Электротехнические комплексы нефтегазодобывающих предприятий
СОДЕЖАНИЕ
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| НВГУ.130302.651.ПЗ |
| Разраб. |
| Червяков Д.Д |
| Провер. |
| Некрасов А.В |
| Н. Контр. |
| Казанцев Д.Д |
| Утверд. |
| Чубарова О.И |
| повышение энерогоэфективности работы электрооборудования для скважены с продуктивностью 9 м3/Мпа сут. Пояснительная записка |
| Лит. |
| Листов |
| ИТФ НВГУ, каф. ЭиЭ, гр.9251 |
1 Электротехнические комплексы нефтегазодобывающих предприятий. 12
1.1 Конструкция глубинного штангового насоса. 12
1.2 Погружные центробежные насосы.. 14
1.3 Погружные электродвигатели. 16
1.4 Гидрозащита погружных электродвигателей. 17
1.5 Трансформаторы УЭЦН.. 18
1.6 Устройства управления и защиты УЭЦН.. 20
1.7 Кабельные линии УЭЦН.. 21
1.8 Структура электротехнического комплекса УЭЦН.. 24
1.9 . Энергосбережение в УЭЦН для добычи нефти из скважин. 28
2 Расчет и выбор электрооборудования уэцн. 30
2.1 Программы для выбора узлов установки ЭЦН по условиям добычи нефти из скважины.. 30
2.2 Методика инженерного расчета параметров УЭЦН для нефтяной скважины 35
2.3 Расчет кабельной линии. 36
2.4 Выбор промыслового трансформатора и расчет потерь напряжения. 49
2.5 .Общие сведения о преобразователях частоты.. 55
3 экономическая часть. расчет энергосбережения в уэцн с частотным управлением режимов эцн. 58
Заключение. 65
Список литературы.. 66
Приложение А.. 69
Приложение Б. 70
Приложение В.. 71
Приложение г. 83
Приложение д.. 84
Приложение е. 85
ВВЕДЕНИЕ
Для современного периода становления нефтяной индустрии Российской Федерации свойственна неблагоприятная геолого-технологическая структура запасов нефти, в которой доля традиционных (технологически освоенных) запасов составляет только 35%. В то же время на долю трудноизвлекаемых запасов нефти (низкопроницаемые пласты, остаточные запасы, глубокопогруженные горизонты, высоковязкие нефти, подгазовые зоны) приходится 2/3, или 65%.
Следствием ухудшения структуры запасов становится снижение средних дебитов добывающих скважин. Другой особенностью является интенсификация добычи нефти за счет все более широкого применения методов повышения нефтеотдачи пластов (например, гидроразрыва пласта) и использования повышенной депрессии на пласт. Следует отметить, что крупнейшие месторождения, открытые в 60-70-х гг. XX века, в результате интенсивной эксплуатации значительно истощились. Обводненность продукции данных месторождений достигнула 80-90% и более. На ряде месторождений добыча нефти сопровождается отложением солей, парафинов и гидратов, выносом песка. Осложняющими факторами являются также и коррозионная активность среды, высокая температура пластовых жидкостей, большие значения газовых факторов и давления насыщения, вязкость нефтей и эмульсий. Кроме того, в нефтяных провинциях имеется значительное число низкопродуктивных линзовых месторождений, разбросанных на большой территории. Отличительной их особенностью являются, как правило, многоэтажность, многопластовость, большая неоднородность продуктивных пластов, высокая вязкость нефти. Освоение подобных месторождений в настоящее время идетмедленно, так как при существующих технологиях требует значительных средств. Тонна нефти из залежей с запасами меньше 1млн. т обходится в 10-50 раз дороже, чем из месторождений с запасами в 10 млн. т [1].
Задача предоставленной выпускной квалификационной работы состоит в разработке электротехнического оборудования для скважинной насосной установки с регулируемым объемом добычи нефти. Задачей является расчет и выбор электрооборудования для скважинной насосной установки с регулируемым объемом добычи нефти.
