ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ КОМПРЕССОРНЫХ И НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ.

В системе трубопроводов технологических аппаратов и сооружений построенных на территории промысла с применением электрической энергии осуществляются следующие операции:

1. Сбор и замер продукции скважины.

2. Отделение нефти от газа.

3. Освобождение нефти и газа от воды и механических примесей.

4. Транспорт нефти от сборных замерных установок до промысловых резервуарных парков.

5. Транспорт газа до компрессорных станций или газораспределительных узлов.

6. Деэмульсация и обессоливание нефти.

7. Закачка газа в скважины при их газлифтной эксплуатации.

8. Подготовка сточных вод и закачка их в скважины.

9. Учет добытых нефти и газа.

В состав систем сбора нефти и попутного газа входят компрессорные установки для сжатия попутного газа, который подается на газаперерабатывающие, а также в скважины при газлифтной эксплуатации. Существуют также компрессорные станции закачки газа в пласт для поддержания пластового давления. В некоторых случаях для закачки в скважину используют воздух (эрлифтные скважины). Для этого сооружают воздушные компрессорные станции. На газовых промыслах используют также газовые компрессорные станции для повышения давления газа, направляемого в магистральные трубопроводы.

Для внутрипромысловой перекачки нефти от пунктов ее сбора до установок подготовки и товарных парков применяют дожимные насосные станции. Особое место занимают водяные насосные станции, предназначенные для подъема воды из водоемов, а также для закачки воды в пласт с целью поддержания пластового давления и питание водой охлаждающих компрессоров и питания буровых установок. На промыслах находят применение электроустановки по деэмульсации обессоливанию нефти, работающие на воздействии электрического поля на водонефтяные эмульсии, а также установки для электронагрева призабойной зоны нефтяных скважин.

Значительная часть применяемых на нефтегазопромыслах компрессоров и насосов относится к механизмам центробежного типа или к турбомеханизмам, режимы работы которых определяются подачей, напором и угловой скоростью. Эти величины определяют момент сопротивления и мощность на валу механизма.

Турбомеханизмы обычно работают в продолжительном режиме, поэтому номинальная мощность двигателя должна быть больше мощности на валу турбомеханизма.

Скорость турбомеханизмов согласуется со скоростью двигателя, поэтому и электропривод этих механизмов определяется безредукторным. Для облегчения условий пуска турбомеханизмов принимают меры по их разгрузке.

При расчете пусковых характеристик привода рекомендуется принимать начальный пусковой момент привода равным 25÷30 % номинального статического момента сопротивления турбомеханизма ( ). По мере разгона турбомеханизма момент сопротивления с увеличением скорости плавно возрастает. Закон нарастания момента сопротивления зависит от условий пуска, например, при открытой или закрытой задвижке трубопровода или наличии обратного клапана (для насосной добычи нефти).

Расчеты показывают, что наиболее целесообразно регулировать производительность турбомеханизма, изменяя угловую скорость приводного ЭД, то есть за счет использования регулируемого электропривода.

Некоторое увеличение капитальных затрат при использовании регулируемого электропривода окупаются за счет экономии электроэнергии.

Кроме того, переменная подача компрессоров и насосов могут быть достигнуты следующими способами:

1. Изменение гидродинамического сопротивления магистрали при помощи дроссельной задвижки.

2. Изменением параметров рабочего органа, например, поворотом лопаток рабочего колеса.

3. Изменением числа машин работающих параллельно на общую линию.

На промыслах для нерегулируемых по скорости турбомеханизмов мощностью до 400 кВт большинстве случаев применяют АД с короткозамкнутым ротором, простые в конструкции и в эксплуатации и надежные в работе.

СД широко применяют для привода турбомеханизмов большой и средней мощности нетребующих регулирования частоты вращения.

ЭЛЕКТРОПРИВОД технологических УСТАНОВОК ПРОМЫСЛОВЫХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ.

