Особенности тестирования горизонтальных скважин

ВВЕДЕНИЕ

 

Уровень развития энергетики и электрификации, как известно, в наиболее обобщенном виде отражает технико-экономический потенциал  любой страны[2].

Электрификация играет ведущую роль в развитии всех отраслей народного хозяйства Казахстана, является стержнем строительства экономики  нашего общества.

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

Успех работы энергетиков  во многом будет определяться повышением культуры проектирования и эксплуатации, ростом знаний теории и передовой  практики.

При проектировании и эксплуатации электрических установок, электрических  станций, подстанций и систем требуется  предварительно произвести ряд расчетов, направленных на решение многих технических  вопросов и задач, таких как:

а) сопоставление, оценка и  выбор схемы электрических соединений станций и подстанций;

б) выявление условий  работы потребителей при аварийных  режимах;

в) выбор аппаратов и  проводников, их проверка по условиям работы при коротких замыканиях;

г) проектирование и настройка  устройств релейной защиты и автоматики;

д) ряд других задач.

Одной из главных задач данного проекта является создание систем электроснабжения промышленных предприятий, а конкретно нефтеперекачивающей станции «Жетыбай», способных обеспечивать нормальную работу энергопотребителей при возникновении аварийных ситуаций со стороны энергосистем или на отходящих присоединениях, а также соответствовать существующим объемам перекачки энергоносителей.

Существующие  мощности неспособны обеспечить бесперебойную  работу нефтеперекачивающей станции  «Жетыбай», вызванную увеличением  объемов транспортировки нефтепродуктов.

Также необходимо отметить тот факт, что электрооборудование  подстанции НПС «Жетыбай» физически  устарело.

В связи с  вышесказанным актуальность выбранной  темы для дипломного проектирования очевидна.

В данной дипломной  работе предлагается альтернативный проект подстанции 35-10 кВ для электроснабжения нефтеперекачивающей станции «Жетыбай», включающий краткую характеристику объекта проектирования, краткое описание технологического процесса, расчет электрических нагрузок, расчет токов короткого замыкания, выбор основного электрооборудования, расчет релейной защиты, расчет молниезащиты, расчет заземления, раздел охраны труда и окружающей среды и экономическую часть.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  1. Характеристика объекта 

    1. Общая характеристика объекта 

 

НПС «Жетыбай» является станцией магистрального нефтепровода Актау-Жетыбай-Узень. Протяженность нефтепровода Актау — Жетыбай — Узень составляет 150 км. Нефтепровод проходит по территории Мангыстауской области. Объем прокачиваемой нефти — 9 млн тонн. Владельцем нефтепровода является казахстанская транспортная компания КазТрансОйл.

Нефтеперекачивающая станция (НПС) представляет собой комплекс сооружений и устройств  для приема, и перекачки нефти  по магистральному нефтепроводу.

Основной схемой технологического процесса перекачки нефти НПС  является перекачка по схеме работы станции с "подключенными резервуарами". Нефть по подводящим нефтепроводам  поступает на НПС через приемную задвижку № 1, и направляется на фильтры-грязеуловители. Затем нефть, очищенная от механических примесей, парафино - смолистых отложений, посторонних предметов, поступает  в технологические резервуары (РВС) № 1, 2, а также на вход подпорной  насосной. Для защиты технологических  трубопроводов и арматуры резервуарного  парка от превышения давления на НПС  установлены предохранительные  клапаны 1й группы. Сброс нефти от предохранительных клапанов предусмотрен в технологические резервуары РВС № 1, 2. Для подачи нефти от резервуаров РВС № 1, 2 к основным насосам предусмотрена подпорная нефтенасосная станция, которая предназначена для подачи нефти на вход магистральных насосов, так как при откачке из резервуаров магистральные насосы не в состоянии вести откачку нефти без предварительного создания давления нефти на их входе. Из резервуаров нефть откачивается подпорным насосным агрегатом НПВ № 1,2,3,4 и через задвижку № 42 подается на прием магистральной насосной. Предохранительные клапаны 2й группы и предназначены для защиты от повышения давления технологических трубопроводов и арматуры между подпорной и магистральной насосной. На участке трубопровода от магистральной насосной до магистрального нефтепровода установлен узел регулирования давления – заслонки № 1, 2 для поддержания заданных величин давления. После узла регуляторов давления нефть через выкидную задвижку НПС № 59 подается в магистральный нефтепровод.