Переход на новое оборудование, отвечающее современным требованиям по экономичности, энергоэффективности и надежности. По этой причине предоставленная работа является весьма актуальной в настоящее время и имеет практическую ценность.
Погружные электродвигатели
Погружной электродвигатель для добычи нефти представляет собой асинхронный маслозаполненный двигатель с короткозамкнутым ротором. При частоте тока 50Гц синхронная частота вращения их вала равна 3000 об/мин. Двигатели, как и насосы, должны иметь малые диаметры, различные для скважин с различными обсадными колоннами. Мощность двигателей достигает 500 кВт. Напряжение питания двигателей составляет от 400 до 3000 В, а величина рабочего тока – от 10 до 100 А в зависимости от типоразмера двигателя. Величина номинального скольжения составляет до 6%.
Малые диаметры и большие мощности вызывают необходимость увеличивать длину двигателей, которая иногда превышает 8 м.
Электродвигатель (рисунок Б.1 в приложении Б) состоит из статора 1, ротора 3, головки 5, основания 10 и узла токоввода 9.
Статор 1 представляет собой выполненный из специальной трубы корпус, в который запрессован магнитопровод из листовой электротехнической стали.
В пазы статора уложена трехфазная протяжная обмотка из специального обмоточного провода. Фазы обмотки соединены в звезду.
Внутри статора размещается ротор 3, представляющий собой набор пакетов, разделенных между собой промежуточными подшипниками и последовательно надетыми на вал. Вал ротора выполнен пустотелым для обеспечения циркуляции масла. Пакеты ротора набраны из листовой электротехнической стали. В пазы пакетов вставлены медные стержни, сваренные по торцам с медными кольцами.
Трансформаторы УЭЦН
Трансформаторы предназначены для питания установок погружных центробежных насосов от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В частотой 50 Гц.Трансформаторы выпускаются по ТУ 16-517.685-77 «Трансформаторы серии ТМПН». По отдельному заказу выпускаются трансформаторы ТМПЭ/3-УХЛ1 (АО «Трансформатор», Тольятти) и трансформаторы для УЭЦН в «сухом» исполнении (ООО «Привод-ПЗУ», г. Лысьва).
Трансформаторы предназначены для эксплуатации в районах с умеренным или холодным климатом в условиях, соответствующих ГОСТ 15150-69 при высоте над уровнем моря не более 1000 м на открытом воздухе.
Общий вид трансформаторов ТМПН представлен на рисунке В.1 в приложении В.Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток высокого и низкого напряжения, бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоосушителем, переключателя.Магнитопроводы трансформаторов стержневого типа собираются из холоднокатаной электротехнической стали. Обмотки трансформатора ТМПН-40 – ТМПН-200 многослойные цилиндрические изготовлены из провода АПБ ГОСТ 16512-70. Отводы ВН выполняются проводом, отводы НН – алюминиевыми шинами. Обмотки трансформаторов типа ТМПН-400 выполнены из медных проводов ПБ ГОСТ 16512-70.
Трансформатор типа ТМПЭ-100/3-УХЛ1 имеет 32 ступени переключения вторичного напряжения от 419 до 2411 В. Необходимый уровень напряжения выбирается тремя переключателями, расположенными на верхней крышке бака трансформатора.
Трансформатор имеет габариты 1750x1400x900 мм и полную массу около 1100 кг, из которых около 300 кг приходится на масло.
Трансформатор для питания погружных электродвигателей, выполненный в «сухом» варианте (ТСПН-100), т.е. без охлаждающего трансформаторного масла, имеет 16 ступеней регулирования напряжения – в В: 620, 686, 752, 818, 884, 950, 1016, 1082, 1148, 1214, 1280, 1347, 1413, 1479, 1545, 1603.
В качестве примера трансформаторов иностранного производства можно привести трансформаторы фирмы REDA. Фирмой REDA выпускаются трансформаторы трехфазные, двухобмоточные, экранированные, с медной обмоткой, оснащенные коробкой трансформаторного ввода и фильтром, с напряжением первичной обмотки 380 В. Номинальная мощность трансформаторов составляет от 50 до 300 кВА и с интервалом напряжений на вторичной обмотке от 480 до 3811 В. Масса трансформаторов – от 975 до 2155 кг.
