Электрификация предприятий нефтяной и газовой промышленности
..pdfи регулирования напряжения (подробно эта система рассмот рена в гл. 9), водяного и масляного радиаторов, топливного и масляного баков, воздухоочистителя, аккумуляторной бата реи, систем выхлопа, охлаждения, топливной и масляной, смон тированных на общей сварной раме. Генератор укомплектован
/ |
z |
J |
Рис. 6. |
Автоматизированная |
передвижная газотурбинная |
электростанция |
|||||
|
|
|
ПАЭС-1600: |
|
|
|
|
|
1 — блок |
маслотопливных |
коммуникаций; |
2 — генератор; |
3 — двигатель; |
4—8 — шкафы |
|||
(4 — с трансформатором собственных нужд, |
5 — отходящих |
присоединений, |
6 — с |
транс |
||||
форматором напряжения, |
7 — ввода |
генератора, 8 — с разрядником); |
9 — пульт |
управ |
||||
|
|
ления; 10 — топливный бак |
|
|
|
|
распределительным щитом с коммутационной, защитной и из мерительной аппаратурой. В агрегатах применены синхронные генераторы трехфазного переменного тока 50 Гц, 400/230 В с номинальной частотой вращения 1500 об/мин. Обмотка ста тора генератора соединена в звезду с выведенной нулевой точкой.
21
|
|
|
|
Таблица 5 |
|
Технические данные дизель-электрических агрегатов |
|
||||
|
переменного тока |
|
|
||
Показатели |
|
Тип агрегата |
|
||
ДЭА-100 |
ДГ50-4 |
ЭЛ-100А |
ТМЗДЭ104 |
||
|
|||||
Номинальная мощность, |
100 |
48 |
100 |
100 |
|
кВт |
|||||
Максимальная 'мощность, |
н о |
50 |
п о |
п о |
|
кВт |
|||||
Номинальная сила тока, |
180/314 |
91/157 |
180/314 |
180/314 |
|
А |
|||||
Расход топлива, кг/ч |
27,0 |
16,0 |
31,5 |
31,5 |
|
Тип дизеля |
ЯМЗ-238А |
К-153 |
У1Д6-С2 |
У1Д6-62 |
|
Минимальная устойчивая |
|
|
|
|
|
частота вращения, |
500 |
700 |
500 |
500 |
|
об/мин |
|||||
Тип генератора |
ГСФ-ЮОА |
ДГС-92-4 |
С117-4 |
ГСФ-ЮОБ |
|
Масса агрегата, кг |
2450 |
2200 |
3600 |
3550 |
|
Габаритные размеры агре- |
|
|
|
|
|
гата, мм: |
3190 |
3395 |
3550 |
3100 |
|
длина |
|||||
ширина |
1210 |
785 |
1340 |
1205 |
|
высота |
1750 |
1305 |
1835 |
1835 |
|
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК |
|
||||
Мощность электродвигателей |
буровых |
установок |
сущест |
венно влияет на энергетический баланс нефтепромысла, по этому |определение электрических нагрузок, создаваемых буро выми установками, имеет важное значение. Действующие нор мативные документы [6] не позволяют с достаточной точностью выбрать отдельно элементы (трансформаторы, линии передач и др.) и обеспечить оптимальное решение всего комплекса во просов проектирования: размещение понижающих подстанций, компенсация реактивных нагрузок, выбор режима напряжения электроустановок. Основными исходными данными для проек тирования являются расчетные нагрузки.
Правильное определение расчетной мощности позволяет значительно сократить капиталовложения при строительстве. Снижение превышения расчетной нагрузки над действительной в среднем на 10 % дает уменьшение массы металла в прово дах на 18—20 % и установленной мощности трансформаторов на 11—12% [2]. Обычно при определении расчетных нагрузок принимают за исходную величину суммарную установленную мощность. Однако суммарная установленная мощность почти в 2 раза превышает верхний предел теоретически возможных максимальных нагрузок. Это объясняется тем, что согласно проведенным обследованиям имеют место низкие значения ко эффициентов спроса и использования. Так, коэффициент спроса
22
отдельно установленной буровой не превышает значения 0,4— 0,5, а узла нагрузки — 0,35—0,4.