На нефтепромысловых компрессорных станциях применяют преимущественно поршневые компрессоры. В отдельных районах применяют центробежные и ротационные компрессоры. Поршневые компрессоры для сбора и перекачки нефтяного газа имеют мощность электродвигателей 160÷180 кВт. Компрессоры, применяемые для повышения давления воздуха или газа, оснащены приводными двигателями мощностью 200÷220 кВт. Частота вращения приводных валов поршневых компрессоров 365 об./мин.

Соединение электродвигателя с приводным валом осуществляется при помощи клиноременной передачи. Система транспорта на промыслах применяет центробежные компрессоры оснащенные двигателями на 3000 об./мин. Приводящим в движение компрессоры через мультипликаторы.

При нормальном пуске компрессора в ход его клапаны открыты, и приводной электродвигатель может успешно завершить пуск при моменте на его валу, не превышающим 40÷50 % от номинальной величины. Но для определения пускового момента в двигателе исходят из того, что момент должен быть не меньше номинального. Это обусловлено тем, что при резком снижении напряжения в питающей сети и последующем его восстановлении запуск компрессора будет производиться в режиме полной нагрузки.

Газовые зоны, станции имеют взрывоопасные зоны относящиеся к классу В – 1а.

В тех установках, где мощность двигателя около 200 кВт и напряжение менее 1000 В, обычно применяют асинхронные короткозамкнутые двигатели во взрывозащищенном исполнении, например, ВАО – 2, В и другие выпускаемые на 600÷3000 об./мин., а также синхронные двигатели продуваемые под избыточным давлении серии БСДКП (П – продуваемые). Чаще всего на промысловых компрессорных установках с поршневыми компрессорами используют двигатели на напряжение 6 кВт мощностью примерно 200 кВт. Наибольшее распространение получили электродвигатели в исполнении, продуваемом под избыточным давлением.

По условиям пуска здесь можно применять асинхронные короткозамкнутые двигатели, а также синхронные двигатели, применение которых предпочтительнее, так как синхронные двигатели имеют более высокий КПД, коэффициент мощности и большую стабильность момента при снижении напряжения.

Для компрессорных станций могут быть применены синхронные двигатели серии СДКП. Для привода центробежных газовых компрессоров в настоящее время применяют синхронные двигатели на 6-10 кВ на 3000 об./мин. Серии СТДП с бесщеточной системой возбуждения.

Пуск бесщеточного синхронного двигателя осуществляется от номинального напряжения сети. Схема двигателя обеспечивает автоматическую подачу возбуждения в процессе пуска, кроме того стабилизацию заданной силы тока возбуждения при изменении напряжения сети от 80 до 110 % от номинального значения, что обеспечивается параметрическим регулятором возбуждения. Схема обеспечивает также изменения силы тока возбуждения в диапазоне (0,3÷1,1)I_{ном. возб.}. А также автоматическую форсировку возбуждения при снижении на зажимах двигателя не менее чем на 20% от номинального значения.

Защита двигателя от асинхронного хода, перегрузок и коротких замыканий осуществляется в схеме автоматическим выключателем. При недопустимой длительности форсировки возбуждения, при перегреве обмоток возбудителя, при коротких замыканиях в цепи возбуждения возбудителя срабатывает другой автоматический выключатель.

Для газлифтной эксплуатации скважин в Западной Сибири используют двух, трех и шести агрегатные компрессорные станции. Синхронные двигатели мощностью 12 МВт на 10 кВ на 1000 об./мин. Для трех и шести агрегатных компрессорных станций имеют исполнение продуваемом под избыточном давлении воздуха и бесщеточной системы возбуждения.

ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ УСТАНОВОК ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Извлекаемая из нефтяных скважин нефть содержит большое количество воды и представляет собой водонефтяную эмульсию. Чтобы исключить вредное действие воды, солей и механических примесей на аппаратуру и оборудование НПЗ, а также для улучшения условий работы сооружений и установок, транспорта и хранения нефти перед выдачей с промыслов нефть подвергается обезвоживанию и обессоливанию на специальных установках. Такие установки предусматриваются и на НПЗ. Обезвоживание нефти требует наименьших усилий и затрат сразу после ее добычи из скважины при свежей эмульсии. Известно, что стойкость эмульсии возрастает со временем. Влияние на стойкость эмульсии в определенной степени оказывают электрические заряды частиц воды (каждая частица воды обладает электрическим зарядом, равномерно распределенным по ее поверхности и имеющим положительный или отрицательный знак в зависимости от кислотности воды). При разрушении нефтяных эмульсий осуществляется слияние мелких частиц диспергированной воды в крупные капли, далее удаляют укрупненные капли за счет их оседания из нефти в процессе отстоя, одновременно с обезвоживанием нефти происходит ее обессоливание, т.к. соли обычно растворены в водяных частицах нефтяной эмульсии. На промышленных установках нефтяных промыслов обычно используют следующие методы обессоливания и обезвоживания:

1. Термохимический;

2. Термический;

3. Электрический.

Также могут использоваться комбинации перечисленных методов или холодный отстой с применением хим.реагентов.

Сущность термохимического метода заключается в том, что в обводненную нефть вводится деэмульгатор, который хорошо перемещается в ней, затем нефть с деэмульгатором поступает в подогреватель, после нагрева и воздействия деэмульгатора нефть отстаивается в резервуарах, где вода отделяется от нефти и удаляется. Деэмульгаторы представляют собой поверхностно активные вещества, способствующие снижению поверхностного натяжения. Контакт деэмульгатора с частицами воды, диспергированными в нефтях, приводит к уменьшению прочности защитных оболочек, что облегчает последующее слияние частиц воды.

Термический способ заключается в повышении температуры водонефтяной эмульсии, что приводит к ослаблению защитных оболочек, состоящих из асфальтосмолистых и парафиновых веществ, прочность которых с нагревом уменьшается; кроме того, при нагреве эмульсии ее вязкость уменьшается, что приводит к более интенсивному движению частиц воды в нефти, от которых зависит их контакт друг с другом и их слияние. Для разрушения водонефтяных эмульсий термическим способом применяют типовые автоматизированные сепараторы – подогреватели с использованием энергии, возникающей при сжигании части газа.

Электрический метод основан на действии электрического поля на частицы воды. При перемещении эмульсии под действием силы тяжести или напора, создаваемого насосом, система, состоящая из воды и нефти, перестает быть электрически нейтральной, т.к. часть зарядов, удаленных от воды, уносится. Преобладает избыточный заряд того или иного знака под действием постоянного электрического поля, созданного приложенным из вне напряжением. Частицы воды, имеющие положительный заряд, направляются к отрицательному электроду, а с отрицательным зарядом – к положительному. Частицы воды, разделенные слоем нефти, представляют собой конденсатор; за счет внешнего электрического поля эти частицы приобретают разноименные заряды и, стремясь притянуться друг к другу, приводят к деформации защитных оболочек. Под воздействием переменного магнитного поля частицы воды находятся в колебательном движении, защитные оболочки непрерывно меняют направление своей деформации и разрушаются. На нефтяных промыслах и на НПЗ применяют электрообезвоживающие и электрообессоливающие установки, работающие на переменном токе промышленной частоты. Электрические аппараты, в которых осуществляется воздействие электрического поля на эмульсии, называются электродегидраторами. Сейчас применяют электродегидраторы промышленной частоты двух видов: шаровой и горизонтальный. Горизонтальный является более экономичным. Такие электродегидраторы, например 2ЭГ-250, имеют особенность в том, что деэмульсация нефти происходит при меньших скоростях ее движения и значительно больших скоростях оседания воды при более высоких температурах. Подлежащая обработке водонефтяная эмульсия вводится в нижнюю часть цилиндрического дегидранта через коллектор, расположенный вдоль аппарата под нижним электродом и находящийся на 20-30 см ниже поверхности отстоявшейся воды. Проходя через слой воды, эмульсия промывается, оставляя основную массу простой воды; под действием слабого электрического поля между нижним электродом и корпусом из нефти начинают выделяться и более крупные частицы воды. В межэлектродное пространство попадает нефть с меньшей степенью обводненности, это исключает появление токопроводящих водяных нитей между электродами и улучшает работу установки. Эффективность деэмульсации обеспечивается за счет вертикального движения потока эмульсии по всему сечению аппарата и равномерного распределения между электродами. Дегидратор работает при температуре эмульсии 110^оС, давлении 1 МПа, диаметр его – около 3,5 м, длина – 16 м, производительность – до 400 м³/час. К электродам дегидратора подводится напряжение порядка нескольких десятков кВ от трансформаторов мощностью около 50 кВА. В цепь первичной обмотки каждого трансформатора включается реактивная катушка, ограничивающая ток при повышении проводимости эмульсии при аварийных режимах.

ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ ДЛЯ ТЕПЛОВОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ И ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИНЫ

Для снижения фильтрационного сопротивления призабойной зоны нефтяных скважин применяют ее прогрев глубинными электронагревателями, действующими периодически или непрерывно. Периодическая электротепловая обработка осуществляется в течение 5 суток при помощи электронагревателя порядка 30 кВт, опускаемого на кабельном тросе в район продуктивного пласта после извлечения из скважины глубинонасосного оборудования. После окончания прогрева электронагреватель удаляют и вновь устанавливают эксплуатационное оборудование. Оборудование для периодической электротепловой обработки монтируют на самоходной установке.

При непрерывно действующих нагревателях их устанавливают вместе с глубинонасосным оборудованием. Осуществляется непрерывный прогрев пласта или прогрев по заданной программе.

ЭЛЕКТРОПРИВОДЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК ВНУТРИПРОМЫСЛОВОЙ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ

На насосных станциях мощности электродвигателей и число установленных агрегатов зависит от принятой схемы сбора нефти. Помещения нефтенасосных станций взрывоопасны и содержат зоны класса В-1а, установленное в них электрооборудование должно быть во взрывозащищенном исполнении. При мощности двигателей до 200 кВт применяют АД с КЗ ротором во взрывонепроницаемом исполнении на напряжение до 660 В. Для насосов мощностью 250-630 кВт применяются двигатели на напряжение 6 кВ во взрывонепроницаемом исполнении или продуваемые под избыточным давлением АД с КЗ-ротором, а также СД, но в нормальном исполнении с установкой за пределами взрывоопасной зоны. ЭД мощностью порядка 600 кВт, эксплуатируемые в зоне холодного климата, имеют встроенные электронагреватели, которые автоматически включаются при остановке насоса.

К вспомогательному электрооборудованию насосных станций относятся электрозадвижки порядка 10 кВт, воздушные компрессоры для пневмоавтоматики и насосы системы пожаротушения. Общая расчетная нагрузка вспомогательного электрооборудования может составлять от 200 до 400 кВт при напряжении 220-380 В.

ЭЛЕКТРОПРИВОДЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК ВОДЯНЫХ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Являются весьма энергоемкими. Расход электроэнергии на закачку воды в пласт может доходить до 60% общего расхода электроэнергии на добычу нефти. Воду для закачки в пласт берут из рек, озер или водохранилищ, ее перед подачей в магистральные системы водоснабжения очищают, чтобы освободиться от взвешенных частиц железа и других примесей, засоряющих поры нефтеносного пласта. Начальными звеньями системы водоснабжения в этих случаях являются насосные станции водозабора первого и второго подъема, от которых вода, пройдя через водоочистительные сооружения, поступает в магистральные трубопроводы, из которых вода забирается кустовыми насосными станциями (КНС), где насосы высокого давления повышают давление воды и по напорным трубопроводам направляют в скважину. Электрооборудование НС может быть нормального исполнения, т.к. здесь взрывоопасные смеси отсутствуют.

Водозаборные НС на открытых водоемах снабжаются несколькими агрегатами с двигателями мощностью от 100 до 250 кВт для водозабора первого подъема и двигателями мощностью от 800 кВт до 2,5 МВт для водозабора второго подъема. На старых НС применяют АД, а на современных – СД. Системы автоматики НС обеспечивают возможность автоматического пуска резервного насоса при аварийной остановке рабочего насоса.

