредителей растений).

Лесным пожаром называется неконтролируемое горение растительности, стихийно распространяющееся по лесной территории. По характеру распространения они подразделяются на низовые, верховые и подземные.

При низовых пожарах пламя достигает в высоту до 50-150 см, а огонь на равнинах распространяется со скоростью 0,5-1,5 км/ч.

Верховые пожары охватывают верхний полог леса и распространяются со скоростью 8- 25 км/ч, а иногда и до 100 км/ч.

Подземные пожары возникают на торфяных почвах, распространяются со скоростью 2-10 м в день, но очень опасны и сложны для тушения.

Поражающими факторами лесных и торфяных пожаров являются огонь, высокая температура, задымление, выгорание кислорода.

Для предприятий нефтегазовой промышленности характерно наличие большого количества нефтепродуктов и других горючих жидкостей, их паров и газов в технической аппаратуре, которая размещается на небольших производственных территориях; применение высоких давлений в аппаратах, оборудовании и системе трубопроводов; применение высоких рабочих температур и открытого огня с опасными веществами.

При бурении часто возникают газопроявления. Эти горючие газы следует обязательно отводить по трубопроводу к специальному факелу, который должен быть установлен не ближе 100 м от скважины.

Одной из наиболее частых аварий при работе с горючими газами являются взрывы. Определим вероятные параметры ударной волны при взрыве газовоздушной смеси на трубопроводе, на которую поступает попутный газ со скважины рис. 6.1

Рис. 6.1. Взрыв газовоздушной смеси: 1- зона детонационной волны; 2 - зона ударной волны; R1 - радиус зоны детонационной волны; Rспл - радиус зоны смертельного поражения людей; Rбу - радиус безопасного удаления; Rпдвк - радиус предельно допустимой взрывоопасной концентрации; г2 и г3 -расстояния от центра взрыва до элемента предприятия в зоне ударной волны.

Зная, что по газопроводу идет 6,12 тыс.м3/ч, можно определить количество газа, вышедшего при аварии за 2 минуты и принявшего участие во взрыве по формуле:

Q = Y.ρ (6.9)

где Y - объем выделившегося газа, м3/мин;

ρ - плотность газа, кг/м.

Q = 0,10.0,79 = 0,08 т

Определим радиус зоны детонационной волны:

(6.10)

Определим радиус зоны смертельного поражения людей:

(6.11)

Избыточное давление в зоне детонационной волны составит ∆Pф1=900кПа.

Определим радиус безопасного удаления:

(6.12)

На этом расстоянии не расположено никаких объектов. Следовательно взрыв на трубопроводе не вызовет каких-либо разрушений в отношении технологических объектов. Таким образом, повреждения, наносимые взрывом, принесут минимальный ущерб.

При различных чрезвычайных ситуациях действуют вторичные поражающие факторы. К таким факторам можно отнести пожары, являющиеся следствием взрыва. Пожарная профилактика на производстве обеспечивается правильным проектированием, эксплуатацией и обеспечением средствами пожаротушения.

К чрезвычайным ситуациям также относится отключение электрической энергии. Несмотря на высокую надежность системы электроснабжения, тем не менее перерывы в электроснабжении возможны из-за атмосферных явлений, а также из-за диверсий и крупных аварий. Для предотвращения перерывов электроснабжения по техническим причинам необходимы систематический контроль за техническим состоянием электрооборудования, своевременные испытания и планово - предупредительные ремонты этого оборудования.

Для предупреждения отключений из-за диверсий необходимо периодически осматривать линии электропередач и предотвращать воровство металлоконструкций и т.п.

При уже возникшем перерыве в электроснабжении необходимо в кратчайшие сроки определить причины отключения и восстановить поступление электроэнергии.

Буровая установка по своему местоположению располагается вдали от железной дороги и поэтому расчет сильнодействующего яда не обязателен.

