КРАТКОЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ

Введение

Развитие отраслей топливно-энергетического комплекса должно обеспечить потребности страны во всех видах топлива путем увеличения их добычи, что немыслимо без интенсификации производства, роста производительности труда. Также необходимо планомерное проведение целенаправленный энергосберегающей политики во всех отраслях народного хозяйства.

Добиться решения этих задач можно только путем применения рациональных систем разработки месторождений, совершенствования буровых работ, добычи и транспорта нефти, применение прогрессивных технологий. Также важно совершенствование и повышение надежности электрооборудования, систем электропривода и электроснабжения технологических установок, внедрение развитых АСУТП.

Кроме объектов непосредственно добычи нефти (кусты скважин и КНС) на месторождении находятся крупные технологические объекты, работа которых связана с транспортом, подготовкой нефти со всего месторождения или крупных его частей. Это такие объекты, как нефтеперекачивающая станция (НПС), буровая установка (БУ), вахтовый поселок и др.

КРАТКОЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ

Технологический процесс бурения скважин

Для бурения нефтяных скважин месторождении применяют несколько способов бурения.

Процесс сооружения скважин вращательным способом состоит из повторяющихся операций:

- спуск бурильных труб с долотом в скважину;

- разрушение породы на забое – собственно бурение;

- наращивание колонны бурильных труб по мере углубления скважины;

- подъем труб для замены изношенного долота.

Для выполнения этих операций, а так же работ по укреплению ствола скважины используют буровые установки, представляющие собой сложный комплекс производственных механизмов. В состав этого комплекса входит буровая лебедка для подъема, спуска и подачи инструмента, буровые насосы, ротор, механизмы для приготовления и очистки бурового раствора, погрузочно-разгрузочных работ, обеспечения установки сжатым воздухом и прочие.

При вращательном способе бурения скважина углубляется в результате одновременного воздействия на породу крутящего момента и осевой нагрузки на долото, которое создается частью веса бурильной колонны, состоящей из высокопрочных стальных труб. Под действием осевой нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента происходит скалывание, дробление и истирание породы.

Буровые насосы обеспечивают подачу бурового раствора в скважину, где им подхватывается порода, которая через затрубное пространство поднимается на поверхность. Основные и вспомогательные механизмы буровой установки приводятся в действие от силового привода, тип которого выбирают в зависимости от условий бурения, конструкции механизмов и других факторов.

На месторождении применяются буровые установки БУ-3000-ЭУК. Режим работы электропривода лебедки повторно-кратковременный.

Технологический процесс добычи и сбора нефти

Технологическая схема добычи и сбора нефти на Приобском месторождении осуществляется следующим образом.

Нефть и газ, поступающие на поверхность из скважин по трубопроводам, подается на автоматизированную групповую замерную установку, расположенную на кусте, в которой осуществляется поочередный замер дебита каждой скважины по жидкости (нефть, вода) и газу по заданной программе. Далее, нефть и газ под давлением, создаваемым погружными электронасосами и собственным давлением пласта, по сборному коллектору поступают на центральный пункт сбора и подготовки нефти (ЦПС). На ЦПС нефть отделяется от газа, обезвоживается и обессоливается, для дальнейшей транспортировки. Попутный газ отправляется на компрессорную станцию. Вода, которую отделили от нефти, очищается и по трубопроводам поддается на КНС для поддержания пластового давления.

Система поддержания пластового давления (ППД) правобережной части приобского месторождения реализуется путем строительства кустовых насосных станций: КНС-1, КНС-1а, КНС-2, КНС-3, КНС-4 и сети высоконапорных водоводов от КНС до кустовых площадок.

Источник водоснабжения – плавучие водозаборные станции: ПлНС-1 в карьере №7, ПлНС-2 в карьере №3, а также водозаборные скважины на Кусте -212 и на площадках КНС-3 и КНС-4.

В настоящее время на нефтепромыслах для обеспечения оптимального режима работы всех структурных составляющих месторождения вводятся в эксплуатацию АСУТП. Они обеспечивают централизованный контроль и рациональный режим ведения технологических процесса бурения скважин, процессов добычи и подготовки нефти к транспорту.

Кусты скважин

На проектируемых кустах скважин размещается следующее технологическое оборудование:

- устья добывающих скважин, оборудованные погружными электроцентробежными насосами;

- устьевая арматура;

- приустьевые площадки;

- площадки для установки агрегатов подземного ремонта скважин;

- замерная установка;

- установка ввода ингибиторов парафино-солеобразования;

- технологические трубопроводы.