Кабельные линии УЭЦН
Кабельные линии предназначены для подачи электроэнергии с поверхности земли (от комплектных устройств и станций управления) к погружному электродвигателю.К ним предъявляются достаточно жесткие требования – малые электрические потери, малые диаметральные габариты, хорошие диэлектрические свойства изоляции, термостойкость к низким и высоким температурам, хорошая сопротивляемость воздействию пластовой жидкости и газа и т.д.
Кабельная линия состоит из основного питающего кабеля (круглого или плоского) и соединенного с ним плоского кабеля-удлинителя с муфтой кабельного ввода. Соединение основного кабеля с кабелем-удлинителем обеспечивается неразъемной соединительной муфтой (сросткой). С помощью сростки могут быть соединены также участки основного кабеля для получения требуемой длины. Для сокращения диаметра погружного агрегата нижняя часть кабеля всегда имеет плоское сечение.
Таблица 1.1 – Технические условия на кабельные линии
| Характеристика | Тип кабельной линии | |
| К43 (ТУ 26-16-215-87) | Модификации КК и КП (ТУ 3542-031-21945400-97) | |
| Рабочее напряжение, кВ | 2,5 | 2,5 |
| Максимально допустимая температура скважинной среды, °С | 90 (70) | |
| Минимально допустимая температура при динамических изгибах и перемотках, °С | -40 | -40 |
| Максимально допустимый газовый фактор в среде, м/кг | 0,25 | 0,5 |
| Максимально допустимое содержание сероводорода в скважинной среде, г/л | 0,01 | 0,01 |
| Максимально допустимое гидростатическое давление, МПа |
Пример условного обозначения при заказе в технической документации кабельной линии из плоского кабеля сечением жил 16 мм2 длиной 1600 м с удлинителем из кабеля КППБПТ длиной 25 м сечением жил 10 мм2:КП-16-1600-У2-25/10
Конструкции кабелей КРБК (круглого) и КРБП (плоского) показаны на рисунках 1.7 и 1.7а.
Рисунок 1.7 – Круглый кабель КРБК.
1 — медная жила; 2 — резиновая изоляция; 3 — наиритовая защитная оболочка; 4— двухслойная оплетка из лакоткани; 5 — хлопчато-бумажная пряжа, пропитанная противогнилостным составом; б — профилированная стальная гибкая оцинкованная лента.
Из конструкции и основных данных видно, что этот специальный кабель рассчитан для особых условий эксплуатации.
Высокая изоляционная надежность, нефтегазостойкость, гибкость и механическая прочность являются основными условиями для конструирования и изготовления кабеля. В кабеле должна быть соблюдена продольная герметизация как в самой жиле между проводниками, между жилой и изоляционной резиной, так и между изоляцией жилы и наиритовой защитной оболочкой. Это условие вызывается тем, чтобы нефть, проникшая внутри кабеля в случае аварии, не распространялась бы на большой длине и не приводила тем самым в негодность большие участки кабеля.
Таблица 1.2 – Основные данные кабелей КРБК
| Число и сечение жил, мм2 | Конструкция жилы | Толщина резиновой изоляции, мм | Толщина защитной наиритовой оболочки, мм | Наружный диаметр, мм | Вес 1км кабеля, кг |
| 3Х16 3Х25 3Х35 3Х50 | 7Х1,68 7Х2,11 7Х2,49 19Х1,81 | 1,8 1,8 1,8 2,0 | 2,0 2,0 2,0 2,5 | 29,8 32,1 34,7 40,0 |
Для выполнения этого условия жила, несмотря на наличие в ней нескольких проволок, должна быть заполнена внутри резиной, которая прочно привулканизирована к меди, а наружная поверхность изолированной жилы должна быть прочно связана с наиритовой оболочкой.
Рисунок 1.8 – Плоский кабель КРБП.