В состав НПС входят:

  • резервуарный парк;
  • подпорная насосная;
  • насосная станция с магистральными насосными агрегатами;
  • фильтры-грязеуловители;
  • узел регулирования давления;
  • узлы с предохранительными устройствами;
  • технологические трубопроводы;
  • системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, водотушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, АСУ, связи, производственно–бытовые здания и сооружения.

    1. Характеристика объекта как потребителя электрической энергии

 

Система электроснабжения должна обеспечивать стабильную и непрерывную  подачу электроэнергии к НПС "Жетыбай". Так как НПС является потребителем I категории [3], то ее питание должно осуществляться от двух независимых, взаиморезервируемых источников.

Исходными данными при разработке проекта электроснабжения объектов нефтяной и газовой промышленности являются величина электрической нагрузки потребителей, а также место расположения ближайших источников электроэнергии и их параметры. Такими источниками, как правило являются главные  понижающие подстанции (ГПП) с двумя  трансформаторами.

Основные условия проектирования рациональной схемы электроснабжения – надежность, экономичность и  качество электроэнергии у потребителя. Для крупных предприятий наиболее надежной и экономичной является система электроснабжения с применением  глубоких вводов, при которой сети 6-110 кВ максимально приближены к  потребителям электроэнергии.

Система электроснабжения строится таким  образом, чтобы все её элементы постоянно  находились под нагрузкой, т.е. чтобы  не было холодного резерва. Вместе с  тем параллельно установленные  трансформаторы и параллельные линии  электропередачи должны работать раздельно, так как при этом снижаются  токи короткого замыкания и удешевляются схемы коммутации и схемы релейных защит.

Согласно ПУЭ, потребители относятся  к первой категории в отношении  бесперебойности питания.

Это предъявляет к системе электроснабжения следующие требования:

  • Электроснабжение должно осуществляться от двух независимых источников питания по двум линиям;
  • Питание потребителей нефтеперекачивающей станции должно производится от двух трансформаторной подстанции, трансформаторы которой выбираются с учетом взаимного резервирования;
  • Перерыв в электроснабжении возможен лишь на время действия автоматики (АПВ и АВР).

 

    1. Основное оборудование НПС

 

Основным  оборудованием нефтеперекачивающих  станций являются насосы (основные и подпорные) и их приводы.

К основным насосам, перекачивающим нефть по магистральным  нефтепроводам, предъявляются следующие  требования: экономичность, надежность и долговременность непрерывной  работы; простота конструкции; компактность. Поскольку этим требованиям наилучшим  образом отвечают центробежные насосы, они и получили преимущественное распространение на магистральных  нефтепроводах. Поршневые насосы для  транспортировки нефти по магистральному трубопроводу применяются весьма ограниченно, в основном для перекачки высоковязких жидкостей. Магистральные центробежные насосы серии НМ, используемые в  настоящее время, имеют частоту  вращения 3000 об/мин. Определяется это  тем, что с увеличением частоты  вращения возрастают скорости входа  жидкости в насос, в результате чего может наступить кавитация. Обычно в каждой насосной нефтепровода устанавливают  четыре центробежных насоса, соединенных  последовательно и создающих  давление до нескольких МПа. Насосы НМ имеют монотонно падающую напорную характеристику, позволяющую иметь  устойчивую работу в достаточно широком  диапазоне расходов. Однако пределы  регулирования, обеспечивающие экономичный  режим работы, при последовательном соединении насосов невелики.