6.8 Выводы по разделу

В результате проделанной работы можно сделать выводы об экономичности и безопасности на буровой.

Загрязнение окружающей среды значительно уменьшено за счет надежного обеспечения электроснабжения предприятия, использования правильной технологии промыслового сбора, переработки и транспортировки отходов.

Для безопасной эксплуатации электроустановок и электрооборудования предусматривается ряд мер, среди которых важное место отводится предотвращения возможности попадания людей под воздействие электрического тока. Основные из них:

· надежное защитное заземление электроустановок и электрооборудования;

· строгое выполнение персоналом правил техники безопасности и местных инструкций при производстве работ в электроустановках.

В данной главе рассмотрены возможные чрезвычайные ситуации на буровой и предложены меры по их предупреждению и предотвращению.

. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА

7.1 Краткая характеристика проектных решений

Процесс сооружения скважин является дорогостоящим строительством, поэтому внедрение рациональных технологических режимов на базе достижений науки и техники; улучшение работы энергетического и технологического оборудования; внедрение новой техники и прогрессивных методов является основной задачей проектирования. Получающая все более широкое распространение система верхнего привода позволяет увеличить скорость бурения и уменьшить затраты электроэнергии.

7.2 Определение капитальных вложений по проекту

Исходными данными для определения капитальных вложений являются стоимость оборудования (Со), а также затраты на транспортировку (Зт), монтаж (Зм) и наладку (Зн) нового оборудования, определяемые по формулам:

, (7.1)

где Ктр - коэффициент, учитывающий транспортные расходы; Кт=16 %.

, (7.2)

где Кмр - коэффициент, учитывающий расходы на монтажные и пуско-наладочные работы; Кмр=15 %.

, (7.3)

где Кпр - коэффициент, учитывающий прочие расходы; Кпр=5 %.

Расчет капитальных затрат представлен в табл. 7.1

Таблица 7.1

Расчет капитальных затрат

Элементы электроснабжения	Ед. измерения	Кол-во	Цена за ед., тыс. руб.	Со, тыс. руб.	Зтр, тыс. руб.	Зсмр, тыс. руб.	Зпр, тыс. руб.	Кi, тыс. руб.
Система верхнего привода	шт	1	1600	1600	258	240	80	2178,00
Контейнер управления СВП	шт	1	200	200	32	30	10
КТУ СВП	шт	1	3800	3800	610	570	190	5170,00
Кабельная продукция	м	1000	0,5	500	80	75	25	680,00
Итого:								8300

7.3 Определение текущих годовых затрат

Годовые текущие затраты определяются по формуле:

(7.4)

где Зр - годовые затраты на капитальный и текущий ремонты,

(7.5)

где N1 - норма затрат на капитальный ремонт, N1=2,6%;

N2 - норма затрат на текущий ремонт, N2=1,8%.

Тогда затраты на капитальный и текущий ремонты составят:

тыс.руб.

7.4 Расчет экономии затрат

Капитальные затраты в базовом и проектируемом вариантах отличаются лишь на стоимость внедряемого верхнего привода Занесем необходимые данные для расчета в табл. 7.2

Таблица 7.2

Исходные данные для расчета экономии электроэнергии

Характеристики	Ед. измерения	Базовый вариант	Вариант с СВП
Глубина скважины	м	3000	3000
Механическая скорость	м/ч	37,4	45,17
Время бурения	ч	80,2	66,4
Суммарная мощность	МВт	2,1	1,8
Потребляемая электроэнергия	МВт·час	168,4	119,5

При обоих подходах 1 скважина разрабатывается за 1 неделю. Дополнительные затраты времени связаны с необходимостью проведения дополнительных технологических операций. Соответственно, за 1 год максимальное количество разработанных скважин в обоих случаях составит 56 штук. Экономию от внедрения СВП определим как экономию электрической мощности при разработке скважин:

Сокращение затрат на электроэнергию (Э) определим по формуле:

, (7.6)

где ΔW - уменьшение потребления энергии при бурении скважины, кВт·ч;

N - количество пробуриваемых скважин за 1 год;

СУ - средняя цена электроэнергии , СУ=2,3 тыс.руб/МВт·ч;

ΔW = Wбаз - Wр, (7.7)

где Wр -энергия потребляемая при бурении системой верхнего привода;

Wбаз - энергия потребляемая при бурении забойным двигателем:

Тогда изменение потребляемой мощности

ΔW = 168,4 - 119,5 = 48,9 МВт·ч.

