Монтаж буровых установок, строительство скважин (бурение), ремонт скважин и транспортное обеспечение

Содержание

Аннотация

Введение

. Описание технологического процесса

.1 Технологический процесс производства

.2 Тенденция развития привода буровых установок

. Схема электроснабжения буровой установки

.1 Описание существующей схемы электроснабжения

. Системы привода ротора, буровой лебёдки и бурового насоса      

.1 Описание существующей системы привода

.2 Реконструкция привода основных механизмов буровой установки        

.3 Выбор системы привода ротора, буровых насосов и буровой лебёдки

. Выбор типа и марки электродвигателей

.1 Выбор электродвигателей привода бурового насоса

.2 Выбор электродвигателей привода ротора

.3 Выбор электродвигателей привода буровой лебёдки

Выбор частотных преобразователей

.1 Определение параметров преобразователей частоты.

.2 Выбор типа преобразователей частоты

. Выбор дизель-генераторов для дизельной электростанции

.1 Критерии выбора дизель-генераторов

.2 Выбор типа и мощности дизель-генераторов

. Выбор схемы электроснабжения буровой установки и рабочего посёлка

.1 Выбор схемы электроснабжения

.2 Выбор трансформаторов

. Выбор марки и сечения кабелей

.1 Методика определения марки и сечения кабелей

. Расчёт токов короткого замыкания

.1 Определение параметров элементов системы электроснабжения

.2 Расчёт тока короткого замыкания на шинах ГРП и определение ударного тока

. Выбор выключателей

.1 Выбор и проверка выключателей по отключающей способности

. Выбор устройств релейной защиты и определение установок

.1 Выбор типа устройств релейной защиты

.2 Защита кабельной линии

.3 Защита трансформатора

.4 Защита двигателя

. Тепловой расчёт теплосистемы буровой установки

.1 Выбор и обоснование системы теплообеспечения

.2 Расчёт теплопотерь

.3 Теплопотери через ограждающие конструкции МНО

. Расчёт воздухопроводов

.1 Расчёт теплообменника

. Экономическая эффективность применения установок утилизации теплоты, дизельных электростанций

. Расчёт показателей экономической эффективности

. Охрана окружающей среды

.1 Общее положение

.2 Экологическая политика

.3 Стратегические цели экологической политики

.4 Технология нейтрализации и утилизации твёрдых отходов бурения и нефтедобычи

.5 Токсичные твёрдые отходы бурения и нефтедобычи

.6 Методы и технологии нейтрализации и утилизации твёрдых отходов бурения и нефтедобычи

.7 Метод литификации и приоритетные технологии нейтрализации и утилизации твёрдых отходов бурения и нефтедобычи

. Охрана труда

.1 Общее положение предприятия

.2 Требование к персоналу

.3 Организационные мероприятия

.4 Организационно - технологические мероприятия

.5 Средства индивидуальной защиты

.6 Обязанности работников опасного производства

.7 Гигиена труда и промысловая санитария

.8 Дополнительные мероприятия по технике безопасности

.9 Ответственность за нарушение ОТ и ТБ

.10 Требование к территориям, объектам, рабочим местам

.11Значение охраны труда и окружающей среды в обеспечении безопасных условий труда и нормальной экологической обстановки

.12 Вопросы охраны труда предусмотренные колдоговором

. Организация безопасной эксплуатации электроустановки

.1 Общее положение

.2 Требование к персоналу, обслуживающему электроустановки

.3 Эксплуотационные ограничения безопасной эксплуатации оборудования буровой установки

.4 Подготовка электрооборудования к работе

.5 Порядок включения электрооборудования

.6 Техническое обслуживание и ремонт

. Общее положение ликвидаций аварий на буровой установке

.1 Характеристика объекта

Заключение

Библиография

АННОТАЦИЯ

Основной темой дипломного проекта является энергообеспечение буровой установки ООО «Буровая компания «Евразия» в связи с заменой механического привода на электрический с целью снижения затрат на эксплуатацию энергосистемы, приобретение дизельного топлива.

В данной работе рассмотрены вопросы применения асинхронных двигателей, дизель генераторных установок, для замены механического привода на электрический. Разработана схема энергоснабжения с использованием двигателей переменного тока и выполнена технико-экономическая оценка их применения.

В дипломном проекте также представлена техническая разработка подачи горячего воздуха за счёт рекупиляции выхлопных газов для отопления МНО и помещения под буровой установкой и экономическая эффективность применения установок утилизации теплоты, дизельных электростанций.

Введение

ООО «БК «ЕВРАЗИЯ» Нарьян-Марская экспедиция является крупным единственным подрядчиком буровых работ по строительству скважин на территории Ненецкого автономного округа.

Она образована в ходе реорганизации и реструктуризации подразделений Архангельского производственно-геологического объединения в начале 90годов века.

В ее состав вошли «Нарьян-Марская экспедиция глубокого бурения», Нарьян-Марская «Вышкомонтажная экспедиция» и Нарьян-Марское «Автотранспортное предприятие».

Основной деятельностью объединенного общества является; монтаж буровых установок, строительство скважин (бурение), ремонт скважин и транспортное обеспечение входе выполнения этих работ.

Структура «Нарьян-Марской экспедиции» состоит из административно-хозяйственного отдела и базы производственного обеспечения

(БПО)расположенных в пос. Искателей (г. Нарьян-Мар) которая является вспомогательной службой общества при строительстве скважин. 15 бригад по строительству и ремонту скважин и бригад по монтажу буровых установок , являющихся основной производственной структурой, ведущих работы на территории НАО. В ее составе трудятся более 2000 человек.

Базы производственного обеспечения включает в себя цеха;

Ремонтно-механические мастерские (РММ)

Автотранспортное подразделение

Складское хозяйство

Электроцех

Цех тепло-газо-водоснабжения

-        Служба ГСМ

Ремонтно-механическая мастерская состоит из ;

Цех обработки металла

         Участка ремонта вспомогательного бурового оборудования, ремонт Д.В.С., ремонта, наладки и обслуживание противо-выбросного оборудования (ПВО)

-        Участка сварочных, кузнечных работ

         Хим. лаборатории растворов

Автотранспортное подразделение состоит;

-        2автоколонн

         тракторной колонны

         мастерских по ремонту транспортной техники

Электроцех включает в себя;

участок ремонта и обслуживания электрооборудования

участок обслуживания электрооборудования на буровых

         лабораторию КИП

-        кислородную станцию по производству кислорода для производственных нужд

Цех тепло-газо-водоснабжения - занимается обеспечением водой, газом и теплом (БПО и АХО) в поселке и на буровых

Служба ГСМ призвана для обеспечения горюче-смазочными материаламитранспорт и буровые установки.

Обеспечение электрической энергией производственно хозяйственной деятельности базы осуществляется из городской сети электроснабжения от 3 ТП мощностью каждая. Тепло-водообеспечение централизированны от сети поселка.

Основная деятельность Нарьян-Марской экспедиции строительство скважин на нефть и газ.

1. Описание технологического процесса

.1 Технологический процесс производства

Весь цикл строительства скважин состоит из следующих основных этапов;

-        выбора точки бурения и подготовки площадки

-        транспортировки и монтажа оборудования буровой установки

         транспортировки материала для строительства скважин (ГСМ, трубы: обсадные и бурильные, глинопорошок и химреагенты, цемент и др.)

         опробование и испытание оборудования

         проходка скважины (процесс бурения, т.е. образование ствола, а также спуск подъем бурильных труб для смены изношенного долота)

         спуск обсадных колонн и их цементирование, ликвидации осложнений и аварий

         геофизических работ

         опробование скважины

После завершения монтажа буровой установки и обкатки её агрегатов приступают к проходке скважин. Разрушать горные породы можно механическим , термическим ,физико-химическим , электроискровым и другими способами. Однако практически применяются только способы механического разрушения породы. Наиболее широко распространён вращательный способ бурения нефтяных и газовых скважин.

При вращательном способе бурения ствол скважины углубляется в результате одновременного воздействия на долото вертикальной нагрузки и крутящего момента.

Характерная особенность вращательного бурения - постоянная циркуляция приготовленного бурового раствора или воды в течение всего времени работы долота на забое для его охлаждения и выноса разбуренной породы (шлама). Для этого два (реже один или три) буровых насоса закачивают раствор по нагнетательному трубопроводу в вертикальную трубу (стояк), установленную в правом углу вышки , далее в гибкий буровой шланг , вертлюг , ведущую трубу и бурильную колонну. Пройдя через отверстия долота на забой, буровой раствор подхватывает куски разбуренной породы и вместе с ней по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на дневную поверхность. Здесь в желобной системе и очистных механизмах раствор очищается от выбуренной породы, а затем поступает в приёмные ёмкости буровых насосов и вновь закачивается в скважину.

По мере углубления скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока, талевого блока, крюка и талевого каната, подаётся в скважину. Когда ведущая труба войдёт в ротор на всю длину, включают лебёдку, поднимают бурильную колонну на длину ведущей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью элеватора или клиньев на столе ротора.

Затем отвинчивают ведущую трубу вместе с вертлюгом и спускают её в шурф - обсаженную наклонную скважину глубиной, равной длине ведущей трубы. Шурф бурят заранее в правом углу буровой, примерно по середине расстояния от центра скважины до ноги вышки. Бурильную колонну удлиняют (наращивают) путём навинчивания на неё очередной бурильной трубы (длиной около 12 м), затем снимают с элеватора или клиньев, спускают в скважину на длину наращенной трубы, подвешивают с помощью элеватора или клиньев на стол ротора. Поднимают из шурфа ведущую трубу с вертлюгом, привинчивают их к бурильной колонне, освобождают последнюю от клиньев или элеватора, доводят долото до забоя и продолжают бурение.

Для замены изношенного долота из скважины поднимают всю бурильную колонну, а затем вновь спускают её с новым долотом. Спускоподъёмные работы ведут также с помощью полиспасной системы. При вращении барабана лебёдки талевый канат наматывается на барабан или сматывается с него, что и обеспечивает подъём или спуск талевого блока и крюка. К последнему с помощью штропов или элеватора подвешивают поднимаемую или спускаемую бурильную колонну.

При подъёме бурильную колонну развинчивают на секции (две или три трубы), длина которых определяется высотой вышки (24 м при высоте вышки 41 м и 36 м для 53 м вышки). Отвинченные секции, называемые свечами, устанавливают в фонаре вышки на специальном подсвечнике с наклоном 2-3 от вертикали. Спускают бурильную колонну в скважину в обратном порядке. Следовательно, процесс работы долота на забое скважины прерывается наращиванием бурильной колонны испускоподъёмными работами для смены изношенного долота. Как правило, верхние участки разреза скважины представлены отложениями легко размывающимися в процессе бурения циркулирующим потоком жидкости. Поэтому прежде всего бурят или копают вручную шурф до устойчивых пород (глубиной 4-10 м) и в него спускают обсадную трубу, называемую направлением. Пространство между обсадной трубой и стенками шурфа заливают цементным раствором. В результате устье скважины надёжно укрепляется. В верхней части направления заранее вырезают окно, из которого в процессе бурения скважины раствор выходит в циркуляционную систему. Прорубив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие процесс проходки (обычно 150-400 м), перекрывают и изолируют эти горизонты, для чего в скважину спускают обсадную колонну, состоящую из свинченных стальных труб, а её затрубное пространство цементируют. Эта обсадная колонна получила название кондуктор. После её спуска не всегда удаётся прорубить скважину до проектной глубины вследствие прохождения новых осложняющих горизонтов и необходимости перекрытия продуктивных пластов, не подлежащих эксплуатации данной скважиной. В таких случаях возникает потребность в спуске и последующем цементировании второй обсадной колонны, называемой промежуточной. В очень сложных условиях бурения могут быть три и даже четыре промежуточные колонны.

После спуска кондуктора и промежуточных колонн на устье скважины устанавливают противовыбросовое оборудование - превенторы и обвязывают их с циркуляционной системой и буровыми насосами. Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну, в которую в дальнейшем спускаются насосно-компрессорные трубы, предназначенные для подъёма нефти или газа от забоя к устью скважины. После окончания цементировочных работ обвязывают устье скважины и против продуктивного пласта простреливают (перфорируют) эксплуатационную колонну и цементный камень для создания каналов, по которым в процессе эксплуатации нефть (газ) будет поступать в скважину. Для вызова притока нефти (газа) скважину осваивают. Сущность освоения сводится к тому, чтобы давление столба бурового раствора, находящегося в эксплуатационной колонне, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления нефть (газ) из пласта начинает поступать в скважину, и после комплекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию. Все рассмотренные работы по проходке скважин выполняют с помощью сложного комплекса сооружений, агрегатов и механизмов, составляющих в совокупности буровые установки.

Они выпускаются двумя предприятиями отечественной промышленности: Волгоградским заводом буровой техники (ВЗБТ) и Уральским заводом тяжёлого машиностроения (УЗТМ).

В настоящее время организовано серийное производство комплектных буровых установок, наиболее полно удовлетворяющих современным требованиям проходки скважин и обладающих большими потенциальными возможностями в повышении производительности бурения.

Тенденция развития приводов буровых установок.

Дизельный и электрический приводы бурового оборудования существуют более 60 лет. Они пришли на смену паровым силовым установкам - локомобилям, приводившим в действие первые модели буровых станков ударно - канатного и ударно - штангового способов бурения. Переход на эти новые прогрессивные виды привода обеспечил революционный прорыв в области создания буровой техники для современных видов вращательного бурения.

Дизельный привод за свою более чем полувековую эволюцию пережил два характерных периода.

Первый - характеризуется интенсивным поиском и созданием рациональных схем мощных групповых приводов, подбором оптимальных типов двигателей и их оснащением гидродинамическими передачами, разработкой новых видов трансмиссий и передач мощности на буровые машины и механизмы. Этот период динамического развития продолжался до 60 - 70 -х годов прошлого столетия.

Второй период - это процесс стабилизации, когда в конструкциях было достигнуто соответствие требованиям потребителей, резервы и возможности дизель - механической системы привода были исчерпаны и процесс совершенствования постепенно прекратился. В таком состоянии дизельные приводы находятся в настоящее время.

Дальнейший прогресс в области привода буровых установок связан с развитием электропривода.

Электропривод оказался привлекательным, для буровой установки благодаря таким преимуществам, как упрощение механической трансмиссии, снижение затрат на её содержание и ремонт, низкая стоимость эксплуатации электродвигателей, простота подвода электроэнергии к буровой установке и её не высокая стоимость. Этими достоинствами отличались уже первые, самые простые нерегулируемые электроприводы переменного привода.

На территории бывшего СССР, электропривод применялся в основном в районах с широко развитыми сетями промышленного электроснабжения, (Азербайджан, Северный Кавказ, Татарстан, Западная Сибирь ). Однако с появлением транспортабельных дизельных электростанций для автономного электропитания буровых установок проблема была решена, и дизель - электрические установки стали альтернативой дизель - механическим.

Развитие электропривода привело к использованию в буровых установках регулируемых приводов на базе двигателей переменного тока. Глубокое регулирование этих двигателей и адаптация их характеристик к технологическим режимам работы лебёдки, ротора и буровых насосов заметно повысили скорости проходки, снизили аварийность при бурении скважин и положительно сказались на эффективности всего процесса буровых работ.

Исследование объёмов производства бурового оборудования и состояние парка буровых установок по видам привода как в бывшем СССР, так и в современной России и за рубежом (США) свидетельствуют о тенденции к повышению объёмов использования электропривода в бурении.

Объяснить этот процесс можно, сопоставив показатели механического и электрического приводов (см. табл. 1). Примечательно, что переход на рыночные формы хозяйствования в России, существенно повысив значимость экономических факторов, способствовал ещё большему спросу на буровое оборудование с электроприводом.

Таблица1 Относительная оценка показателей механических и электрических приводов.

Показатели	Приводы
	Механический	Электрический
Возможность работы от линий промышленного энергоснабжения или от собственных источников энергии.	Не обеспечивается	Обеспечивает
Наличие штатной системы электроснабжения для верхнего привода (силовой вертлюг).	Отсутствует	Имеется
Расход дизельного топлива и горючесмазочных материалов.	Больше	Меньше
Затраты на ремонт оборудования и запасные части.	Больше	Меньше
Общее количество дизелей на буровой установке.	Больше	Меньше
Рабочие характеристики лебёдки, ротора, буровых насосов (плавность пуска, глубина регулирования скорости, полнота использования мощности).	Хуже	Лучше
Эргономико - санитарные условия труда персонала буровой (уровень шума и вибраций на рабочих местах, удобство управления).	Хуже	Лучше
Экологическая обстановка: протечки масел и топлива из оборудования на почву, задымлённость воздушного пространства от дизелей.	Хуже	Лучше

Доля выпускаемых Уралмашзаводом буровых установок с электроприводом с начала освоения их производства в 1956г. с некоторыми колебаниями непрерывно нарастала. Если в начале она составляла 13,7% от общего количества установок (другую часть составляли установки с дизельным приводом ), то в 1985 - 1986 гг. доля буровых установок с электроприводом превысила 50%. В последние годы нефтяные компании России, обновляя парки бурового оборудования, всё больше ориентируются на установки с электрическим приводом. В результате доля буровых установок этого типа, заказанных нефтяными компаниями России, в общем объёме заказов в последнее время превысила 70%.

В США и других странах использованию электропривода в буровых установках препятствовало частное владение источниками централизованного энергоснабжения. Буровые подрядчики стремились к независимости от энергетических компаний и долгое время использовали только механические приводы. Однако с освоением в начале 60- х годов прошлого столетия производства буровых установок с электроприводом их число в общем парке стало быстро расти. Уже в 1970г. такие установки составляли заметную величину, а через 16 лет их доля существенно возросла. Так, число установок с электроприводом при бурении в диапазоне 4400 - 5500 метров выросло в 6,22 раза , свыше 5500 метров в 2,2 раза. Этот процесс коснулся и установок для не глубокого и среднего бурения (2600 - 3350 метров, 3350 - 4400 метров), где использование установок с электроприводом увеличилось также в 2 раза. В настоящее время результаты переписи парка буровых установок США свидетельствует о ежегодном росте числа буровых установок с электроприводом и уменьшении числа с механическим приводом.

Так, в 2000 году по с равнению с 1998 годом парк установок с электроприводом увеличился на 4,6 %, а с механическим уменьшился на 9,6 %. Общее число установок с электроприводом в 2000г. составило 520 единиц, или 31,8 %. Причём пополнение парка происходит не только за счёт приобретения новых установок, но и за счёт замены механического привода электрическим на имеющихся буровых.

Уже несколько десятилетий электропривод и связанные с ним системы управления и автоматизации представляют собой динамично развивающуюся область техники. Достижения в этой отрасли используются при создании различных видов техники, в том числе и буровых установок. Ведущие западные компании приступили к производству электроприводов на базе асинхронных двигателей переменного тока с частотным регулированием скорости. Об использовании таких приводов в буровом оборудовании уже заявили такие известные в нефтяной отрасли машиностроительные компании, как «Нэшнл - Ойлвелл» (США), «Дрико» (Канада) и другие. Совершенствуются системы автоматизации электропривода за счёт использования микропроцессорной техники. Аналогичные процессы происходят и в отечественном нефтяном машиностроении.

2. Схема электроснабжения буровой установки

 

.1 Описание существующей схемы электроснабжения

В конструкции буровой установка БУ 3Д-86 для привода основных механизмов (буровые насосы, буровая лебёдка, ротор) используются двигатели внутреннего сгорания. Система электроснабжения установки служит для подвода электрической энергии маломощным вспомогательным механизмам (вибросита, перемешиватели, дегазатор, вентилляторы и т.д.), освещения прилегающей территории, электроснабжения рабочего посёлка при буровой установке. В связи с необходимостью эксплуатации установки в труднодоступных местностях, удалённых от электрических сетей энергосистем, система электроснабжения буровой установки является автономной. В системе электроснабжения используется один уровень напряжения - 380 В.

Источником питания является дизельная электростанция, состоящая из трёх дизель-генераторов мощностью по 200 кВт каждый номинальным напряжением 380 В. Два дизель-генератора обеспечивают работу буровой установки и электроснабжение рабочего посёлка. Третий дизель-генератор - резервный, включается при ремонте или выходе из строя одного из основных дизель-генераторов.

Распределительная сеть выполнена кабелями марки …. Имеется 5 распределительных щитов, к которым подключена следующая нагрузка:

·   РЩ-1:

·        РЩ-2: Освещение МНО, вибросита, электротельфер, котельная, перемешиватели.

·        РЩ-3: БПР №2, насосы системы охлаждения, дегазаторы, вентиляторы, водонасосная, ФСМ №1, ФСМ №2, центрифуга №2, ВШН, ГШН.

·        РЩ-4: пескоотделитель «Халко», илоотделитель «Халко», перекачка «Халко», БПР «Халко», центрифуга.

·        РЩ-5: буровая вышка: освещение буровой, освещение пространства под буровой, освещение юбки, освещение трёхдизельной установки, сварочный трансформатор, каротажный пост, ВШН, компрессор.

Для защиты питающих кабелей и электроприёмников используются автоматические выключатели. Для электроприёмников применяются автоматические выключатели типов АЕ, для питающих кабелей - SGDA.

В случае реконструкции буровой установки, предусматривающей отказ от использования дизельных двигателей для привода буровых насосов, ротора и буровой лебёдки с установкой электропривода этих механизмов, существующая схема электроснабжения буровой установки не может быть использована. Причина заключается в отсутствии возможностей для подключения мощных электроприёмников, недостаточных сечениях питающих кабелей, недостаточной мощности дизельной электростанции. Так, существующая система электроснабжения обеспечивает максимальную мощность 500 кВт, из которых 200 кВт приходится на рабочий посёлок, 300 кВт - на буровую установку и сопутствующие механизмы. Мощность на приводном валу буровой лебёдки составляет 690 кВт, буровых насосов - по 600 кВт, ротора - 530 кВт.

