СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ БЛОЧНО-КОМПЛЕКТНЫХ УСТАНОВОК НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
ТРЕБОВАНИЯ К СХЕМАМ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
В связи с тем, что Западная Сибирь является основным нефтедобывающим регионом, к надежности электроснабжения технологических установок нефтедобычи предъявляются особые требования.
Согласно положению по проектированию схем электроснабжения объектов нефтяных месторождений и переработки попутного газа в Западной Сибири схемы внешнего электроснабжения (сети 110 кВ и выше) разрабатываются проектными организациями Минэнерго.
В целях обеспечения требуемой надежности электроснабжения объектов нефтедобычи и переработки попутного газа с учетом установленной их категорийности при разработке схем внешнего электроснабжения необходимо руководствоваться следующим:
электроснабжение вновь вводимых нефтяных месторождений, как правило, осуществляется на напряжении 110 кВ;
на нефтяных месторождениях с объемом добычи нефти до 2 млн. т в год включительно допускается предусматривать сооружение одной подстанции 110—220 кВ; присоединение подстанции рекомендуется в транзит ВЛ с двухсторонним питанием или двумя одноцепными ВЛ; при наличии обоснований допускается сооружение двухцепных ВЛ на металлических опорах; на месторождениях с объемом добычи нефти более 2 млн. т в год рекомендуется сооружение не менее двух подстанций 110—220 кВ с питанием их от независимых источников не менее, чем по двум ВЛ, прокладываемым по независимым трассам; в начальный период эксплуатации этих месторождений, когда объем добычи не превышает 2 млн. т в год, их внешнее электроснабжение допускается осуществлять в объеме схемы электроснабжения с объемом добычи нефти до 2 млн. т;
для электроснабжения КС газлифта, водозаборов, ГПЗ и ГКС при каждом из объектов сооружается подстанция 110—220 кВ, подключаемая к независимым источникам не менее чем по двум одноцепным ВЛ или заходом одной цепи двухцепной или одноцепной ВЛ с двухсторонним питанием;
размещение подстанций 110 220 кВ, предназначенных для внешнего электроснабжения нефтяных месторождений и предприятий переработки попутного газа, предусматривается по принципу „глубокого ввода", т.е. максимально приближенное к технологическим объектам; при установке на кустовых насосных станциях двигателей мощностью 4 мВт и выше подстанции 110 кВ как правило, размешается на площадках КНС;
к тупиковым двухцепным ВЛ допускается присоединение двух подстанций на двухцепных ответвлениях, к двум одноцепным тупиковым ВЛ допускается присоединение трех подстанций; при этом суммарная мощность трансформаторов, подключенных к каждой линии, не должна превышать 90 мВ-А; к двум одноцепным тупиковым ВЛ, питающим КС газлифта, водозаборы, ГПЗ и ГКС, допускается присоединение не более двух подстанций;
к одноцепной ВЛ с двухсторонним питанием между двумя опорными подстанциями рекомендуется присоединение до четырех подстанций включительно; при этом рекомендуется выдерживать следующую последовательность присоединения подстанций; ответвление от двух цепей; заход одной цепи; заход второй цепи; ответвление от двух цепей; заходы ВЛ должны выполняться одноцепными;
схемы внешнего электроснабжения объектов нефтедобычи и переработки попутного газа должны обеспечивать питание потребителей без ограничений в нормальных и послеаварийных режимах; отключение одного из элементов электрической сети 110—500 кВ не должно вызывать нарушение устойчивости нагрузки и работу устройств противоаварийной автоматики с действием на отключение потребителей.
ТРЕБОВАНИЯ К ГЛАВНЫМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ СХЕМАМ ПОДСТАНЦИЙ
Главные электрические схемы подстанций 110—220 кВ при объектах нефтедобычи и переработки попутного газа выбираются в соответствии с типовыми работами института Энергосетьпроект:
схемы принципиальные электрические распределительных устройств 6-750 кВ;
схемы не типовые принципиальные электрические распределительных устройств 35—250 кВ.