Рассчитаем сокращение затрат на электроэнергию:

Э = 48,9·56·2,3 = 6298 тыс.руб.

7.5 Определение экономической эффективности проекта

В качестве начального года расчетного периода принимается год начала финансирования работ по созданию проекта, включая проведение научных исследований. Срок реализации проекта примем 10 лет.

Амортизация основных средств ежегодно составит:

, (7.9)

где К - капитальные затраты, тыс. руб.

Na - норма амортизационных отчислений, Na = 10% (при сроке реализации проекта 10 лет).

Остаточная стоимость основных средств:

, (7.10)

где Т - период эксплуатации основных средств, лет.

Прирост налога на имущество рассчитывается по формуле:

, (7.11)

где - остаточная стоимость основных средств в t-ом году, тыс. руб.;

Nим - ставка налога на имущество, Nим = 2,2%.

Поскольку проведение реконструкции связано не с дополнительной выручкой, а с экономией затрат, то прирост прибыли от реализации определяется как разность экономии и дополнительных затрат:

(7.12)

Налог на прибыль рассчитывается по формуле:

, (7.13)

где Nпр - ставка налога на прибыль, Nпр = 20%.

Чистая прибыль (Пч) - это прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия после уплаты всех налогов и сборов, ее изменение в результате внедрения проектных решений определяется по формуле:

(7.14)

Денежный поток наличности (ДПН) определяется суммированием чистой прибыли и амортизационных отчислений за соответствующий год, за вычетом капитальных вложений:

(7.15)

Накопленный поток наличности (НПН) определяется по формуле:

(7.16)

Коэффициент дисконтирования показывает, во сколько раз рубль t-го года меньше рубля расчетного момента (нулевого года) и рассчитывается по формуле:

t = (1 + Eн)tp- t (7.17)

Чистый дисконтированный доход (NPVt) определяется произведением денежного потока наличности на коэффициент дисконтирования () соответствующего года:

(7.18)

Накопленный чистый дисконтированный доход (NPVT) рассчитывается путем последовательного суммирования чистого дисконтированного дохода за все годы расчетного периода по формуле:

(7.19)

Произведем расчет для 2013 года:

тыс.руб.

тыс. руб.

тыс.руб.

Аналогично производятся расчеты для остальных лет. Результат расчетов сведем в таблицу 7.3

Таблица 7.3

Показатели экономической эффективности проекта

	Показатели	Ед. изм	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022
1	Капитальные вложения	тыс.руб.	8300
2	Экономия электроэнергии	тыс.руб.		6298	6298	6298	6298	6298	6298	6298	6298	6298	6298
3	Прирост текущих затрат	тыс.руб.		365	365	365	365	365	365	365	365	365	365
4	Амортизационные отчисления (10%)	тыс.руб.		830	830	830	830	830	830	830	830	830	830
5	Остаточная стоимость основных средств	тыс.руб.	8300	7470	6640	5810	4980	4150	3320	2490	1660	830	0
6	Налог на имущество (2,2%)	тыс.руб.		164	146	128	110	91	73	55	37	18	0
7	Прирост прибыли	тыс.руб.		4939	4957	4975	4993	5012	5030	5048	5066	5085	5103
8	Налог на прибыль (20%)	тыс.руб.		988	991	995	999	1002	1006	1010	1013	1017	1021
9	Чистая прибыль	тыс.руб.		3951	3966	3980	3995	4009	4024	4039	4053	4068	4082
10	Денежный поток наличности (ДПН)	тыс.руб.	-8300	4781	4796	4810	4825	4839	4854	4869	4883	4898	4912
11	Накопленный поток денежной наличности (НПН)	тыс.руб.	-8300	-3519	1276	6087	10911	15751	20605	25473	30356	35254	40167
12	Коэффициент дисконтирования (Ен=18%)		1,00	0,85	0,72	0,61	0,52	0,44	0,37	0,31	0,27	0,23	0,19
13	Чистый дисконтированный доход (NPV)	тыс.руб.		4052	3444	2928	2489	2115	1798	1528	1299	1104	939
14	Накопленный чистый дисконтированный доход (NPVТ)	тыс.руб.	-8300	-4248	-804	2123	4612	6727	8525	10054	11353	12457	13396
15	Дисконтированные капитальные затраты	тыс.руб.	8300	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0

