Автор: Блантер С.Г. Суд И.И.
Теги: электротехника промышленность нефть электрооборудование газ
Год: 1980
Текст
С. Г, БЛАНТЕР, И. И. СУД
ЭЛЕКТРО-
ОБОРУДОВАНИЕ
НЕФТЯНОЙ
И ГАЗОВОЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ
ИЗДАНИЕ ВТОРОЕ,
ПЕРЕРАБОТАННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ
Допущено
Министерством высшего и среднего
специального образования СССР
в качестве учебника для студентов
нефтяных специальностей вузов
МОСКВА НЕДРА 1980
УДК (622.323+ 622.324):621.313(075)
Блантер С. Г., Суд И. И. Электрооборудование нефтяной и газовой промыш-
ленности. Учебник для вузов. Изд. 2-е, перераб. и доп. М., Недра, 1980, 478 с.
Книга представляет собой учебник ио курсам «Электрооборудование»
для студентов нефтяных вузов и факультетов, обучающихся специальностям
«Технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых ме-
сторождений», «Бурение нефтяных и газовых скважин», «Проектирование и
эксплуатация газонефтеироводов, газохранилищ и нефтебаз», «Сооружение
газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз», а также по курсу «Привод
компрессорных и насосных установок» для специальности «Машины и обо-
рудование нефтяных и газовых промыслов». Ее содержание соответствует
программам этих курсов, утвержденным Министерством высшего и среднего
специального образования СССР.
Книга может быть также использована в качестве пособия инженерно-
техническими работниками, занятыми проектированием и эксплуатацией элек-
трооборудования нефтяной и газовой промышленности. В ней рассмотрены
электроснабжение и силовое электрооборудование буровых установок,
установок добычи и промысловой подготовки нефти, компрессорных и на-
сосных станций промыслов и магистральных нефте- и газопроводов, меха-
низмов для сооружения магистральных трубопроводов. Изложены вопросы
электрического освещения нефтяных и газовых промыслов, эксплуатации
электрооборудования, техники безопасности, экономии электроэнергии.
В настоящем, втором, издании книги (1-е изд.— 1971 г.) обновлен мате-
риал в соответствии с новыми техническими решениями установок, электро-
оборудованием, передовыми достижениями техники, появившимися со времени
выхода в свет первого издания книги.
Табл. 27, ил. 200. Список лит.— 17 назв.
Р Е Ц Е И 3 Е 11 Т — кафедра общей и специальной электротехники Гроз-
ненского нефтяного института.
30804—110
043(01)-80 122-80 2501020000 © Издательство «Недра», 1980
Введение
В учебнике рассматривается электрооборудование, приме-
няемое при добыче и транспорте нефти и газа, а также при
строительстве магистральных нефте- и газопроводов. Здесь име-
ется в виду силовое электрооборудование, непосредственно свя-
занное с приведением в действие технологических установок
(электропривод, электронагрев, электрическая деэмульсация
нефти и др.), и электрооборудование, устанавливаемое в устрой-
ствах электроснабжения этих установок (устройства электро-
снабжения представляют собой систему, предназначенную для
производства, передачи и распределения электрической энер-
гии). Даются также основные сведения об устройстве электри-
ческого освещения технологических установок нефтяных и газо-
вых промыслов.
Рассматриваемое электрооборудование, как правило, рабо-
тает на переменном токе стандартной частоты 50 Гц при стан-
дартных напряжениях. Согласно ГОСТ 721—77 для приемников
электрической энергии установлены стандартные напряжения
трехфазного переменного тока: 36, 220, 380, 660 В и 3, 6, 10, 20,
35, ПО, 220, 330, 500, 750 кВ. Для однофазного тока предусмот-
рены также стандартные напряжения 12, 24 и 127 В. Напряже-
ния у источников питания, в частности у генераторов и вторич-
ных обмоток трансформаторов, устанавливаются на 5% выше,
чем у приемников, например 230, 400, 690 В, 6, 3, 10,5 кВ
и т. д.