При выборе схем необходимо руководствоваться следующим: на подстанциях 110—220 кВ при объектах нефтедобычи и переработки попутного газа, учитывая наличие синхронных двигателей и требования к быстроте отключения КЗ, следует применять схемы только с выключателями независимо от климатических условий районов размещения подстанций;
с учетом сокращения строительно-монтажных работ при развитии подстанций следует применять типовые схемы: для РУ-110 кВ — одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная система шин с отделителями в цепях трансформаторов, с совмещением секционным и обходным выключателем (110—10); 2) для РУ-110 и 220 кВ — одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная система шин с выключателем в цепях трансформаторов, с совмещением секционным и обходным выключателем;
в целях повышения однотипности сооружаемых подстанций рекомендуется преимущественное применение для РУ следующих схем: на напряжении 220 кВ
220-4Н — два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий (рис. 33) ;
Рис. 34. Схема мостика с выключателями н цепях линий и в перемычке
Рис. 37. Одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная системы шин с выключателями в цепях трансформаторов
Рис. 33. Схема двух блоков с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
Рис. 35. Схема мостика с выключателями в цепях трансформаторов и в перемычке
Рис. 36. Схема четырехугольника
Рис. 38. Две рабочие и обходная системы шин
220-5Н — мостик с выключателями в цепях линий и в перемычке (рис. 34);
220-5АН — мостик с выключателями в цепях трансформаторов и в перемычке (рис. 35);
220-7 — четырехугольник (рис. 36) ;
220-12 — одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная системы шин с выключателями в цепях трансформаторов, с раздельными секционным и обходным выключателями (рис. 37);
220-13 — две рабочие и обходная системы шин (рис. 38);
на напряжении 110 кВ
110-4Н — два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий (см. рис. 33);
110-5Н — мостик с выключателями в цепях линий и в перемычке (см. рис. 34);
110-5АН — мостик с выключателями в цепях трансформаторов и в перемычке (см. рис. 35) ;
110-12 — одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная системы шин с выключателями в цепях трансформаторов, с отдельными секционным и обходным выключателями (см. рис. 37);
110-13 — две рабочие и обходная системы шин (см. рис. 38);
для районов Тюменской области при числе присоединении в РУ 110— 220 кВ шесть и более следует применять схему „Две рабочие и обходная системы шин";
на подстанциях при технологических объектах нефтедобычи и переработки попутного газа, как правило, должно предусматриваться не менее двух трансформаторов; выбор единичной мощности трансформаторов и автотрансформаторов с учетом размещения подстанций в труднодоступных районах и плотного суточного графика нагрузки (Тмах = 600 -5- 8000 ч/год) производится из условий 100 % резервирования электроснабжения потребителей;
не допускается присоединение к подстанциям при ГПЗ, ГКС, КС газлифта и водозаборов других потребителей.
ТРЕБОВАНИЯ К ЛИНИЯМ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 110-220 кВ
Для ВЛ 110 кВ в качестве рационального типового сечения проводов рекомендуется АС-120 — АС-150. При необходимости сечение проводов может быть увеличено, но не более АС-240. Для ВЛ 220 кВ в качестве рациональных типовых сечений проводов рекомендуется АС-240 и АС-300.
ПРИНЦИП ПОСТРОЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 35-6 (10) кВ
Требования к схемам электроснабжения
Электроснабжение нефтепромысловых потребителей осуществляется, как правило, по кольцевым двухцепным ВЛ 35 кВ, подключаемым к разным секциям шин 35 кВ подстанций 110 кВ или двум подстанциям 110 кВ.
Допускается подключение нефтепромысловых потребителей по тупиковым подстанциям 35 кВ.
На тупиковых и кольцевых ВЛ 35 кВ следует предусматривать их секционирование путем установки проходных подстанций или пунктов секционирования 35 кВ. В кольцевых сетях 35 кВ в качестве основного нормального принимается разомкнутый режим работы. Число подстанций 35 кВ, подключаемых к ВЛ-35 кВ с односторонним питанием должно быть не более четырех.
Электроснабжение действующих и вновь проектируемых кустов скважин, подключенных к однотрансформаторным или двухтрансформаторным подстанциям 6 (10) кВ осуществляется по двум одноцепным взаиморезервируемым ВЛ 6 кВ от разных секций шин одной подстанции 35 кВ или двух подстанций 35 кВ с установкой на вводе блока АВР 6(10) кВ или пунктов секционирования с АВР 6 (ДО) кВ.