На основании полученных результатов построим график окупаемости инвестиций рис.7.1

Рис. 7.1. График окупаемости инвестиций.

Из графика окупаемости видно, что проект окупится через 2,5 года.

Для нахождения внутренней нормы доходности проекта рассчитаем накопленные чистый дисконтированный доход при ставке дисконта 40%, 50%, 60%, 70%. Результаты занесем в табл. 7.4

Таблица 7.4

Расчет внутренней нормы доходности проекта

Годы	ПДН	Расчет 1		Расчет 2		Расчет 3		Расчет 4
		Кд (Е= 40)	NPVT, тыс. руб.	Кд (Е= 50)	NPVT, тыс. руб.	Кд (Е= 60)	NPVT, тыс. руб.	Кд (Е= 70)	NPVT, тыс. руб.
2012	-8300,0	1,00	-8300,0	1,00	-8300,0	1,00	-8300,0	1,00	-8300,0
2013	4780,9	0,71	3414,9	3187,3	0,63	2988,1	0,59	2812,3
2014	4795,5	0,51	2446,7	0,44	2131,3	0,39	1873,3	0,35	1659,4
2015	4810,1	0,36	1753,0	0,30	1425,2	0,24	1174,4	0,20	979,1
2016	4824,8	0,26	1255,9	0,20	953,0	0,15	736,2	0,12	577,7
2017	4839,4	0,19	899,8	0,13	637,3	0,10	461,5	0,07	340,8
2018	4854,0	0,13	644,7	0,09	426,1	0,06	289,3	0,04	201,1
2019	4868,6	0,09	461,9	0,06	284,9	0,04	181,4	0,02	118,6
2020	4883,2	0,07	330,9	0,04	190,5	0,02	113,7	0,01	70,0
2021	4897,8	0,05	237,1	0,03	127,4	0,01	71,3	0,01	41,3
2022	4912,4	0,03	169,8	0,02	85,2	0,01	44,7	0,00	24,4
Итого:			3314,6		1148,4		-366,3		-1475,4

На основании расчетов построим график внутренней нормы доходности проекта рис. 7.2

Рис. 7.2. График внутренней нормы доходности проекта

Из графика рис. 7.2 видно, что внутренняя норма доходности проекта составляет 56%. Коэффициент дисконтирования может изменяться от нуля (беспроцентная ссуда) до 56% годовых, когда производитель будет отдавать всю прибыль кредитору.