3. Системы привода ротора, буровой лебёдки и бурового насоса

 

.1 Описание существующей системы привода

Привод ротора и буровой лебёдки осуществляется от трёх дизельных двигателей Wola-H мощностью 350 л/с каждый через коробку передач. Частота вращения вала двигателей составляет 800 - 1600 об/мин. Передаточные числа и частоты вращения выходного вала привода ротора приведены в таблице 3.1, буровой лебёдки - в таблице 3.2. Передача вращающего момента с выходного вала коробки передач на валы ротора и лебёдки осуществляется с помощью цепных передач 2Н-50,8.

В оборудовании буровой установки имеется два буровых насоса. Привод каждого из них осуществляется от двух дизельных двигателей Wola-H мощностью 350 л/с каждый через цилиндрическую косозубую передачу с передаточным числом 4,92 (123/25). Буровые насосы могут включаться как по одиночке (на начальном этапе бурения, при подъёме инструмента), так и совместно. Синхронизация буровых насосов при использовании такого типа привода представляет собой отдельную проблему: зачастую после пуска двигатели одного из насосов останавливаются, что приводит к невозможности дальнейшего бурения до повторного запуска насоса.

Применение привода буровых насосов, буровой лебёдки и ротора от ДВС значительно ухудшает эксплуатационные показатели буровой установки. По сравнению с установками, оборудованными электроприводом основных механизмов, установка БУ 3Д-86 обладает меньшей надёжностью, имеет гораздо более низкую степень автоматизации основных процессов. Наличие большого количества дизельных двигателей является причиной дополнительных эксплуатационных затрат, поскольку дизельные двигатели по сравнению с электродвигателями больше нуждаются в обслуживании.

3.2 Реконструкция привода основных механизмов буровой установки

Для того, чтобы справиться с недостатками, присущими используемой в настоящее время системе привода от дизельных двигателей, следует провести реконструкцию буровой установки с заменой системы привода буровой лебёдки, буровых насосов и ротора на частотно-управляемый асинхронный электропривод.

Условия работы электроприводов в нефтедобывающей отрасли характеризуются отраслевой спецификой [1]. Специфичность заключается в большой мощности электроприводов, их питании по временным линиям электропередачи либо от автономных источников, больших динамических нагрузках электроприводов и механизмов, частой работе механизмов на упор, необходимости обеспечения высокой надёжности и безопасности. Для буровых установок характерны наиболее сложные в нефтяной и газовой промышленности системы электропривода.

Электрооборудование буровой установки размещается на открытой площадке или в неотапливаемом помещении временного типа (климатическое исполнение - У, ХЛ; категории размещения - 1 и 2). Длительность использования основных механизмов в рабочих режимах составляет до 2500 ч в год. Переодически проводятся демонтаж, транспортировка и монтаж оборудования в составе крупных блоков или поагрегатно.

Переход на электропривод основного оборудования буровой установки позволит улучшить эксплуатационные показатели установки: повысить надёжность, снизить время простоя при ремонтах, упростить текущее обслуживание, а также станет основой внедрения автоматизированной системы управления процессом бурения.

3.3 Выбор системы привода ротора, буровых насосов и буровой лебёдки

Для буровых станков предпочтителен электропривод с асинхронных короткозамкнутым электродвигателем и частотным управлением с преобразователем типа инвертора с широтно-импульсной модуляцией (ШИМ-инвертора)[1].

Главные электроприводы буровой установки работают не одновременно: в основных рабочих режимах действуют буровые насосы и ротор (режим бурения) или буровая лебёдка в режиме спускоподъёмных операций. Мощность, потребляемая электроприводами, в большей мере зависит от текущей глубины бурения. С учётом этого мощность главных электроприводов следует выбирать так, чтобы максимальные мощности в режиме бурения и режиме спуско-подъёмных операций были одного порядка и не превышали мощность источников энергии.

Необходимая мощность привода бурового насоса при разных методах бурения различна. Поскольку каждая буровая установка должна обеспечивать возможность бурения любым из указанных методов, мощность выбирают исходя из условий турбинного бурения, поскольку для роторного бурения требуется меньшая мощность. Мощность бурового насоса составляет 600 кВт, максимальная частота вращения вала привода - 1500 об/мин. Буровые насосы представляют собой насосы поршневого типа. Мощность двигателя определяется для основного расчётного режима, соответствующему наибольшему давлению насоса.

Буровой ротор предназначен для приведения во вращение колонны бурильных труб. При роторном бурении это необходимо для непосредственного вращения долота, при турбинном - для вспомогательных целей. Условия работы электропривода ротора буровой установки требуют использования взрывозащищённого электрооборудования [10]. Выбор вида привода и его характеристик выполняют с учётом следующих требований и технологических условий работы:

1.      Привод ротора должен быть реверсивным.

2.      В основных рабочих режимах ротор должен вращаться в одном (прямом) направлении, обратное направление необходимо только в некоторых вспомогательных режимах, поэтому допустим реверс с применением оперативных переключений с кратковременным перерывом питания.

.        Режим работы - длительный, момент нагрузки может быть постоянным или колебаться в некоторых пределах, вплоть до максимального.

.        При регулировании частоты вращения ниже номинальной привод должен привод должен обеспечивать возможность длительной работы при номинальном моменте нагрузки, при регулировании частоты выше номинальной - при постоянной номинальной мощности, однако привод ротора работает при меньших моменте и мощности, в связи с чем автоматическое обеспечение указанных условий не требуется.

.        Требуемый статизм механической характеристики в пределах номинальной нагрузки должен быть не более 5... 10 % номинальной частоты вращения;

.        Требования к плавности регулирования частоты вращения зависят от расчетной глубины бурения (плавное регулирование необходимо на установках глубокого бурения, а на прочих установках допустимо ступенчатое изменение частоты вращения);

.        Специфическим является требование ограничения момента инерции привода. Ротор приводит во вращение длинную упругую колонну труб. Для уменьшения динамических нагрузок в трубах при заклинивании долота привод должен иметь возможно меньший момент инерции.

В зависимости от класса буровой установки для привода ротора рекомендуется применять: для установок глубокого и сверхглубокого бурения - глубоко регулируемый электропривод ротора; для прочих буровых установок - нерегулируемый электропривод со ступенчатым изменением частоты вращения ротора с помощью механической коробки передач; возможно также применение группового привода ротора от трансмиссии буровой лебедки.

Буровая лебедка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны, производимых периодически для замены породоразрушающего долота. Мощность на валу буровой лебёдки составляет 690 кВт. Вид привода и его характеристики должны выбираться с учетом следующих требований и технологических особенностей работы лебедки в режиме подъема:

Режим работы привода - повторно-кратковременный. При подъеме колонну делят на отдельные отрезки - свечи длиной 25 ... 37,5 м каждая, которые поднимают последовательно одну за другой с перерывами, необходимыми для выполнения вспомогательных операций. Относительная продолжительность включения составляет в среднем 30...40%, длительность одного цикла 1,5... 3 мин. Перегрузка двигателя по току в рабочем периоде принимается обычно равной 1,2... 1,3 номинального тока;

Реверс двигателя в основных рабочих режимах не требуется, он необходим только в редких вспомогательных режимах и может осуществляться путем оперативных переключений. Если двигатель используется также в качестве тормозной машины при спуске колонны, то привод должен быть реверсивным (изменение знака скорости), однако статический момент нагрузки определяется «протягивающим грузом» и не меняет знака, т. е. привод работает в I и IV квадрантах.

Желательно более полное использование мощности привода при изменении момента нагрузки в широких пределах (до 20 раз), поэтому характеристика привода должна быть близкой к кривой постоянной мощности. Требуемый диапазон регулирования скорости до 10:1; привод должен иметь такие пусковые характеристики, чтобы обеспечивался плавный, но достаточно интенсивный разгон лебедки. Значение максимального момента двигателя должно быть 1,8...2,2 номинального момента;

Жесткость механической характеристики должна быть такой, чтобы статизм не превышал 5... 8 % номинальной частоты вращения. При регулируемом приводе формируется обычно экскаваторная механическая характеристика;

Привод лебедки должен обеспечивать остановку крюка талевой системы с точностью ±(30...40) мм, что соответствует 0,05...0,15 оборота вала двигателя (в зависимости от передаточного отношения между барабаном лебедки и валом двигателя);

На установках глубокого бурения привод лебедки должен быть двухдвигательным по соображениям резервирования, причем максимальное расчетное усилие на крюке должно обеспечиваться при работе одного двигателя.

В зависимости от класса буровой установки для привода лебедки рекомендуется применять: для установок глубокого и сверхглубокого бурения - глубоко регулируемый редукторный или безредукторный электропривод с аварийной механической передачей в зависимости от ряда дополнительных требований; для прочих буровых установок - регулируемый электропривод с диапазоном регулирования до 10:1.

Система торможения буровой лебедки должна воспринимать энергию, развиваемую бурильной колонной при спуске в скважину, и обеспечивать регулирование скорости спуска в заданных пределах. Для этой цели используются электрические машины различных типов, в первую очередь специально создаваемые для этого электромагнитные тормоза индукционного или порошкового типа. Рационально использовать в качестве тормозных машин приводные двигатели лебедки. Мощность тормозной машины на установках разных классов составляет от 200 до 1500 кВт. Действующие стандарты регламентируют скорости спуска колонны номинальной массы и незагруженного талевого блока, остальные параметры выбираются при проектировании.

Тормозные режимы реализуются с учетом следующих требований и технологических особенностей работы лебедки при спуске колонны:

1.      режим торможения - повторно-кратковременный, приблизительно такой же, как для привода лебедки в режиме подъема;

2.      основное направление вращения соответствует спуску колонны, однако возможно вращение в обратном направлении. Приводной двигатель при спуске работает в IV квадранте в режиме динамического или рекуперативного торможения. Последнее допускается на установках, получающих питание от электрической сети;

.        диапазон регулирования скорости спуска выше номинальной достигает 2:1. Желательно получение малых скоростей спуска вплоть до нулевой, однако допустимо принимать минимальную скорость примерно 0,3 номинальной. Желательно наиболее полно использовать мощность системы торможения, поэтому зависимость скорости спуска от момента нагрузки при скорости больше номинальной должна быть близкой к кривой постоянной мощности;

.        система торможения должна обладать запасом тормозного момента примерно 1,5 номинального значения для обеспечения достаточно интенсивного замедления;

.        требования к точности остановки те же, что и для привода лебедки в режиме подъема.

В зависимости от класса буровой установки рекомендуется применять системы торможения: для установок глубокого и сверхглубокого бурения - с использованием приводных двигателей лебедки в качестве тормозных машин; для установок бурения на средние глубины - с электромагнитными индукционными тормозами; для установок бурения на небольшие глубины - с электромагнитными ферропорошковыми тормозами, которые могут дополнительно, выполнять функции регуляторов подачи долота при бурении.

Для привода буровых насосов выбираем частотно-регулируемый асинхронный электропривод поскольку, по сравнению с другими видами электропривода, он обладает рядом преимуществ:

1.      обеспечивает широкий диапазон регулирования частоты вращения;

2.      обладает высокой эксплуатационной надёжностью;

.        позволяет эффективно решить задачу синхронизации двух буровых насосов при одновременной работе.

Для привода ротора выбираем частотно-регулируемый асинхронный электропривод, параметры редуктора и необходимость в использовании двухскоростного редуктора будет уточнена в ходе расчётов. В рамках рассматриваемой задачи данный вид привода обладает рядом дополнительных преимуществ:

механическая характеристика привода близка к кривой постоянной мощности, что позволяет достигать высокого момента при малой частоте вращения и номинальной мощности при высокой частоте;

1.      обеспечивает плавный пуск и плавное регулирование скорости вращения;

2.      обладает низким моментом инерции.

Для привода буровой лебёдки выбираем двухдвигательный частотно-регулируемый асинхронный электропривод в связи с необходимостью обеспечения отказоустойчивости, точного регулирования положения вала двигателя. В целях реализации последнего требования привод следует оборудовать датчиком угла поворота вала.

Рассмотрим вариант системы электропривода, выполненной на номинальное напряжение 6 кВ, поскольку двигатели требуемой мощности на более низкие уровни напряжения не производятся серийно, а выпукаются на заказ. Кроме того, пусковые токи двигателей, токи нормальных и аварийных режимов системы электроснабжения при выполнении её на номинальное напряжение 0,4 кВ будут достигать нескольких килоампер, что потребует установки мощной коммутационной аппаратуры.

4. Выбор типа и марки электродвигателей

 

.1 Выбор электродвигателей привода бурового насоса

Согласно паспортных данных бурового насоса УНБ-600А мощность его составляет 600 кВт, максимальная частота вращения - 5,33 с-1 (320 об/мин), для привода используется односкоростной редуктор с косозубой циллиндрической передачей с передаточным числом 4,92. Для привода насоса будем использовать асинхронный электродвигатель с короткозамкнутым ротором, оснащённый преобразователем частоты. Максимальная частота вращения приводного вала определяется из выражения

,             (4.1)

где n2 - частота вращения приводного вала, с-1 (об/мин);

n1 - частота вращения механизма, с-1 (об/мин);

i1,2 - передаточное число редуктора;

и составляет:

.

Минимальную полезную мощность электродвигателя, необходимую для привода насоса, определим исходя из мощности насоса и КПД редуктора по формуле

,      (4.2)

где Pдв min - минимальная полезная мощность электродвигателя, кВт;

PМ - максимальная мощность на приводном валу, кВт;

 - КПД редуктора.

Минимальная мощность электродвигателя составляет:

.

Для привода насоса выбираем асинхронный электродвигатель с синхронной частотой вращения 1500 об/мин, номинальной мощностью Pдв ном, удовлетворяющий условию:

.                 (4.3)

Выбираем электродвигатель серии ДА304 марки ДА3044500402УХЛ3 на напряжение 6 кВ [6] номинальной мощностью 800 кВт, частотой вращения 1500 об/мин, имеющий степень защиты IP44 и предназначенный для эксплуатации в помещениях с повышенной влажностью и запылённостью либо на открытом воздухе при температуре от +40 до -40 °С.

 

4.2 Выбор электродвигателей привода ротора

Основными заданными параметрами электропривода ротора являются мощность и момент ротора. По этим данным определяется номинальная угловая скорость ротора. Буровой ротор всегда имеет встроенный конический редуктор. Между приводным валом ротора и двигателем в общем случае имеется редуктор (одно- или многоскоростной). Мощность, угловая скорость и момент ротора и двигателя связаны следующими соотношениями [1]:

,          (4.4)

где Pр - мощность ротора, кВт;

 - КПД встроенного конического редуктора ротора;

 - КПД редуктора, установленного между ротором и двигателем.

,        (4.5)

где     - угловая скорость двигателя, рад/с.;

 - угловая скорость ротора, рад/с.;

iр - передаточное число встроенного конического редуктора ротора;

iред - передаточное число редуктора, установленного между ротором и двигателем.

,           (4.6)

где Мдв - момент на валу двигателя, Н×м;

Мр - момент на валу ротора, Н×м.

В соответствии с паспортными данными ротора Р700 [5] его статический момент составляет 8000 кгс×м (78480 Н×м), максимальная частота вращения - 4,17 с-1, передаточное число встроенного конического редуктора - 3,61. Сведения о мощности ротора в паспорте отсутствуют. Поскольку в настоящий момент для привода ротора используются три дизельных двигателя мощностью по 350 л.с. (255 кВт) каждый, мощность ротора с учётом КПД встроенного конического редуктора и 4-скоростной механической коробки передач, не может превышать 650 кВт.

Механическая характеристика для данного типа ротора в доступных автору библиографических источниках отсутствует. Однако, в [10] приводится механическая характеристика ротора буровой установки БУ 5000/335 ДЭК БМ, имеющего близкие технические характеристики. Исходя из приведённой механической характерстики, максимальное значение статического момента достигается при частоте вращения ротора 60 об/мин (1 с-1) и составляет 6000 кгс×м (58860 Н×м). Предполагая, что максимальный статческий момент ротора Р700 имеет место при тех же условиях, мощность ротора может быть найдена из выражения

,        (4.7)

где fр - частота вращения ротора, с-1:

.

Одной из основных задач расчета является выбор передаточного числа редуктора ротора, поскольку iр задано. Для регулируемого привода передаточное число высшей передачи определяют по (5), причем скорость двигателя принимают максимальной. Затем по (6) находят момент двигателя при том же iр и максимальном моменте на роторе и проверяют выполнение условия:

,      (4.8)

где Мдв max - момент двигателя при максимальном моменте на роторе, Н×м;

Мдв доп - максимальный допустимый момент двигателя, Н×м.

Определим максимальную частоту вращения двигателя. Предварительно выберем для привода ротора асинхронный двигатель с короткозамкнутым ротором взрывозащищённого исполнения ВАО710М-8 мощностью 800 кВт, синхронной частотой вращения 750 об/мин (12,5 с-1), Мmax/Mном = 2,4 [7]. Верхний предел частоты выходного напряжения современных преобразователей частоты, используемых для организации частотно-регулируемого электропривода, задаётся путём программирования, а максимальное его значение для различных типов преобразователей составляет не менее 150 Гц. Определим с учётом (5) максимальную частоту вращения выходного вала ротора n1:

.

Поскольку отношение максимальной частоты вращения вала ротора к синхронной частоты вращения вала двигателя составляет 1,20, за счёт применения преобразователя частоты возможно обеспечить необходимую максимальную частоту вращения вала ротора без применения дополнительного редуктора.

Определим по (6) максимальный момент на валу двигателя при максимальном моменте ротора:

.

Номинальный момент двигателя:

.

Учитывая характеристики преобразователя частоты, номинальный момент двигателя на частоте вращения 1 с-1 составит 1,5Мдв ном, максимальный момент будет равен:

.

Условие (8) выполняется. Дополнительный редуктор для привода ротора не требуется.

Для привода ротора выбираем асинхронный двигатель с короткозамкнутым ротором взрывозащищённого исполнения ВАО710М-8.

 

4.3 Выбор электродвигателей привода буровой лебёдки

За основной расчетный режим лебёдки принимается режим подъема бурильной колонны номинальных длины и массы. Формулы для расчета мощности и моментов являются общими для различных видов привода. Предварительный выбор номинальной мощности двигателя (или суммарной мощности двигателей) осуществляется по заданной мощности на барабане Рб в основном расчетном режиме:

,                (4.9)

где  - допустимая перегрузка двигателя в основном расчётном режиме.

Моменты на валу барабана при подъёме и спуске колонны определяются следующими выражениями:

,           (4.10)

,      (4.11)

где Мб п - момент на валу барабана при подъёме колонны, Н×м;

Мб с - момент на валу барабана при спуске колонны, Н×м;

G - вес колонны в воздухе, Н;

Dб - расчётный диаметр барабана, м;

kпогр - коэффициент потери массы при погружении колонны в раствор;

iтс - передаточное число талевой системы;

 - КПД талевой системы;

 - коэффициент, учитывающий трение колонны о стенки скважины, .

Моменты на валу двигателя при подъёме и спуске колонны, соответственно:

,         (4.12)

,       (4.13)

где Мдв п - момент на валу двигателя при подъёме колонны, Н×м;

Мдв с - момент на валу двигателя при спуске колонны, Н×м;

ik - передаточное число k-й передачи редуктора;

 - КПД k-й передачи редуктора.

4.3.4 В [2] приведены паспортные данные буровой лебёдки ЛБУ-1200Д-1, расчёт электропривода которой предусмотрен в проекте. Мощность на приводном валу лебёдки составляет 690 кВт, частоты вращения приводного вала для различных скоростей 5-ступенчатой коробки передач составляют, соответственно, 0,628(37,7); 1,413(84,8); 2,416(145); 3,716(223); 5,733(344) с-1 (об/мин). Исходя из выражения (7), определим моменты на приводном валу лебёдки в режиме подъёма, предполагая, что лебёдка работает с максимальной мощностью. Результаты вычислений приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Частота вращения приводного вала лебёдки и момент на валу в зависимости от номера скорости.

Параметр	Номер скорости
	1	2	3	4	5
n, c-1	0,628	1,413	2,416	3,716	5,733
М, кН×м	174,868	77,719	45,454	29,552	19,155

Для привода лебёдки исходя из номинальной мощности и требуемой частоты вращения приводного вала выберем асинхронный электродвигатель с короткозамкнутым ротором марки ДА3044500406УХЛ3 мощностью 800 кВт, синхронной частотой вращения 500 об/мин, Мmax/Mном = 2,6 [6]. Для привода лебёдки будем использовать редуктор. Передаточное число редуктора выберем так, чтобы, с учётом регулирования частоты питающего напряжения с использованием частотного регулятора, максимальная частота вращения приводного вала лебёдки совпадала с частотой вращения вала на 5-й скорости. Поскольку большинство частотных регуляторов, используемых для высоковольтного электропривода, поддерживают регулирование частоты питающего напряжения в диапазоне до 150 Гц, а частота напряжения сети составляет 50 Гц, передаточное число редуктора может быть найдено из отношения:

,             (4.14)

где n5 - частота вращения приводного вала лебёдки на 5-й скорости;

.

Проверим выполнение условия (8) с учётом (9). При синхронной частоте вращения двигатель развивает номинальный момент:

;

Момент на приводном валу лебёдки при синхронной частоте вращения двигателя:

.