При проектировании распределительных электросетей напряжением
(10) кВ следует:
принимать число скважин, оборудованных электроцентробежными насосами (ЭЦН), подключаемых к одной линии электропередачи, не более 12, а оборудованных ЭЦН и станками-качалками, а также газлифтных — не более 20;
предусматривать электроснабжение кустов скважин от двух линий электропередачи, одна из которых может использоваться для питания буровых установок, задвижек трубопроводов, установок электрохимзащиты, резервного питания установок предварительного сброса воды и газа, камер пуска скребка, опорных баз промысла, опорных пунктов бригад;
предусматривать резервирование электроснабжения в электросетях
(10) кВ нефтяных промыслов путем кольцевания и секционирования;
для аварийного электроснабжения котельных установок предусматривать автономные источники.
ТРЕБОВАНИЯ К СХЕМАМ ПОДСТАНЦИЙ 35 кВ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫМ УСТРОЙСТВАМ 6 кВ
На напряжении 35 кВ предусматриваются схемы:
35-4В и 35-4А — два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий при подключении подстанции ответвлениями к тупиковым или транзитным ВЛ (рис. 39) ;
35-5Б — мостик с выключателями в цепях линий и в перемычке при подключении подстанции к транзитным ВЛ (рис. 40);
35-5В — мостик с выключателями в цепях трансформаторов (рис. 41);
35-9А — схема полного мостика для подключения к транзитным и тупиковым ВЛ (рис. 42);
35-9 — одна рабочая секционированная выключателем система шин для опорных подстанций с развитым РУ 35 кВ (рис. 43).
Рис. 42. Схема полного мостика для подключения к транзитным и тупиковым ВЛ
Рис. 39. Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий при подключении подстанции ответвлениями к тупиковым или транзитным ВЛ
Рис. 40. Мостик с выключателями в цепях линий и в перемычке при подключении подстанции к транзитным ВЛ
Рис. 41. Мостик с выключателями в цепях трансформаторов
Рис. 43. Одна рабочая секционированная выключателем система шин для опорных подстанций с развитым РУ 35 кВ
Технологические РУ 6 (10) кВ подстанций при объектах нефтедобычи и переработки попутного газа рекомендуется выполнять с одной — двумя одиночными системами шин, секционированными выключателями. В составе технологических РУ 6 (10) кВ следует предусматривать установку ячеек вводов с трансформаторами напряжения и тока для защит трансформаторов. Выгораживание этих ячеек не требуется. Не исключается применение других схем подстанций при изменении номенклатуры выпускаемых изделий.
Для ВЛ-35 кВ в качестве рационального типового сечения проводов принимается АС-120 — АС-150. Для ВЛ 35 кВ, предусматриваемой для питания одной подстанции 35 кВ, могут применяться провода меньшего сечения.
ТРЕБОВАНИЯ К ОРГАНИЗАЦИИ ОБСЛУЖИВАНИЯ ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫХ ОБЪЕКТОВ
В проектах следует предусматривать обслуживание персоналом энергосистем Минэнерго:
линий электропередачи 110—220 кВ, к которым присоединяются подстанции при объектах нефтедобычи и переработки попутного газа;
подстанций 110—220 кВ при объектах нефтедобычи и переработки попутного газа;
контрольных кабелей управления, сигнализации, релейной защиты и автоматики между подстанциями и технологическими РУ 6 (10) кВ.
В проектах следует предусматривать обслуживание персоналом Миннефтепрома:
линий электропередачи 6 (10) и 35 кВ; технологических РУ 6 (10) кВ;
токопроводов или ВЛ 6 (10) кВ, идущих к технологическим РУ
(10) кВ;
заземляющих устройств, объединяющих контуры заземления подстанций и технологических РУ 6 (10) кВ.
ТРЕБОВАНИЯ К РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЕ, ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКЕ, ДИСПЕТЧЕРСКОМУ УПРАВЛЕНИЮ И СВЯЗИ
Подстанции при объектах нефтедобычи и переработки попутного газа, включая и телеуправляемые,, должны быть оборудованы противоаварийной и режимной автоматикой в соответствии с действующими нормами.
Между диспетчерским пунктом предприятия электрических сетей (ДПЭ) или энергосистемы (ЦДЛ) (в соответствии со структурой диспетчерского управления энергосистемами Минэнерго) и соответствующим диспетчерским пунктом Миннефтепрома должен быть организован канал диспетчерской связи. Между подстанциями при объектах нефтедобычи и переработки попутного газа и соответствующими диспетчерскими пунктами энергосистемы должна предусматриваться диспетчерская связь, как правило, по ВЧ каналам на ВЛ в соответствии с действующими нормами.