Куйбышевское отделение ВНИИПЭМ разработало методику определения расчетных нагрузок с учетом влияния технологи ческих параметров проводки скважин [13]. Метод позволяет определять возможность подключения дополнительной буровой установки к группе работающих на фидере или подстанции при различной глубине скважин, подключения дополнительной буровой установки к линии (или трансформатору), питающей также промысловую нагрузку, устанавливать суммарную на грузку большой группы установок, действующих в пределах од ного участка, управления, нефтегазоносного района или объеди нения, максимум нагрузки группы буровых установок в любой заданный момент с учетом установившегося технологического процесса.
В выборе и обосновании методики расчета электрических нагрузок основополагающей является взаимозависимость элек троприемников одной категории. Все нефтепромысловые на грузки, кроме нагрузок бурения,— совокупности взаимозависи мых электроприемников. Электроприемники бурения (в пре делах одной буровой установки) не являются таковыми. Например, совместная работа электроприводов подъемной ле бедки и ротора технологически невозможна, а в процессе раз буривания работе электропривода ротора сопутствует работа буровых насосов.
При бурении работают электроприемники насосов и вспо могательных механизмов. В процессе спуско-подъемных опера ций работают один или два двигателя подъемной лебедки,
атакже электроприемники вспомогательных механизмов. График нагрузки одиночной буровой установки не постоя
нен, так как продолжительность каждой операции часто меня ется вследствие особенностей технологического процесса. На ибольшие значения нагрузок наблюдаются во всех интервалах глубин в процессе бурения. Именно эти значения нагрузок следует принимать за расчетные. Расчетная нагрузка Рр не постоянна. Она меняется в различных интервалах бурения в зависимости от диаметра втулок бурового насоса, типа до лота, конструкции турбины и ряда технологических особенно стей.
Методика предусматривает выявление и уточнение на ос нове обследований наибольших значений Рр в различных диа пазонах глубин скважин, а также уточнение максимальных расчетных нагрузок при подъеме, спуске инструмента и вспо могательных работах.
Обобщение результатов измерений нагрузок буровых уста новок при выполнении различных операций позволяет уста новить средние (получасовые) значения эффективной нагрузки электроприемников, участвующих в выполнении этих опера ций. Зная средние значения нагрузок для каждой операции по
23
технологическому графику работы, строят график электриче ской нагрузки любой буровой установки. По мере углубления ствола скважины увеличивается время на подъем и спуск ко лонны труб для замены забойного двигателя или долота. С по вышением твердости пород в отдельных интервалах бурения меняется и длительность работы буровых насосов, так как ускоряется износ долота. Эти факторы влияют на индивиду альный график нагрузки, изменяя расчетную нагрузку буро вой установки. С увеличением глубины скважины, как пра вило, расчетная нагрузка буровой установки несколько сни жается. Анализ показал, что электрические нагрузки групп
буровых установок |
отличаются от расчетных |
значений Рр = |
|
т |
на |
величину ДРр« ± 2 0 % Р р, |
где Кс — коэф- |
= Kc£ p Hi |
|||
i=i |
|
|
|
фициент спроса; т — число установок в группе; Рнг — суммар ная установленная мощность двигателей.
Существует функциональная зависимость ДРр от глубины бурения, типа долота, диаметра втулок поршневого насоса, продолжительности бурения и т. д. Групповая расчетная на грузка является возрастающей кусочно-линейной функцией как от средней индивидуальной расчетной нагрузки Ро при посто янной длительности бурения (рис. 7, а), так и от продолжи тельности бурения h при постоянной средней индивидуальной нагрузке Ро (рис. 7,6).
Можно сделать допущение, что в базисное время 7’баз = 24ч все буровые установки в группе находятся в неизменных сред них технологических условиях. С течением времени (через сутки, неделю, месяц, и т. д.) эти условия для данной группы меняются. Каждым средним технологическим условиям соот ветствуют определенные значения Рр.