Найденное значение превосходит величину момента на приводном валу лебёдки при третьей скорости редуктора. Проверим выполнение условия (8) при минимальной частоте вращения. Учитывая характеристики преобразователя частоты, номинальный момент двигателя на частоте вращения 1 с-1 составит 1,5Мдв ном, максимальный момент на приводном валу лебёдки будет равен:

.

Поскольку условие выполняется, для привода лебёдки исходя из требования обеспечения надёжности [1] выбираем два электродвигателя серии ДА304 марки ДА3044500402УХЛ3 на напряжение 6 кВ [6] номинальной мощностью 800 кВт, частотой вращения 1500 об/мин, имеющих степень защиты IP44 и предназначенных для эксплуатации в помещениях с повышенной влажностью и запылённостью либо на открытом воздухе при температуре от +40 до -40 °С.

Для обеспечения возможности остановки электродвигателей привода лебёдки в заданном положении на валах двигателей следует установить датчики угла поворота вала.

5. Выбор частотных преобразователей

 

.1 Определение параметров преобразователей частоты

Выбор преобразователей частоты осуществляется исходя из номинального напряжения, номинальной мощности, необходимого диапазона регулирования выходной частоты а также по наличию возможностей автоматизации управления электроприводом.

В современных условиях для управления технологическим оборудованием находят применение промышленные сети. Один из перспективных стандартов интерфейсов промышленных сетей для управления электроустановками - RS-485 и протокол MODBUS.

RS-485 является симметричным последовательным интерфейсом, обеспечивающим двунаправленную полудуплексную передачу данных [3]. Связь обеспечивается по кабелям типа «витая пара» на дальность до 1200 м. Максимальное количество передатчиков сети RS-485 составляет 32, приёмников - 32, максимальная скорость передачи - 10 Мбит/с. Несмотря на то, что стандарт предусматривает наличие в сети до 32 пар передатчик/приёмник, что определяется суммарным сопротивлением приёмников, многие производители расширили возможности стандарта с поддержкой до 255 устройств на одной линии за счёт увеличения сопротивления приёмников. Стандарт RS-485 за счёт поддержки трёх состояний позволяет осуществлять связь двух устройств по одной витой паре. В случае наличия второй пары организуется дуплексная передача данных, при этом одно из устройств выполняет функции ведущего.

Протокол MODBUS реализует взаимодействие устройств в режиме главный/подчинённый. Главное устройство инициирует передачу (делает запрос), подчинённые устройства передают запрашиваемые данные или выполняют требуемые действия. Главное устройство может посылать запрос конкретному подчинённому устройству или выполнять широковещательный запрос. Подчинённое устройство посылает ответ на запросы, адресованные лично ему. Ответы на широковещательные запросы не возвращаются. Допустима последовательная передача в режимах ASCII или RTU. На данный момент протокол MODBUS получил широчайшее распространение в сфере энергетики и поддерживается большей частью цифрового промышленного оборудования.

В целях реализации эффективного управления электроприводом будем рассматривать только те преобразователи, которые имеют встроенную поддержку интерфейса RS485 и протокола MODBUS.

Мощность частотного преобразователя определяется из следующего соотношения:

,                (5.1)

где  - номинальный  двигателя;

 - КПД двигателя.

Преобразователи частоты для двигателей ДА3044500402УХЛ3 (буровые насосы, буровая лебёдка) должны иметь мощность, не менее:

.

Преобразователь частоты для двигателя ВАО710М-8 (ротор) должен иметь мощность, не менее:

Частотные преобразователи должны быть выполнены на номинальное напряжение 6 кВ.

5.2 Выбор типа преобразователей частоты

На рынке широко представлены преобразователи частоты для частотно-регулируемого асинхронного электропривода как зарубежного (Siemens, ABB, Schneider Electric и др.), так и отечественного (Компания «Веспер», Корпорация «Триол» и др.) производства. В таких условиях важными составляющими выбора типа оборудования, и, как следствие, его поставщика, кроме стоимости решения, являются обеспечение возможности сервисного обслуживания оборудования, открытость производителя и поставщика, готовность поставщика участвовать в проектировании системы и пуско-наладочных работах, гибкость получаемого решения и его соответствия принятым стандартам, а для рассматриваемого случая - возможность работы частотных преобразователей в суровых климатических условиях.

Для осуществления частотно-регулируемого электропривода основных механизмов буровой установки будем применять преобразователи частоты EI-7009 мощностью 1000 кВт, удовлетворяющие условию (15), в контейнерном варианте в исполнении УХЛ3. Использование однотипных преобразователей позволит уменьшить количество необходимых элементов замены и запасных частей, упростить обслуживание систем привода.

6. Выбор дизель - генераторов для дизельной электростанции

.1 Критерии выбора дизель-генераторов

Для обеспечения электроэнергией буровой установки и рабочего посёлка используется дизельная электростанция, имеющая в своём составе 3 дизель-генератора. Два дизель-генератора обеспечивают питание всех электроприёмников, третий используется в качестве резервного.

Суммарная мощность двух дизель-генераторов должна покрывать общую потребность буровой установки и рабочего посёлка в электрической энергии:

,

где SГ - мощность одного генератора, кВА;

SПОТР - расчётная мощность потребителя, кВА.

Генераторы должны быть выполнены на номинальное напряжение 6 кВ. По конструктивному исполнению блоков дизель-генератор предпочтителен вариант размещения установки в стандартном контейнере, что позволяет обеспечить удобство транспортировки. Генераторы должны обладать автоматическими регуляторами тока возбуждения. Предпочтительная конструкция возбудителя - бесщёточная, что позволяет повысить надёжность и снизить затраты на текущее обслуживание. Аппаратура блока дизель-генератор должна иметь возможность удалённого управления с использованием цифровых каналов связи. Система охлаждения двигателя и выхлопная система должны позволять использовать энергию охлаждающей жидкости и выхлопных газов двигателя для обогрева рабочего посёлка и буровой установки.

6.2 Выбор типа и мощности дизель-генераторов

Для определения необходимой мощности дизель-генераторов следует определить расчётную мощность нагрузки. Нагрузка представлена:

·        тремя мощными электродвигателями (P=800 кВт), приводящими во вращение 2 буровых насоса и ротор (ротор и буровая лебёдка совместно не включаются), режим работы двигателей продолжительный (S1);

·        вспомогательными механизмами буровой установки, расчётная мощность P = 300 кВт, cos(f)=0,8;

·        потребителями рабочего посёлка, расчётная мощность 200 кВт, cos(f)=0,95.

Определим расчётную мощность двигателей главных приводов с учётом их подключения через частотные преобразователи. В состав частотного преобразователя входят последовательно подключенные мостовой трёхфазный выпрямитель и инвенртор. Для мостового трёхфазного выпрямителя cos(f)=1, поскольку его включение не приводит к сдвигу фаз основной гармоники тока по отношению к питающему напряжению. В то же время, для двигателя, включенного за преобразователем частоты, cos(f)<1, следовательно, полный ток преобразователя частоты необходимо определять с учётом реактивной составляющей мощности двигателя. Соответственно, cos(f) блока двигатель-частотный преобразователь равет 1, а расчётная мощность определяется из выражения

,                (6.1)

где  - КПД частотного преобразователя, для выбранного типа частотных преобразователей равен 0,95;

Расчётная мощность привода бурового насоса:

Расчётная мощность привода ротора:

Суммарная расчётная мощность всех одновременно включаемых электроприёмников:

,

где  - расчётная мощность рабочего посёлка, кВА;

 - расчётная мощность вспомогательных механизмов буровой установки, кВА;

Мощность генератора в продолжительном режиме работы должна составлять не менее 1781 кВА (1776 кВт). На рынке представлены, в основном, дизель генераторы зарубежного производства таких прозводителей, как SDMO, Cummins Power Generation, FGWilson и др. Для электроснабжения буровой установки и рабочего посёлка выбираем три генератора производства Cummins Power Generation типа DQLB мощностью 2400 кВТ (3000 кВА) (рисунок 1) в контейнерном исполнении с номинальным напряжением 6,3 кВ.

Рисунок 1. Дизель-генератор Cummins Power Generation DQLB мощностью 2400 кВТ (3000 кВА)

7. Выбор схемы электроснабжения буровой установки и рабочего посёлка

 

.1 Выбор схемы электроснабжения

Для электроснабжения буровой установки и рабочего посёлка выберем схему с двумя секциями шин главного распределительного пункта (ГРП), позволяющую за счёт резервирования основных элементов системы электроснабжения обеспечить высокую надёжность системы в целом. ГРП имеет две секции шин: СШ-1 и СШ-2. Мощные электроприёмники - системы привода основных механизмов буровой установки - подключены к шинам ГРП через вакуумные выключатели. Электроприёмники на напряжение 0,4 кВ подключены через два трансформатора Т-1 и Т-2 напряжением 6,3/0,4 кВ для обеспечения резервирования трансформаторов. К СШ-1 подключены:

·        привод первого бурового насоса М-2;

·        основной привод буровой лебёдки М-4;

·        трансформатор Т-1

К СШ-2 подключены:

·        привод ротора М-1;

·        привод второго бурового насоса М-3;

·        резервный привод буровой лебёдки М-5;

·        трансформатор Т-2.

Таким способом обеспечивается резервирование наиболее критичных электроприёмников, а в основном режиме работы нагрузки на СШ-1 и СШ-2 будут иметь близкие значения.

 

7.2 Выбор трансформаторов

Для установки будем выбирать сухие трансформаторы, т.к. они обладают рядом значимых преимуществ, связанных с отсутствием бака с охлаждающей жидкостью: простотой установки и перевозки, меньшей взрыво- и пожароопасностью. Выбор мощности трансформаторов для системы электроснабжения буровой установки осуществляется согласно методике, изложенной в [8]. Так, при проектировании двухтрансформаторной ТП номинальную мощность трансформатора принимают равной 0,7 максимальной мощности нагрузки. Соответственно, номинальная мощность трансформатора будет равна:

Выбираем два трансформатора типа ТСЗ-400/10 номинальным напряжением 6,3/0,4

8. Выбор марки и сечения кабелей

 

.1 Методика определения марки и сечения кабелей

Распределительную сеть 6 кВ выполним кабелями марки АСБ, проложенными открыто. Ток в линиях находим по формуле:

,                  (8.1)

где

Sр - расчётная нагрузка на кабель, кВА;

Uн - номинальное фазное напряжение, кВ.

Допустимый ток кабельной линии принимаем из соотношения:

,       (8.2)

где I’Д - допустимое по условиям нагрева значение длительно допустимого тока при заданных расчётных условиях, А;

kП - поправочный коэффициент, вводимый для случаев, когда фактические условия отличаются от расчётных.

Расчётная предельная температура, для которой определены значения I’Д, составляет 25°С, что соответствует применяемым условиям прокладки кабеля, kП=1. Определим марку, сечение и сопротвление кабельной линии, которой подключен привод ротора:

По условиям нагрева выбираем кабель марки АСБ с сечением жил 50 мм2. Удельное сопротивление кабеля r0 = 0,67 Ом/км; X0 = 0,06 Ом/км. Длина кабеля составляет 40 м. Отсюда сопротивление кабеля составляет:

где

l - длина кабеля, км.

Для АСБ-3´50 протяженностью 40 м сопротивление составляет:

Результаты расчётов для всех кабелей на напряжение 6 кВ приведены в таблице 2.

Таблица 2 Выбор марки кабеля и сечения жил для сети напряжением 6 кВ

Участок сети	Расчётная мощность, кВА	Ток участка, А	Iдоп, А	Длина участка сети, м	марка кабеля	Сечение жил кабеля, мм	Сопротивление кабеля, Ом
							r	X
Л-1: ГРП-Привод ротора	1036	99,7	110	40	АСБ	50	0,0268	0,0024
Л-4: ГРП-Привод лебёдки	1007	96,9	110	45	АСБ	50	0,0302	0,0027
Л-5: ГРП-Привод лебёдки резервный	1007	96,9	110	45	АСБ	50	0,0302	0,0027
Л-2: ГРП-Привод насоса №1	1007	96,9	110	25	АСБ	50	0,0168	0,0015
Л-3: ГРП-Привод насоса №2	1007	96,9	110	30	АСБ	50	0,0201	0,0018

9. Расчёт токов короткого замыкания

.1 Определение параметров элементов системы электроснабжения

Расчёт токов короткого замыкания производится для целей проверки выбора выключателей по отключающей способности и определения уставок релейной защиты. Для решения первой задачи определяется ударный ток короткого замыкания, для второй - токи и напряжения установившегося аварийного режима. Методы определения параметров аварийного режима рассмотрены в [9]. Для проведения расчётов необходимо составить схему замещения системы электроснабжения и определить параметры её элементов. Поскольку основные элементы системы электроснабжения буровой установки выполнены на номинальное напряжение 6 кВ, а нагрузка, подключённая к трансформаторам Т-1 и Т-2 может быть представлена обобщённой нагрузкой, расчёт параметров аварийного режима будем производить в именованных единицах.

Воздушные и кабельные линии электропередачи представлены в схеме замещения своими активными и индуктивными сопротивлениями. При расчёте несимметричных видов повреждений сопротивление обратной последовательности ЛЭП принимается равным сопротивлению прямой, сопротивление нулевой последовательности определяется независимо.

Трансформаторы вводятся в схему замещения сопротивлениями, определяемыми из выражения:

,   (9.1)

где uk - напряжение короткого замыкания;

Pk - мощность короткого замыкания;

X1,X2 - реактивные сопротивления прямой и обратной последовательностей, Ом;

r1,r2 - активные сопротивления прямой и обратной последовательностей, Ом;

Z1,Z2 - полные сопротивления прямой и обратной последовательностей, Ом;

SН - номинальная мощность, МВА.

Сопротивление нулевой последовательности трансформаторов зависит от схемы соединения обмоток.

Генераторы вводятся в схему замещения прямой последовательности своими ЭДС и сопротивлениями. Для машин с демпферными обмотками используются сверхпереходные значения, для машин без демпферных обмоток - переходные значения.

                  (9.2)

                                        (9.3)

,           (9.4)

где IН - номинальный ток генератора, А;

 - относительное значение продольного сверхпереходного сопротивления;

Pн - номинальная активная мощность, МВт.

Сопротивление обратной последовательности генераторов:

.                             (9.5)

Крупные асинхронные двигатели вводятся в схему замещения аналогично генераторам своими ЭДС и сопротивлениями, определяемыми из выражений:

                                           (9.6)

, (9.7)

где IП - кратность пускового тока асинхронного двигателя;

IН - номинальный ток двигателя, определяемый по (9.3).

Сопротивление обратной последовательности двигателя принимается равным сопротивлению прямой последовательности.

Обобщённая нагрузка вводится в схему замещения своими сопротивлением и ЭДС, в относительных единицах принимаемых равными 0,35 и 0,85 соответственно.

Рисунок 2. Принципиальная схема системы электроснабжения буровой установки для расчёта параметров аварийного режима.

Учитывая наличие частотных преобразователей, будем считать, что подпитка короткого замыкания со стороны двигателей отсутствует (преобразователи не являются рекуперативными), поэтому двигатели в схеме замещения будем представлять их сопротивлениями. Принципиальная схема системы электроснабжения для расчёта параметров аварийного режима приведена на рисунке 2. Сопротивления кабельных линий определены и приведены в таблице 2. Сопротивление прямой последовательности двигателя привода ротора М-1 (IП = 6; cos(f)=0,85):

.

Аналогично сопротивление прямой последовательности двигателей М-2, М-3, М-4, М-5 (IП = 7; cos(f)=0,88)::

Сопротивления прямой последовательности трансформаторов Т-1 и Т-2 (Uk=5.5%, Pk=1.3 кВт):

.

Параметры генераторов Г-1 и Г-2 (;cos(f)=0,8):

Параметры нагрузки Н-1:

 

9.2 Расчёт тока короткого замыкания на шинах ГРП и определение ударного тока

Для определения ударного тока короткого замыкания воспользуемся методикой, предложенной в [9]. Ударный ток определяется из выражения:

,

где kу - ударный коэффициент;

TAE - постоянная времени изменения апериодической составляющей тока короткого замыкания, с;

 - эквивалентное реактивное сопротивление цепи относительно точки короткого замыкания, вычисленное в условии, что активные сопротивления элементов равны нулю, Ом;

 - эквивалентное активное сопротивление цепи относительно точки короткого замыкания, вычисленное в условии, что реактивные сопротивления элементов равны нулю, Ом;

I’’ - модуль действующего значения сверхпереходного тока короткого замыкания, кА.

Для определения ударного тока для выбора выключателей по отключающей способности выберем точку короткого замыкания непосредственно на шинах ГРП при параллельной работе генераторов Г-1 и Г-2. Тогда ток трёхфазного металлического КЗ I’’ определяется суммой токов источников питания (генераторов Г-1, Г-2 и нагрузки Н-1), поскольку все остальные электроприёмники находятся за точкой КЗ:

.

Эквивалентные сопротивление и ЭДС источников питания для расчёта уставок релейной защиты:

.

Суммарные сопротивления, постоянная времени изменения апериодической составляющей тока КЗ и ударный ток:

.

10. Выбор выключателей

 

.1 Выбор и проверка выключателей по отключающей способности

Для установки в КРУ выберем вакуумные выключатели ВВ/TEL производства компании «Таврида Электрик». Вакуумные выключатели ВВ/TEL предназначены для эксплуатации в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц номинальным напряжением до 10 кВ с изолированной и компенсированной нейтралью в нормальных и аварийных режимах. Вакуумные выключатели ВВ/TEL применяются в ячейках КРУ внутренней и наружной установки, а также в камерах КСО, как при новом строительстве, так и при замене выключателей прежних лет выпуска. Основные отличительные особенности вакуумных выключателей ВВ/TEL-10:

1.  Высокий коммутационный и механический ресурс. Вакуумные выключатели ВВ/ТЕL-10-20/1000 общепромышленного исполнения рассчитаны на коммутационный ресурс - 50 000 циклов "ВО" при номинальном токе, механический ресурс привода при этом составляет 150 000 циклов "ВО", а выключатели для частых коммутаций, ориентированные на работу в электротермических установках выдерживают 100 000 циклов "ВО" при номинальном токе, при этом все выключатели имеют ресурс 100 циклов "ВО" или 150 операций отключения при номинальном токе отключения 20 кА. Такого числа циклов В-О не могут предложить даже зарубежные аналоги, стоимость на приобретение которых значительно превосходят стоимость выключателей ВВ/TEL.

2.      Отсутствие необходимости в проведении текущего, среднего и капитального ремонтов. Выключатель ВВ/TEL не требует проведения

.        планово-предупредительных ремонтов на протяжении всего срока эксплуатации благодаря высокой надежности конструкции, отсутствию изнашивающихся деталей и высокой стабильности заводских регулировок выключателя. Для поддержания высокой эксплуатационной готовности рекомендуются следующие операции по обслуживанию выключателя (согласно ТШАГ 674152.003 РЭ изм. 1 р 4.4.): протирка изоляции сухим безворсовым материалом; проверка электрической прочности главных цепей выключателя промышленным напряжением 42 кВ (1 мин); замер переходного сопротивления главных цепей выключателя; проверка выключателя многократными опробываниями (не менее 5 включений - отключений). Рекомендуемая периодичность проверок - через 2 года после установки выключателя, в дальнейшем подобные проверки производить один раз в 5 лет. При этом рекомендуется провести вторую проверку до истечения гарантийного срока - 7 лет с момента изготовления выключателя. Безотказность работы выключателя обеспечивается соблюдением условий монтажа и эксплуатации: минимальная рабочая температура -40°С; максимальная рабочая температура +55°С; группа по стойкости к внешним механическим воздействиям (работа в машинных залах, а так же вблизи молотов, дробилок, прессов) М7; максимальная относительная влажность (допускается конденсация росы) 100% при +25°С; максимальная высота над уровнем моря (без изменения рабочих характеристик) 1000 м.

.        Питание от сети постоянного, выпрямленного и переменного оперативного тока в широком диапазоне напряжений. Блоки управления выключателями имеют входы для питания по цепям постоянного, выпрямленного и переменного оперативного тока. Шкала номинальных напряжений имеет следующие значения 24, 30, 48, 60, 110, 220 В постоянного тока, 100, 127, 220 В переменного тока. Работоспособность сохраняется при колебании напряжения в диапазоне 80-125% от номинального напряжения. При отсутствии оперативного тока включение выключателя ВВ/TEL возможно одним из следующих способов:

а. от вспомогательного источника 12-30 В, например 2-х 9 вольтовых элементов питания типа "Крона";

б. от блока автономного включения BAV/TEL-220-02 (при применении блока BU/TEL-220-05a совместно с BP/TEL-220-02a).

5.  Малое потребление мощности по цепи оперативного питания. Все модификации устройств управления имеют встроенные конденсаторы включения и отключения, которые обеспечивают дозированную подачу электроэнергии на электромагниты выключателя ВВ/TEL, обеспечивая тем самым оптимальные условия для его работы. При этом потребление энергии от сети оперативного питания небольшое, так как расходуется только на заряд конденсаторов и на работу внутренней схемы устройств управления. Например, потребляемая мощность блока BU/TEL-220-05a (совместно с BP/TEL-220-02a) составляет 120 ВА при подготовке к включению в течение 4 сек. и 35 ВА в стационарном режиме. Вышеперечисленное позволяет использовать облегченные источники оперативного питания, например УСН-24-01 или UPS (автоматы бесперебойного питания). В цепи электромагнита выключателя ВВ/TEL величина тока составляет 16 А при включении и 2 А при отключении. Непосредственно из сети оперативного питания данный ток не потребляется.