Для оценки изменения стоимости инвестиций с течением времени, рассчитаем показатель приведенной показателя приведенной отдачи капитальных вложений (PRI), определяемый как отношение чистого дисконтированного дохода к дисконтированным капитальным затратам:

(7.20)

Коэффициент приведенной отдачи капитальных вложений

Таблица 7.5

Основные технико-экономические показатели проекта

Показатели	Ед. изме-рения	Базовый вариант	Проектный вариант	Изменение
				абс.	отн., %
Установленная мощность	МВА	2,1	1,8	0,3	14
Дополнительные капитальные вложения (К)	тыс. руб.		8300
Накопленный поток денежной наличности (НПН)	тыс. руб.	0	40167
Накопленный чистый дисконтированный доход (NPVT)	тыс. руб.		13396
Срок окупаемости проекта	лет		2,5
Показатель приведенной отдачи капитальных вложений (PRI)	руб. / руб.		1,6

7.6 Анализ чувствительности проекта к риску

Поскольку инвестиционные проекты в электроэнергетике имеют определённую степень риска, связанную с природными и рыночными факторами (риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности к риску рекомендуемого варианта проекта. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона изменения каждого фактора и рассчитывается накопленный чистый дисконтированный доход. Результаты занесем в табл. 7.6

Таблица 7.6

Накопленный чистый дисконтированный доход

Название фактора	Величина изменения %	NPVT тыс.рублей
Увеличение капитальных затрат	15	12205,3
Увеличение налогов	20	12424,9
Увеличение тарифов на электроэнергию	20	17924,2
Увеличение текущих затрат	10	13264,3
Уменьшение капитальных затрат	-5	13792,3
Уменьшение налогов	-20	14373,9
Уменьшение тарифов на электроэнергию	-20	8867,0
Уменьшение текущих затрат	-10	13526,8

На основании расчетов построим график внутренней нормы доходности проекта рис. 7.3

Рис. 7.3. График зависимости NPVT от вариации факторов

7.7 Выводы по разделу

Произведенные расчеты позволяют сделать следующие выводы:

1. В условиях реальной экономической ситуации реализация проекта на предприятии является рентабельной, поскольку коэффициент приведенной отдачи капитальных вложений больше единицы.

2. Период возврата единовременных затрат на замену электродвигателей составляет 2,5 года с момента начала реализации проекта.

3. Внутренняя норма доходности проекта положительна 56%, что больше ставки за кредит, так как 56% >18%.

Заключение

В ходе работы был изучен материал по бурению нефтяных и газовых скважин.

В дипломном проекте последовательно рассмотрены вопросы особенностей технологического процесса и общие характеристики потребителей электроэнергии, определение электрических нагрузок, выбор трансформаторов, выбор оборудования и типовых ячеек КРУН, релейная защита и управляемый привод. Подробно рассмотрено использование энергосберегающей технологии бурения, безопасность и экологичность проекта, а также проведен экономический анализ эффективности использования новой технологии.

Разработанная схема электроснабжения буровой установки Уралмаш ЭКБМ 3900/225 отвечает современным требованиям.

Релейная защита и автоматика в проекте была разработана на блоках SPAC серии 810, основанных на микропроцессорной технике.

В главе «Безопасность и экологичность проекта» описаны мероприятия по безопасной эксплуатации буровой установки, рассмотрены возможные чрезвычайные ситуации на месторождении и предложены меры по их предупреждению и предотвращению.

Экономический анализ эффективности новой технологии показал, что в условиях современной рыночной ситуации проект является прибыльным.

В расчетной части использованы специальные методы: для расчета электрических нагрузок метод коэффициента спроса; расчет токов КЗ проведен в именованных единицах.

Список использованных источников

1. Пособие к курсовому и дипломному проектированию по электроснабжению предприятий нефтяной и газовой промышленности. Учебное пособие для студентов специальности 180400 «Электропривод и автоматика промышленных установок и технологических комплексов» /Сост. Червяков Д.М., Ведерников В.А. Тюмень: ТюмГНГУ, 1996.

2. Электротехнический справочник: В 3-х т. Т. 2. Электротехнические устройства/ Под общ. ред. проф. МЭИ В. Г. Герасимова, П. Г. Грудинского и др. - М.: Энергоиздат, 1986.

3. Справочник по электротехнике и электрооборудованию: Учеб. Пособие для вузов /Алиев И.И. - 3-е изд., испр. - М.: Высш. шк., 2002.