Для нормальных условий эксплуатации основные центробежные насосы обеспечиваются подпором. В качестве подпорных насосов  применяют насосы серий НМП, НДвН, НДсН и НПВ. Чтобы создать хорошую  всасывающую способность, подпорные  насосы эксплуатируют при сравнительно низкой частоте вращения вала (730-1450 об/мин), они имеют одно рабочее  колесо с двухсторонним подводом жидкости. Приводом подпорных насосов  являются низковольтные и высоковольтные электродвигатели. Наиболее совершенной  конструкцией подпорных насосов  являются насосы вертикального типа (серии НВП). Основное их достоинство  заключается в том, что отпадает необходимость в строительстве  традиционной подпорной насосной, как  правило, заглубленной по отношению  к отметке земли. Насосы этого  типа можно устанавливать непосредственно  в резервуарном парке, что значительно  сокращает потери на трение во всасывающих  трубопроводах.

Основными потребителями электроэнергии РУ-10 кВ НПС «Жетыбай» являются:

  • четыре электродвигателя СТД-2500-2 привода магистральных насосов;
  • три электродвигателя ВАОВ-800 и один электродвигатель ВАОВ-400 привода подпорных насосов; 
    комплектная трансформаторная подстанция (КТП) с двумя трансформаторами мощностью по 1000 кВА напряжением 10/0,4 кВ для электроснабжения потребителей НПС на напряжении 0,4 кВ;
  • комплектная трансформаторная подстанция (КТП) с двумя трансформаторами мощностью по 400 кВА напряжением 10/0,4 кВ для электроснабжения потребителей НПС на напряжении 0,4 кВ;
  • два фидера 10 кВ для питания перспективных нагрузок ВЛ-10кВ электроснабжения линейной части нефтепровода;
  • собственные нужды ПС 35/10 кВ НПС «Жетыбай».

Основными потребителями электроэнергии на стороне  низкого напряжения являются калориферы, вентиляторы, насосы, запорная арматура, наружное и внутреннее электроосвещение. 

 

В табл. 1.1 и  табл. 1.2, приведены технические данные насосов, установленных на НПС:

 

Таблица 1.1

Технические данные магистрального насоса НМ 3600-230

Производительность

Q=3600 м3/час;

Напор

Н=230 м;

Номинальная частота вращения

n=1500 об/мин;

КПД

hнас=0,83;

Допустимый кавитационный  запас

K=37 м;

Мощность (на нефти)

Р=2370 кВт.




 

Таблица 1.2

Технические данные магистрального насоса НПВ 2500-80

Производительность

Q=2500 м3/час;

Напор

Н=80 м;

Номинальная частота вращения

n=1000 об/мин;

КПД

hнас=0,83;

Допустимый кавитационный запас

K=3 м;

Мощность (на нефти)

Р=792 кВт.




 

В табл. 1.3 приведены  электродвигатели, находящиеся на НПС:

 

Таблица 1.3

Наименование  потребителя

Количество,

шт.

Расчетная мощность, кВт

СТДП-2500-2УХЛ4

4

2500

0,9

ВАОВ-6300L-4У1

3

800

0,9

ВАОВ-6300L-4У1

1

400

0,9


 

 

  1. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ НПС

    1. Схема электроснабжения НПС

 

Рис. 2.1. Схема электроснабжения НПС

 

 На рис. 2.1. в соответствии с заданием приведена схема электроснабжения НПС для перекачки нефти по трубопроводу.

 Трансформаторы Т1 и Т2 35/10 кВ в нормальном режиме работают раздельно, каждый на свою секцию шин КРУ.

Автоматическое включение резерва  на стороне низшего напряжения производится с помощью секционного выключателя. (Q4).

 Питание подводится по двум одноцепным взаиморезервируемым ЛЭП 35кВ. Питание высоковольтных двигателей и трасформаторов 10/0,4кВ производится от двух, взаиморезервируемых секций шин КРУ (рис. 2.1).

 Питание  цепей защиты и управления  электродвигателями и всего вспомогательного  оборудования НПС на напряжение 220/380 В, осуществляется от трансформаторов  собственных нужд, Т3 и Т4.