.    Высокое быстродействие при включении и отключении. Движение механизма при включении и отключении происходит вдоль одной линии, механическая часть привода выключателя практически не содержит вращающихся частей, величина перемещения составляет не более 8 мм. Блоки управления приводом выключателя строятся на современной микропроцессорной элементной базе. Все это обеспечивает полное время отключения выключателя не более 60 мс (с момента подачи команды на блок управления).

7.      Возможность отключения при потере оперативного питания. Для отключения выключателя используется энергия, предварительно накопленная в конденсаторе отключения, что дает возможность отключения выключателя в течение 10-30 с после исчезновении оперативного напряжения. Кроме того, блоки управления выключателями имеют входы для подключения цепей трансформаторов тока, что обеспечивает: возможность отключения выключателя в аварийном режиме по схеме с дешунтированием; дополнительное питание отключающего конденсатора блока управления.

.        Совместимость с любыми существующими типами ячеек КРУ и КСО. Конструктивные особенности выключателя ВВ/TEL позволили разработать более 70 проектов модернизации (ретрофита), причем на сегодняшний день 40000 выключателей применены при модернизации в соответствии с этими проектами. Выключатель ВВ/TEL так же активно применяется при новом строительстве. Более 70 КРУ и КСО - строительных заводов Российской Федерации являются активными партнерами компании "Тавриды Электрик". В изделиях КРУ и КСО применено 60000 выключателей.

.        Допускается работа в любом пространственном положении. Отсутствие дугогасящей среды, для которой важно положение в пространстве (дуга гасится в вакууме), позволяет устанавливает выключатель в любом пространственном положении без ухудшения качественных параметров выключателя. Это создает дополнительные удобства при монтаже.

.        Малые габариты и вес. Габаритные размеры выключателя и вес меньше тех же параметров аналогичных выключателей других производителей. Это имеет преимущество при производстве монтажа. При габаритах 474 х 540 х 265 мм (высота, ширина и глубина аппарата с межполюсным расстоянием 200 мм) и массе 35 кг выключатель ВВ/TEL существенно облегчает операции по его обслуживанию и монтажу.

.        Все вакуумные выключатели серии ВВ/TEL полностью испытаны на соответствие требованиям российских стандартов и имеют сертификаты соответствия системы ГОСТ Р.

Учитывая найденное значение ударного тока короткого замыкания, максимальный ток рабочего режима (значения приведены в таблице 2), номинальное напряжение системы электроснабжения, выбираем для установки в ячейки КРУ вакуумные выключатели типа BB/TEL-10-20/1000 У2, с номинальным током отключения 20 кА. Условие динамической стойкости Iн > Iу выполняется.

11. Выбор устройств релейной защиты и определение уставок

 

.1 Выбор типа устройств релейной защиты

В данном дипломном проекте предлагаю использовать УРЗА Sepam 1000+. Преимущества, которыми обладает Sepam 1000+, по сравнению с другими микропроцессорными защитами:

·   относительно невысока стоимость по сравнению даже с отечественными УРЗА, например БМРЗ и Сириус;

·        простота исполнения защиты (на большинстве защищаемых объектов нет надобности в сложных УРЗА с направленными защитами);

·        программируемая логика;

Дополнительно предусматривается использование следующих возможностей Sepam 1000+. Это логическая селективность, ТИ, ТУ, ТС.

 

11.2 Защита кабельной линии

ПУЭ [4] предусматривают на одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий устанавливать, как правило, двухступенчатую или трёхступенчатую токовую защиту, первая (и вторая, в случае трёхступенчатой защиты) ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а последняя - в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени. Для линий в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью (в том числе и с нейтралью, заземленной через дугогасительный реактор) должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.

.2.2 Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в двухфазном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения.

Защита должна быть выполнена одно-, двух- или трехрелейной в зависимости от требований чувствительности и надежности.

Для защиты кабельной линии отходящей от ГРП выбираем серию Sepam 1000+ типа S20. На ней можно реализовать следующие защиты:

·   2-х (4-х) ступенчатая токовая защита в фазах (50/51);

·        2-х (4-х) ступенчатая защита от замыканий на землю (50N/51N);

·        Ток обратной последовательности/небаланс (46).

Рассмотрим расчёт уставок защит кабельных линий на примере линии Л-1 (ГРП - Привод ротора).

Определим параметры токовой отсечки без выдержки времени (50/51). Параметры элементов схемы замещения определены в разделах 8 и 9 настоящего проекта. Ток срабатывания первой ступени токовой защиты отстраивается от максимального 3-х фазного тока короткого замыкания на конце кабельной линии:

,              (11.1)

где kотс - коэффициент отстройки, для токовой отсечки kотс=1,3;

IK3Cmax - максимальный ток трёхфазного короткого замыкания в конце линии, кА.

Определим ток трёхфазного КЗ на выводах частотного преобразователя привода М-1 в максимальном режиме:

.

Ток срабатывания защиты:

.

Время срабатывания токовой отсечки определяется собственным временем срабатывания и временем срабатывания промежуточных реле. Ток двухфазного короткого замыкания в минимальном режиме на 20% длины линии с учётом (23):

,

Следовательно, токовая отсечка не обеспечивает защиту необходимого участка линии. Таким образом на кабельной линии будет отсутствовать быстродействующая токовая защита. Этот недостаток можно устранить с помощью логической селективности Sepam 1000+.

Токовая отсечка с выдержкой времени (50/51). Ток срабатывания второй ступени токовой защиты отстраивается от максимального тока срабатывания 1 ступени смежной защиты (токовой отсечки двигателя М-1), обеспечивая тем самым дальнее резервирование:

,

где  - ток срабатывания смежной защиты, .

.

Время срабатывания отстраивается от времени срабатывания смежной ступени защиты:

Выполним проверку чувствительности защиты. Ток двухфазного короткого замыкания в конце линии:

Согласно ПУЭ, чувствительность достаточна.

Максимальная токовая защита (50/51). Ток срабатывания максимальной токовой защиты отстраивается от номинального тока, протекающего по линии:

,

где Котс - коэффициент отстройки, для SEPAM 1000+ Котс=1,1;

Кв - коэффициент возврата, для SEPAM 1000+ Кв=0,935;

Время срабатывания защиты отстраивается от времени срабатывания смежной защиты (максимальной токовой защиты двигателя М-1):

Выполним проверку чувствительности:

Согласно ПУЭ, чувствительность достаточна.

Защита от замыканий на землю (50N/51N). В связи с повышенной опасностью однофазного замыкания на землю в системе электроснабжения буровой установки выполним защиту от замыкания на землю с действием на отключение без выдержки времени. Ток срабатывания защиты от замыканий на землю отстраивается от суммарного ёмкостного тока, протекающего по линии:

,

где  - суммарная длина кабельных линий, км;

 - удельный ёмкостной ток КЛ, А/км;

.

,

где Котс = 1,3 - коэффициент отстройки;

Кбр = 5 - коэффициент, учитывающий возрастание емкостного тока при дуговых перемежающихся ОЗЗ.

Защита от небаланса (46). Согласно ПУЭ, эта защита не является обязательной, но в связи с тем что нагрузка на линии Л-1 - двигатель, для которого небаланс вреден из-за того что он снижает срок службы, её можно ввести в действие для резервирования защиты от небаланса двигателя, с действием на отключение. Принимаем Iсз = 20%.

Расчёты защит остальных кабельных линий, отходящих от ГРП, выполняются аналогично. Результаты приведены в таблице 3.

Таблица 3 Защита кабельных линий.

Линия	ТО с выдержкой времени		МТЗ		Защита от небаланса	Защита от ОЗЗ
	IСЗ, А	tСЗ, с	IСЗ, А	tСЗ, с	IСЗ, %	IСЗ, А	tСЗ, с
Л-1: ГРП-Привод ротора	875	0,3	117	0,6	20	0,85	0
Л-2: ГРП-Привод насоса №1	986	0,3	114	0,6	20	0,85	0
Л-3: ГРП-Привод насоса №2	986	0,3	114	0,6	20	0,85	0
Л-4: ГРП-Привод лебёдки	986	0,3	114	0,6	20	0,85	0
Л-5: ГРП-Привод лебёдки резервный	986	0,3	114	0,6	20	0,85	0

 

11.3 Защита трансформатора

По ПУЭ для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

·        многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

·        однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;

·        витковых замыканий в обмотках;

·        токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

·        токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

·        однофазных замыканий на землю в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности.

Для защита трансформатора выбираем серию Sepam 1000+ типа Т20. На нём можно реализовать следующие защиты:

·        2-х (4-х) ступенчатая токовая защита в фазах (50/51);

·        2-х (4-х) ступенчатая защита от замыканий на землю (50N/51N);

·        Ток обратной последовательности/небаланс (46);

·        1-2-х ступенчатая защита от тепловой перегрузки (49RMS)

Расчёт уставок защит будем производить на примере трансформатора Т-1.

Токовая отсечка без выдержки времени (50/51). Ток срабатывания первой ступени токовой защиты отстраивается от максимального тока короткого замыкания за трансформатором (26):

,

Время срабатывания защиты tсз = 0,04 с - определяется собственным временем срабатывания защиты и промежуточных реле. Ток двухфазного короткого замыкания в минимальном режиме системы на выводах трансформатора:

.

Согласно ПУЭ, чувствительность защиты недостаточна. Токовая отсечка будет отсутствовать.

Максимально-токовая защита от сверхтоков (50/51). Ток срабатывания максимальной токовой защиты от сверхтоков отстраивается от тока срабатывания смежной максимальной токовой защиты, обеспечивая тем самым ближнее и дальнее резервирование:

.

примем, что номинальный ток, протекающий по линии равен номинальному току, протекающего через трансформатор.

Время срабатывания отстраивается от времени срабатывания смежной защиты кабельной линии на 0,4 кВ:

Проверка чувствительности (ближнее и дальнее резервирование). Ток двухфазного короткого замыкания в минимальном режиме системы за трансформатором по отношению к току срабатывания (ближнее резервирование):

Согласно ПУЭ, чувствительность достаточна. Проверка по току короткого замыкания в минимальном режиме системы на конце КЛ за трансформатором (дальнее резервирование):

.

Согласно ПУЭ, чувствительность достаточна.

Максимальная токовая защита от перегрузки (50/51). Ток срабатывания максимальной токовой защиты от перегрузки отстраивается от номинального тока, протекающего через трансформатор.

;

Защита действует на сигнал без выдержки времени.

Защита от тепловой перегрузки (49RMS). Постоянные времени нагрева и охлаждения трансформатора Т-1, марки ТСЗ-400, согласно справочнику, можно принять:

Тнагр = 120 мин

Тохл ≈ Тнагр = 120 мин

Уставка тепловой защиты на сигнал: принимаем 85%

Уставка тепловой защиты на отключение: принимаем 120%

Поскольку трансформаторы Т-2 и Т-1 одного типа и находятся в одинаковых условиях, принимаем уставки защит для трансформатора Т-2 равными уставкам для Т-1.

 

11.4 Защита двигателя

Согласно ПУЭ, на двигателях должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от:

) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах;

) витковых замыканий в обмотках;

) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

Во второй половине прошлого века сложилась концепция, по которой старались делать защиты как можно более дешёвыми ввиду того что сами двигатели были недорогими. Но, в настоящее время, в связи с подорожанием цветных металлов, стоимость двигателей резко возросла, и установка только простейших защит для защиты двигателя - экономически не оправданно. Поэтому, кроме токовой отсечки и максимальной токовой защиты, на двигателя в настоящее время устанавливаются такие защиты как защита от небаланса, от тепловой перегрузки, от минимального тока, ограничение количества пусков, защиты от затянутого пуска и блокировки ротора.

Более половины (до 60%) повреждений двигателей, возникает в изоляции из-за неблагоприятных условий работы. Сверхтоки технологической перегрузки и при обрыве фазы могут привести к недопустимым нагревам обмоток двигателя и к преждевременному износу изоляции, поэтому защита от тепловой перегрузки реализованная с помощью термодатчиков (на Sepam возможно подключение до 8 датчиков), установленных на разных частях электродвигателя, или с помощью математической модели теплового процесса, может продлить срок службы двигателя.

-        2-х (4-х) ступенчатая токовая защита в фазах (50/51);

-        2-х (4-х) ступенчатая защита от замыканий на землю (50N/51N);

         Ток обратной последовательности/небаланс (46);

         1-2-х ступенчатая защита от тепловой перегрузки (49RMS)

         Минимальный ток (37)

         Затянутый пуск и блокировка ротора (48-51LR)

         Число запусков в час (66)

Проведём расчёт уставок на примере двигателя М-1 (привод ротора).

Токовая отсечка без выдержки времени (50/51). Предназначена для защиты от многофазных коротких замыканий, которые всегда сопровождаются значительным возрастанием тока в поврежденном электродвигателе и понижением напряжения в питающей сети. Такие повреждения опасны не только для электродвигателя, но и для других неповреждённых электроприемников. Ток срабатывания первой ступени токовой защиты отстраивается от пускового тока двигателя:

сз = Котс·Iпуск ,

Где  - пусковой ток двигателя М-1, .

.

Время срабатывания защиты tсз = 0,06 с - определяется собственным временем срабатывания защиты и промежуточных реле. Оценка чувствительности ТО (чувствительность оценивается относительно 3-х фазного короткого замыкания на выводах электродвигателя):

Согласно ПУЭ, чувствительность достаточна.

Максимальная токовая защита (50/51). Предназначена для защиты от сверхтоков технологической перегрузки. В условиях эксплуатации некоторые электродвигатели могут перегружаться приводимыми в движение механизмами. При недопустимой длительности перегрузки электродвигатель должен быть разгружен. Технологические перегрузки могут устраняться автоматически или обслуживающим персоналом без останова механизма или только после его останова (например, завал угля в дробилке). Поэтому защита от перегрузки имеет выдержку времени и может выполняться с действием на автоматическую разгрузку механизма, на сигнал или на отключение электродвигателя. Ток срабатывания максимальной токовой защиты отстраивается от номинального тока, протекающего по линии:

Выдержка времени срабатывания защиты: tСЗ = 10 с. По ПУЭ, проверка чувствительности не производится.

Защита от замыканий на землю (50N/51N). Ток срабатывания защиты от замыканий на землю отстраивается от суммарного емкостного тока защищаемых объектов.

0сз=Котс·Кбр·IС ,

где Котс = 1,3 - коэффициент отстройки,

Кбр = 5 - коэффициент, учитывающий возрастание емкостного тока при дуговых перемежающихся ОЗЗ.

IС = (IСД+ IСЛ) - суммарный емкостной ток двигателя и кабельной линии;

Найдём емкостной ток двигателя:

Д = C0·ω·Uн ,

где ω = 2·π·50 = 314 рад/с.

Собственная емкость двигателя:

;

номинальные параметры двигателя:

Sн = 941 МВА; Uн = 6,3 кВ.

ICД = 4,05·10-6·314·6300 = 8 А.

Поскольку ёмкостной ток линии много меньше, чем ёмкостной ток двигателя, учитывать его не будем.

Защита действует на отключение; tсз >tсамозап - время срабатывания защиты отстраивается от времени самозапуска. Выполним проверку чувствительности:

,

где IC пов = 0,035+0,004 = 0,04 А - емкостной ток защищаемого объекта;

ICΣmin = ICЛ(от ГРП) = 0,13 А - минимальное значение суммарного емкостного тока сети;

Кч = 1,25 - минимальный коэффициент чувствительности;

.

Чувствительность недостаточна.

Защита от тепловой перегрузки (49RMS). На двигателях установлены термодатчики, сигнал от которых идёт в АСУ ТП. Поэтому проблемы с непосредственным контролем температуры не возникает. Если бы термодатчики отсутствовали, можно было бы использовать тепловую защиту, реализованную с помощью математической модели нагрева и охлаждения обмоток.

Минимальная токовая защита (37). ПУЭ не предусматривает установку данной защита, но её использование может продлить срок службы двигателя.

Для двигателя М-1:

Принимаем Iсз = 20% от Iн.

Выдержку времени примем tсз = 10 с.

Защита от небаланса (46). Для двигателя небаланс вреден из-за того что он снижает срок его службы, приводит к более быстрому старению изоляции, к выходу двигателя из строя.

Принимаем Iсз = 10% от Iн.

Выдержку времени примем tсз = 0,3 с.

Затянутый пуск и блокировка ротора (48-51LR). Выбор параметров данной защиты зависит от типа двигателя и технологического процесса.

Примем: Icз =115 % от Iн

Выдержка времени затянутого пуска: t = 40 с

Выдержка времени блокировки ротора: t =10 с

Количество пусков в час (66). Для двигателя привода ротора М-1 примем следующие значения:

Период времени - 1 час

Кол-во пусков в час - 3

Кол-во послед. холодных пусков - 3

Кол-во послед. горячих пусков - 3

Время между пусками - 10 мин.

Расчёт уставок защит других двигателей выполняется аналогично.

12. Тепловой расчёт теплосистемы буровой установки

.1 Выбор и обоснование системы теплообеспечения

Выполнение буровых работ связано с потреблением не только электрической энергии, но и тепловой. Тепловая энергия расходуется на обогрев здания буровой, поддержания необходимой температуры бурильного раствора, при выполнении технологических операций в ходе бурения скважин.

Обеспечение микроклимата в помещении буровых установок при бурении скважин, одна из основных проблем рационального ведения буровых работ в холодный период года.

На буровых установках ООО БК Нарьян-Марского филиала «Евразия» источниками тепловой энергии при теплоснабжении служат блочные котельные установки с котлами типа Е-1-9 и теплогенераторы ТГ-3,5 обеспечивающие тёплым воздухом помещения буровой установки.

Тепло, вырабатываемое котлами в виде пара расходуется в основном для обогрева водяных трубопроводов, при подогреве запаса воды для технологических нужд и для котельной; для подогрева воды при опрессовке труб в зимний период и для других мелких производственных нужд.

Пар для обогрева помещений не используется из-за трудоёмкости монтажа калориферов, разветвлённой сети паропроводов, конденсатоотводов и сборников при кратковременном характере буровых работ. Поэтому использование котельных установок только для этих целей не оправданно в современных условиях. Так, например, все трубопроводы можно обогревать электронагревательными элементами типа ЭНГхл, проложив их под теплоизоляцию труб, а для обеспечения

паром процесс опрессовки труб и другие мелкие работы можно использовать передвижную паровую установку (ППУ) на автошасси.

Теплогенераторы обеспечивают горячим воздухом помещения МНО и устье скважины, где оборудована противофонтанная арматура. Состав и состояние воздушной среды в помещениях буровой зимой, характеризуется высокой динамичностью, в результате чего создаются дискомфортные условия для работы, и осложняется технология буровых работ.

Обеспечение микроклимата в помещении буровой установки одна из основных проблем рационального проведения буровых работ в холодный период года. Используемые теплофикационные оборудования на буровых далеко не совершенны и не позволяют обеспечить в помещениях буровых требуемых норм микроклимата, параметры которых регламентированы ГОСТ 12.1.005-76 и санитарными нормами СН245-71. По этим требованиям в помещениях буровых зданий параметры воздуха должны быть  ,  ,

Использование электронагревательных приборов для этих целей экономически не оправдано, так как дизельных агрегатов не превышает 45%, в то время коэффициент полезного действия (КПД) котлоагрегатов и теплогенераторов 1,5 раза выше при использовании менее качественного топлива.

Расчёт теплопотерь в помещениях даёт очень, приближённые данные расхода теплоты необходимой для поддерживания микроклимата. Выбор рациональной системы теплоснабжения здания буровой и теплофикационного оборудования для его отопления и подогрева бурового раствора и процесса бурения актуальная задача, от решения которой во многом зависит технология буровых работ в условиях сурового климата.

К системам теплоснабжения помещений буровых установок предъявляются следующие требования;

) Экономичность расхода энергоносителя;

) Необходимая теплопроизводительность для обогрева помещений;

) Обеспечение регулируемого подвода теплоты к рабочему месту;

) Минимальная загрязнённость воздуха вредными выделениями и неприятными запахами;

) Безопасность в отношении пожара, взрыва и травматизма;

) Хорошая компоновка с основным оборудованием буровой установки, простота и надёжность в эксплуатации.

В связи с переводом на электропривод основного оборудования буровой установки возрастает мощность ДЭС при индивидуальной системе электроснабжения. При этом часть теплоты сгорания в двигателях внутреннего сгорания (ДВС) используется на полезную работу, а остальное её количество расходуется при охлаждении самого двигателя и с выхлопными газами.

Утилизация теплоты сгорания ДЭС позволила бы получить не только существенную экономию средств, но и пересмотреть вопрос экономичности дозагрузки электростанции нагревательными приборами, так как в этом случае возрастает КПД установки. Это в принципе позволяет полностью решить проблему отопления буровых установок.

Воздушная система отопления буровой ДЭС является более мобильной. В этом случае ДЭС можно расположить рядом с машинонасосным отделением (МНО). Тёплый воздух из радиатора дизеля забирается вентилятором и по трубопроводу подаётся в обогреваемое помещение. В МНО тёплый воздух по трубам системы отопления подаётся непосредственно к объектам обогрева и рабочим местам.

Выхлопные газы по гибкому металлическому трубопроводу поступает в теплообменник, где выхлопные газы отдают теплоту воздуху, подаваемого вентилятором в теплообменник. Далее по воздухопроводу на обогрев помещений силового оборудования - вышечного блока. То есть предлагается две системы воздушного отопления буровой установки.

) Тёплым воздухом радиатора ДЭС - помещение МНО.

) Тёплым воздухом утилизированным в газовоздушном теплообменнике.

Воздушная схема требует более громоздкое оборудование, так как Воздух как теплоноситель имеет низкие теплотехнические параметры. В тоже время эта схема лишена недостатков водяной схемы утилизации, удобна в эксплуатации. Дешевле особенно в районах крайнего севера.