а — конструкция; б — защитная броня. 1 — медная жила; 2 — резиновая изоляция; 3 — оболочка из наиритовой резины; 4 — обмотка из стеклолакоткани; 5 — обмотка из маслостойкой лакотканн; 6 — оплетка из хлопчатобумажной пряжи плотностью 05—100%, пропитанной нефтестойким противогнилостным составом; 7 — металлическая ленточная броня.
Наиритовая оболочка кабеля служит для защиты изоляции жилы от вредного влияния нефти и газа, так как диэлектрическая резина не обладает нефтестойкостью. Защитную наиритовую оболочку покрывают масло-стойкойлакотканыо, поверх которой накладывают хлопчатобумажную пряжу, пропитанную противогнилостным составом.
От механических повреждений кабель защищен специальной гибкой стальной ленточной броней (рис. 1.8), специального профиля, благодаря которому кабель приобретает большую прочность на раздавливание и сохраняет при этом гибкость, позволяющую производить частые наматывания его на барабан диаметром 600-900 мм.
Плоский резиновый бронированный кабель (КРБП) имеет также три жилы. Применяется он на участке между электродвигателем н первыми насосными трубами. Обычно длина плоского кабеля не превышает 15 м.
Конструкция этого кабеля показана рис. 1.8a, а основные данные приведены в таблице 1.3.
Таблица 1.3 – Основные данные плоского кабеля КРБП
| Число и сечение жил, мм2 | Конструкция жилы | Толщина резиновой изоляции, мм | Толщина защитной наиритовой оболочки, мм | Наружный диаметр, мм | Вес 1км кабеля, кг |
| 3Х10 3Х16 3Х25 | 1Х3,52 1Х4,45 1Х5,6 | 1,4 1,4 1,4 | 0,9 0,9 0,9 | 12,2Х29,4 13,1Х32,2 14,2Х35,6 |
Расчет кабельной линии
Кабельные линии установок ЭЦН предназначены для подачи электроэнергии с поверхности земли (от комплектных устройств и станций управления) к погружному электродвигателю. Расчет кабельной линии производится с целью определения сечения токопроводящей жилы кабеля, марки кабеля, падения напряжения и потери мощности в кабельной линии, а также определения рабочего напряжения питающего электротока, который доходит до погружного электродвигателя.
Исходными данными для расчета являются:
– длина кабельной линии, равная глубине спуска электронасоса по оси скважины l=1576 м;
– температура токопроводящих жил кабеля, T=630C, за которую принимаем температуру пластовой жидкости на приеме насоса;
– номинальная мощность электродвигателя установки ЭЦН Pп.д..= 45 кВт;
– номинальное напряжение электродвигателя, Uд.ном= 1300 В;
– коэффициент мощности электродвигателя, cosφ= 0,84;
– коэффициент полезного действия электродвигателя, η= 81%
–внутренний диаметр обсадной колонны нефтяной скважины Dвн= 144 мм и диаметр корпуса электродвигателя Dк = 103 мм.
Выбор сечения кабельной жилы производится с учетом экономических характеристик, условий нагрева в нормальном и послеаварийном режимах, допустимых потерь напряжения и мощности в нормальном режиме, механической прочности и термической устойчивости к токам короткого замыкания. Из всех значений, полученных из этих условий, выбирается наибольшее сечение.
Сечения жил должны быть выбраны таким образом, чтобы соответствовали минимальным приведенным годовым затратам на эксплуатацию кабельной линии, которые в существенной степени определяются потерями энергии в линии. При упрощенном подходе это требование сводится к применению нормативной экономической плотности тока и определению расчетного экономического сечения токопроводящей жилы Sэк по формуле
Sэк= 
(2.16)
где Iм.р. – максимальный расчетный ток в кабельной линии при нормальном режиме работы;
jэк– экономическая плотность тока, А/мм2, принимается на основе опыта эксплуатации.