Установки погружных электроцентробежных насосов.

Установки погружных электроцентробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной коррозионно- и износостойкости.

Установка погружного центробежного электронасоса для добычи нефти (УЭЦН) состоит из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой и насос), кабельной линии (круглого и плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (или комплектного устройства).

Погружной насосный агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой, спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах. Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ металлическими поясами.

Для определения мощности приводного электродвигателя УЭЦН необходимо знать подачу насоса и глубину его подвески, а также некоторые параметры насоса. Мощность на валу центробежного насоса определяется по формуле:

РАССЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК И ВЫБОР СИЛОВОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

Расчет электрических нагрузок ПС кустов скважин

Рассчитаем групповой коэффициент использования активной мощности:

K_иа=	6350, 75+8700, 75+91400, 75	=0, 75
635+870+9*140

Определим эффективное (среднеквадратичное) число ЭП группы по активной мощности

n_СКр =	(635+870+9*140)²	=18.48
635²+870²+9*140²

По кривым Км = f(n_CKp) при заданном К_и и n_СКр находим значение группового коэффициента максимума Км = 1, 2

Рассчитаем групповой коэффициент использования реактивной мощности:

K_ир=	622, 60, 75+845, 20, 75+990, 40, 75	=0, 75
622, 6+845, 2+9*90, 4

Определим эффективное (среднеквадратичное) число ЭП группы по реактивной мощности

n_СКрр=	(622, 6+845, 2+9*90, 4)²	=18.48
622, 6²+845, 2²+9*90, 4²

По кривым Км = f(n_CKp) при заданном К_и и n_СКр находим значение группового коэффициента максимума Км = 1, 2

Итого P_расч = 1827 кВт, Q_расч = 1180 кВАр, S_расч = 2175 кВА, расчетный ток линии I_расч = 3139 А

Для компенсации реактивной мощности (1180 кВАр) выбираем компенсаторы 5шт БСК-200 и 3шт БСК-50, итого в худшем случае имеем максимум 50 кВАр некомпенсированной реактивной мощности.

Итого с учетом компенсации P_расч = 1827 кВт, Q_расч = 50 кВАр, S_расч = 1901 кВА, расчетный ток линии I_расч = 2744 А

Остальные ПС рассчитываем таким же образом, результаты запишем в таблицу 2.1

Таблица 2.1

Расчет электрических нагрузок ПС кустов скважин

ПС-1
Потребитель	Кол-во	Pном	cos	Qном	Kисп	Pрасч	Qрасч	Sрасч	Iрасч
АД-35кВт			0, 84	22, 6	0, 75	26, 3	17, 0	31, 3	45, 1
АД-70кВт			0, 84	45, 2	0, 75	52, 5	33, 9	62, 5	90, 2
АД-140кВт			0, 84	90, 4	0, 75		67, 8	125, 0	180, 4
Кисп.гр.а	0, 75
Nср.кв.а	18, 48
Кмакс.а	1, 2

Кисп.гр.р	0, 75
Nср.кв.р	18, 48
Кмакс.р	1, 2

Итого			0, 84			1827, 00	1180, 13	2175, 00	3139, 34

ПС-2
Потребитель	Кол-во	Pном	cos	Qном	Kисп	Pрасч	Qрасч	Sрасч	Iрасч
АД-35кВт			0, 84	22, 6	0, 75	26, 3	17, 0	31, 3	45, 1
АД-70кВт			0, 84	45, 2	0, 75	52, 5	33, 9	62, 5	90, 2
АД-140кВт			0, 84	90, 4	0, 75	105, 0	67, 8	125, 0	180, 4
Кисп.гр.а	0, 75
Nср.кв.а	16, 33
Кмакс.а	1, 2

Кисп.гр.р	0, 75
Nср.кв.р	16, 33
Кмакс.р	1, 2

Итого			0, 84			1323, 00	854, 57	1575, 00	2273, 32

ПС-3
Потребитель	Кол-во	Pном	cos	Qном	Kисп	Pрасч	Qрасч	Sрасч	Iрасч
АД-65кВт			0, 84	42, 0	0, 75	48, 8	31, 5	58, 0	83, 8
АД-90кВт			0, 84	58, 1	0, 75	67, 5	43, 6	80, 4	116, 0