При перевозках буровой установки быстросъёмные соединения воздушного и газового трубопроводов позволяют быстро отключить ДЭС от МНО и транспортировать их отдельно.

Применение воздушного отопления даёт возможность создания в рабочей зоне необходимой температуры; более равного распределения теплового потока в здании буровой и МНО, что повышает комфортность условий труда буровой бригады, обогрев технологического оборудования и материалов используемых в процессе бурения.

Первичным теплоносителем ДЭС являются выхлопные газы, вода из системы охлаждения дизеля и конвективные потоки воздуха от его корпуса. Вода из системы охлаждения дизеля обладает сравнительно большим водяным эквивалентом (5500-6000), но её температура на входе не превышает 90. Поэтому в некоторых случаях для использования охлаждающей воды дизеля в целях отопления её не необходимо подогревать в утилизаторах за счёт теплоты выхлопных газов.

Основную сложность представляет утилизация теплоты выхлопных газов. К положительным свойствам, этих теплоносителей, относится их высокая температура (400-500 °C) при низком давлении в теплообменном аппарате (0,2-0,18 Мпа).

К недостаткам относится:

громоздкость аппаратуры утилизации, обусловленная низким коэффициентом теплообмена поскольку водяной эквивалент выхлопных газов ДЭС ( W=mc, где m-массовый расход газов, а с- теплоёмкость )не превышает 160-180

Недопустимость больших сопротивлений на выхлопном коллекторе (в теплообменнике), так как это отрицательно влияет на работу двигателя.

Оседание негорючих компонентов топлива на поверхности теплообмена, при охлаждении газов ниже 150, в результате чего снижается эффективность теплообменника.

Токсичность газов.

В качестве вторичного теплоносителя, при воздушной системе отопления, является воздух окружающей среды. Воздух удобен в эксплуатации и дешёв; не требует транспортировки до места применения; не требует монтажа; места хранения и подогрева.

12.2 Расчёт теплопотерь

Технические характеристики МНО.

Габариты здания по внутреннему объёму,

Длина,

Ширина,

Высота,

Площадь дверных проёмов

Проём желобов

Мощность, ;

Насосы,

Перемешиватели,

Вибросита,

Блок приготовления раствора,

Центрифуга,

Гидроциклон,

Блок очистки воды,

Насос обмывания штоков,

Насос центробежный водяной,

Освещение,

Пескоотделитель,

Дегазатор,

Конвейер,

Ёмкости с раствором  - 8 штук

Согласно ГОСТ 12.1.005-76 и в соответствии с санитарными нормами СН-245-71 параметры воздуха в рабочей зоне бурового здания должны составлять

 Скорость воздуха в рабочей зоне

Для районов НАО параметры наружного воздуха  - температура холодной пятидневки.

средняя расчётная скорость ветра

Таблица 1 - Характеристики ограждающих конструкций

Ограждающие конструкции	Материал	Толщина ограждения,  Коэффициент теплопроводности,
Стены	Сталь	4	60
	Пенополиуретан	20	0,046
	Сталь	4	60
Потолок	Сталь	3	60
	Доски	20	0,035
	Рубероид	2	0,175
Двери	Сталь	4	60
	Пенополиуретан	20	0,046

Зона влажности С - сухая.

Теплопотери отдельных потребителей

 (12.1)

где потери в связи с инфильтрацией холодного воздуха в помещении , кВт.

Потери теплоты через ограждающие конструкции здания делятся на основные и добавочные , величина которых учитывается в процентном отношении к основным теплопотерям. [13]

Основные потери определяем как сумму потерь через отдельные ограждающие конструкции. [13]

 (12.2)

или

 (12.3)

где коэффициент теплопередачи ограждения ,

F - площадь отдельных конструкций ,

сопротивление теплопередаче ограждений ,

расчётная температура воздуха в помещении ,

наружная температура воздуха ,

поправочный коэффициент

для наружных стен , чердачных перекрытий , над холодными без ограждающих конструкций подпольями.[13]

Значения сопротивления теплоотдачи наружных поверхностей ограждения находим по [13].

Значения сопротивления тепловыделения тепловосприятию внутренних поверхностей ограждений по[13]

для внутренних поверхностей стен , гладких потолков и полов.

12.3 Теплопотери через ограждающие конструкции МНО

Термическое сопротивление для внутренней и наружной поверхности стен.

Тогда суммарный коэффициент:

 (12.4)

Площади стен, ориентированных по сторонам света

 (12.5)

Теплопотери через стены, - для наружных стен и покрытия, потолков без чедаков и холодных полов.

 (12.6)

 (12.7)

Fр-ра=3*6=18 м2

,

где (12.8)

Температура для потолка (внутренняя) [13]

 (12.9)

 (12.10)

Внутренняя расчётная температура у пола [13]

Для полов малой массивности без теплоизоляционной прослойки

Поправочный коэффициент (n) к расчётной разности температур внутреннего и наружного воздуха для перекрытия над не отапливаемыми подвалами без световых проёмов в стенах, расположенных выше уровня земли n=0,6.

,18 - коэффициент учитывающий добавочные теплопотери от расположения пола на санях.

Теплопотери в связи с инфильтрацией холодного воздуха через технологические проёмы и щели в ограждениях.

Для щелей дверей [13]

; (12.11)

Таблица 2. Расчёт теплопотерь ограждения МНО.

Вид ограждения  Площадь ограждения,Ориентировка на стороны светаОсновные теплопотериДобавочные Теплопотери %Общие теплопотери, кВт

				Ориет.	Ветр	Наличие двух наружных стен
Наружная стена	98 98 116,22 108,78	с ю в з	13,1 15,5 15,5 14,5	10 5 10 5	20 20 20 20	5 5 5 5	17,69 20,15 21 18,85
Ворота Дверь		з з с в в	1,4 0,35 0,35 0,35 0,35	5 5 10 10 10	20 20 20 20 20	5 5 5 5 5	1,82 0,46 0,47 0,47 0,47
Потолок Пол			155,8 50,32		___ ___	___ ___	155,8 50,32

287,5

Теплопотери в связи с инфильтрацией холодного воздуха через технологические проёмы и щели в ограждениях.

Для щелей дверей [13]

; (12.11)

где

поправочный коэффициент для металлических ворот

Суммарная длина щелей ворот

(12.12)

Суммарная длина щелей дверей

тогда

Для технологических проёмов

 (12.13)

Массовый расход воздуха через проёмы

где при  по табл.Vll-14 [13]

Потери тепла через технологические проёмы

 (12.15)

Теплообмен между воздухом помещения и раствором (промывочной жидкостью)

Площадь поверхности контакта воздуха и раствора

;  (12.16)

Температура поверхности раствора

Количество явных теплопотерь.

буровой установка генератор кабель

Расчёт теплопотерь нагрева бурового раствора не ведём так как раствор из скважины в ёмкости поступает температурой после 800-1000метров увеличиваясь с углублением скважины до .

Расход теплоты на нагрев воды поступающей в МНО

где ;

 при

расчётная температура воды.

начальная температура воды.

коэффициент учитывающий интенсивность поглощения теплоты. Табл.VII 13.(Л.13)

Общее количество теплопотерь в МНО

Внутренние тепловыделения в МНО

Коэффициент загрузки оборудования буровых установок  Табл. [13]

Тепловыделение бурового насоса НБ-600

коэффициент одновременности

 коэффициент тепловыделения

где мощность привода на трансмиссионном валу

Тепловыделения двигателями насосов

Тепловыделения редукторами перемешивателей

Тепловыделения двигателями перемешивателей

Тепловыделение от других электроприёмников МНО не учитываем, так как время их работы периодическое с низким коэффициентом использования.

Тепловыделение осветительной аппаратуры

Где С=0,7 - коэффициент тепловыделения осветительной аппаратуры

Тепловыделение обслуживающим персоналом не учитываем, т.к. величина малая из-за периодического пребывания.

Суммарные тепловыделения электрического оборудования

Суммарные тепловыделения техническим оборудованием

Общее тепловыделение в МНО

Необходимое количество теплоты для обеспечения в МНО заданных параметров воздуха

В помещении МНО размерами  и объёмом V=2673 устраиваем воздушное отопление. Температура в помещении по нормам .

Скорость воздуха .

Рассматриваем вопрос помещения воздухом охлаждающим воду в радиаторе дизеля. Радиаторы дизелей через гибкий рукав соединяем с приёмным воздухопроводом расположенным в помещении МНО. На приёмном воздухопроводе установлен центробежный вентилятор для дальнейшей транспортировки тёплого воздуха по воздухопроводу расположенному вдоль длиной стены. Воздух для отопления подаём через окна с регулируемыми решётками компактными струями. Относительное живое сечение принимаем 0,75.

Максимальное расстояние между струями для компактной струи:

 (12.17)

На воздуховоде устанавливаем 5 окон для распределения воздуха. Тогда расстояние между струями.

Площадь поперечного сечения на одну струю.

 (12.18)

Длина зоны обслуженная одной струёй.

 (12.19)

Проверяем кратность теплообмена. Оптимальное значение по 12.7. [17]

При объём подаваемого воздуха в помещение

 (12.20)

Для подачи воздуха из приёмного воздуховода до распределительных решёток выбираем центробежный вентилятор серии ВЦ - 4 - 70. По номограмме [13]

Производительность 25000.

Давление

КПД вентилятора 0,8

Определяем частоту вращения колеса вентилятора.

Мощность вентилятора.

 (12.21)

Мощность приводного электродвигателя.

где коэф. запаса мощности.

Действительная кратность подаваемого воздуха.

Температуру воздуха выходящего из радиатора принимаем , , тогда по 12.9(Л.17) необходимая тепловая мощность.

Принимаем выходное отверстие окон распределителей.

Живое сечение решёток.

Количество окон , тогда живое сечение

Начальная скорость воздушной струи на выходе.

 (12.22)

Тепловой поток отводимый от дизеля охлаждающей водой.

где номинальная мощность дизеля,

удельный расход топлива,

низшая теплота сгорания топлива,

Из уравнения теплового баланса

Количество теплоты уносимого воздухом радиатора.

, считаем , что используемый для отопления помещения воздух для охлаждения воды в радиаторе дизеля удовлетворяет требованию

Расчёт теплопотерь здания в период работы на буровой, рабочие проживают в зданиях рассчитанных на 4 человека, отдельно смонтированных на транспортабельных основаниях.

Размеры здания

Длина, А = 6м

Ширина, В = 6м

Высота, Н = 2,36м

Площадь окон , количество 2 шт.

Площадь дверей , количество 1 шт.

Таблица 3.Характеристика ограждающих конструкций жилого помещения.

Ограждающие конструкции            Материал            Толщина,

Коэф.теплопроводности,

Стены      Доски из хвойных дер. Толь Стекловата Картон облицовочный   

40,35 0,175 0,04 0,174
Пол	Доски Толь Стекловата Доски половые Линолиум	20 2 80 40 4	0,35 0,175 0,04 0,35 0,32
Потолок	Железо кровельное Толь Доски Стекловата Доски Картон облицовочный	2 2 20 80 20 4	60 0,175 0,35 0,04 0,35 0,174
Окна	Стёкла (внутри и снаружи) Воздушная прослойка	3+3  100	0,74  ___
Дверь	ДСП	22	0,08

Расчётные параметры внутреннего и наружного воздуха. По СниП 12.005-76 и СниП -245.71.

Скорость воздуха

Для Архангельской области НАО параметры наружного воздуха температура наиболее холодной пятидневки.

расчётная скорость ветра.

Зона влажности, С - сухая.

Коэф. сопротивления теплоотдачи для внутренней и наружной поверхности стен.

 (12.23)

Суммарный коэффициент.

 (12.24)

Площади стен, ориентированных по сторонам света

Теплопотери через стены.

По [13] находим для окон

двойное остекление в деревянных пакетах

где  (12.25)

Для потолка внутренняя температура

Внутренняя расчётная температура у пола

Для полов малой массивности без теплоизоляционной прослойки, теплопотери.

где

коэф. учитывающий добавочные потери от расположения пола на санях. По (Л.13. стр.305), как перекрытие со световыми проёмами в стенах.

Таблица 4. Теплопотери через ограждающие конструкции жилого помещения.

Ограждения          Площадь огрождений,Ориентация по сторонам светаОсновные теплопотери,Добавочные потериОбщие потери,

				Ориент.	Ветер	Наличие двух наружных стен
Наружая стена	14,16 14,16 8,92 12,27	В З Ю С	0,282 0,282 0,178 0,244	10 5 ___ 10	20 20 ___ 20	5 5 5 5	0,38 0,366 0,187 0,33
Окно	2,62Ю0,569______50,597
Дверь	1,89	С	0,242	10	20	5	0,327
Потолок	36	___	0,718	___	___	___	0,303
Пол	36	___	0,683	___	___	___	0,683

3,173

Теплопотери в связи с инфильтрацией холодного воздуха через щели окон и дверей.

Для дверей

где

       Табл.VII.14. [13]

        Табл.VII. 12. [13]

Общее количество теплопотеоь

Отопление производится электрокалорифером.

Тепловая мощность электрокалорифера принимаем

Электрическая мощность отопителя

Количество воздуха необходимое для воздушного отопления. Температуру принимаем

Теплоёмкость воздуха

Количество воздуха.

 (12.26)

Две калориферные установки типа СФО - 2,5

Мощность,

Подача воздуха,

Перепад температур нагреваемого воздуха

Аэродинамическое сопротивление

13. Расчёт воздухопроводов

Задаёмся скоростью воздуха.

При механическом движении воздуха для промышленных зданий в горизонтальных своздуховодах и сборных каналах скорость воздуха  Принимаем

Определяем площадь поперечного сечения канала.

 (13.1)

Принимаем воздуховод в поперечном сечении квадратной формы.

Тогда сторона квадрата , принимаем

Уточняем скорость воздуха

 (13.2)

Определяем эквивалентный диаметр

 (13.3)

По номограмме (Л.15.) находим удельные потери сопротивления при ;;

Потери на участке составляют

 (13.4)

где длина 1участка.

коэффициент шероховатости согласно поверхности.

При определении коэффициентов местного сопротивления вход в регулирующую (жалюзийную) решётку выбираем

По номограмме при скорости находим динамическое давление

Таблица.1. Расчёт потери давления в воздухопроводе

№ участка	Расход воздуха, L,м	Длина участка , L,м	Скорость воздуха, м/с	Площадь поперечного сечения, а*в,м	Эквивалентный диаметр, dэ,мм	Удельные потери давления на трение R , кг/м	Потери давление на участке от широховатости,Rl , кг/м	Сумма коэф.местного сопротивления	Динамическое давление,h=кг/м	Потеря давл. В местных сопротивлениях,Z,кг/м	Потеря давления
1	25000	0,8	6,94	1	1	4	23,8	2,2	16,8	36,96	60,76
2	20000	5,4	3,86	1	1	0,4	2,376	2,2	16,8	36,96	39,336
3	15000	5,4	2,89	1	1	0,08	0,48	2,2	16,8	36,96	37,44
4	10000	5,4	1,93	1	1	0,04	0,2376	2,2	16,8	36,96	37,19
5	5000	5,4	1,96	1	1	0,01	0,0594	2,2	16,8	36,96	37

Тогда потери на местные сопротивления составит.

Аналогично рассчитываем другие участки воздуховода. При этом считаем , что расход воздуха происходит равномерно.

Полученные результаты заносим в таблицу1.

Общие потери на участке

Суммарные потери давления в воздухопроводе

 (13.5)

Сравниваем располагаемое давление (стр.68)

По характеристикам вентилятораусловие выполняется.

13.1 Расчёт теплообменника

Для обогрева вышечного блока принимаем воздушную систему отопления. Для этого используем подогретый в радиаторе дизель - электрических электростанций воздух. Так как температура воздуха выходящего из радиатора сравнительно не высокая  , расстояние передачи тёплого воздуха до потребителей до 80 метров и учитывая , что при этом будет происходить потеря теплоэнергии. Принимаем решение утилизации выхлопных газов дизель - электростанция мощностью 1000 кВт. Тепловой поток, отводимый от дизеля охлаждающей водой .

Тепловой поток, выносимый из дизеля с выхлопными газами работающий для электрообеспечения вспомогательных служб и посёлка буровой установки.

Мощность

Расход топлива

Температура выходных газов

Температура входящего в теплообменник воздуха

Температура газа из теплообменника

Температура воздуха после теплообменника для отопления по требованию СНиП

Тепловой поток , относимый из дизеля выхлопными газами [13]

 (13.6)

где низшая теплота сгорания дизельного топлива

Расход выхлопных газов

, VII 10.1[13] (13.7)

где удельный расход воздуха дизелем для четырёхтактных двигателей примем

Плотность газов на выходе из дизеля  [13]

Принимаем скорость движения газов по трубам теплообменника

Разница температур воздуха до и после теплообменника

 (13.8)

VII[13]

Расход воздуха

Отбираем для отопления

где при

Определяем размеры теплообменника

Площадь поперечного сечения газотока

Число трубок теплообменника по которым проходит газ

 (13.9)

Принимаем трубы (латунь) наружным диаметром и толщиной стенки ;

Трубы располагаем на трубной доске в шахматном порядке.

Принимаем поперечный шаг

Коэффициент загромождения.

Поперечное сечение воздушного тракта.

Принимаем скорость воздуха

Живое сечение воздушного тракта

Фронтальная площадь воздушного тракта

В ряд принимаем  - число трубок.

Ширина теплообменника по воздушному каналу

 (13.11)

Высота теплообменника

 (13.12)

Число рядов

 (13.13)

Критерии Рейнольдса для газа

 (13.14)

Движение газов находится в турбулентном режиме

Критерии Рейнольдса для воздуха

где кинематическая вязкость воздуха при

 (13.15)

Характер движения воды - турбулентное R

Расчёт средней теплоотдачи ведём по формуле:

=

При ;      

при поперечном обтекании гладких труб.

Поправочный коэффициент  по рис. 24

Коэффициент теплоотдачи воздуха

 (13.16)

Коэффициент теплопроводности

Для трубок I ряда

 (13.17)

Для II ряда шахматного пучка

Коэффициент теплообмена воздуха

 (13.18)

Коэффициент теплообмена газа

 (13.19)

где коэффициент теплопроводности дымовых газов

Коэффициент теплопередачи

, (13.20)

Коэффициент теплопроводности трубки (латунь)  при

Средний температурный напор

 (13.21)

Площадь теплообмена

 (13.22)

Длина теплообменника

 (13.24)

Ранее конструктивная длина Н=1,148 м

Проверочный расчёт.

Конечные температуры теплоносителей принятые в расчёте проверяются по формулам.

;

где газовый и водяной эквиваленты воздуха

Z - поправочный коэффициент в зависимости и

Водяной эквивалент воздуха

 (13.25)

при

Водяной эквивалент газов

Отношение

=

Тогда Z=0,382 [13]

Конечные температуры теплоносителей , принятые в расчёте примерно совпадают (расхождение 3,3% по газу и 6,9% по воздуху , то есть не превышает 20%.Расчёт теплообменника выполнен правильно.

Определим сопротивление пучков из гладких труб , омываемых воздухом с углом атаки 90для шахматного пучка воздухом.

при

где

 - за определяющий размер критерий Re принят

наружный диаметр трубы , скорость по узкому сечнию, а физические параметры по средней температуре потока воздуха.

Потери напора в пучке , Па [16]

(13.26)

Мощность на валу вентилятора

 (13.27)

Коэффициент запаса К=1,1 , тогда

Принимаем по каталогу электродвигатель 4А132 2S ; ;

14. Экономическая эффективность применения установок утилизации теплоты дизельных электростанций

Применительно к утилизации теплоты ДЭС сравниваемый вариант предполагает теплоснабжение потребителей с использованием теплоты утилизированной от дизель агрегатов ДЭС в место ТГ -2,5.

Капитальные вложения по данному варианту увеличивается на величину стоимости теплообменников. Стоимость изготовления воздухопроводов можно не брать в расчет, так как теплогенераторы работают в системе теплоснабжения с воздуховодами. При использовании утилизированной теплоты ДЭС отпадает необходимость в использовании теплогенераторов. Количество утилизаторов принимаем равным количеству ТГ - 2,5. Если принять, что стоимости изготовления и монтажа равна стоимости четырёх теплогенераторов для производительной оценки экономического эффекта.

При предварительной оценки эффективности применения утилизаторов выхлопных газов считаем , что капиталовложение обоих вариантов равна

тогда

Годовые издержки по обслуживанию элементов системы с доплатой за работу на севере и с учётом полевого довольствия [4]

 (14.1)

где основная зарплата за смену по обслуживанию ТГ - 2,5 (по ценам 1987года ОТИЗ ООО БК «Евразия»)

районный коэффициент.

Издержки на топливо и его транспортировка от базы до объектов работ [13]

 (14.2)

где средняя мощность теплогенераторов

удельный расход топлива (дизельное)

по ценам 1987 года стоимость топлива.

 (14.3)

где стоимость перевозки

среднее расстояние до объектов

При использовании теплообменников для утилизации выхлопных газов дизелей увеличивается расход топлив до 5% за счёт увеличения сопротивления в выхлопном тракте. Следовательно при расчёте  принимаем поправочный коэффициент К=1,05.

годовое число часов использования ТГ (по данным БК «Евразия»)

Затраты по базовому варианту составят (для предварительной оценки эффективности)

 (14.4)

По сравнительному варианту

 (14.5)

Экономический эффект для принятых условий составит

 (14.6)

в год на один теплообменник

Экономический эффект от внедрения новой техники определяется

, руб. год

где затраты по базовому варианту.

затраты по сравниваемому варианту.

За базовый вариант в расчётах принимаем сложившийся способ энергообеспечения буровой установки.