 

    1. Расчет электрических нагрузок. 

Первым этапом проектирования системы  электроснабжения является определение электрических нагрузок. Электрические нагрузки промышленного предприятия определяют выбор всех элементов системы электроснабжения: линий электропередачи, трансформаторов, оборудования трансформаторных подстанций и др. Поэтому правильное определение электрических нагрузок является решающим фактором при проектировании и эксплуатации электрических сетей.

Основными исходными данными для  определения расчетных электрических нагрузок промышленного предприятия являются ведомости приемников электроэнергии с указанием установленной мощности.

Ведомость электрических нагрузок НПС «Жетыбай» в виде общей установленной мощности представлена в таблице 2.1.

Электрическая нагрузка отдельных  потребителей, а, следовательно, и суммарная  их нагрузка, определяющая режим работы электростанций в энергосистеме, непрерывно меняется. Принято отражать этот факт графиком нагрузки, т. е. диаграммой изменения мощности (тока) электроустановки во времени.

По виду фиксируемого параметра  различают графики активной Р, реактивной Q, полной (кажущейся) S мощностей и тока I электроустановки. Как правило, графики отражают изменение нагрузки за определенный период времени. По этому признаку их подразделяют на суточные (24 ч), сезонные, годовые и т. п.

Суточные графики показывают изменение нагрузок в течение суток. Их строят по показаниям счетчиков активной и реактивной энергии через каждый час либо каждые полчаса (для выявления получасового максимума нагрузки).

В проектировании используют типовые  суточные графики, характерные для  данного вида производства, в которых  максимальная суточная нагрузка принята  за единицу или за 100 %, а остальные  нагрузки выражены в долях единицы  или в процентах. Для построения конкретного суточного графика  необходимо знать максимальную нагрузку и иметь типовой суточный график.

Годовые графики активной и реактивной нагрузок по продолжительности, построенные на основании суточных или месячных графиков нагрузок, позволяют уточнить величину годового потребления электроэнергии, наметить режим работы трансформаторов на подстанциях в течение года, правильно выбрать компенсирующие устройства.

В приложении 1 представлены типовые  графики нагрузки для нефтеперекачивающей  станции.

 

    1. Определение расчетной мощности 

Расчетная активная мощность высоковольтных двигателей по этому  методу определяется следующим образом:

 

  при С £ 0,75 М (2.3.1)

  при С > 0,75 М (2.3.2)

где (2.3.3)

  (2.3.4)

где Кв - коэффициент включения, Кв = 0,84;

Кз - коэффициент загрузки двигателей, Кз = 0,76 – 0,84;

Рном-номинальная активная мощность единичного электродвигателя.

Примем Кз = 0,84, т. е. его максимальное значение. Тогда средняя мощность определится:

 

 

Максимальная  мощность:

 

Разделим  С на М и получим:

 

С/М = 9,032 / 12,8 = 0,70 < 0,75

 

 Следовательно, расчетную  активную мощность высоковольтных  электродвигателей определим по  формуле:

 

 

=0,9 соответственно заданию. Коэффициент  мощности является опережающим,  поэтому реактивная мощность  принимается со знаком минус. 

Реактивная мощность высоковольтных электродвигателей НПС равна:

 

(2.3.5)

 

Полная мощность высоковольтных электродвигателей  составит:

 

  (2.3.6)

Для получения  полной мощности нагрузки электроснабжения ПС прибавим к полной мощности электродвигателей  нагрузки:

 КТП №1  с двумя трансформаторами мощностью  по 1000 кВА напряжением 10/0,4 кВ для  электроснабжения потребителей  НПС на напряжении 0,4 кВ;

КТП №2 с  двумя трансформаторами мощностью  по 400 кВА напряжением 10/0,4 кВ для  электроснабжения потребителей НПС  на напряжении 0,4 кВ;

Два фидера 10 кВ для питания перспективных  нагрузок ВЛ-10кВ электроснабжения линейной части нефтепровода;

Собственные нужды ПС 35/10 кВ  
НПС «Жетыбай».