Средние технологические условия в базисное время харак
теризуются средней индивидуальной |
расчетной нагрузкой |
т |
|
Л> = £ Я Р(/т |
(1.1) |
1=1 |
|
и средней длительностью бурения каждой установки в t-м ин тервале
т |
(1.2) |
<б = Е У я . |
|
(=1 |
|
Искомое значение групповой расчетной нагрузки опреде |
|
ляют по формуле |
|
Рр = КртР0. |
(1.3) |
Значения Кр определяют с помощью приемов теории ве роятности. Выявленные закономерности формирования груп пового графика позволяют использовать для определения Рр известную в теории вероятностей методику вычисления вероят ностей появления событий при повторных независимых испы-
24
таниях. Действительно, если каждая группа состоит из т уста новок, режимы работы которых не зависят друг от друга (не коррелированы), то можно применить теорему умножения ве роятностей для нахождения вероятностей появления суммар ных нагрузок'.
Известно, что за расчетную нагрузку Рр = Рзо принимается наибольшее значение средней получасовой нагрузки, которое наблюдается не менее чем в 5 % общего числа получасовых измерений. На основании этого, принимая базисное время рав-
а
Рис. 7. Зависимости групповой расчетной нагрузки от средней индивиду альной расчетной нагрузки при постоянном времени бурения (а) и от сред него времени бурения при постоянной индивидуальной нагрузке (б)
ным 24 ч, необходимо найти вероятность Р/48.2 появления не
которой /-й суммарной получасовой нагрузки |
Рр не менее 2 |
||
раз из 48 наблюдаемых получасовых измерений. |
|
||
Вычисления производятся по формуле |
|
||
|
48 |
|
|
|
R«;2 = Z E f , |
(1.4) |
|
где |
k=2 |
|
|
|
|
|
|
Я* = С42вЯ?(1—fi,)48"*; |
|
|
|
£ ,= П £,/(/)— |
|
|
|
;= i |
|
|
|
вероятность появления I-й суммарной нагрузки |
в течение 0,5 ч; |
||
k — номер получасового |
измерения; |
i — номер |
установки; / — |
номер технологического |
процесса; |
С248=48 • 47/2 • 1 — биноми |
|
нальный коэффициент. |
|
|
|
Для нахождения вероятностей появления индивидуальных нагрузок следует определить длительность протекания каждого процесса (бурения, подъема и т. д.) ta в течение 0,5 ч за 24 ч. Тогда Еи (1)=1И(1)/24.
25
Для |
нахождения |
всевозможных |
суммарных |
нагрузок Pi |
||
строятся матрицы |
|
|
|
|
||
где |
|
|
Л = (Рц), |
|
|
(1.5) |
|
нагрузка — одна из |
сумм, полученных из эле- |
||||
Суммарная l-я |
||||||
|
|
|
т |
|
|
|
ментов матрицы |
A : P t = Yj Рц (О» |
|
|
|
||
где Pij(l) |
|
|
/=1 |
|
полученных зна |
|
— один из элементов i-й строки. Из |
||||||
чений Pi в результате расчетов по формуле |
(1.5) |
выбирается |
||||
наибольшая нагрузка |
Р max (с вероятностью |
R *48 2 >0»5), ко |
торая и принимается за расчетную групповую нагрузку Рр. Изложенный метод расчета использован для определения
групповых расчетных нагрузок буровых установок при турбин ном способе бурения с учетом фактических технологических
условий работы каждой |
буровой установки |
(табл. 6). |
Для использования |
изложенного метода расчета нагрузок |
|
в любых других геологических условиях |
(других нефтегазо |
добывающих районах) и для других способов бурения или ти пов буровых установок необходимо выполнить только измере
ния для |
определения |
индивидуальных нагрузок в |
каждом |
||||||||||
процессе. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 6 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
Коэффициенты &р расчетной нагрузки в зависимости |
|
|
|
|||||||||
|
|
|
от числа буровых установок |
|
|
|
|
|
|||||
Средняя |
Коэффициенты расчетной нагрузки при числе буровых установок |
||||||||||||
продолжи |
|
|
|
|
в группе, |
Кр |
|
|
|
|
|
||
тельность |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