Кисп.гр.а	0, 75
Nср.кв.а	12, 68
Кмакс.а	1, 2

Кисп.гр.р	0, 75
Nср.кв.р	12, 68
Кмакс.р	1, 2

Итого			0, 84			850, 50	549, 37	1012, 50	1461, 42

Выбор генераторов

Газотурбинная электростанция (ГТЭС) представляет собой энергетический комплекс, в состав которого входит группа объектов: здание ГТЭС, БПТГ, газосепараторы, конденсатосборники, ресиверы топливного газа, воздушная компрессорная, факельное хозяйство, аварийная ДЭС-1600кВт, дренажный парк, канализационная система, прожекторные мачты, молниеприемник и прочие объекты. Попутный нефтяной газ будет отделяться от нефти в процессе ее подготовки.

Производители выпускают газотурбинные установки (ГТУ) мощностью 2.5, 4, 6, 8, 10, 12, 16, 25 МВт. Для надежного энергоснабжения месторождения в качестве генераторов ГТЭС применим 3 (2 рабочих и 1 резервную) установки номинальной мощностью одного агрегата в 12 МВА.

Генератор	Кол-во	Pном	Kисп	Xd''	Xдв
ГТЭС-12 ПС-90ГП			0, 83	0, 11	0, 9
запасной

ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ

Выбор шин

Выбор проводов, кабелей и шин распределительного устройства Сечение проводов и кабелей выбирают по техническим и экономическим соображениям.

Расчетный ток определяется:

(3.1)

Iрасч – расчетный ток цепи в нормальном режиме, А;

Sрасч – расчетная мощность наиболее загруженной секции шин, кВА;

Uн – номинальное напряжение, кВ.

Провода, кабели и шины выбирать с учетом экономически эффективной плотности тока сечения:

(3.2)

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

Jэк – экономическая плотность тока (по таблице 1.3.36 ПУЭ).

Проверка выбранного по экономически целесообразному сечению провода производится из условия нагрева:

(3.3)

Iрасч – максимальный расчетный ток цепи, с учетом возможной перегрузки в послеаварийном режиме, А;

Iдоп – длительный допустимый ток выбранного провода, А;

Шины проверяются по условиям термической стойкости. Минимальное сечение шин при условии термической стойкости:

(3.4)

C – термический коэффициент, зависит от материала шин, C=92 для алюминиевых шин;

Tк – длительность КЗ в секундах.

Так же требуется произвести проверку шин на электродинамическую стойкость. Сила, действующая на шину, определяется по формуле:

(3.5)

Kф – коэффициент (1, 1);

Iуд – ударный ток короткого замыкания;

l – расстояние между опорными изоляторами, м;

a – высота изолятора, м.

Максимальный изгибающий момент:

(3.6)

F – сила взаимодействия между проводниками при протекани по ним ударного тока, Н;

l – расстояние между опорными изоляторами.

Момент сопротивления шины рассчитаем по формуле:

(3.7)

b – узкая сторона шины, м;

h – широкая сторона шины, м.

Расчётное значение напряжения в материале шин:

(3.8)

M – максимальный изгибающий момент, Н*м;

W – момент сопротивления сечения шины относительно оси, м³.

Расчетное значения напряжения в материале шин не должно превышать максимально допустимое:

(3.9)

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

(3.10)

l – пролет шины;

E – модуль упругости материала шин, для алюминия E = 7, 2 * 10¹⁰ Н/м²;

m – масса единицы длины шины, кг/м;

J – момент инерции сечения шин относительно оси изгиба.

Необходимо чтобы частота свободных колебаний шины превышала 200 Гц.

Рассчитаем шины ГТЭС (10кВ) мощностью 21194, 52 кВА.

Расчетную мощность ГТЭС поделим на два, т.к. ГТЭС имеет две секции шин с одинаково распределенной нагрузкой

I_расч=	21194, 52	=582, 7 A
√ 3 10, 52

С учетом экономически эффективной плотности тока сечения (формула 3.2) получим сечение шины Sэк=529, 73 мм.

Учитывая так же, что в послеаварийном режиме все потребители будут подключены к одной шине, максимальный ток послеаварийного режима будет I_макс = I_расч * 2 = 1165, 40 А, поэтому выбираем шину А 80х8, допустимый ток которой превышает значение максимального расчетного тока послеаварийного режима.