4. Червяков Д.М. Релейная защита и автоматика электроустановок нефтяной и газовой промышленности: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1998

on-line справочник по электрооборудованию - <http://www.transform.ru/fabrication/producers/other/birzst8.htm>.

1. Вакуумная коммутационная техника серии TEL, Екатеринбург: 2002.

2. Неклепаев Б Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. Учеб. для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1986.

3. Каталог цифровых устройств релейной защиты НТЦ «Механотроника». - М.: НТЦ «Механотроника», 2004.

4. Смирнов А. Д. Справочная книжка энергетика. - М.: Энергоатомиздат, 1984.

5. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования/ Под ред. Ю. Г. Барыбина. - М: Энергоатомиздат, 1991г.

6. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1988.

7. Блантер С.Г., Суд И.И. Электрооборудование нефтяной и газовой промышленности: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1980.

8. Моцохейн Б.И., Парфенов Б.М., Шпилевой В.А. Электропривод, электрооборудование и электроснабжение буровых установок. - Тюмень, 1999.

9. Меньшов Б.Г., Суд И.И. Электротехнические устройства буровых установок: Учеб. пособие для студ. вузов. спец. «Бурение нефтяных и газовых скважин». - М.: Высшая школа, 1986.

10.Панов Г.Е., Петряшин Л.Ф., Лысяный Г.Н. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1986.

Разработка системы электроснабжения буровой установки

Разработка системы электроснабжения буровой установки

ВВЕДЕНИЕ

. ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

1.1 Особенности технологического процесса

1.2 Описание СВП

1.3 Буровая установка

1.4 Привод

1.5 Контрольно-измерительные приборы

1.6 Работа буровой установки

. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК И ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ

2.1 Расчет потребляемой мощности буровой

2.2 Выбор числа и мощности трансформаторов буровой установки на напряжение 0,69кВ

2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов буровой установки на напряжение 0,4 кВ

2.4 Выбор числа и мощности трансформаторов КТПН 6/0,4

. ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

3.1 Выбор сечений проводов и кабелей

3.2 Выбор ячеек КРУН-6 кВ

3.3 Выбор ячеек КТПН-6 кВ

3.4 Расчет токов КЗ

3.5 Выбор шин

3.6 Выбор выключателей

3.7 Выбор разъединителей

3.8 Выбор ограничителей перенапряжения

3.9 Выбор трансформаторов тока

3.10 Выбор трансформаторов напряжения

3.11 Выбор предохранителей

3.12 Выбор трансформатора собственных нужд

. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

4.1 Защита сетей 6Кв

4.2 Функциональные особенности микропроцессорных устройств

4.3 Защита, управление, автоматика и сигнализация силовых трансформаторов

4.4 Защита, управление, автоматика и сигнализация основных присоединений

4.5 Центральная сигнализация

4.6 Расчет уставок МПЗ силового трансформатора ТМ-2500/6/0,4

4.7 Расчет уставок микропроцессорных защит

. РЕГУЛИРУЕМЫЙ ЭЛЕКТРОПРИВОД

5.1 Достоинства регулируемого электроприводом

5.2 Статические преобразователи частоты

5.3 Выбор управляемых выпрямителей, преобразователей частоты, системы управления приводом

. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

6.1 безопасность работающих

6.2 Опасность поражения электрическим током

6.3 Пожарная безопасность

6.5 Заземляющее устройство

6.6 Экологичность проекта

6.7 Чрезвычайные ситуации мирного времени

6.8 Выводы по разделу

. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА

7.1 Краткая характеристика проектных решений

7.2 Определение капитальных вложений по проекту

7.3 Определение текущих годовых затрат

7.4 Расчет экономии затрат

7.5 Определение экономической эффективности проекта

7.6 Анализ чувствительности проекта к риску

7.7 Выводы по разделу

Заключение

Список использованных источников

Похожие работы на - Разработка системы электроснабжения буровой установки