Рассматриваемое здесь силовое электрооборудование пита-
ется током напряжением от 220 до 10 000 В, осветительныедтри-
боры — напряжением от 12 до 220 В, а в устройствах электро-
снабжения нефтяной и газовой промышленности используются
напряжения 110—220 кВ.
В тех случаях, когда необходим постоянный ток, его полу-
чают путем выпрямления переменного тока и в редких слу-
чаях— от генераторов постоянного тока местных электро-
станций.
Электрооборудование, применяемое в рассматриваемых уста-
новках, достаточно подробно описано в соответствующих главах
книги.
Нефтяные промыслы СССР в настоящее время полностью
электрифицированы, что позволило применить удобные, про-
стые и экономически выгодные двигатели, уменьшить потребле-
ние топлива на промыслах, создать совершенный привод рабо-
чих механизмов, допускающий комплексную автоматизацию
производственных процессов.
1*
3
Добыча нефти в нашей стране возрастает из года в год.
Она составляла (с газовым конденсатом), в млн. т: в 1970г.—
353, в 1975 г.— 491, а в 1979 г.— 564. Потребление электро-
энергии на промыслах только за этот период (1970—1975) воз-
росло с 16,2 до 28 млрд. кВт-ч.
Если в 1975 г. электровооруженность составляла 150 000
кВт-ч на одного работающего из производственного персонала,
то в 1980 г. она достигнет 210 000 кВтч-ч, а потребление элек-
троэнергии вырастет до 47,5 млрд. кВт-ч.
Добыча газа с 1958 до 1968 г. возросла с 29,9 до 172 млрд, м3,
в 1975 г. она составляла 28,9 млрд, м3, а в 1977 г. 346 млрд. м3.
В 1980 г. она должна составить 400—435 млрд. м3.
Электрооборудование механизмов для бурения, добычи,
транспорта нефти и газа постоянно совершенствуется. Разраба-
тывается и внедряется регулируемый электропривод, работаю-
щий с помощью преобразователей тока, построенных на базе
полупроводниковой техники, внедряются более совершенные
электродвигатели, комплектные трансформаторные подстанции
и др.
Растет производительность перекачивающих насосных стан-
ций магистральных нефтепроводов, где для насосов применя-
ются двигатели мощностью до 8 000 кВт.
Увеличиваются мощности компрессорных станций газопро-
водов, где начинают применяться электродвигатели мощностью
до 12 500 кВт и газовые турбины мощностью до 25 000 кВт, тре-
бующие также сложного вспомогательного электрооборудо-
вания.
Совершенствуется электропривод механизмов для прокладки
трубопроводов.
Настоящая книга написана в соответствии с курсами, кото-
рые читают авторы в Московском институте нефтехимической и
газовой промышленности им. И. М. Губкина.
Введение, гл. 1, 2, 6, 8, 9 и 11 написаны С. Г. Блантером,
гл. 3, 4, 5, 7, 12, 13, 14 и 15 —И. И. Судом, гл. 10 написана авто-
рами книги совместно.
Глава 1
Источники электрической энергии
и ее распределение на предприятиях
нефтяной и газовой промышленности
§ 1. Источники энергии, требования к устройствам
электроснабжения
Питание потребителей нефтяной и газовой промышленности
электрической энергией осуществляется от сетей энергосистем
или от собственных местных электрических станции.
Установки с большой установленной мощностью электрифи-
цированных механизмов, например компрессорные станции ма-
гистральных газопроводов, перекачивающие насосные станции
магистральных трубопроводов, комплекс установок нефтяных и
газовых промыслов,— как правило, питаются от энергосистем.
Энергетической системой называется совокупность электро-
станций, линий электропередачи, подстанции и тепловых сетей,
связанных в одно целое общностью режима и непрерывностью
процесса производства и распределения электрической и тепло-
вой энергии.