Для проверки шины на электродинамическую стойкость, рассчитаем силу, действующую на шину по формуле 3.5

F = 3640, 7 Н

Максимальный изгибающий момент по формуле 3.6 будет равен

M = 3640, 7 * 1 / 10 = 364, 07 Н*м

А момент сопротивления шины W = (0, 008*0, 08²)/6 = 0, 000008533 М³

По формуле 3.8 определим расчетное значение напряжения в материале шины σ _расч = 4, 27 МПа, что удовлетворяет условиям электродинамической стойкости.

Необходимо проверить шины на механический резонанс, для этого определим частоту свободных колебаний шины по формуле 3.10

f = 3.56 / 1, 4²* √ (7, 2 * 10¹⁰ * 2, 56 * 10^-7 / 1, 295 ) = 250 Гц

Полученное значение превышает 200 Гц и удовлетворяет требованиям.

Аналогично рассчитаем шины для других объектов.

Результаты расчета экономически целесообразного сечения, проверки шин на длительно допустимый ток представлены в таблице 3.1.1, результаты расчетов и проверка шин на электродинамическую стойкость представлены в таблице 3.1.2, проверка шин на механический резонанс представлена в таблице 3.1.3.

Таблица 3.1.1

Шины	Iрасч/2	jэк	Sэк	Шины	I доп	I max	Проверка	g
ГТЭС	582, 70	1, 1	529, 73	А 80x8		1165, 40	1320> 1165=> Iдоп> Imax	324, 26
ПС1	51, 35	1, 1	46, 68	А 15x3		102, 70	165> 103=> Iдоп> Imax	6, 96
НПС	218, 47	1, 1	198, 61	А 40x4		436, 94	480> 437=> Iдоп> Imax	134, 56
ПС 10/35	80, 45	1, 1	73, 13	АС 70/11		160, 89	265> 161=> Iдоп> Imax	40, 99
КНС 35	14, 38	1, 1	13, 07	АС 16/2, 7		28, 76	111> 29=> Iдоп> Imax	15, 74
ДНС 35	43, 95	1, 1	39, 95	АС 35/6, 2		87, 90	175> 88=> Iдоп> Imax	20, 66
ПС2	37, 11	1, 1	33, 74	А 15x3		74, 23	165> 74=> Iдоп> Imax	8, 20
ПС3	24, 22	1, 1	22, 02	А 15x3		48, 44	165> 48=> Iдоп> Imax	6, 12
БУ 35	22, 12	1, 1	20, 11	АС 16/2, 7		44, 23	111> 44=> Iдоп> Imax	15, 22
КНС 10	49, 99	1, 1	45, 44	А 15x3		99, 97	165> 100=> Iдоп> Imax	20, 79
ДНС 10	152, 78	1, 1	138, 89	А 40x4		305, 56	480> 306=> Iдоп> Imax	45, 60
БУ 10	76, 88	1, 1	69, 89	А 20x3		153, 77	215> 154=> Iдоп> Imax	15, 49

Таблица 3.1.2

Шины	Fрасч	M	W	σ расч	σ доп	Проверка
ГТЭС	3640, 70	364, 07	0, 000008533	4, 27		4> 82=> σ доп> σ max
ПС1	8, 39	0, 84	0, 000000113	0, 75		1> 82=> σ доп> σ max
НПС	3134, 68	313, 47	0, 000000600	5, 22		5> 82=> σ доп> σ max
ПС2	11, 64	1, 16	0, 000000113	1, 03		1> 82=> σ доп> σ max
ПС3	6, 48	0, 65	0, 000000113	5, 76		6> 82=> σ доп> σ max
КНС 10	74, 84	7, 48	0, 000000113	6, 65		7> 82=> σ доп> σ max
ДНС 10	180, 02	18, 00	0, 000001067	1, 69		2> 82=> σ доп> σ max
БУ 10	20, 77	2, 08	0, 000000200	1, 04		1> 82=> σ доп> σ max

Таблица 3.1.3

Шины	m	f	Проверка
ГТЭС	1, 295		fрасч> 200
ПС1	0, 122		fрасч> 200
НПС	0, 324		fрасч> 200
ПС2	0, 122		fрасч> 200
ПС3	0, 122		fрасч> 200
КНС 10	0, 122		fрасч> 200
ДНС 10	0, 324		fрасч> 200
БУ 10	0, 122		fрасч> 200

Выбор изоляторов

Выбор опорных изоляторов производится по назначению, номинальному напряжению и допустимой механической нагрузке. Расчетное усилие на изоляторах при максимальном ударном токе короткого замыкания определим по формулам:

(3.11)

Fрасч – наибольшее расчетное усилие на изоляторах при максимальном ударном токе короткого замыкания, Н;

Fразр – максимально допустимое усилие на изоляторах, Н.