Расчетный учет активной и реактивной энергии устанавливается на подстанции 110/35/3 кВ на стороне 35—6 кВ на границе балансовой принадлежности.
КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ СИЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСЕТЕЙ НА КУСТАХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
Тяжелые климатические условия нефтяных месторождений Западной Сибири, а также конструкция площадок кустов скважин, расположенных, как правило, на насыпных грунтах из-за заболоченности местности предъявляют особые требования к надежности распределительных силовых электросетей на кустах.
Распределительные силовые сети кустов нефтяных скважин должны отвечать следующим требованиям:
прокладка силовых кабелей должна обеспечивать высокую надежность электроснабжения потребителей куста; здесь имеется в виду обеспечение безаварийной работы силовых сетей при прохождении по территории куста тяжеловесных транспортных средств (агрегаты подземного ремонта скважин и др.), а также при поочередном вводе в эксплуатацию отдельных скважин в период освоения куста;
прокладка силовых кабелей должна обеспечить высокую производительность труда при производстве подземного ремонта скважин; особое значение это требование приобретает при производстве подземного ремонта скважин, оборудованных электропогружными насосами.
При подъеме из скважин ЭЦН шланговый кабель типа КРБК необходимо сматывать на барабан, начиная от ремонтно-трансформаторной подстанции (КТП). Эта операция трудоемка и продолжительна.
За 10—15 лет эксплуатации электрических сетей кустов скважин в Западной Сибири накопился определенный опыт, который можно сегодня обобщить, выявить преимущества и недостатки того или иного способа прокладки силовых сетей.
В начальном периоде обустройства нефтяных месторождений в Западной Сибири с применением кустования силовые кабели на площадках кустов скважин прокладывались в траншеях. В связи с тем, что эти кусты в основном были кустами фонтанирующих скважин, протяженность и число кабельных линий были незначительны.
По мере перевода скважин на механизированную добычу число и протяженность кабельных линий на кустах скважин возросло.
Возросла аварийность кабельных линий, которая обусловливалась: просадкой насыпного грунта скважин;
отступлением от проекта по глубине укладки кабеля в траншее, т.е. вместо положенной глубины 0,7 м по ПУЭ кабели укладывались на 0,4-0,5. м и повреждались при прохождении по территории куста тяжеловесных транспортных средств;
укладкой в одной траншее более шести силовых кабелей, что вызвало повышенную повреждаемость при замене и ремонте отдельных кабелей.
Для предотвращения этих явлений институтом Гипротюменнефтегаз было предложено осуществлять прокладку кабелей на кустах скважин в коробах, монтируемых на специальных стойках высотой 0,5 м. Достоинством этого метода прокладки следует считать доступность по обслуживанию кабеля в коробах при ремонтных работах, замене отдельных кабельных линий, проведении ревизии. Однако наблюдается довольно большая аварийность при механическом повреждении стоек и коробов двигающимся автотранспортом, а также при производстве ремонтных работ на различных трубопроводах.
Рис. 44. Конструкция короба для прокладки кабеля
В зависимости от назначения короб для прокладки кабеля состоит из отдельных секций, в состав которых входят: линейная секция (43, а), угловая секция (43, б) и тройниковая секция (рис. 44, в). Конструкция короба представляет собой металлическую конструкцию, в состав которой входит каркас их уголков и обрамление из листового железа. Доступ к кабелям в коробе осуществляется через крышку сверху.
На рис. 45 приведен пример прокладки силовых кабелей на кусте скважин в коробах.
Институтом Башнипинефть разработан типовой проект обустройства устья нефтяных скважин для районов Поволжья, Урала и Западной Сибири.
Основным вариантом прокладки силовых кабелей на кустах скважин в этом типовом проекте принят вариант подземной прокладки с применением специальных разъемов для подключения кабелей, питающих электродвигатели ЭЦН.
Конструкция разъема, именуемая разъединительная коробка (рис. 46) разработана в институте Башнипинефть на следующие параметры: номинальное напряжение UHOM = 6 кВ; наибольшее рабочее напряжение UH раб = 2 кВ; номинальный рабочий ток /н = 100 А; габарит (длина, ширина, глубина) 2650x400x200 мм.
Разъединительная коробка включается в электрическую сеть с изолированной нейтралью.
Электрическая прочность изоляции разъединительной коробки соответствует требованиям ГОСТ 1516.1—76 для разъединителей с нормальной изоляцией. Температура нагрева частей разъединительной коробки при Длительном протекании номинального тока не должна превышать значений, указанных в ГОСТ 8024-84.