Для теплообеспечения на буровой применяются теплогенераторы типа ТГ - 2,5 в количестве 4 штуки. Два работают, два в резерве.

Технические характеристики ТГ - 2,5

Тепловая мощность - 291

Подача воздуха ,

Расход топлива ,

Габариты - 2882

Масса - 600

Стоимость - 1,76 т.р. (1987год)

Прейскурант №24 - 02

Оптовые цены на санитарно - техническое оборудование , водозаборную арматуру и оборудование центрального отопления и горячего водоснабжения.

В общем виде затраты по базовому варианту рассчитываются

где Е=0,15 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

К - капиталовложения по базовом варианту.

расход на зарплату

амортизационные отчисления

расходы на топливо

транспортные расходы

Применительно к утилизации теплоты ДЭС сравниваемый вариант предполагает теплоснабжение потребителей с использованием теплоты утилизированной от дизель агрегатов ДЭС вместо ТГ - 2,5.

Капиталовложения по данному варианту увеличиваются на величину стоимости теплообменников. Стоимость изготовления воздуховодов можно не брать в расчёт, так как теплогенераторы работают в системе теплоснабжения с воздуховодами. При использовании утилизированной теплоты ДЭС отпадает необходимость использования теплогенераторов. Количество утилизаторов принимаем равным количеству ТГ - 2,5. Если принять , что стоимость изготовления и монтажа теплообменников равной стоимости теплогенераторов для предварительной оценки экономического эффекта , то капиталовложение обоих вариантов будут равны.

тогда издержки , прочие издержки

Годовые издержки по обслуживанию элементов, системы с доплатой за работу на севере с учётом полевого довольствия [4].

где основная зарплата за смену по обслуживанию ТГ - 2,5 (по ценам 1987 года ОТИЗ ОО БК «Евразия»)

районный коэффициент

Издержки на топливо и его транспортировка до объекта работ [4]

где средняя мощность теплогенератора

удельный расход топлива

(по ценам 1987 года)

 (14.7)

стоимость перевозки , руб.

среднее расстояние до объектов

Часовой расход топлива теплогенератора ( по паспорту)

При утилизировании выхлопных газов теплообменниками увеличивается расход топлива до 5% за счёт увеличения сопротивления в выхлопном тракте [13]. Следовательно при расчёте издержек  принимаем поправочный коэффициент К=0,05.

годовое число часов работы ТГ (по данным БК «Евразия»)

Затраты по базовому варианту

По сравниваемому варианту

т.р.

Экономический эффект для принятых условий составит

 на один теплообменник.

15. Расчет показателей экономической эффективности

Годовой экономический эффект (без учета капитальных затрат)определяется по формуле.

Э = Гэ - Нпр, (15.1)

где Гэ - годовая экономия текущих затратпо проекту, тыс. руб.,

Нпр = (Збаз - Звн)Vпр, (15.2)

Збаз - текущие затраты на единицу продукции по базовому варианту, руб.,

Звн - текущие затраты на единицу продукции по внедряемому варианту, руб.,

Vпр- объем выпускаемой продукции по внедряемому варианту, тыс. м3.,

Нпр- налог на прибыль с полученного дополнительного дохода, тыс. руб., [19]

Нпр = (Гэ - Апр )0,24.,

Апр- амортизация по внедряемому варианту, тыс.руб.

Расчёт стоимости 1 кВт электроэнергии на буровой установке в час (эл. станция мощностью 250 кВт ) и калькуляции стоимости обслуживания внедряемого оборудования приведены в таблице 1

Таблица 1 - Расчёт стоимости 1 кВт электроэнергии на буровой установке в час (эл. станция мощностью 250 кВт ) и калькуляции стоимости обслуживания.

Наименование	Ед. изм.			Кол.		Цена единицы	Стоимость
Затраты:
Зарплата дизелиста	Час			6,00		260,25	1561,50
Стоимость топлива	т/час			0,540		14 383,00	7766,82
Амортизация ДЭС	%			14,30		43000000,00	701,94
Итого:	руб/час						10030,26
Мощность дизель-электростанции	кВт/час						1525,00
Стоимость 1 квт	руб/кВт-час						6,58
Накладные расходы	32,70%						2,15
Итого: на 1эл. станцию		руб/год	14 716 800				116596965,41
Внедрение нового оборудования
Стоимость оборудования		кВт	2 400,00		37515000,00		37515000,00
Стоимость монтажа							16720000,00
Затраты :
Зарплата оператора		Час	4,00		260,25		1041,00
Стоимость топлива		т/час	0,624		14 383,00
Амортизация ДЭС		%	8,00		37515000,00
Итого:		руб/час
Мощность		кВт/час
Стоимость 1 квт		руб/кВт-час
Накладные расходы		20%
Всего		Руб/1кВт
Итого: в год		кВт	14 716 800

Расчёт показателей экономической эффективности.

Годовая экономия текущих затрат [19]

ГЭ =  (15.3)

Расчёт амортизации по внедряемому варианту приведён в таблице.

Таблица 2. Расчёт амортизационных отчислений.

Оборудование	Количество	Полная стоимость Тыс.руб.	Срок полезного Использования, лет	Норма амортизации %	Сумма амортизационных Отчислений, Тыс.руб.
ДЭС	1	37515	20	8	2926

Налог на прибыль.

Нпр = тыс. руб.

Годовой экономический эффект.

Э = 19573 - 3995 = 15578 тыс. руб. (15.4)

Расчет показателей эффективности капитальных вложений с учетом фактора времени приведен в таблице Продолжительность расчетного периода два года.

Дополнительные капиталовложения включают расходы на приобретение и монтаж оборудования в размере 54235000 тыс.руб.

Чистый приведенный доход (NPV) определяется нарастающим итогам по периодам как разница дисконтированных годового экономического эффекта и капитальных вложений.

Срок окупаемости капитальных вложений с учетом фактора времени. [19] = (37515 + 16720)/15578 = 3,5 года. (15.5)

Таблица.3 Расчет показателей экономической эффективности капитальных вложений с учетом фактора времени.

Показатель	расчетный период
	1	2	3	4
Дополнительные капвложения, тыс. руб.	44235
Годовая экономия по текущим затратам, тыс. руб.	19573	19573	19573	19573
Амортизация, тыс. руб.	2926	2926	2926	2926
Налог на прибыль, тыс руб.	3995	3995	3995	3995
Годовой экономический эффект (без учета капитальных вложений), тыс. руб.	15578	15578	15578	15578
Коэффициент дисконтирования	0,833	0,694	0,579	0,482
Капитальные вложения дисконтированные	36848
Годовой экономический эффект (без учета капвложений) дисконтированный, тыс. руб.	12976	10811	9020	7508
Чистый дисконтированный доход (NPV), тыс. руб.	- 23871	- 13060	- 4041	3468

Расчет других технико-экономических показателей.

Производительность труда (ПТ), кВт/чел.-ч, определяем по формулам.

где Qгод - годовой объем работ, кВт.,

∑ТЗосн,всп, - потребность трудозатрат, чел.-ч., на основных и вспомогательных работах.

ПТ кВт/чел-час.

ПТ кВт/чел-час

Прирост производительности труда %,определяем по формуле. [19]

ΔПТ =ПТвн - ПТб/ПТб 100,

ΔПТ = (0,25 - 0,1666)/0,1666*100 = 50,06 %

где ПТвн - производительность по внедряемому варианту, кВт/чел.-ч.,

ПТб - производительность по базовому варианту, кВт/чел.-ч.,

Высвобождение рабочих (ΔЧ),чел., определяем по формуле.

ΔЧ =∑Тб - ∑Твн/Тгод,

где ∑Тб - число часов, отработанных рабочими за год в базовом варианте.,

∑Твн - число часов, отработанных рабочими за год во внедряемом варианте.,

Тгод - число часов, отработанных одним рабочим за год .

∑Тб = 6*24*365 = 52560 час

∑Твн = 4*24*365 = 35040 час

Тгод = 11*15*10 = 1650 час

где 11 - часов в день 15- дней в месяце работает 10 мес в году (остальное отпуск)

ΔЧ = (52560 35040)/1650 = 11

Итоговые экономические показатели сводим в таблицу.

Таблица.4 Итоговые экономические показатели

Показатель	Базовый вариант	Внедряемый вариант
Годовой объем работ, кВт/ч	14 716 800	14 716 800
Прирост производительности труда, %	х	50
Высвобождение рабочих, чел	х	2
Текущие затраты
Всего, тыс.руб.	116595	108890
на 1 кВт/ч, руб.	8,73	7,40
Годовой экономический эффект (без учета капвложений, тыс. руб.	х	15578
Дополнительные капвложения, тыс. руб.	х	44523
Срок окупаемости с учетом фактора времени, лет		3,5

Выводы: В результате реализации предложенного проекта ожидается снижение текущих затрат на производство на 15578 тыс. руб. в год. Из-за не значительной величины капитальных затрат срок окупаемости с учетом фактора времени составил по расчетам 3,5года. Чистый дисконтный доход на четвёртый год реализации проекта при норме дисконта 20 % составил 3468 тыс. руб. Из технико-экономического расчета видно, что благодаря предложенному мероприятию значительно снизится расход дизельного топлива, а следовательно и затраты на его приобретение.

16. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

16.1 Общие положения

«Положение о системе управления охраной окружающей среды» регламентирует организацию работы природоохранных служб предприятия, деятельность которых связана с разведкой, разработкой месторождений, добычей и переработкой нефти и газа, нефтехимическим производством и нефтепродуктообеспечением, и определяет методическую и правовую базу проведения работ по обеспечению системы управления охраной окружающей среды в соответствии с действующим природоохранительным законодательством Российской Федерации, требованиями ГОСТ Р ИСО 14001-98, международных стандартов серии ISO 14000.

Правовую основу деятельности природоохранных служб предприятия составляет природоохранительное законодательство, включающее федеральные законы, законы субъектов Российской Федерации, указы Президента Российской Федерации, постановления и распоряжения Правительства Российской Федерации, нормативные правовые акты федеральных, региональных и местных органов исполнительной власти и "Положение о системе управления охраной окружающей среды".

Положение определяет права, обязанности и ответственность должностных лиц и специалистов предприятия при проведении работ по предотвращению и снижению отрицательного воздействия на окружающую природную среду в процессе реализации производственно-хозяйственной деятельности.

16.2 Экологическая политика

Экологическая политика основывается на следующих принципах и обязательствах:

рациональности использования природных ресурсов;

презумпции возможной экологической опасности любой намечаемой или осуществляемой производственно-хозяйственной деятельности;

приоритетности планируемых и реализуемых действий и мер, связанных с предупреждением (предотвращением) воздействия на окружающую среду, перед мерами и действиями по минимизации и ликвидации последствий такого воздействия;

обязательном соблюдении требований природоохранительного законодательства, в том числе международных соглашений, российского федерального, регионального и местного законодательства, отраслевых нормативных требований, а также других нормативных требований, которые регламентируют деятельность нефтяных компаний;

информировании и поддержании открытого диалога со всеми заинтересованными в экологических аспектах деятельности сторонами (общественности, органов исполнительной власти и др.) о результатах оценки воздействия на окружающую среду и реализуемой предприятием природоохранной деятельности;

понимании приоритетности системного экологического управления в области природоохранной деятельности;

периодическом пересмотре, корректировке и совершенствовании экологической политики и ее важнейших экологических целей;

доведении принятой экологической политики и важнейших экологических целей всего обслуживающего персонала, общественности, органов исполнительной власти других заинтересованных сторон.

16.3 Стратегические цели экологической политики

К важнейшим стратегическим целям относятся:

достижение уровня экологической безопасности, соответствующего показателям лучших нефтяных компаний мира;

повышение экологической безопасности производства, снижение негативного воздействия на окружающую среду за счет повышения надежности, обеспечения безопасной и безаварийной работы оборудования;

разработка и реализация программ снижения внеплановых потерь, обусловленных промышленными авариями и производственными неполадками;

предотвращение и минимизация количества и токсичности выбросов, сбросов загрязняющих веществ и отходов при увеличении объемов производства за счет внедрения новых технологий, оборудования, материалов и повышения уровня автоматизации управления технологическими процессами;

совершенствование методов и способов охраны земель и их рекультивации;

внедрение эффективных технических решений и технологий по минимизации и ликвидации уровня загрязнения окружающей среды;

создание и реализация системы производственного экологического мониторинга промышленных объектов предприятия.

На предприятиях нефтяной и газовой промышленности создано Положение о системе управления охраной окружающей среды, которое регламентирует организацию работы природоохранных служб деятельность которых связана с разработкой нефтяных месторождений, добычей, и определяет методическую и правовую базу проведения работ по обеспечению системы управления, охраной окружающей среды в соответствии с действующим природоохранительным законодательством Российской Федерации, требованиями ГОСТ Р ИСО 14001-98, международных стандартов серии ISO 14000.

Правовую основу деятельности природоохранных служб составляет природоохранительное законодательство, включающее федеральные законы, законы субъектов Российской Федерации, указы Президента Российской Федерации, постановления и распоряжения Правительства Российской Федерации, нормативные правовые акты федеральных, региональных и местных органов исполнительной власти.

16.4 Технология нейтрализации и утилизации твердых отходов бурения и нефтедобычи

Результаты многолетних эколого-геохимических работ ЛКГИ ВНИГРИ на площадях бурения на нефть и газ и нефтепромыслах на севере Тимано-Печорской НГП, в Ульяновской области, на о. Сахалин и в других регионах выявили недостаточную экологическую эффективность применяемых технологий ликвидации твердых отходов бурения и нефтедобычи в местах их складирования. Так в процессе зонального мониторинга загрязнения природной среды на площади Кумжинского газоконденсатного месторождения, а также производственного эколого-геохимического контроля и мониторинга на Инзырейской, Северо-Хоседаюской, Средне-Харьягинской и др. площадях бурения на нефть и газ зафиксированы очаги интенсивного загрязнения почв и донных осадков в местах расположения ликвидированных шламовых и нефтяных амбаров. Учитывая то, что до настоящего времени данная проблема не нашла удовлетворительного решения в практике буровых и нефтедобычных работ в НАО, ЛКГИ в рамках реализуемой программы начаты работы по региональной адаптации эффективных технологий нейтрализации и переработки твердых отходов бурения и нефтедобычи.

16.5 Токсичные твёрдые отходы бурения и нефтедобычи

В составе твердых отходов, образование которых происходит в процессах бурения, а также добычи, сбора, хранения и транспортировки нефти, выделяется категория в разной степени токсичных отходов, технология утилизации которых должны предусматривать либо изоляцию последних от контакта с природной средой в специальных хранилищах, либо предварительную нейтрализацию с превращением отходов в экологически безопасные материалы. К данной категории относятся:

твердые буровые отходы: буровой шлам, твердая фаза глинистого раствора, насыщенного химреагентами; нефтешламы и нефтенасыщенные осадки из факельных и нефтяных амбаров, осадок из системы очистки БСВ;

шламы нефтеловушек и шламосмывы из резервуаров хранения нефти и нефтепродуктов, нефтепроводов, сепараторов и т.д.;

твердая фаза (шлам) производственных, дождевых и дренажных стоков с технологических площадок эксплуатационных объектов и объектов инфраструктуры нефтепромыслов;

твердая фаза хозбытовых стоков.

Помимо производственных и бытовых отходов на площадях бурения и нефтедобычи очистке и нейтрализации подлежат нефтезагрязненные и химически загрязненные почвы, грунты и донные осадки в местах утечки и аварийных сбросов нефти и нефтепродуктов, а также сброса и смыва химреагентов на рельеф. По данным работ ЛКГИ в нефтегазоносных регионах России, объемы нефтезагрязненных грунтов даже при безаварийном бурении скважин и эксплуатации оборудования нефтепромыслов не уступают, а часто и превосходят объемы твердых производственных и бытовых отходов.

При выборе приоритетных технологий нейтрализации и переработки твердых отходов бурения и загрязненных на буровых площадях и нефтепромыслах почв, грунтов и донных осадков необходимо учитывать, что главной особенностью их химического состава является присутствие в доминирующих количествах природных (сырая нефть) и техногенных (нефтепродукты) нафтидов. Специфические свойства, приобретаемые отходами при загрязнении нафтидами, требуют выделения их в отдельную категорию для выбора методов и средств нейтрализации.

Нефтешламы, осадки очистных сооружений с высоким содержанием нефтепродуктов, нефтезагрязненные почвы, грунты и донные осадки относятся к категории негорючих или ограниченно горючих отходов. Для выбора методов предварительной обработки и последующего обезвреживания необходимо классифицировать нефтеотходы с учетом теплоты сгорания, происхождения, влажности и способности к механическому обезвоживанию.

16.6  Методы и технологии нейтрализации и утилизации твердых отходов бурения и нефтедобычи

Предотвращение негативного воздействия бурового шлама, нефтешлама, твердой фазы отработанного бурового раствора и БСВ в современной практике отечественного и зарубежного бурения на нефть и газ и нефтедобычи осуществляется путем:

захоронения в специально подготовленных резервуарах (реже закачкой в скважины в составе жидкой фазы);

нейтрализацией и утилизацией в местах складирования;

нейтрализацией и переработкой в экологически инертные материалы и полезную продукцию (строительные материалы, топлива и т.д.).

Нейтрализация твердых отходов бурения может производиться методами отмыва от компонентов бурового раствора на углеводородной основе, экстракции углеводородов различными растворителями, окисления органических соединений, а также гидрофобизации, отвердением и термическими способами.

Метод отмыва выбуренной породы от компонентов бурового раствора на углеводородной основе заключается в том, что принудительно подаваемая насосом или мешалкой промывочная жидкость диспергирует захваченный со шламом известково-битумный раствор, образуя неустойчивую взвесь, из которой на вибросите легко удаляется практически вся углеводородная жидкость.

Для окисления органических соединений используют растворы перекиси водорода с добавлением небольшого количества перманганата калия, что приводит к более глубокому окислению 0В. Эффективность нейтрализации достигает 95-98 % при концентрации перекиси водорода 10-15 %. Термический метод нейтрализации бурового шлама является одним из наиболее распространенных безреагентным способом. Буровой шлам обрабатывается при повышенных (до 400-600°С) температурах, что позволяет полностью очистить шлам от органических веществ.

Методы гидрофобизации заключаются в обработке шлама нерастворимыми в воде высокомолекулярными веществами, например, сополимером малеинового ангидрида с акриламидом, которые резко уменьшают диффузию органических соединений в воду. Метод обеспечивает снижение токсичности бурового шлама в 20 раз.

В институте СевКавНИПИНефть разработана технология ликвидации амбаров накопителей отходов бурения. Технология предусматривает рытье котлована, возведение противофильтрационного экрана, заполнение амбара-накопителя твердыми отходами бурения, расслоение отходов бурения на загущенную и осветленную фазы с образованием верхнего твердого слоя, нанесение непроницаемого экрана и засыпку амбара минеральным грунтом. При этом перед заполнением амбара отходами бурения с внешней стороны его периметра выполняют замкнутую узкую траншею, заполняют ее противофильтрационным материалом (обработанным буровым раствором, образующем тело завесы типа стекла в грунте).

Существует способ переработки сырого нефтешлама путем обработки на ультразвуковом дезинтеграторе, что позволяет увеличить количество УВ, выкипающих до350°С при одновременном увеличении среднетемпературных компонентов на 7 % .

Также разработана и представлена технология утилизации нефтешламов месторождения Кара-Арна с целью получения строительных и дорожных материалов (битумов марок БН 40/60, БН 60/90, БН 130/200), заключающаяся в жидкофазном окислении воздухом или водяным паром.

В Ухтинском индустриальном институте разработана установка для отмыва бурового шлама. Установка снабжена блоком приготовления моющего раствора, блоком отмыва загрязненного шлама и блоком промывки с линией приема обжатого шлама и линией подачи отмытого шлама. Блок отмыва загрязненного шлама установлен до блока разделения, блок промывки установлен после блока разделения и соединен с ним линией приема отжатого шлама и линией подачи отмытого шлама. Блок изготовления моющего раствора соединен со сборником шлама. Блок нагрева связан с одной стороны линией подачи с блоком изготовления моющего раствора и блоком промывки, а с другой стороны - со сборником регенерированной воды.

Одним из разработчиков института предлагается технология очистки загрязненного нефтью шлама. Процесс очистки шлама начинается с подачи загрязненного нефтью шлама из обычной системы для удаления твердой фазы бурового раствора в закрытую смесительную емкость, оснащенную механическими мешалками. В эту емкость с регулируемой скоростью подается растворитель для разрушения эмульсий в буровом растворе на углеводородной основе и растворения углеводородов. Образующаяся суспензия перекачивается насосом в изолированную осадительную центрифугу со сплошным ротором. Твердые частицы, удаляемые из центрифуги, выглядят как сухой порошкообразный материал. Остаточная массовая доля нефти в шламе обычно не превышает 1%, такая же и остаточная доля растворителя. Обработанный шлам может быть сброшен в море, либо подвергнут дополнительной тепловой переработке для удаления растворителя пропусканием через нагреваемый винтовой конвейер. Из центрифуги смесь нефти и растворителя подается в нагреваемый потоком пара тонкопленочный испаритель для ее разделения на составные части. Извлеченная нефть возвращается в действующую циркуляционную систему бурового раствора. Пары растворителя, покидающие испаритель, конденсируются в теплообменнике с водяным охлаждением для последующей рециркуляции.