Итого получиться полная мощность ПС равна 15,035

    1. Выбор числа и мощности трансформаторов

Число трансформаторов выбирается из соображений надежности в зависимости  от категории электроснабжения потребителей.

Категорию проектируемого объекта по надежности электроснабжения принимают в соответствии с ПУЭ [13].

К первой категории  относятся потребители, отключение электроснабжения которых влечет за собой опасность для жизни  людей, ущерб народному хозяйству, повреждение оборудования, нарушение  сложного технологического процесса.

К второй категории - массовый срыв выпуска продукции, простой рабочих, механизмов, промышленного  транспорта, нарушение нормальной деятельности значительного количества городских  жителей.

К третьей  категории - все остальные потребители. Для потребителей третьей категории  рекомендуется применять подстанцию с одним трансформатором.

Электроприёмники  установок по добыче, подготовке и  транспортировке нефти и газа практически все относятся к  первой категории надежности. Для электроснабжения потребителей первой категории надежности должны быть предусмотрены два независимых источника электроснабжения.

Согласно  руководящим документам для большинства  объектов нефтяной и газовой промышленности в районах Западной Сибири с учетом сложности размещения и эксплуатации подстанций рекомендовано выбор  единичной мощности трансформаторов  и автотрансформаторов двухтрасформаторных  подстанций производить из условия 100% резервирования электроснабжения потребителей. Сюда отнесены объекты нефтедобычи, переработки попутного газа, компрессорные  станции магистральных газопроводов с газотурбинными приводными агрегатами, нефтеперекачивающие станции магистральных  нефтепроводов.

 Произведём выбор  силовых трансформаторов. Выбираем  силовые трансформаторы из условия:

 

 

где - полная максимальная нагрузка подстанции;

 Выберем двухобмоточные  масляные трансформаторы типа 

ТДНС -16000/35- У1, технические  данные которых сведены в табл. 2.4

 

Таблица 2.4

 Параметры трансформаторов ТДНС- 16000/35

Параметры

Единицы измерения

Данные

Номинальная мощность, Sном

16000

Номинальное напряжение обмотки ВН

кВ

35

Номинальное напряжение обмотки НН

кВ

10

Потери  холостого хода, Рх

кВт

2,75

Потери  короткого замыкания, Рк

кВт

18,3

Напряжение  короткого замыкания, Uк

%

6,5

Ток холостого  хода, Iх

%

1,5


 

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

 

 

 Полная мощность, с  учетом потерь, в трансформаторах  составит:

 

 Следовательно, данный  тип трансформаторов удовлетворяет  нашим требованиям. 

Коэффициент загрузки трансформаторов:

 

  (2.4.8)

 

Для I категории , следовательно, соответствует.

    1. Расчет токов короткого замыкания в относительных единицах

 

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

На рис. 2.5.1 приведена расчетная схема, а  на рис. 2.5.2 схема замещения, построенная  в соответствии со схемой на рис. 2.1.

В нормальном режиме все секционные вакуумные  выключатели находятся в отключенном  состоянии, силовые трансформаторы работают раздельно на отдельные  секции шин.

Наиболее  тяжелый режим работы может наступить  при КЗ в момент перевода нагрузки с одного силового трансформатора на другой, т. е. когда секционный выключатель  Q4 включен (рис. 2.5.1). Этот режим принят за расчетный.

 Преобразовывать  сложные схемы при помощи именованных  единиц неудобно. В этом случае  все величины выражают в относительных  единицах, сравнивая их с базисными.  В качестве базисных величин  принимают базисную мощность  Sб и базисное напряжение Uб. За базисную мощность принимают суммарную мощность генераторов, мощность трансформатора, а чаще число, кратное 10, например 100 МВ×А. За базисную мощность принимаем значение100 МВ×А.

 

Рис. 2.5.1 Расчетная исходная схема

 

В качестве базисного напряжения принимаем  напряжение высокой ступени 35кВ - Uб1=37,5кВ и Uб2=10,5кВ - базисное напряжение на низкой стороне 10кВ. Составим расчётную схему и схему замещения цепи короткого замыкания. Приведена схема электроснабжения НПС (рис. 2.5.1).