Для упрощения расчетов принимаем режим работы электродвигателя номинальным. Тогда величина тока Iм.р. определяется из выражения:
(2.17)
где: Pном- активная мощность
Qном- реактивная мощность
Sном-полная мощность
Потребляемая ЭЦН из промысловой сети. В свою очередь:
(2.18)
(2.19)
где 
– необходимая мощность на валу приводного электродвигателя, потребляемая центробежным насосом (см. предыдущий цикл расчетов.)
η – к.п.д. электродвигателя (т.к. режим не номинальный, то η будет меньше каталожного и выбирается с учетом недогрузки двигателя активной мощностью).
Для выбора значения jэк необходимо знать материал токопроводящей жилы (медь) и величину времени использования максимальной (номинальной) нагрузки Tм кабельной линии за год (в часах). Тогда, согласно /3/, экономическую плотность тока можно определить из аналитической формулы:
j(эк)а = j(эк)о 
, (2.20)
где j(эк)о – нулевая экономическая плотность тока при Tм = 0, либо найти в нормативной таблице j(эк) = F(Tм) . Будем считать, что для установок с ЭЦН
Tм составляет более 5000 часов . Согласно величина j(эк)о для кабеля с резиновой и пластмассовой изоляцией и медными жилами составляет 3,9 А/мм2.
Тогда аналитическое значение плотности тока:
j(эк)а = 
Значение экономической плотности тока по нормативной таблице /3/ для кабелей с резиновой и пластмассовой изоляцией с медными жилами при Tм более 5000 часов составляет 2,7 A/мм2. Учитывая сложные условия эксплуатации кабельной линии в установках ЭЦН для добычи нефти принимаем j(эк) = 2,5A/мм2 и определяем расчетное экономическое сечение жил кабельной линии: выбираем стандартное значение 
= 16 мм2 и марку кабеля КПБК –16.
Круглый полиэтиленовый бронированный трехжильный кабель (КПБК) является основным и служит для подвода электроэнергии трехфазного тока к погружному электродвигателю на участке от питающего трансформатора до нижней насосно-компрессорной трубы. На участке между электродвигателем и первыми насосными трубами применяется плоский кабель – удлинитель, соединенный с основным кабелем неразъемной соединительной муфтой (сросткой). Для сокращения диаметра погружного агрегата (кабель + центробежный насос) кабель – удлинитель имеет плоское сечение. При этом сечения токопроводящих жил основного кабеля и кабеля – удлинителя отличаются обычно не более чем на размер. В качестве кабеля – удлинителя выбираем плоский кабель марки КПБП с каталожными данными [10], приведенными в таблице 2.3.
Таблица 2.3- плоский кабель марки КПБП
| Число и сечение жил, мм2 | Конструкция жилы | Толщина резиновой изоляции,мм | Толщина защитной наиритовойоболочки,мм | Наружный диаметр, мм | Вес 1км кабеля, кг |
| 3х10 | 1х3,52 | 1,4 | 0,9 | 12,2х29,4 |
Проверяем выбранные сечения по длительно допустимому току Iдл.доп.. Согласно ПУЭ /3/ допустимый длительный ток Iдл.р. для кабелей с медными жилами с резиновой изоляцией в наиритовой оболочке, бронированных, трехжильных, находящихся в земле составляет 90А для сечения токопроводящей жилы 10 мм2 и 115А для сечения токопроводящей жилы 16 мм2. Этот ток принят для температуры жилы 65оС и земли 15оС. Длительно допустимый ток при другой температуре окружающей среды можно определить с помощью поправочного коэффициента к(t) который, если считать коэффициент теплоотдачи неизменным, выражается формулой:
(2.21)
где tдл. доп. – длительно-допустимая температура для кабеля КРБК, равная 90оС
tо.р. – расчетная температура окружающей среды,
tо.с. – температура среды, окружающей кабель, которую условно можно принять равной температуре пластовой жидкости (63)оС, окружающей кабельную линию в скважине.
Особенностью скважинной среды, представляющей собой смесь жидкости и газа, является наличие дополнительного охлаждения погружного кабеля потоком жидкости, проходящим между обсадной колонной и корпусами погружного двигателя и электроцентробежного насоса. В /4/ приведены зависимости длительно допустимых токов нагрузок погружных кабелей от температуры скважинной жидкости (рис. 2.3).