Проходные изоляторы дополнительно выбирают по номинальному току.

(3.12)

Результаты выбора и проверки изоляторов представлены в таблице 3.2

Таблица 3.2

Шины	Fрасч	Fразр	Fдоп	Проверка	Тип изолятора	Пр изоляторы
ГТЭС	1820, 35			Fдоп> Fрасч	ИО-10-3, 75 I УЗ	ИП-10/1600-7, 5 УХЛ
ПС1	4, 19514			Fдоп> Fрасч	ИО-10-3, 75 I УЗ	ИП-10/630-7, 5 УХЛ
НПС	1567, 339			Fдоп> Fрасч	ИО-10-3, 75 I УЗ	ИП-10/630-7, 5 УХЛ
ПС2	5, 819684			Fдоп> Fрасч	ИО-10-3, 75 I УЗ	ИП-10/630-7, 5 УХЛ
ПС3	3, 240028			Fдоп> Fрасч	ИО-10-3, 75 I УЗ	ИП-10/630-7, 5 УХЛ
КНС 10	37, 42072			Fдоп> Fрасч	ИО-10-3, 75 I УЗ	ИП-10/630-7, 5 УХЛ
ДНС 10	90, 01239			Fдоп> Fрасч	ИО-10-3, 75 I УЗ	ИП-10/630-7, 5 УХЛ
БУ 10	10, 38333			Fдоп> Fрасч	ИО-10-3, 75 I УЗ	ИП-10/630-7, 5 УХЛ

Выбор трансформаторов тока

Высоковольтные выключатели выбираются по номинальному напряжению, номинальному току, конструктивному исполнению, месту установки, проверяются по параметрам отключения и проверяют на электродинамическую (3.19) и термическую устойчивость (3.20). Выбор трансформатора тока производится по номинальному напряжению и номинальному рабочему току, проверка на электродинамическую и термическую стойкость, представлены в таблице 3.5

Таблица 3.5.1

	Iрасч	Iкз (3)	iуд	ТТ	Iтерм.ст.	Iэ.д. сто
ГТЭС	1165, 40	21, 09	53, 54	ТОЛ-10 1500/5
ПС1	102, 70	1, 01	57, 13	ТОЛ-10 75/5		18, 8
НПС	436, 94	19, 57	49, 68	ТОЛ-10 300/5	31, 5	78, 8
ПС 10/35	160, 89	2, 98	7, 57	ТОЛ-35 200/5
КНС 35	28, 76	1, 62	4, 11	ТОЛ-35 50/5		12, 5
ДНС 35	87, 90	1, 74	4, 40	ТОЛ-35 150/5		37, 5
ПС2	74, 23	1, 19	3, 03	ТОЛ-10 100/5
ПС3	48, 44	0, 89	2, 26	ТОЛ-10 100/5
БУ 35	44, 23	1, 28	3, 24	ТОЛ-35 50/5		12, 5
КНС 10	99, 97	3, 02	7, 68	ТОЛ-10 150/5		37, 5
ДНС 10	305, 56	4, 69	11, 91	ТОЛ-10 400/5
БУ 10	153, 77	1, 59	4, 04	ТОЛ-10 150/5		37, 5