В НС второго подъема применяют СД мощностью 2500 кВт и АД мощностью от 200 до 1600 кВт напряжением 6 кВ. КНС обычно располагают на небольшом расстоянии от нагнетательных скважин и оборудуются тремя – пятью насосными агрегатами каждая. На КНС применяются СД мощностью 800 и 1000 кВт напряжением 6 кВ и АД с КЗ-ротором мощностью 450 и 850 кВт напряжением 6 кВ и 3000 об/мин синхронной скорости. В последние годы получили распространение КНС в блочном исполнении (БКНС); эти станции изготавливают в заводских условиях и монтируют на месторождении в течение трех – четырех месяцев. БКНС оснащены станциями производительностью 150, 300, 450 м³/ч при давлении на выходе 10-20 МПа, число установленных агрегатов 2,3 и 4, из которых один – резервный. Насосы приводятся в действие СТД-1250-2 мощностью 1250 кВт на 6 кВ и 3000 об/мин.

СД БКНС снабжены защитой от КЗ, а именно двигатели на 1250 кВт снабжены токовой отсечкой, двигатели на 4000 кВт снабжены продольной дифференциальной токовой защитой. СД БКНС снабжены также защитой от перегрузок, защитой от максимального напряжения, защитой от замыканий на землю и от асинхронного хода. Кроме того, предусмотрены технологические защиты: при падении давления всасывания и нагнетании, при падении давления масла в подшипниках, перегреве подшипников или масла в конечном участке системы смазки.

В нефтедобывающих районах с мощными водяными горизонтами закачка воды в пласт для поддержания пластового давления иногда производится с помощью погружных электронасосов. Погружные насосы осуществляются погружными ЭД мощностью 125-700 кВт, питаемыми от сети 6-10 кВ через комплектные устройства, в состав которых входит шкаф управления ШГС 9007. Комплектное устройство обеспечивает ручное и автоматическое включение и отключение электронасосной установки, а также управление ею с диспетчерского пункта ил по заданной программе.

Элнктроснабжение промысловых компрессорных станций

Такие станции относятся к первой категории надежности электроснабжения и являются весьма энергоемкими потребителями, это определяется тем, что даже при кратковременном прекращении их работы и вызванном этим снижении давления в линиях подачи рабочего «агента» в скважины нарушается технологический режим работы скважины.

ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ (НПС), МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ (МН) И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ (МНП)

ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ И ОБОРУДОВАНИЯ

МН предназначены для транспорта нефти из районов ее добычи в различные пункты налива, а также на НПЗ, а МНП для транспорта нефтепродуктов из районов их производства к потребителям. На МН и МНП строят НПС двух видов: головные и промежуточные. Головные станции располагаются в начале трубопровода и служат для перекачки нефти или нефтепродуктов из резервуарных парков в МП. Промежуточные станции предназначены для повышения давления перекачиваемых продуктов в магистральном трубопроводе. В состав сооружений ГНПС всегда входят резервуарный парк и подпорная насосная станция, которая служит для подачи жидкости на вход основных насосов, т.к. при откачке из безнапорных резервуаров основные насосы не могут работать без предварительного создания давления жидкости на их входе. На новых и строящихся трубопроводах перекачка жидкости ведется по системе из насоса в насос, при работе по такой системе нет необходимости в установке подпорных насосов на промежуточных станциях.

На ГНПС устанавливают 2-3 подпорных насоса, один из которых резервный. Подпорный насос должен обеспечивать подачу, равную подаче главного насоса и создавать необходимое давление перед главным насосом. Мощность, необходимая для работы подпорных насосов, может доходить до 800 кВт. Механическая характеристика зависит от того, как осуществляется пуск насоса на открытую или закрытую задвижку. Момент трогания механизма из состояния покоя обусловлен противодавлением, трением в подшипниках и торцевых уплотнениях насоса, составляет около 25%момента сопротивления при полной скорости. По мере разгона насоса момент сопротивления несколько уменьшается и становится минимальным при частоте вращения 300-500 об/мин и затем вновь увеличивается по параболическому закону.