Часть энергосистемы, содержащая только электрические ус-
тройства — генераторы, распределительные устройства, транс-
форматорные подстанции, линии электрической сети и присоеди-
ненные к энергосистеме приемники электроэнергии,— называ-
ется электрической системой.
В состав электрических сетей, предназначенных для пере-
дачи электроэнергии от места ее производства до мест потребле-
ния, входят кабельные и воздушные линии различных напря-
жений, трансформаторные и распределительные подстанции.
Районные сети, предназначенные для питания электроэнер-
гией больших районов, связывают электростанции электроси-
стемы (ЭС) между собой и с центрами нагрузок и имеют напря-
жение НО кВ и выше (рис. 1.1).
Местные сети предназначены для питания небольших райо-
нов с радиусом действия до 15 -20 км (например, промысло-
вые) и напряжением до 35 кВ включительно.
Линии передачи напряжением 220—750 кВ переменного и
800 кВ постоянного тока, связывающие между собой электри-
ческие системы, принято называть межсистемными связями.
Потребители электроэнергии нефтяной и газовой промыш-
ленности подключаются на питание к районным или местным
сетям электросистемы.
5
Гаииниця сеть Местные сети
Подст 110к8 'РП ~РП
Рис. 1.1. Схема районной и местных электриче-
ских сетей электрической системы
Линии местных сетей присоединяются к распределительным
устройствам генераторного напряжения электростанций (6—
10 кВ) или к распределительным устройствам подстанций на-
пряжением до 35 кВ, называемым центрами питания (ЦП). От
ЦП электроэнергия подводится к распределительным пунктам
(РП), от которых она поступает к электроустановкам потреби-
телей без изменения напряжения или к трансформаторным под-
станциям (ТП), понижающим напряжение перед ее распреде-
лением между отдельными потребителями.
Линия передачи, по которой электроэнергия передается от
ЦП к РП или подстанции без распределения этой энергии по ее
длине, называется
питающей, а линия
передачи, па которой
имеется несколько
мест отбора энергии
по длине (несколько
ТП или вводов к по-
требителям),— рас-
пределительной.
Сети напряжени-
ем до 1000 В, про-
кладываемые непо-
средственно на тер-
ритории (и в здани-
ях) потребителей,
подразделяют на пи-
тающие, отходящие
от источника пита-
ния (подстанции) к групповому распределительному пункту, и
распределительные, непосредственно питающие электроприем-
ники. Электростанции энергосистем подразделяются на тепло-
вые и гидроэлектрические. Тепловые электростанции выраба-
тывают электроэнергию за счет тепла, получаемого при сжига-
нии топлива или при ядериых реакциях (атомные). Гидростан-
ции вырабатывают электроэнергию, используя энергию водных
потоков па реках. Существуют станции, работающие на энер-
гии морских приливов (приливные). Основными тепловыми
станциями энергосистем являются паротурбинные, которые раз-
деляются на конденсационные и теплофикационные станции
(ТЭЦ).
Конденсационные электростанции, работающие за счет сжи-
гания топлива, используют каменный уголь, торф, нефть, при-
родный газ. Получаемый в результате сжигания топлива пар
проходит через все ступени турбины и поступает в конденсатор,
где охлаждается проточной циркуляционной водой. Образован-
ная в результате конденсации пара вода перекачивается в пи-
тательный бак, откуда после подогрева поступает в котел. Около
6
26—30% энергии, выделяющейся при сжигании топлива, пре-
вращается в электрическую.
В теплофикационных станциях от промежуточных ступеней
турбины отводится часть пара для снабжения близлежащих
предприятий и жилых массивов теплом. Часть отводимого пара
используется непосредственно на производстве, другая часть —
для подогрева воды, идущей в теплофикационную сеть. Вслед-
ствие уменьшения потерь на конденсацию получаемая от стан-
ции энергия, идущая на теплофикацию и в электрическую сеть,
здесь составляет около 60—70% от энергии сжигаемого топ-
лива. Мощность тепловых паротурбинных станций доходит до
3 млн. кВт и более.