бурения, ч |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
11 |
12 |
|
|
|
||||||||||||
2 |
0,79 |
0,64 |
0,64 |
0,61 |
0,59 |
0,58 |
0,56 |
0,55 |
0,53 |
0,51 |
0,50 |
||
0,72 |
0,56 |
0,56 |
0,52 |
0,50 |
0,50 |
0,48 |
0,47 |
0,47 |
0,46 |
0,45 |
|||
|
|||||||||||||
4 |
0,79 |
0,71 |
0,88 |
0,67 |
0,66 |
0,65 |
0,65 |
0,64 |
0,62 |
0,60 |
0,60 |
||
|
0,72 |
0,63 |
0,62 |
0,62 |
0,61 |
0,60 |
0,59 |
0,59 |
0,57 |
0,55 |
0,55 |
||
б |
1,00 |
0,86 |
0,78 |
0,77 |
0,75 |
0,74 |
0,72 |
0,70 |
0,68 |
0,64 |
0,64 |
||
1,00 |
0,82 |
0,72 |
0,72 |
0,70 |
0,70 |
0,69 |
0,66 |
0,64 |
0,62 |
0,60 |
|||
|
|||||||||||||
7 |
1,00 |
0,86 |
0,80 |
0,78 |
0,76 |
0,75 |
0,74 |
0,71 |
0,70 |
0,66 |
0,66 |
||
1,00 |
0,82 |
0,79 |
0,72 |
0,72 |
0,68 |
0,67 |
0,66 |
0,66 |
0,63 |
0,63 |
|||
|
|||||||||||||
8 |
1,00 |
1,00 |
0,84 |
0,80 |
0,79 |
0,78 |
0,77 |
0,76 |
0,75 |
0,74 |
0,73 |
||
1,00 |
1,00 |
0,82 |
0,74 |
0,72 |
0,72 |
0,70 |
0,70 |
0,69 |
0.68 |
0,67 |
|||
|
|||||||||||||
9 |
1,00 |
1,00 |
0,89 |
0,82 |
0,79 |
0,79 |
0,77 |
0,77 |
0,76 |
0 |
75 |
0,74 |
|
|
1,00 |
1,00 |
0,86 |
0,76 |
0,72 |
0,72 |
0,70 |
0,70 |
0,69 |
0,69 |
0,68 |
||
10 |
1,00 |
1,00 |
0,89 |
0,83 |
0,79 |
0,79 |
0,78 |
0,70 |
0,76 |
0,76 |
0,76 |
||
1,00 |
1,00 |
0,86 |
0,78 |
0,72 |
0,72 |
0,71 |
0,70 |
0,70 |
0, |
0 |
0,69 |
||
|
|||||||||||||
П р и м е ч а н и е . |
В числителе приведены коэффициенты при |
средней |
расчетной |
||||||||||
нагрузке 700 кВт; в знаменателе —’при 900 кВт. |
|
|
|
|
|
|
|
26
Г л а в а 2
ЭЛЕКТРОПРИВОД ОСНОВНЫХ МЕХАНИЗМОВ БУРОВЫХ УСТАНОВОК
4. ВЫБОР ВИДА ПРИВОДА
Технические и экономические показатели приводов основ ных механизмов буровых установок свидетельствуют о значи тельных преимуществах электропривода перед другими видами привода буровых механизмов. Вследствие этого постоянно ра стет парк установок с электрическим приводом не только в районах с централизованным электроснабжением, но и в неэлектрифицированных районах.
При выборе системы электропривода следует иметь в виду, что основные механизмы буровой установки — роторный стол, лебедка и насосы — являются составными частями единого комплекса и связаны между собой как задачами взаимодей ствия в ведении технологического процесса, так и общностью ряда конструктивных факторов. Вопрос о выборе вида привода основных механизмов должен решаться комплексно, с учетом назначения установки, технологических требований, условий электроснабжения, возможности унификации технических ре шений и пр. Ре'шающим критерием выбора системы привода является максимум технико-экономической эффективности уста новки в целом. Наиболее общим критерием рациональности тех нического решения может быть критерий, соответствующий объективным законам общественного развития, обеспечивающий правильное сопоставление результатов с затратами и тесно свя занный с основными нормативными положениями по определе нию экономической эффективности новой техники. Критерием рационального выбора параметров механизма с электрическим приводом, достаточно полно отвечающим поставленным требо ваниям, служит дополнительный экономический эффект. Дей ствительно, выбор из множества технически возможных значе ний анализируемого параметра, его рациональной величины, принципиально и методически аналогичен выбору наиболее эко номически эффективного варианта из ряда альтернативных ва риантов новой техники' причем для каждой конкретной задачи выявляется совокупность элементов экономического эффекта, которая для всех вариантов тождественна (или различие в их значениях и его влияние на результаты расчета пренебрежимо малы).