Рисунок 2.3 - Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля от температуры скважинной среды (смеси жидкости и газа). Цифрами обозначены сечения (мм2) 1-10, 2-16.
В соответствии с этими зависимостями длительно допустимый ток нефтяного погружного кабеля сечением токопроводящих жил 10 мм2 составляет 78А/мм2. Таким образом выбранный кабель проходит по нагреву, т.к. соблюдается условие Iдл.доп>Iм.р.(41А > 25,27А; 78А>25,27А).
Потери напряжения и мощности в кабельной линии
Потери напряжения и мощности в трехфазной кабельной линии создаются собственной распределенной индуктивностью LA,LB,LC его фаз, сопротивлениями фаз RA,RB,RC, собственной распределенной емкостью CA,CB,CC относительно экрана (рис. 2.7), а также межфазными взаимными индуктивностями MAB,MBC,MAC и взаимными емкостями CAB,CBC,CAC. В общем случае указанные параметры различны для каждого из участков, что связано с производственным разбросом параметров, старением изоляции, разным качеством электрическим соединением в муфтах. Кроме того, необходимо учитывать широкий диапазон изменения температуры в зависимости от глубины подвески погружного двигателя.
Рисунок 2.4 - Схема замещения трехфазной кабельной линии с распределенными параметрами
На рисунке 2.4напряжения 
поступают с выхода преобразователя частоты и подводятся к погужным электродвигателям, комплексные сопротивления фаз которого обозначены как 
. Схема замещения одной фазы такой кабельной линии, представляемой n участками, работающей в составе УЭЦН, приведена на рисунке 2.4а.
Рисунок 2.4а - Схема замещения кабельной линии, функционирующей в составе ЭТК УЭЦН
При длине кабельной линии не более 20 км можно воспользоваться для расчета потерь напряжения и мощности упрощенной Г– образной схемой замещения (рис. 2.5) с сосредоточенными параметрами.
Рисунок 2.5 Г- образная схема замещения кабельной линии
На рисунке 2.5 приняты следующие обозначения: Uа, Uad – комплексные фазные напряжения питающей сети и электродвигателя; IB – комплексный ток проводимости кабельной линии; Rл – активное сопротивление линии, определяемое по формуле
Rл= (2.22)
где l – длина кабеля в км;
Ro – активное сопротивление кабеля
R0= (2.23)
где λ – удельная проводимость при 20оС, принимаемая для меди с учетом отбавки на скрутку и нагартовку жил, равной 51,2 МСм/м;
α – температурный коэффициент сопротивления, равный 0,004 град-1;tкаб – температура жилы кабеля в оС.
В скважинах кабели КРБК и КРБП работают в крайне сложных температурных условиях. Некоторая часть его длины, иногда весьма значительная, погружена в жидкость с высокой температурой (до 60-80)оС, а часть кабеля находится в скважине вне жидкости. При этом весь кабель касается насосно-компрессорных труб, которые нагреваются потоком восходящей жидкости. Часть кабеля может оказаться прижатой к обсадной колонне, температура которой соответствует температуре почвы на данной глубине. Наконец, часть кабеля находится на поверхности земли при температуре окружающего воздуха. Вследствие изложенного условно принято считать, что температура жилы кабеля соответствует температуре жидкости в скважине. Кроме того, т.к. сечение токопроводящих жил основного кабеля и кабеля-удлинителя отличаются обычно не более чем на размер, а длина кабеля-удлинителя не превышает 15 м, что намного меньше длины основного кабеля, будем рассчитывать электрическое сопротивление кабельной линии как электрическое сопротивление фазы основного кабеля, т.е. по формулам (2.22) и (2.23)
Ома
Индуктивное сопротивление линии вычисляется по формуле:
XL= (2.24)
где X0 – индуктивное сопротивление на единицу длины кабельной линии (мОм/м). Для определения
X0 воспользуемся известной из теоретических основ электротехники формулой:
X0 = (2.25)
Где Dcp– среднегеометрическое расстояние между фазными проводниками кабеля (рис.5);
– приведенный (для учета формы сечения и поверхностного эффекта) радиус фазного проводника.