Современные атомные станции работают на основе исполь-
зования тепла, выделяемого в атомном реакторе в результате
деления ядер урана иод действием нейтронной бомбардировки,
для получения пара, приводящего в действие паровые турбины,
вращающие электрические генераторы. В СССР работают атом-
ные станции мощностью 2 млп. кВт, строятся и более мощные.
Гидростанции на реках, использующие энергию массы воды,
падающей с высоты, разделяются на деривационные и плотин-
ные. В первых при относительно небольшом расходе воды за
счет большой высоты падения может быть получена достаточно
большая мощность (десятки тысяч киловатт). Деривационные
станции имеются на горных реках (Кавказ, Алтай, Средняя
Азия). Вода в них после плотины отводится к турбинам через
водоводы в виде туннелей или трубопроводов. Более важную
роль в энергетическом балансе страны играют плотинные гидро-
станции, мощность которых достигает 6,5 млп. кВт (Саяно-Шу-
шенская ГЭС). В плотинных ГЭС используется напор воды, со-
здаваемый между нижним и верхним бьефами при помощи пло-
тины. Большая мощность здесь получается за счет большого
расхода воды при ее напоре, намного меныпем, чем в дерива-
ционных станциях.
Местные стационарные электростанции, обслуживающие
предприятия, расположенные в районах, где отсутствуют сети
энергосистем, или передвижные электростанции, питающие энер-
гией строительные объекты (см. гл. 12, § 78), имеют сравни-
тельно небольшую мощность (десятки, сотни или тысячи кило-
ватт). В качестве первичных двигателей здесь применяются
дизели, газовые турбины, газовые поршневые двигатели, бен-
зиновые автомобильные двигатели. Очень редко применяются
собственные ТЭЦ.
Часто при освоении новых нефтяных и газовых месторожде-
ний, расположенных далеко от сетей энергосистем, при разве-
дочных работах и в начальный период эксплуатации для вре-
менного электроснабжения применяются местные дизельные и
газотурбинные электростанции мощностью несколько тысяч ки-
ловатт, энергопоезда с тепловыми электростанциями, которые
7
после постройки сетей энергосистемы перевозят в другое
место.
На рис. 1.2 представлен вариант схемы электроснабжения
потребителей нефтяных и газовых промыслов (питание от энер-
госистемы). От районной электрической сети энергосистемы при
помощи линий 110 -220 кВ получает питание ЦП. От послед-
Рис. 1.2. Вариант схемы электроснабжения объектов нефтяных промыслов:
ЦП — центр питания; ГПП — главная понижающая подстанция; РП — распределитель-
ный пункт; ТП — трансформаторная подстанция; БУ — буровая установка; / — двигатели
насосов внешней перекачки нефти; 2 — двигатели компрессоров; 3. 6 — двигатели инди-
видуального насоса закачки воды в пласт; 4 — двигатели насосов охлаждения компрес-
соров; 5 — двигатели станков-качалок и погружных электронасосов; 7—внутренняя пере-
качка нефти; 8 — ротор и лебедка; 9 - буровые насосы; 10 — вспомогательные меха-
низмы; // — ротор и лебедка
него электроэнергия при напряжении 35 кВ подается на про-
мысловые подстанции 35/6 кВ.
При напряжении 6 кВ энергия подается к буровым установ-
кам, компрессорным станциям, насосным перекачки нефти, во-
дяным насосным системы поддержания пластового давления,
трансформаторным подстанциям 6/0,4 кВ, питающим электро-
оборудование скважин насосной эксплуатации.
На буровых установках напряжение питания основных дви-
гателей (ротор, лебедка, буровые насосы) 6 кВ, а двигатели
вспомогательных механизмов питаются при напряжении 0,38 кВ
через понижающие трансформаторы 6/0,4 кВ. На некоторых бу-
ровых установках двигатели ротора и лебедки получают элек-
8
троэнергию при напряжении 500 В от бурового трансформатора
6/0,525 кВ.