В общем случае под понятием дополнительного экономиче ского эффекта понимается доход в течение некоторого времени.
определяемый экономией эксплуатационных расходов, обуслов ленных изменением эксплуатационных характеристик системы за счет дополнительных капиталовложений [12]. Таким образом, устанавливается база для сопоставления разнородных по сво ему характеру показателей, определяющих технические и эко номические качества системы.
При анализе экономического эффекта системы автомати зированного электропривода учитываются следующие состав ляющие: повышение производительности общественного труда;
изменение |
энергетических показателей системы электропривода; |
изменение |
надежности электрооборудования, исполнительного |
механизма |
и производственного процесса в целом; повышение |
безопасности труда, облегчение и оздоровление его; повышение уровня автоматизации и механизации производственных про цессов, изменение эксплуатационных расходов; сопряженные капитальные вложения.
Экономический эффект — понятие весьма широкое. Это мо жет быть экономия производственных издержек, повышение ка чества технологического процесса, облегчение и изменение ха рактера труда бур'овой бригады и пр. Однако далеко не всем элементам экономического эффекта может быть дана денеж
ная, а |
иногда и вообще какая-нибудь количественная оценка. |
В этих |
случаях анализ количественных^показателей дополня |
ется качественным сравнением.
Известно, что экономия соизмеряется с затратами с по мощью показателя народнохозяйственной эффективности Эн, выражаемого разностью между приведенными затратами по
сравниваемым вариантам: |
|
|
Э„ = |
(Ci + ^н/СО—(Са+ .Бн/Ся), |
(2.1) |
где К\ |
и Kt — капиталовложения |
(единовременные затраты) |
первого и второго варианта соответственно; Ci и С2— эксплуа тационные затраты; Ен— нормативный коэффициент эффектив ности капиталовложений.
Обычно К2Ж 1 и С2<С\, а поэтому |
|
Эв = (С1- С 2) - Е н(Ка—KI) = АС-ЯнАК. |
(2.2) |
Величина АС представляет собой годовую экономию от внедрения новой техники, а произведение ЯНА/С определяет размер нормативной народнохозяйственной экономии, кото рая должна быть получена от использования дополнительных капитальных вложений. Это плановая экономия, устанавливае мая обществом в соответствии с заданными темпами накопле ний, идущих на расширение воспроизводства фондов. Непре менным условием осуществления расширенного социалисти ческого воспроизводства является превышение фактической экономии над плановой.
При рассмотрении ряда структурно и функционально по добных вариантов систем, отличающихся величиной анализи руемого параметра при соответственно различной величине
28
необходимых капитальных вложений, критерием выбора ра ционального значения служит максимум народнохозяйствен ной эффективности, измеряемой годовым дополнительным эко номическим эффектом.
Годовой масштаб времени в данном случае принимается из соображений удобства расчета, так как многие технические и экономические характеристики оцениваются именно этим сроком. Если реальный дополнительный годовой экономический эффект в процессе эксплуатации неизменен, а долговечность
сопоставляемых |
систем |
одинакова, |
то |
использование для |
|
оценки рациональных параметров годового |
эффекта, |
народно |
|||
хозяйственного |
эффекта за |
ряд лет |
или |
эффекта за |
аморти |
зационный срок службы приводит к одинаковым результатам. При выборе рационального уровня надежности и долго вечности необходимо сопоставлять экономический эффект, по лученный за срок службы системы (или ее элемента). В этом случае следует учитывать снижение эффекта, получаемого че рез отдаленное время, для момента, когда производятся до полнительные затраты. Из дифференциального уравнения из менения ценности затрат (эффекта) во времени dK=EaKdt можно определить точное значение коэффициента приведения эффекта за весь срок службы к начальному моменту времени t0. Если условно рассматривать эффект в единицу времени неизменным, то для определения приведенного эффекта его значение в соответствующую единицу времени следует умно
жить на эквивалентный срок службы Тэ
Тэ = (1—е - £нгсл)/£н- |
|
(2.3) |
|
Из выражения |
(2.3) видно, |
что |
приведенный эффект всегда |
ограничен, так как при Тсл— |
величина 7V->1/£H. |
||
Приведенный |
дополнительный |
экономический эффект за |
|
срок службы системы |
|
|
|
Эт= {АС— ЕнАК)Т9. |
|
(2.4) |
Уравнение (2.2) приближенно показывает зависимость эко номических показателей для различных систем электропривода от глубины скважины и соответственно от класса установки при заданном годовом объеме проходки. Расчеты [12] показывают, что эффективность внедрения более совершенной системы элект ропривода резко возрастает с глубиной скважины, т. е. увели чивается удельная стоимость экономии времени.