Принимаем отношение 
равным 2,6 с учетом наличия у шахтного кабеля резиновой изоляции. Тогда:
XL = Ом
Потери напряжения ΔUЛ в номинальном режиме работы установки ЭЦН равны:
ΔUЛ = (2.26)
и не должны превышать в нормальном режиме 5% от номинального расчетного напряжения. В качестве последнего используем номинальное напряжение погружного электродвигателя. Это напряжение зависит от мощности, диаметральных размеров, рода изоляции и других условий и поэтому не бывает одинаковым у всех типов двигателей. Одинаковое напряжение для всех типоразмеров погружных электродвигателей нецелесообразно, т.к. это ухудшает их характеристики и усложняет их производство.
Кроме того, потери напряжения в кабельной линии зависят от длины кабеля. Поскольку подвеска электронасоса в скважине, а,следовательно и длина кабеля колеблются в больших пределах, соответственно будут колебаться и потери напряжения. Нагрузочные потери напряжения в фазе кабельной линии установки ЭЦН равны:
(2.27)
или в относительных единицах
что нельзя считать допустимым (9,67> 5%) т.е. кабельная линия не проходит по потерям напряжения. Так как проверка по потерям напряжения не выполняется, следует увеличить сечение жилы кабельной линии до значения SΔU, которое можно оценить из формулы :
(2.28)
где определяется как:
(2.29)
Выбираем скорректированное стандартное сечение жилы погружного кабеля равным 
. Каталожные данные кабеля КПБК-3х25 приведены в табл. 2.4. На участке между электродвигателем и первыми насосными трубами применяем плоский кабель-удлинитель марки КРБП-3х16 с сечением токопроводящих жил на один размер меньше.
Проверяем возможность размещения кабеля на погружном агрегате.
Условия размещения выполняются. Электрическое сопротивление кабельной линии (формулы 2.22 и 2.23)
Потери напряжения в кабельной линии
Результат можно считать приемлемым (5,43% ≈ 5,0%). Величина активных 
, реактивных 
и полных 
потерь мощности в кабельной линии зависит от активного 
и реактивного 
сопротивления фаз токопроводящего кабеля. Приближенно нагрузочные потери мощности в линии можно определить по номинальному напряжению погружного электродвигателя:
кВт (2.30)
(2.31)
кВА, (2.32)
или в сравнении с общими активными потерями мощности в установке ЭЦН
(2.33)
что можно считать приемлемым, т.к. допустимые потери мощности в кабеле относительно общих потерь при условии правильного подбора кабеля по параметрам установки ЭЦН и скважины составляют от 8 до 18% [3].
Напряжение в начале кабельной линии, которое должен обеспечивать промысловый трансформатор для получения номинального напряжения 750В,50Гц на погружном электродвигателе составляет
(2.34)
где 
абсолютные потери напряжения в кабельной линии, равные
Емкостная проводимость кабельной линии на единицу длины
(2.35)
Емкостная проводимость кабельной линии
(2.36)
Ток на зарядку – разрядку кабельной линии
(2.37)
Реактивная мощность, генерируемая кабельной линией
(2.38)
Полная реактивная мощность установки ЭЦН с учетом процессов зарядки и разрядки в кабельной линии
(2.39)
Полная мощность на входе кабельной линии
(2.40)
где – активная мощность установки с учетом потерь мощности в кабельной линии.
(2.41)
Коэффициент мощности УЭЦН.
(2.42)
Схема силовой части УЭЦН
Рис. 1.16. Схема силовой части УЭЦН
Рисунок Г.1 – Схема силовой части УЭЦН
Приложение е
(справочное)
СОДЕЖАНИЕ
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| НВГУ.130302.651.ПЗ |
| Разраб. |
| Червяков Д.Д |
| Провер. |
| Некрасов А.В |
| Н. Контр. |
| Казанцев Д.Д |
| Утверд. |