Рис. 45. Схема прокладки силовых кабелей на кусте скважин:
1 — короб для кабелей; 2 - установка автоматизированная групповая „Спутник"; 3 — помещение щитовое; 4 — опора под короб; 5 — емкость горизонтальная; 6 - КТПН; 7 — КТППН-82; 8 — прожекторная мачта; 9 — установка дозировки реагента; 10 — склад-навес; 11 — площадка для установки ремонтного агрегата; 12 - блок электрический БЭ; 13 — устье нагнетательной скважины; 14 - блок гребенки; 15 - устье скважины с СКН; 16 — фундамент под станок-качалку; 17 - устье скважины с ЭЦН
Разъединительная коробка во включенном положении должна выдерживать без повреждений электрическое и термическое воздействие сквозных токов короткого замыкания цепи. Контактные зажимы электрической цепи разъединительной коробки должны удовлетворять требованиям ГОСТ 10434—82. Пылевлагонепроницаемость коробки обеспечивается обжатием прокладки между крышкой и корпусом.
Механический ресурс коробки до капитального ремонта — не менее
лет. Срок службы разъединительной коробки до списания — 10 лет.
Требования безопасности к конструкции разъединительной коробки соответствуют ГОСТ 12.2,003—74 и ГОСТ 12.2.007.3 — 75.
В период эксплуатации техническое обслуживание разъединительной коробки осуществляется ответственным лицом за обслуживание электрооборудования. Гарантийный срок эксплуатации коробки 5 лет со дня ввода в эксплуатацию.
Разъединительная коробка устанавливается вблизи устья скважин и позволяет производить сматывание кабеля при подъеме ЭЦН только на участке от забоя до устья.
Рис. 46. Конструкция разъединительной коробки
Участок кабеля от КТПН до устья скважины в этом случае остается нетронутым. Применение разъемных коробок дает значительную экономию трудозатрат при производстве подземного ремонта скважин, оборудованных ЭЦН. Производство этих коробок освоено на Октябрьской базе ЦБПО в объединении Башнефть.
Опыт строительства и эксплуатации кустов скважин показывает, что в тех случаях, когда выдерживаются проектные отметки глубины заложения кабелей, подземная прокладка является наиболее надежным и экономичным способом.
Как было отмечено, электроснабжение кустов скважин должно осуществляться по двум линиям 6 (10) кВ с автоматическим переключением питания (АВР) с одной на другую при выходе из строя одной из питающих линий. Электропромышленность в настоящее время не выпускает такие блоки с АВР, предназначенных для подключения двух линий 6 (10) кВ.
Институт Башнипинефть на базе камер КРУН типа К-102 Московского завода „Электрощит" разработал блок для подключения двух ВЛ 6 (10) кВ с автоматическим переключением питания (рис. 47).
В нормальном режиме работы питания куста скважин осуществляется по ВЛ 6 (10) кВ №1. При исчезновении напряжения на этой линии перевод питания куста скважин автоматически переводится от линии № 2. В схеме АВР учтена выдержка времени АПВ на линии № 1 — переключите происходит только после неуспешного АПВ. При этом выключатель линии № 1 отключается по контролю напряжения с помощью трансформаторов Т1-1, T1-II. В разработанной схеме предусматривается специальный переключатель для выбора режима работы автоматики, который позволяет любую из подключаемых к блоку линий 6 кВ переводить в рабочий или резервный режим.
В качестве высоковольтной аппаратуры блока АВР применены: выключатель вакуумный ВВВ-10/320; трансформаторы тока ТЛМ-1-10 или ТПЛ-10; разрядники типа РВО-6 (10) кВ; трансформатор силовой ОМ-2Х0,63/10-У1.
Блок АВР рассчитан на номинальный ток 320 А, номинальный ток отключения выключателя 2 кА, ток термической устойчивости (3-х секундный) 10 кА. Установка блока АВР производится за пределами площадки куста скважин. Ячейка К-102 монтируется на площадке, устанавливаемой на железобетонных опорах.
Рис. 47. Схема блока АВР на базе камер К-102
Ориентировочная стоимость блока АВР составляет 5—7 тыс.руб. в зависимости от условий привязки. Экономический эффект от внедрения блока АВР составляет 0,08 руб/1 т нефти.