Таблица 3.5.2

	ТТ	√ (2)kдинIном	iуд Эл. Дин.ст.ТТ	проверка
ГТЭС	ТОЛ-10 1500/5	14142, 14	53, 54	√ (2)kдинIном> iуд Эл. Дин.ст.ТТ
ПС1	ТОЛ-10 75/5	2658, 72	57, 13	√ (2)kдинIном> iуд Эл. Дин.ст.ТТ
НПС	ТОЛ-10 300/5	11144, 00	49, 68	√ (2)kдинIном> iуд Эл. Дин.ст.ТТ
ПС 10/35	ТОЛ-35 200/5	7071, 07	7, 57	√ (2)kдинIном> iуд Эл. Дин.ст.ТТ
КНС 35	ТОЛ-35 50/5	1767, 77	4, 11	√ (2)kдинIном> iуд Эл. Дин.ст.ТТ
ДНС 35	ТОЛ-35 150/5	5303, 30	4, 40	√ (2)kдинIном> iуд Эл. Дин.ст.ТТ
ПС2	ТОЛ-10 100/5	3535, 53	3, 03	√ (2)kдинIном> iуд Эл. Дин.ст.ТТ
ПС3	ТОЛ-10 100/5	3535, 53	2, 26	√ (2)kдинIном> iуд Эл. Дин.ст.ТТ
БУ 35	ТОЛ-35 50/5	1767, 77	3, 24	√ (2)kдинIном> iуд Эл. Дин.ст.ТТ
КНС 10	ТОЛ-10 150/5	5303, 30	7, 68	√ (2)kдинIном> iуд Эл. Дин.ст.ТТ
ДНС 10	ТОЛ-10 400/5	14142, 14	11, 91	√ (2)kдинIном> iуд Эл. Дин.ст.ТТ
БУ 10	ТОЛ-10 150/5	5303, 30	4, 04	√ (2)kдинIном> iуд Эл. Дин.ст.ТТ

Таблица 3.5.3

	ТТ	Iтерм.ст.	Kt *Iном	√ (tпр)*I∞	проверка
ГТЭС	ТОЛ-10 1500/5		4800, 00	889, 96	Kt Iном< √ (tпр)I∞
ПС1	ТОЛ-10 75/5		192, 00	0, 41	Kt Iном< √ (tпр)I∞
НПС	ТОЛ-10 300/5	31, 5	2976, 75	153, 25	Kt Iном< √ (tпр)I∞
ПС 10/35	ТОЛ-35 200/5		1200, 00	14, 22	Kt Iном< √ (tпр)I∞
КНС 35	ТОЛ-35 50/5		75, 00	2, 10	Kt Iном< √ (tпр)I∞
ДНС 35	ТОЛ-35 150/5		768, 00	3, 61	Kt Iном< √ (tпр)I∞
ПС2	ТОЛ-10 100/5		300, 00	0, 57	Kt Iном< √ (tпр)I∞
ПС3	ТОЛ-10 100/5		300, 00	0, 32	Kt Iном< √ (tпр)I∞
БУ 35	ТОЛ-35 50/5		75, 00	1, 31	Kt Iном< √ (tпр)I∞
КНС 10	ТОЛ-10 150/5		768, 00	3, 66	Kt Iном< √ (tпр)I∞
ДНС 10	ТОЛ-10 400/5		4800, 00	17, 60	Kt Iном< √ (tпр)I∞
БУ 10	ТОЛ-10 150/5		768, 00	1, 02	Kt Iном< √ (tпр)I∞

Выбор ОПН

Выбор ограничителей перенапряжения производим исходя из условия:

(3.21)

Выбор ограничителей перенапряжения представлен в таблице 3.6

Таблица 3.6

ГТЭС	ОПН-10/12-10 УХЛ1
ПС1	ОПН-10/12-10 УХЛ1
НПС	ОПН-10/12-10 УХЛ1
ПС 10/35	ОПН-35/40, 5-10 УХЛ1
КНС 35	ОПН-35/40, 5-10 УХЛ1
ДНС 35	ОПН-35/40, 5-10 УХЛ1
ПС2	ОПН-10/12-10 УХЛ1
ПС3	ОПН-10/12-10 УХЛ1
БУ 35	ОПН-35/40, 5-10 УХЛ1
КНС 10	ОПН-10/12-10 УХЛ1
ДНС 10	ОПН-10/12-10 УХЛ1
БУ 10	ОПН-10/12-10 УХЛ1

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В соответствии с исходными данными в курсовой работе рассмотрены вопросы электрификации и электропривода технологических установок на технологическом участке в районе ЦПС-2 правобережной части Приобского нефтяного месторождения.

На основании расчета мощности и электропотребления объектов месторождения разработана система его электроснабжения с учетом требований «Положения по проектированию схем электроснабжения объектов нефтяных месторождений и предприятий по транспорту и переработке нефти и попутного газа».

Произведен расчет токов короткого замыкания и выбор основного электрооборудования.

Введение

КРАТКОЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ

12 3 4 5 Следующая ⇒