 

Cхема замещения имеет следующий вид:

 

 

Рис. 2.5.2 Схема замещения

 

Т.к. точка КЗ значительно  удалена от источника питания  и его мощность велика, по сравнению  с суммарной мощностью электроприемников, то периодическая составляющая тока КЗ:

 

  ; (2.5.9)

 

 Определим базисные  токи (Iб) для каждой ступени трансформации:

 

  -базисный ток на высокой стороне (2.5.10)

 

  -базисный ток на низкой стороне (2.5.11)

 

Найдем сопротивления  отдельных элементов сети в относительных  единицах и подсчитаем суммарное  эквивалентное сопротивление схемы  замещения от источника до точки  короткого замыкания:

а) для системы при  заданной мощности КЗ:

 

  ; (2.5.12)

  (2.5.13)

 

б) для ВЛ:

  , (2.5.14)

где , , ;

  , (2.5.15)

где , , ;

 

в) для двухобмоточных трансформаторов  Т1,Т2 (35/10кВ):

 

  (2.5.16)

 

г) для двухобмоточных трансформаторов  Т3,Т4 (10/0,4кВ):

 

  (2.5.17)

 

д) для двигателей основных насосов (СТДП-2500-2УХЛ4):

 

  (2.5.18)

 

где -полная мощность СД;

 

  (2.5.19)

– сверхпереходное сопротивление, =0,2;

 

е) для двигателей подпорных  насосов (ВАОВ-630 L-4У1):

 

  (2.5.20)

где -полная мощность ВАОВ;

 

  (2.5.21)

– сверхпереходное сопротивление, =0,2;

 

На рис.2.5.3 приведена  преобразованная схема замещения.

Рис. 2.5.3 Преобразованная  схема замещения

 

Параметры преобразованной  схемы замещения, определены следующим  образом:

 

;

; ;

;

;

 

Суммарное приведенное  индуктивное сопротивление от источника  питания до точки короткого замыкания  К-1:

 

  (2.5.22)

 

Для того чтобы определить нужно ли учитывать активное сопротивление  в лини проверим, выполняется ли условие  < 0,33 [3]

 

  (2.5.23)

0,085>0,034

 

Видно, что условие не выполняется, значит активное сопротивление  следует учесть.

 

 

 Определим периодическую  составляющую тока К-1:

 

  (2.5.24)

 

Для выбора и проверки электрооборудования  по условию электродинамической  стойкости необходимо знать ударный  ток КЗ (iуд):

Ударный ток КЗ в точке  К-1:

 

  (2.5.25)

 

где – ударный коэффициент;

Ударный коэффициент  определим по графику 

 

[3], (2.5.26)

 

где и -суммарные сопротивления от источника до точки КЗ.

 

 данному значению отношения  соответствует значение  ;

 

Мощность КЗ в точке  К-1:

 

  (2.5.27)

 

 Суммарное эквивалентное  сопротивление схемы замещения  от источника до точки короткого  замыкания К-2:

 

  ; (2.5.28)

 

 Для того чтобы  определить нужно ли учитывать  активное сопротивление в лини  проверим, выполняется ли условие: 

 

< 0,33 [3]

  (2.5.29)

0,085<0,14

 

Видно, что условие выполняется, значит активным сопротивлением можно  пренебречь.

 

  (2.5.30)

 

 Определим периодическую  составляющую тока К-2:

 

  ; (2.5.31)

Для того, чтобы определить периодическую составляющую тока К-2, следует учесть “потпитку” от электродвигателей.

 

  (2.5.32)

 

Периодическая составляющая тока КЗ от источника питания:

Особенности тестирования горизонтальных скважин 📙 Дипломная → 🆔 12218

Особенности тестирования горизонтальных скважин 📙 Дипломная → 🆔 12218

Особенности тестирования горизонтальных скважин