Капитальные вложения и эксплуатационные расходы, пол ностью или частично относящиеся к сопоставляемым электро приводам, обычно рассматриваются по следующим элементам.
Капитальные вложения — прейскурантная цена электрообо рудования и сопряженного механического оборудования; транс портно-заготовительные расходы; стоимость монтажных работ, средств для компенсации реактивной энергии, резервного, за пасного и разукомплектованного оборудования и крупных за-
29
пасных частей; сопряженные капитальные вложения, обычно учитываемые по сокращенному перечню; эксплуатационные расходы — стоимость потребляемой электроэнергии, амортиза ционные отчисления, расходы на текущие и капитальные ре монты, прочие эксплуатационные расходы, зарплата обслужи вающего персонала, стоимость суток (часа) бурения (без учета затрат, на которые анализируемый показатель оказывает непосредственное влияние).
Конкретно методика технико-экономического анализа ва риантов электропривода рассмотрена в [12] на примере выбора рациональной мощности электропривода буровой лебедки.
Рассмотрим данные (табл. 7) технико-экономического срав нения вариантов привода буровой установки (рис. 8) [12]. Для районов с централизованным энергоснабжением рассматрива ется вариант двухдвигательного синхронного электропривода
Таблица 7
Показатели технико-экономического сопоставления вариантов привода буровой установки с глубиной бурения 6500 м
(в относительных единицах)
Показатели |
|
|
Варианты |
|
|
||
1 1 |
11 |
Ш |
IV |
V |
|||
|
|
||||||
Вид энергоснабжения |
Ц е н т р |
а л и з о в э н н о е |
0,968 |
||||
Общая масса установки |
1 |
0,982 |
1,019 |
0,978 |
|||
Стоимость буровой |
установки |
1 |
0,973 |
1,010 |
1,101 |
1,050 |
|
Время цикла проводки сква- |
1 |
1,000 |
0,973 |
0,910 |
0,910 |
||
жины |
|
||||||
Стоимость одного станко-дня |
1 |
0,991 |
0,992 |
0,991 |
0,998 |
||
бурения |
|
||||||
Стоимость 1 м проходки |
1 |
0,992 |
0,961 |
0,899 |
0,892 |
||
Народнохозяйственный эффект |
|
|
|
|
|
||
(на единицу стоимости уста |
— |
0,064 |
0,110 |
0,212 |
0,309 |
||
новки) |
|
||||||
|
|
|
|
Продолжение табл. 7 |
|||
Показатели |
|
|
Варианты |
|
|
||
VI |
|
VII |
VIII |
IX |
|||
|
|
|
|||||
Вид энергоснабжения |
1,053 |
А в т о н о м н о е |
1,158 |
||||
Общая масса установки |
|
1,159 |
1,165 |
||||
Стоимость буровой |
установки |
1,361 |
|
1,533 |
1,595 |
1,559 |
|
Время цикла проводки сква- |
1,095 |
|
0,910 |
0,910 |
0,910 |
||
жины |
|
|
|||||
Стоимость одного станко-дня |
1,221 |
|
1,190 |
1,201 |
1,196 |
||
бурения |
|
|
|||||
Стоимость 1 м проходки |
1,359 |
|
1,064 |
1,074 |
1,069 |
||
Народнохозяйственный эффект |
|
|
|
|
|
||
(на единицу стоимости уста |
|
|
|
|
|
||
новки) |
|
— |
|
0,582 |
0,517 |
0,558 |
30