РИСУНОК

Для привода насосов НПС МТ применяют только электродвигатели. Пуск и остановка двигателей насосов связаны с управлением положения задвижек технологических коммуникаций. Смазка подшипников главных и подпорных насосов у приводного ЭД осуществляется по циркулярной системе под давлением с использованием электрифицированного шестеренчатого насоса. Мощность, необходимая для питания всех потребителей ГНС достигает 30 МВт, в некоторых случаях могут на одной площадке месторождения быть смонтированы 3 ил 4 НПС и суммарная мощность может достигать 100 МВт.

Особенности эп главных и подпорных насосов

Обычно машинные зоны НПС содержат взрывоопасные зоны класса В-1а и устанавливаемое электрооборудование должно иметь взрывозащищенное исполнение. Главные ЭД привода основных и подпорных насосов применяют как во взрывозащищенном, так и в нормальном исполнении. В первом случае их устанавливают в одном помещении с насосами, во втором – в помещении, отделенным негорючей перегородкой. В последнее время отдается предпочтение двигателям нормального исполнения, при этом создается возможность производить ремонт двигателя непосредственно на месте, без отключения остальных агрегатов. Для привода главных насосов на насосных станциях используются в последнее время СД на 3000 об/мин. Или АД с КЗ ротором с взрывозащитной или без нее. Для установки насосов вне помещений применяют СД без взрывозащитной серии СТД. В одном помещении с насосами могут быть установлены двигатели серии СТДП мощностью до 12,5 МВт на 6(10) Кв и 3000 об/мин. Взрывозащита в СТДП обеспечивается исполнением, продуваемым под избыточным давлением. Воздух, охлаждающий двигатель и циркулирующий по замкнутому контуру охлаждается водяными охладителями, установленными по бокам статора. Возбуждение двигателя осуществляется от бесщеточного возбудительного устройства.

Двигатели серии СТД и СТДП имеют более высокий КПД (до + 2%) и меньшую массу в 1,5-2 раза чем СД ранних серий. Возможность прямого синхронного пуска СД от полного напряжения сети определяется путем сопоставления их пусковых характеристик и механических характеристик насосов.

рисунок

Ма - асинхронный момент двигателя (относительное значение)

Мс - момент сопротивления

Сопоставляя характеристики, следует вывод, что ЭД серии СТД обеспечивают прямой пуск от полного напряжения сети при открытой задвижке на выходе насоса, если напряжение сети при пуске не ниже 65% от номинального. При выполнении этих условий момент, развиваемый двигателем всегда выше момента сопротивления насоса. для привода главных насосов НПС также находят применение двух полюсные синхронные турбодвигатели серии 4АТД, мощностью до 5000 КВт, в нормальном и взрывозащищенном, продуваемым под избыточным давлением, исполнении. Эти двигатели высоковатные, на 6(10) Кв, с замкнутым или разомкнутым циклом вентиляции. Двигатели выдерживают прямой пуск от полного напряжения сети и допускают два пуска подряд из холодного состояния, и один пуск из горячего. Для мощных СД привод насосов предусматривает следующие виды электрических защит:

-токовая отсечка без выдержки времени, для защиты от КЗ. Токовая защита от перегрузок. Дифференциальная токовая защита от внутренних повреждений. Защита от минимального напряжения,до уровня ниже 60% от номинального значения. Токовая защита от замыканий на землю, а также защита от асинхронного хода.

В последнее время предусматривают системы автоматической частотной разгрузки питающей подстанции, отключающей до 50  двигателя при смещении частоты ниже 49 Гц, а также защита двигателей от минимальной частоты. Защита от минимальной частоты срабатывает с большей выдержкой времени или системы АЧР и отключает все СД. Схема управления и защиты СД для привода насосов практически не отличаются от привода центробежных нагнетателей компрессорных станций. Современные серии двигателей СТД и СТДП оснащаются теристорными возбудителями. Возбудители (теристорные) серии ВТЕ-320 предназначены как для питания обмотки возбуждения, так и для управления и автоматического регулирования тока возбуждения при прямом и реактивном пуске.