Компанией British Petroleum разработан способ удаления нефти из нефтяного шлама «superwater», в основе которого лежит процесс очистки и термальной сушки (до 140-180°С) шлама в герметизированной центрифуге или соответственно низко- и высокооборотном режиме с использованием в качестве чистящих веществ органических сольвентов - растворителей марки К5Т и CJD-40 с последующим лабораторным контролем содержания остаточных нефтепродуктов в очищенном и высушенном шламе, который становится экологически чистым и может быть захоронен на морском дне. Подробно описаны схема и основные элементы конструкций установок, а также методика лабораторного контроля проб остаточного шлама. Отмечена высокая степень очистки нефтяного шлама на испытанных образцах установки.

В работе Ruddy D., Ruggiero D. и Kohlman H. приведен обобщенный обзор разработанных рядом фирм технологических методов очистки выбуренного шлама от углеводородных фракций (нефти), в частности, предусматривающие применение термических процессови процессов экстрагирования углеводородов растворителем. Термические процессы предполагают (1) этап перегонки в контролируемых условиях температуры и атмосферного явления, обеспечивающей выпаривание из шлама воды и УВ и (2) этап окисления или сжигания для полного удаления УВ. Пары УВ и воды затем подвергаются конденсации для повторной утилизации в системе бурового раствора. Предлагаются три альтернативных метода термической обработки шлама; электрохимический, термоэнергетический и косвенно-термический. Процессы экстрагирования, в свою очередь, предполагают удаление УВ из шлама с помощью растворителя (дихлортрифторэтана). Предлагаются два альтернативных метода экстрагирования: двухэтапный процесс и процесс замкнутого, цикла. В результате многолетних исследований, выполненных институтами МИНГазпрома, занимающимися проблемой защиты окружающей среды от загрязнения отходами бурения выявлено, что обезвреживание бурового шлама целесообразно осуществлять термическим методом при 350-400°С. Для этого применяется технологическая линия, включающая блок обезвоживания бурового шлама (в основе - центрифуга ОГШ-352К-1) и установку для термической обработки - печь СБОУ-6,25/6-М1.

В институте коллоидной химии и химии воды АН Украины (Киев) разрабатываются методы физико-химической дезактивации выбуренного шлама и обработанных буровых растворов, в основу которых положен принцип регулирования структурно-текстурных свойств твердой фазы. Особенностью такого модифицирования является хемосорбционное связывание продукта реакции с поверхностью твердой фазы, позволяющего в конечном итоге дезактивировать (гидрофобизировать) буровые отходы. Установлено, что с учетом практического использования продуктов гидрофобизации бурового шлама на конечной стадии их переработки можно вводить различные модифицирующие агенты. Целью такого модифицирования является получение промышленно-важных материалов для различных отраслей народного хозяйства (твердая фаза бурового раствора, порошок для пожаротушения, пеногаситель, добавка к тампонажным растворам для увеличения их коррозионной устойчивости), что позволяет судить об экономической эффективности технологий. При этом авторы считают, что именно возможность применения гидрофобизированного шлама (отходов) в качестве сырья для его последующего потребления является гарантом успешного решения проблемы в целом.

ВНИИКрнефть совместно с Кубанским государственным аграрным университетом на Усть-Балыкском месторождении ПО "Юганскнефтегаз" проведены исследования по определению распространения загрязнения окружающей территории отходами бурения из ранее засыпанных минеральными грунтами шламовых амбаров. Проведены испытания технологий по обезвреживанию содержимого шламовых амбаров. Технологии предусматривают реагентную очистку БСВ до параметров, обеспечивающих ее сброс на рельеф. Оставшиеся в шламовом амбаре отработанный буровой раствор и буровой шлам обезвреживаются методом отверждения. Для этого используют цементировочные агрегаты и цементносмесительные машины. Применение экологически безвредных реагентов и буровых растворов позволяет снизить затраты на рекультивацию.

Компанией ШЕЛЛ разработан способ утилизации выбуренной породы путем добавления в буровой раствор размельченного шлака доменных печей, который после участия в бурении скважин вместе с буровым раствором извлекается на поверхность и скрепляет буровой раствор и выбуренную породу, т.к. размельченный шлак обладает цементирующими свойствами. Такой способ позволяет консолидировать выбуренную породу и облегчает вывод ее с точки бурения.

Для ликвидации шламовых остатков в НГДУ "Южарланнефть" использована эмульсия, содержащая бактерии, вырабатывающие БНОПАВ. Сделан принципиальный вывод о существовании возможности создания промыслового полигона для ликвидации нефтешлама путем нанесения его на почву и последующего регулярного перемешивания или рыхления на глубину 10-15 см.

Одним из наиболее перспективных направлений переработки нефтяного шлама является использование его в качестве сырья для получения твердых и жидких топлив. В Японии запатентованы способы получения твердого топлива из нефтяных шламов. В нашей стране разработаны технологии получения из нефтяного шлама и нефтезагрязненных почв и грунтов дизельного топлива.

16.7 
Метод литификации и приоритетные технологии нейтрализации и утилизации твёрдых отходов бурения и нефтедобычи

Интеграционная технология литификации (ИТЛ) обеспечивает возможность преобразования вязкопластичных и твердых промышленных отходов, содержащих экологически опасные компоненты в экологически безопасные минеральные смеси, пригодные для формирования искусственных грунтов для рекультивации территорий подвергшихся эрозионным техногенным процессам, а также для производства различных видов строительных материалов. ИТЛ основывается на теории синтеза вяжущих веществ в дисперсных минеральных средах и важнейших положениях формирования смесей оптимального механического состава.

ИТЛ осуществляется на основе дисперсных алюмосиликатов и комплекса химических реагентов, инициирующего процессы синтеза заданных видов вяжущих веществ. Цементационное твердение устраняет миграцию экологически опасных компонентов в окружающую среду и обеспечивает адаптационную утилизацию широкого спектра промышленных отходов. ИТЛ может служить завершающим звеном безотходной промышленной технологии.

Дополнительным достоинством технологии служит возможность переработки переувлажненных шламов.

Для осуществления преобразования шламов-осадков используются доступные материалы - такие как глина, песчаные смеси небольшие добавки цемента и извести, а также добавки отдельных реагентов, не приводящие к удорожанию переработки.

На основе объединения технологии электрохимической очистки сточных вод и ИТЛ разработаны технологии ликвидации и переработки загрязненных отходов нефтепромыслов в строительную продукцию. Дополненные эффективными модульными технологиями отмыва и переработки нефтезагрязненных грунтов в различные виды топлива, они сформировали технологический комплекс приоритетных технологий для оснащения буровых и нефтепромыслов в условиях севера Архангельской области.

17. ОХРАНА ТРУДА

17.1 Общие положения предприятия

Одним из основных направлений политики предприятия в области охраны труда, провозглашенных Основами законодательства РФ об охране труда, является признание и обеспечения приоритета жизни и здоровья работников по отношению к результатам производственной деятельности Исходя из этого, с одной стороны, Основами предусмотрено, что каждый работник имеет право на рабочее место, защищенное от воздействия вредных или опасных производственных факторов. С другой стороны, работодатель обязан обеспечить безопасность при эксплуатации производственных зданий, сооружений, оборудования, безопасность технологических процессов и применяемых в производстве сырья и материалов, а также эффективную эксплуатацию средств коллективной и индивидуальной защиты, условий труда на каждом рабочем месте в соответствии с требованиями законодательства об охране труда.

Основами предусмотрено, что ответственность за состояние условий и охраны труда на предприятии возлагается на работодателя.

Именно такую политику в области охраны труда предприятие обязуется проводить при освоении нефтяного месторождения.

На предприятии разработаны и действуют «Положение о системе управления промышленной безопасностью и охраны труда» и «Положение об организации производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах».

Для реализации своих обязательств по созданию безопасных условий труда, соблюдения прав работников на охрану труда и обеспечения правовой защиты своих интересов в области охраны труда, предприятие осуществляет выполнение комплекса организационных, организационно-технических и технических мероприятий. Ниже приводятся основные организационные и организационно-технические мероприятия.

17.2 Требования к персоналу

К работам на объектах нефтегазового комплекса допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и не имеющие противопоказаний по здоровью, и успешно сдавшие экзамены по технике безопасности.

Проверка знаний по безопасному ведению работ должна проводится ежегодно. При внедрении новых технологий, оборудования, изменение действующих правил безопасности после соответствующего должна проводится внеочередная проверка знаний.

На предприятии должен быть установлен порядок предварительного и периодического медицинского осмотра работников с учетом выполняемой ими работы и профессии в соответствии со сроками, установленными Минздравом России. Заключение трудового договора.

Ознакомление работника с условиями и охраной труда на рабочем месте, возможным риском повреждения здоровья, с льготами и компенсациями по условиям труда.

17.3 Организационные мероприятия

а) Предварительный медосмотр при поступлении на работу.

Определение перечней профессий и работ, для выполнения которых необходим предварительный медосмотр.

Направление работников на медосмотр, в том числе всех лиц моложе 21 года.

Получение заключения медучреждения.

б) Заключение трудового договора.

в)Ознакомление работника с условиями и охраной труда на рабочем месте, возможным риском повреждения здоровья, с льготами и компенсациями по условиям труда.

г) Допуск работника к работе без повышенной опасности.

Проведение вводного инструктажа по безопасности труда и инструктажа по пожарной безопасности.

Определение перечня профессий и должностей работников, освобождаемых от первичного инструктажа на рабочем месте.

Проведение первичного инструктажа па рабочем месте.

д) Допуск работника к работам с повышенной опасностью.

Определение перечня работ, к которым предъявляются дополнительные (повышенные) требования безопасности труда.

Проведение первичного инструктажа на рабочем месте,

Создание комиссии по проверке знаний.

17.4 Организационно-технические мероприятия

Обеспечение безопасных условий труда на рабочих местах. Образование комиссии по проведению аттестации рабочих мест по условиям труда.

Проведение аттестации рабочих мест.

Разработка и осуществление мероприятий по улучшению и оздоровлению условий труда, приведению рабочих мест в соответствие с требованиями норм и правил труда.

Определение должностных лиц, ответственных за организацию и проведение сертификации постоянных рабочих мест.

Проведение сертификации рабочих мест.

Оснащение производственных помещений, оборудования и рабочих мест средствами коллективной защиты, в том числе:

Средствами нормализации воздушной среды.

Средствами нормализации освещения рабочих мест.

Средствами защиты от поражения электрическим током.

Средствами защиты от воздействия механических факторов.

Средствами защиты от химических факторов.

Средствами защиты от повышенного уровня шума и вибрации и др.

Организация эффективной эксплуатации средств коллективной защиты.

Организация контроля за уровнем воздействия вредных или опасных производственных факторов, включая оснащение рабочих мест средствами автоматического контроля и сигнализации.

Санитарно-бытовое обслуживание работников.

Определение потребности в санитарно-бытовых помещениях и устройствах, исходя из специфики производства. Обеспечение работающих такими помещениями и устройствами и содержание их в надлежащем техническом и санитарном состоянии.

17.5 Средства индивидуальной защиты

К средствам индивидуальной защиты относятся различные приспособления и одежда, предназначенные для защиты работающего от производственных опасностей и вредностей и метеорологических факторов:

спецодежда; спецобувь; головные уборы; рукавицы, перчатки;

приспособления для защиты органов дыхания, зрения и слуха (противогазы, респираторы, очки, антифоны);

предохранительные пояса; диэлектрические перчатки, коврики и др.

При выборе средств индивидуальной защиты необходимо учитывать условия производственного процесса, вид деятельности и длительность воздействия на работающего опасных и производственных факторов, а также индивидуальные особенности работающего.

Главные требования, применяемые к средствам индивидуальной защиты:

защитная эффективность;

работоспособность персонала, использующего средства индивидуальной защиты;

требования к материалам;

специальные требования к средствам индивидуальной защиты в зависимости от опасных и вредных факторов.

17.6 Обязанности работников опасного производственного объекта

В соответствие с Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» и «Правил организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте», утвержденных Постановлением Правительства РФ от 10.03.99г. №263 работники опасного производственного объекта обязаны:

соблюдать требования нормативных правовых актов и нормативных технических документов, устанавливающих правила ведения работ на опасном производственном объекте и порядок действий в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте;

проходить подготовку и аттестацию в области промышленной безопасности незамедлительно ставить в известность непосредственного руководителя или в установленном порядке других должностных лиц об аварии или инцидента на опасном производственном объекте;

в установленном порядке приостанавливать работу в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте;

в установленном порядке участвовать в проведении работ по локализации аварии на опасном производственном объекте.

17.7 Гигиена труда и промысловая санитария

Большое влияние на здоровье работающих, а также на их психологическое состояние имеет правильная организация технологического и трудового процессов, а также процессов отдыха.

Поэтому на действующих буровых предусмотрены комплексы мероприятий, которые направлены на обеспечение нормальных условий труда, а также на улучшение условий отдыха и личной гигиены обслуживающего персонала. Первоочередную роль играет комплекс мероприятий, который связан с обеспечением работающих жилищно-бытовыми условиями.

Поскольку разработка месторождения ведётся вахтовым методом, поэтому при строительстве скважин буровая обеспечивается санитарно-бытовыми помещениями, в расчёте на количество работающих.

В комплект входит:

вагон - домик с кабинетом мастера с рацией;

вагон - домик, оборудованный устройством для подогрева воды, с умывальником и бачком для питьевой воды;

вагон - домик с гардеробом, с сушилкой для обуви, одеждой, душевой;

вагон - спальня;

вагон - столовая.

В кабинете мастера находится медицинская аптечка и носилки для оказания первой медицинской помощи при травме или заболевании. Техникой оказания первой помощи должен владеть каждый работающий на буровой.

17.8 Дополнительные мероприятия по технике безопасности

На буровой должен быть в наличии металлический контейнер с запором для хранения ВВ. Буровой персонал должен быть обеспечен в необходимом количестве средствами индивидуальной защиты.

Персонал бригады, эксплуатирующий грузоподъёмные механизмы, должен быть обучен и иметь право на эти работы.

Членам бригады запрещается:

.Завозить на объект работы личное огнестрельное оружие, транспортные средства, спиртные напитки.

.Отлучатся с буровой без разрешения руководителя подразделения.

Члены буровых бригад по испытанию должны пройти обучение по предупреждению открытых фонтанов, действиям в случае нефтегазопроявления.

Буровая установка обеспечивается технической документацией в соответствии с «Единым перечнем необходимого минимума технической документации, которая должна быть на буровой установке глубокого бурения».

Оборудование, применяемое при бурении скважин, должно быть смонтировано на прочных фундаментах (основаниях) и опробовано в соответствии с инструкцией завода - изготовителя по монтажу и эксплуатации.

После окончания монтажа буровой установки все оборудование должно быть опробовано без нагрузки под руководством работников служб главного механика и главного энергетика.

В процессе эксплуатации буровую вышку и оборудование должны осматривать механик и буровой мастер не реже одного раза в два месяца с записью результатов осмотра в журнал проверки технического состояния оборудования.

На законченной монтажом буровой установке бурение скважины может быть начато после приемки ее комиссией, назначенной приказом по предприятию.

Предприятие обязано представить приемочной комиссии для ознакомления геолого-технический наряд, основную техническую документацию на буровое оборудование, акты об его испытаниях, документацию на электрооборудование и заземляющие устройства.

Комиссия составляет «Акт о вводе в эксплуатацию буровой установки».

Пусковая документация должна храниться на буровой установке.

Подача напряжения на буровые установки для производства буровых работ разрешается после окончания всех строительно-монтажных и электроналадочных работ.

Напряжение должно быть подано в светлое время суток.

Каждая буровая установка должна быть обеспечена переносным светильником напряжением не выше 12 В и аварийным освещением от автономного источника питания.

На буровой вышке должны устанавливаться светильники во взрывозащищенном исполнении при бурении газовых скважин и нефтяных скважин с давлением вскрываемого пласта выше гидростатического. Электрическое освещение буровой установки должно быть выполнено в соответствии с существующими нормами.

До начала монтажа буровая установка должна быть обеспечена радио- или телефонной связью.

Буровая установка должна быть укомплектована щитом с приборами контроля за работой механизмов и выполнением технологических процессов. Приборы должны быть хорошо видны с поста бурильщика и защищены от вибрации.

Скорость передвижения агрегата - не более 50 км/час.

17.9 Ответственность за нарушение ОТиТБ

В нефтегазодобывающей промышленности обеспечение безопасности является приоритетной задачей. Одним из основных направлений политики предприятия в области охраны труда, провозглашенных Основами законодательства РФ об охране труда, является признание и обеспечения приоритета жизни и здоровья работников по отношению к результатам производственной деятельности предприятия. Основами предусмотрено, что каждый работник имеет право на рабочее место, защищенное от воздействия вредных или опасных производственных факторов. Работодатель обязан обеспечить безопасность при эксплуатации производственных здании, сооружений, оборудования, безопасность технологических процессов и применяемых в производстве сырья и материалов, а также эффективную эксплуатацию средств коллективной и индивидуальной защиты, условий труда на каждом рабочем месте в соответствии с требованиями законодательства об охране труда. Основами предусмотрено, что ответственность за состояние условий и охраны труда на предприятии возлагается на работодателя.

На предприятии разработаны и действуют «Положение о системе управления промышленной безопасностью и охраны труда» и «Положение об организации производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах».

Освоение безопасных методов работ при бурении скважин, добыче нефти или газа чрезвычайно важно доведения до минимума несчастных случаев, травматизма и простоев.

Во всех производственных подразделениях нефтяных компаний в обязательном порядке разрабатываются инструкций по технике безопасности, составляются программы подготовки и обучения личного состава, а также предписывается применение средств защиты там, где это необходимо.

17.10 Требования к территориям, объектам, помещениям, рабочим местам

Территория предприятия и размещение на ней сооружений, зданий, производственных объектов должны соответствовать проекту, разработанному с учетом требований СНиП 11-89-80. Территория предприятия, отдельных производственных объектов должна быть спланирована, ограждена (обозначена), застраиваться по генеральному плану. Режимность и характер охраны объектов определяется руководством предприятия, организации.

Обеспечение безопасных условий труда на рабочих местах:

образование комиссии по проведению аттестации рабочих мест по условиям труда;

проведение аттестации рабочих мест;

разработка и осуществление мероприятий по улучшению и оздоровлению условий труда, приведению рабочих мест в соответствии с требованиями норм и правил труда;

определение должностных лиц, ответственных за организацию и проведение сертификации постоянных рабочих мест;

проведение сертификации рабочих мест;

оснащение производственных помещений, оборудованных и рабочих мест средствами коллективной защиты, в том числе:

средствами нормализации воздушной среды;

средствами нормализации освещения рабочих мест;

средствами защиты от поражения электрическим током;

средствами защиты от воздействия механических факторов;

средствами защиты от химических факторов;

средствами защиты от повышенного уровня шума и вибрации;

организация эффективной эксплуатации средств коллективной защиты;

организация контроля над уровнем воздействия вредных или опасных производственных факторов, включая оснащение рабочих месте средствами автоматического контроля и сигнализации.

17.11 Значение охраны труда и окружающей среды в обеспечении безопасных условий труда и нормальной экологической обстановки

При строительстве скважины члены буровой бригады постоянно находятся под влиянием одного или нескольких вредных факторов, а иногда к ним ещё относится тяжёлый ручной и механизированный труд. На некоторых буровых, при отсутствии постоянного надзора правилами техники безопасности часто пренебрегают. Эти проблемы имеют самое прямое влияние на число производственных травм и хронических заболеваний. Поэтому меры направленные на улучшение условий, в какой-то мере экономят средства, которые идут на оплату одноразовых выплат по потере трудоспособности, на оплату льгот и компенсаций, которые предусмотрены трудовым договором, за работу во вредных условиях и оплата за лечение. Также уменьшаются затраты на переподготовку сотрудников с текучестью кадров по причинам условий труда. Большое внимание сейчас стали уделять вопросу охраны окружающей среды. Ведь по тяжести влияния на окружающую среду нефтяная промышленность занимает одно из первых мест. Поскольку продукция скважин, химические реагенты, что используются в технологических процессах на буровой, выхлопные газы, ГСМ (горюче-смазочные материалы) значительно загрязняют окружающую среду, а последствия загрязнения грунтовых вод могут быть непредсказуемыми. Поэтому правильное соблюдение мероприятий по охране труда и окружающей среды может сэкономить значительные средства.

17.12 Вопросы охраны труда предусмотренные коллективным договором

При заключении коллективного договора работник проходит инструктаж о появлении вредных и опасных производственных факторов, которые имеются на данном рабочем месте, о возможности их влияния на здоровье и о возможных последствиях, льготах и компенсациях за работу в таких условиях. Основными мероприятиями охраны труда, предусмотренными коллективным договором предприятий является:

) Своевременное, в соответствии с нормами, предусмотренными СНиП, выдача работающим спецодежды, спецобуви, средств индивидуальной защиты. Спецодежда и спецобувь, которые стали непригодными преждевременно, не по вине работника, заменяют новыми. При невозможности своевременного обеспечения спецодеждой работников, проводится их компенсация;

) Обеспечить работающих соответствующими санитарно-гигиеническими условиями труда;

) Работникам, занятым на работах с вредными условиями труда выдавать молоко или, в случае его отсутствия, заменить денежной компенсацией.

)Обеспечение буровых бригад средствами пожаротушения: огнетушителями (ОП - 10 ПД, ОП2 - 2, ОУ - 1, ОХП - 10), ящиками с песком, резервуарами с водой;

) Обязательное проведение организацией медосмотров работников, занятых на тяжёлых работах с вредными условиями труда.

18. Организация безопасной эксплуатации электроустановкИ

18.1 Общие положения

Опыт эксплуатации показывает, что для обеспечения безопасной, безаварийной и высокопроизводительной работы электроустановок необходимо наряду с совершенным исполнением их и оснащением защитными средствами так организовать эксплуатацию их, чтобы исключить всякую возможность ошибок со стороны обслуживающего персонала. Структура такой организации эксплуатации разработана в результате длительного опыта работы множества электроустановок и утверждена в виде Правил техники безопасности и Правил технической эксплуатации.

Основой организации безопасной эксплуатации электроустановок являются высокая техническая грамотность и сознательная дисциплина обслуживающего персонала, который обязан строго соблюдать организационные и технические мероприятия, а также приемы и очередность выполнения эксплуатационных операций согласно указаниям Правил.

При эксплуатации оборудования обслуживающий персонал должен строго выполнять требования техники безопасности и промышленной санитарии, изложенные в "Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности", в руководствах по эксплуатации или в технических описаниях на отдельные сборочные единицы и комплексы, поставляемые с буровой установкой, а также в ведомственных указаниях.

18.2  Требования к персоналу, обслуживающему электроустановки

Персонал, обеспечивающий нормальную эксплуатацию электроустановок, условно делится на три группы /12/:

-  оперативный персонал - дежурный электротехнический персонал, несущий дежурство в электроустановках непосредственно или на дому. Обязанностью его является оперативное обслуживание действующей электроустановки;

-       ремонтный персонал - лица, выполняющие ремонтные, монтажные, наладочные, строительные и подобные им работы в электроустановках. Они могут иметь различную квалификацию - электротехническую, строительную и т.п. и быть как работниками данного хозяйства, так и работниками посторонних организаций и служб;

-       оперативно-ремонтный персонал - лица электротехнической квалификации, на которых возложена обязанность оперативного обслуживания электроустановок, не имеющих дежурного персонала, а также производства работ в этих установках. Таким образом, эти лица могут выполнять все функции оперативного и ремонтного персонала в закрепленных за ними установках, за исключением дежурства, которое в этих установках не ведется. Они являются работниками данного хозяйства.

Для персонала, принимающего непосредственное участие в оперативных переключениях и ремонтных работах в электроустановках, состояние здоровья устанавливается медицинским освидетельствованием при принятии на работу, а затем периодически 1 раз в 2 года.

Каждый работник до назначения его на самостоятельную работу по обслуживанию электроустановок или при переводе на другой участок работы обязан пройти обучение безопасным методам работы на рабочем месте и проверку знаний.

Проверка знаний Правил техники безопасности производится квалификационной комиссией после обучения на рабочем месте. При этом проверяемому присваивается соответствующая его знаниям и опыту работы квалификационная группа по технике безопасности и выдается специальное именное удостоверение.

18.3  Эксплуатационные ограничения безопасной эксплуатации электрооборудования буровой установки

Электрооборудование буровой установки состоит из ряда электротехнических изделий, выполняющих функцию обеспечения буровой установки электроэнергией и функцию управления приводами механизмов буровой установки.

При эксплуатация электрооборудования системы электроснабжения необходимо выполнить предписания эксплуатационных ограничений приведенных в руководствах по эксплуатации заводов изготовителей изделий:

-  комплектного высоковольтного распределительного устройства;

-       силового масляного трансформатора;

-       масляных преобразовательных трансформаторов;

-       тиристорного контейнера;

-       дизель-электрических станций;

-       низковольтных комплектных устройств;

-       двигателей постоянного тока.

При эксплуатации необходимо соблюдать "Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей" и "Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей".

Особое внимание следует уделять эксплуатации взрывозащищенного электрооборудования, строго соблюдая руководства по эксплуатации заводов-изготовителей.

18.4  Подготовка электрооборудования к работе

Электрооборудование на вновь смонтированной установке должно подвергаться приемо-сдаточным испытаниям.

Все измерения, испытания и опробования в соответствии с действующими директивными документами, инструкциями заводов изготовителей, произведенные монтажным персоналом в процессе монтажа, а также наладочным персоналом непосредственно перед вводом электрооборудования в эксплуатацию, должны быть оформлены соответствующими актами и протоколами.

Следует провести подготовку к работе и испытания в соответствии с руководствами по эксплуатации следующих изделий:

-  комплектного распределительного устройства КРУ (ОАО "Самарский завод "Электрощит");

-       трансформатора силового масляного ТМБ-630/6-82У1 (ОАО "Укрэлектроаппарат");

-       тиристорного контейнера КТУ-К25 УХЛ1 и трансформатора преобразовательного масляного ТРМП-3200/6БУХЛ1 (ОАО "Уралэлектротяжмаш");

-       электродвигателей постоянного тока

18.5 Порядок включения электрооборудования

В исходном состоянии должна быть проведена подготовка комплектного высоковольтного распределительного устройства КРУ1, масляных трансформаторов T1, T2 и ТЗ, модуля сопротивлений, комплектного тиристорного устройства КТУ-К, испытаны кабели внешних соединений, оформлены акты измерения изоляции, подготовлены к работе агрегаты дизельной электрической станции ДЭС1.

Включение производится в следующем порядке:

1)  Запустить один агрегат ДЭС1. Порядок запуска дизельных агрегатов приведен в руководстве по эксплуатации, поставляемом комплектно с ДЭС.

2)  Включить выключать Q5 в ДЭС1-КРУ и тем самым подать напряжение на общие шины 6000 В КРУ1;

3)  Подать напряжение 400 В на общие шины КРУ1 для чего в КРУ1 переключатель SA1 установить в положение ЛЭП и вручную включить автоматический выключатель QF1.

4)  Включить в КРУ1 автоматические выключатели QF2 ПИТАНИЕ КТУ-К и подать напряжение 400 В на общие шины КТУ и автоматический выключатель QF3 и подать напряжение 400 В в шкаф дополнительных емкостей ШУ и на бытовые нужды;

5)  Включить выключатель Q1 в КРУ1 и тем самым подать питание на преобразовательный трансформатор Т2.

6)  Включить выключатель Q2 в КРУ1 и тем самым подать питание на преобразовательный трансформатор ТЗ.

7)  Включить выключатели QF1 и QF1 в КТУ и тем самым подать напряжение на общие шины 690 В КТУ;

8)  Подать напряжение 690В на общие шины КТУ, для чего из КРУ включить выключатель Q2 и подать питание на преобразовательный трансформатор Т2.

При включении преобразовательных трансформаторов из-за больших кратковременных бросков намагничивающего тока может срабатывать максимальная токовая защита работающего дизель-генератора. Поэтому при включении преобразовательных трансформаторов рекомендуется: включать в работу два дизель-генератора параллельно и соответствующим образом отстроить максимальную токовую защиту.

18.6 Техническое обслуживание и ремонт

Для обеспечения надежной и бесперебойной работы электрооборудования необходимо выполнять требования "Правил технической эксплуатации и безопасности обслуживания электроустановок промышленных предприятий". Оперативный персонал обязан регулярно производить осмотр электрооборудования. При обходах проверяют режим работы, состояние и чистоту оборудования.

Периодичность обходов и объем осмотров устанавливается руководствами по эксплуатации на соответствующие изделия и местной инструкцией с учетом характера оборудования, его состояния, условий работы. Ремонт электрооборудования производится в зависимости от его вида в различные сроки:

а) текущий ремонт электрических машин - 1 раз в 6 месяцев;

б) текущий и средний ремонт шкафов управления - 1 раз в 6 месяцев. Сроки капитального ремонта устанавливаются в зависимости от местных условий, но не реже сроков, предусмотренных ПТЭ.

Техническое обслуживание и ремонт комплектного высоковольтного распредустройства, масляного трансформатора, преобразовательного трансформатора, двигателей постоянного тока и другого электрооборудования необходимо производить по инструкциям заводов-изготовителей данного оборудования.

При эксплуатации шкафы управления требуют систематического ухода. Сроки осмотра и ревизии шкафов зависят от условий эксплуатации. Необходимо предохранять элементы шкафа от загрязнения и механических повреждений. Следует проводить периодическую профилактику всех аппаратов шкафа и не реже 1 раза в год полную ревизию шкафа.

В состав работ по профилактики аппаратов необходимо включать:

а) очистку аппаратов и панелей от пыли;

б) осмотр и крепление контактов;

в) осмотр и зачистку рабочих контактов реле и контакторов от оплавления и пригаров;

г) смазку подшипников подвижных систем контакторов;

д) проверку действия системы шкафа.

При ревизии шкафов помимо работ, предусмотренных профилактикой, осуществляют следующие мероприятия:

-  разбирают подвижные системы контакторов и промывают, а при необходимости заменяют также изношенные рабочие контакты реле и контакторов;

-       проверяют действие схемы и при необходимости регулируют реле;

-       проверяют сопротивление изоляции токоведущих частей относительно корпуса.

19. Общее положение ликвидаций аварий на буровых установках

. Настоящий План ликвидации возможных аварий (ПЛА) на буровых установках при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин на нефть и газ подразделениями ООО БК «Евразия» Нарьян-Марского филиала разработан в соответствии с требованиями п. 1.2.7. «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», Госгортехнадзор России, № 24 от 9 апреля 1998года (РД 08-200-98).

. ПЛА является действительным для конкретной буровой установки только после соответствующей его регистрации в разделе 2 Плана.

. Регистрация ПЛА для конкретной буровой установки может быть произведена только после того, как будут соответствующим образом оформлены следующие приложения к Плану:

1 Приложение 1. Акт проверки наличия и состояния обученности персонала по табелю обязанностей буровой бригады по предупреждению и тушению пожара на буровой;

2 Приложение 2. Акт проверки наличия и состояния системы контроля технологических параметров бурения;

3 Приложение 3. Акт проверки состояния вентиляционных устройств.

4 Приложение 4. Акт проверки наличия и исправности средств для спасения людей;

5 Приложение 5. Акт проверки наличия (по проектам, расчетам и нормам потребности) и исправности пожарной техники, а также противопожарного водоснабжения, оборудования и инвентаря;

6 Приложение 6. Акт проверки наличия и исправности технических средств для ликвидации аварий в их начальной стадии.

7 Приложение 7. Акт проверки исправности аварийного освещения.

8 Приложение 8. Акт проверки исправности пожарной (в том числе аварийной) сигнализации.

9 Приложение 9. Акт проверки исправности (включая аварийное питание) связи.

Все перечисленные Акты могут оформляться как в произвольном, так и в формализованном виде комиссией не менее чем из трех инженерно-технических работников.

В каждой комиссии должны присутствовать специалисты от монтажной (наладочной) эксплуатационной и контролирующей структуры Общества.

Допускается участие в комиссии (но не более одного) квалифицированного рабочего персонала.

4. Настоящий План не исключает (является дополнением) планов по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонта
нов при строительстве нефтяных и газовых скважин.

. Оперативные действия буровой бригады по тушению пожара определяются специальным Табелем.

. При возникновении пожара на складе ГСМ буровой установки следует руководствоваться «Планом тушения пожара на складах ГСМ

7. Любые производственные инциденты и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин, не вызывающие взрывной, либо взрывопожарной опасности ликвидируются (устраняются) по отдельным планам, разрабатываемым в установленном порядке.

. К ПЛА для каждой буровой установки в обязательном порядке прилагаются:

Ситуационный план в масштабе 1:50000 (приложение 10);

Схема генплана в масштабе 1:1000 (приложение 11);

Технологическая схема с расположением основных коммуникаций в масштабе 1:100 (приложение12);

Табель обязанностей буровой бригады по предупреждению тушения пожара (приложение13);

Список пожарной техники, противопожарного оборудования и инвентаря (приложение 14); Список инструментов, аварийного оборудования, материалов и средств индивидуальной защиты (приложение 15).

19.1 Характеристика объекта

Буровые установки, предназначенные для строительства эксплуатационных и разведочных скважин на нефть и газ, представляют собой комплекс сооружений, в состав которых входят:

вышечный блок;

блок силовых агрегатов (приводной блок);

здание машинно-насосного отделения (МНО), блоков приготовления и очистки ---- бурового раствора;

блок электростанций(ДЭС);

котельная;

помещения теплогенераторов;

склад горюче-смазочных материалов (ГСМ);

амбары и площадки для отходов;

площадки для хранения бурового инструмента, химических реагентов
и стоянки техники;

амбары с накопителями для пластовых флюидной;

площадки для посадки авиатранспорта и размещения авиагрузов, а также вахтовые поселки для проживания и бытового обеспечения буровых бригад.

В связи с особенностью района работ в условиях Крайнего Севера по экологическим требованиям территория, отводимая под размещение комплекса сооружений буровых установок, предельно ограничена и составляет не более 5,68га.

Кроме того объекты строительства скважин на нефть и газ, как правило, расположены в местах многолетнемерзлых пород на заболоченной, пересеченной естественными водотоками местности, которые в большинстве полностью промерзают зимой, но превращаются в сплошные разливы с началом таяния снегов и почти практически до следующего наступления холодов

Сообщение с буровыми установками в таких условиях возможно только по зимним снежно-ледовым дорогам или авиатранспортом, основным из которого являются вертолеты.

В вязи с определенной концентрацией на специальных складах (ГСМ) и применением в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания (силовой блок, МНО, ДЭС), паровых котлов и теплогенераторных установок дизельного топлива существует опасность при нарушениях технологических процессов при приеме, хранении и подаче данной легковоспламеняющейся жидкости (ЛВЖ) в её разливах, утечках и испарениях с образованием взрывопожароопасных ситуаций и загрязнением окружающей среды.

Также возможны взрывопожароопасные ситуации вследствие выделения горючих газов (ГГ) в среду помещений из буровых растворов при флюидопро-явлениях в процессе вскрытия продуктивных пластов.

Все перечисленное вызывает актуальную необходимость подготовки персонала буровых бригад для строительства поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ к мерам по предупреждению и ликвидации в начальной стадии взрывопожароопасных аварийных ситуаций и аварий, а также к борьбе за живучесть при экстремальных ситуациях в суровых условиях Крайнего Севера.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Главной задачей дипломного проекта является, применение и эксплуатация электропривода основных механизмов буровой установки на предприятиях нефтепромышленного комплекса, а именно, на объектах Нарьян-Марской экспедиции глубокого эксплуатационного и разведочного бурения ООО «Буровая компания «Евразия».

В проекте приведены основные сведения об асинхронных электродвигателях, дизель электрических станциях и техническая разработка подачи горячего воздуха для собственных нужд буровой установки , выполнена их классификация по различным критериям, рассмотрены особенности применения данного оборудования,технологических систем. Кроме того, в настоящей работе сформулированы рекомендации по проектированию асинхронных электродвигателей, дизель электрических станций, выделены основные экологические проблемы, связанные с энергетикой, даны рекомендации по обслуживанию энергетических установок.

Внедрения электрического привода на объектах Нарьян-Марской экспедиции глубокого эксплуатационного и разведочного бурения предполагается на буровых установках Инзырейского месторождения. Поэтому в дипломном проекте представлена характеристика действующего проекта энергоснабжения данных буровых установок, включающая описание и работу составных частей системы электроснабжения, описание электрооборудования главных механизмов, системы регулирования мощности и электрооборудования вспомогательных механизмов.

При решении задачи энергоснабжения названных буровых установок с применением электрического привода была разработана схема энергоснабжения, сделан выбор электрического привода, выполнена технико-экономическая оценка применения привода и оценка участия оборудования в нагрузки дизель-электрической станции буровой установки. Кроме того был сделан расчет экономических затрат работы ДЭС и электрического привода и расчет параметров подачи горячего воздуха.

В заключительной части дипломного проекта даны рекомендации по организации безопасной эксплуатации проектируемого электрооборудования.

Таким образом, по результатам выполненной работы можно сделать следующие выводы.

Во-первых, использование энергии электрического привода является целесообразной и экономически обоснованной задачей энергоснабжения буровых установок.

Во-вторых, помимо решения основной задачи - улучшения технологического процесса бурений скважин, применение электрического привода будет способствовать улучшению экологической ситуации в регионе.

В-третьих, по мере освоения ресурсов региона и постройке ЛЭП, будет возможность отказаться от дорогостоящего топлива и его доставкой на месторождение, что дополнительно повысит экономическую эффективность применения электрического привода.

Список литературы

1.       Автоматизированный электропривод типовых призводственных механизмов и технологических комплексов: Учебник для ВУЗов/ М.П. Белов, В.А. Новиков, Л.Н. Рассудов. - 2-е изд., стер. - М.: Издательский центр «Академия», 2004. - 576 с.

2.      Лебёдка ЛБУ-1200Д-1. Техническое описание и руководство по эксплуатации. 2005. - 112 с.

.        Локотов А. Интерфейсы последовательной передачи данных. Стандарты EIA RS-422A/RS-485 // Современные технологии автоматизации, №3, 1997 г.

.        Правила устройства электроустановок / Минэнерго РФ. - М.: Энергоатомиздат, 2001. - 547 с.

.        Ротор Р700. Паспорт 14016.45-000-01 ПС. 2005. - 108 с.

.        Справочник по электрическим машинам: В 2т / Под общей редакцией И.П. Копылова и К.Б. Клокова. Т. 1. - М.: Энергоатомиздат, 1988, - 456 с.: ил.

.        Справочник по электрическим машинам: В 2т / Под общей редакцией И.П. Копылова и К.Б. Клокова. Т. 2. - М.: Энергоатомиздат, 1989, - 688 с.: ил.

.        Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2т /Под общ. ред. А.А. Федорова. Т. 2. Электрооборудование. - М.:Энергоатомиздат, 1987. - 592 с.; ил.

.        Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах, М-Л, 1964г. , 704 с.

.        УСТАНОВКА БУРОВАЯ БУ 5000/335 ДЭК-БМ. Электрооборудование ротора. Руководство по эксплуатации 44038.04.000РЭ.З, 2005. - 341 с.

.        А.А.Фёдоров Учебное пособие для курсового проектирования. Москва 1987. 567 с.

.        Н.С.Мовсесов. Справочник по проектированию электроснабжения линий электропередачи сетей. Москва. 1980. - 286 с.

.        Л.М.Лимитовский. Электро и теплоснабжение геологоразведочных работ. Москва 1980. - 496 с.

.        С.Г.Блантер. Электрооборудование для нефтяной промышленности. Москва 1973

.        Л.М. Ржаницына. Расчёт систем вентиляции. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию. АГТУ Архангельск 1987. - 54 с.

.        В.Б.Кунтыш. Расчёт теплообменных аппаратов. Методические указания к курсовому проектированию. АГТУ Архангельск. 1987. - 47 с.

.        Б.Н.Голубков. Проектирование и эксплуатация установок кондиционирования воздуха и отопления. Москва 1988. - 492 с.

.        Е.Я.Соколов. Теплофикация и тепловые сети. Москва 2001. - 374 с. 19.Райцкий К.А. «Экономика предприятия». Учебник для вузов.- М.:

Информационно - внедренческий центр «Маркетинг»,1999. - 693 с.

Доклад

Кайзер Василий Александрович работаю электромехаником участка Нарьян- Марского филиала ООО БК Евразия

Дипломный проект на тему Энергообеспечение буровой установки БК Евразия в связи с заменой механического привода на электрический. Тема была предложена главным энергетиком и начальником цеха компании.

Несмотря на повсеместную электрификацию производственных процессов большинства отраслей промышленности, основными приводами буровых установок по прежнему являются двигатели внутреннего сгорания. Медленное первоначальное внедрение электропривода на буровых установках объясняется удаленностью объектов буровых работ от энергетических систем и отсутствием достаточно надёжных передвижных электростанций. Независимость двигателей внутреннего сгорания от линий электропередач транспортабельность и сравнительно не высокая стоимость неоспоримые их преимущества. В тоже время большая масса агрегата, малый моторный ресурс и частые ремонты, опасность возникновения пожара, загрязнение окружающей среды обуславливают их замену электроприводом.

Замена двигателей внутреннего сгорания электроприводом повышает производительность труда при бурении на 30% а годовые затраты на ремонт электродвигателей оказывается в 30 раз меньше затрат на ремонт дизелей той же мощности

Главное преимущество электропривода( простота, надежность и экономичность), строительство энергосистем на промыслах добычи и наличие надёжных в работе передвижных электростанций - всё это обуславливает переход на полную электрификацию буровых работ.

Целью дипломного проекта является замена механического привода на электрический, снижение затрат на эксплуотацыю энергосистемы буровой установки.

В данной работе рассмотрены вопросы применения асинхронных двигателей, дизель генераторных установок. Разработана схема энергоснабжения буровой установки с использованием двигателей переменного тока и выполнена технико-экономическая оценка их применения, а также представлена техническая разработка подачи горячего воздуха за счёт рекупиляции выхлопных газов для отопления Машино - насосного отделения и помещения под буровой установкой.

) Генплан (ситуационный план 2 ,краткий разкас )

) Электроснабжение буровой установки на данный момент осуществляется с помощью (плакат3, перечислить основные потребители)

) На основе рассмотренной выше структуры была разработана схема электроснабжения (плакат4) и выполнен расчёт её основных элементов (перечислить типы марки мощности)

) В связи с тем что в Машино - насосном отделении были убраны ДВС появилась необходимость отапливать помещение в холодное время года. Была сделана техническая разработка подачи горячего воздуха для отопления. (плакат 5).

)В дипломном проекте выполнено технико - экономическое обоснование результаты которых показаны на графике (плакат 6 ) который показывает рост экономической эффективности данного проекта.

Таким образом по результатам выполненной работы можно зделать следующие выводы

Во-первых, использование электрического привода является целесообразной и экономически обоснованной задачей энергоснабжения буровых установок.

Во-вторых, помимо решения основной задачи - улучшение технологического процесса бурений скважин, применение электрического привода будет способствовать улучшению экологической ситуации в регионе.

В-третьих, по мере освоения ресурсов региона и постройке ЛЭП, будет возможность отказаться от дорогостоящего топлива и его доставкой на месторождение, что дополнительно повысит экономическую эффективность применения электрического привода