В схеме возбудителя предусмотрены режимы автоматического, ручного и аварийного управления током возбуждения и режим опробования.

При работе в режиме ручного управления возбудитель обеспечивает:

*автоматическую подачу возбуждения, функции скольжения ротора при прямом и реакторном пуске;

*плавное регулирование тока возбуждения в диапазоне (0.3  1.1) I в.ном.;

*ограничение минимального значения напряжения возбуждения;

*ограничение тока возбуждения по максимуму;

*ограничение с выдержкой времени тока возбуждения при длительной перегрузке обмотки ротора;

*форсировку по напряжению кратностью не менее 2.25 номинального напряжения возбуждения;

*гашение поля при нормальных и аварийных отключениях двигателя, переводом преобразования в инверторный режим;

*стабилизацию тока возбуждения при изменении температуры обмотки возбуждения от холодного состояния до установившегося теплового режима и при изменении напряжении напряжения питания возбудителя.

Возбудитель обеспечивает защиту:

*от внутреннего КЗ в преобразователя;

*от внешних КЗ со стороны постоянного тока;

*обеспечивает защиту СД от потери возбуждения и затянувшегося пуска с регулируемым временем срабатывания.

При работе в режиме автоматического управления возбудитель обеспечивает авто регуляцию тока возбуждения по напряжению статора и коэффициенту мощности узла нагрузки, а также по параметру косвенно соответствующему углу нагрузки двигателя.

Основным элементом возбудителя является ТП, в состав которого входит система импульсно-фазового управления. Схема ограничения тока ротора предназначена для ограничения тока ротора при перегрузке, входным сигналом схемы глушительный сигнал от датчика тока ротора. При самозапуске двигателя к теристорному возбудителю предъявляется

требование погасить поле статора двигателя до допустимого значения за время перерыва электрического питания, сигнал на форсированное гашение поля подается в возбудитель от аппаратуры определяющей перерыв питания в сети, например, реле направления мощности. Наиболее эффективным методом форсированного гашения поля статора является сочетание режимов инвертирования и противовключения тока ротора, для обеспечения этого режима в схему возбуждения вводится дополнительный преобразователь выполненный по нулевой или мостовой схеме. Схема защиты от затянувшегося пуска представляет собой реле времени, которое срабатывает при протекании тока из пускового сопротивления. Схема выполняет также функции защиты от асинхронного хода и исчезновения тока возбуждения. Схема защиты от КЗ действует в функции тока ротора, схема срабатывает при превышении заданной установки тока преобразователя. Схема пуска предназначена для блокирования импульсов управления преобразователем на период пуска двигателя. Она работает в функции частоты тока в пусковом сопротивлении, схема состоит из трансформатора тока и схемы измерения длительности одного из полупериодов тока в его вторичной цели. Принцип основан на том, что по мере разгона двигателя частота ротора уменьшается, а длительность полупериода увеличивается. Преобразователь включается при снижении частоты тока до заданного значения соответствующего скольжению при входе двигателя в синхронизм. Схема форсирования возбуждения срабатывает при падении напряжения в статорной цепи двигателя, получая сигнал от трансформатора напряжения, в схеме предусмотрен автоматический регулятор возбуждения, получающий сигнал от датчика тока ротора, трансформатора напряжения, трансформатора тока статора и задающего потенциометра. В случае применения АД их снабжают токовой отсечкой без выдержки времени, срабатывающей при КЗ, а также снабжают МТЗ от перегрузок, токовой защитой от однофазных замыканий на земле при силе тока замыкания более 10 А, защитой минимального напряжения до уровня ниже 60% от номинального значения напряжения, а также снабжают дифференциальной токовой защитой от внутренних повреждений. ЭД подпорных насосов обладающие значительно меньшей мощностью, чем двигатель основных насосов, могут иметь более простые схемы электронных защит, например, может отсутствовать защита от минимального, а также дифферентная защита от внутренних повреждений.