Двигатели станков-качалок и установки погружных центро-
бежных электронасосов получают питание напряжением 380 В
от устанавливаемых па скважинах понижающих трансформато-
ров 6/0,4 кВ или (па промыслах, обустроенных 8—9 лет назад и
ранее) от промысловых подстанций 6/0,4 кВ, от которых пита-
ются и другие потребители с двигателями мощностью, не превы-
шающей 150 кВт (насосы артезианских скважин, внутринромыс-
ловая перекачка нефти и др.). В последнее время внедряется
система глубокого ввода, при которой более высокое напряже-
ние подводится непосредственно к узлам потребителей. В част-
ности, на буровые установки, а чаще на кустовые насосные стан-
ции закачки воды в пласт (см. рис. 1,2); при этом непосред-
ственно заводятся линии электропередачи 35 кВ или 110 кВ.
Схемы электроснабжения нефтепромысловых объектов За-
падной Сибири отличаются своими особенностями. Технологиче-
ские объекты по добыче нефти Самотлорского месторождения,
покрытого озерами и болотами, располагаются на насыпных
площадках. Здесь на небольшой площади концентрируются на-
грузки, достигающие 50 000 кВт. Каждая площадка оборудуется
подстанцией глубокого ввода 110/6 или 110/35/6 кВ.
Компрессорные станции магистральных газопроводов п пере-
качивающие насосные станции магистральных трубопроводов
получают электроэнергию от внутрисистемных районных рас-
пределительных сетей энергосистем при напряжении 110 —
220 кВ (см. рис. 1.1) и снабжаются собственными мощными по-
нижающими подстанциями 110 -220/6 кВ, содержащими также
ступени вторичной трансформации (6/0,4 кВ, см. § 70 и 75).
Электрифицированные машины для строительства трубопро-
водов и вспомогательные устройства получают питание от соб-
ственных передвижных электростанций, смонтированных на ав-
топлощадках.
По степени обеспечения надежности электроснабжения элек-
троприемники согласно Правилам устройства электроустановок
(ПУЭ) делятся на три категории 1-ю, 2-ю, 3-ю,— начиная
с наиболее ответственных. При этом понятие «электроприемник»
относится к установке, агрегату и т. и., имеющему резервные
элементы. Таким образом, отдельный двигатель, трансформатор
и т. п. не могут быть приемниками 1-й и 2-й категорий, так как
повреждение самого приемника приводит к остановке агрегата,
машины и т. п. и обеспечение бесперебойности питания здесь не
имеет смысла.
К 1-й категории относятся электропрпемники, перерыв
в электроснабжении которых может повлечь за собой опасность
для жизни людей, значительный ущерб, связанный с поврежде-
нием оборудования, массовым браком продукции или длитель-
ным расстройством технологического процесса.
9
Ко 2-й категории относятся электроприемники, перерыв
в электроснабжении которых связан с массовым недоотпуском
продукции, простоями работников, механизмов и промышлен-
ного транспорта.
К 3-й категории относятся все остальные электроприемники,
не подходящие под определения первой и второй категорий (на-
пример, приемники вспомогательных цехов, цехов несерийного
производства и т. п.).
Электроприемники размещают в зависимости от категории
надежности:
Место размещения Категория
Компрессорные станции магистральных газопроводов,
компрессорные станции для закачки газа или воздуха
в нефтяные скважины; головные насосные станции на ма-
гистральных нефтепроводах, а также промежуточные
для нескольких нефтепроводов производительностью бо-
лее 50 млн. т/год, насосные пожарного водоснабжения,
центрального водоснабжения; глубиннонасосные уста-
новки нефтеносных районов с осложненными условиями
эксплуатации; буровые при бурении на глубину более
3000 м и при бурении в сложных геологических условиях
на меньшую глубину, буровые установки на море, электро-
снабжение промысла в целом .................. 1
Глубиннонасосные установки, прекращение работы кото-
рых не приводит к осложнениям в дальнейшей их экс-
плуатации, а вызывает прекращение подачи нефти лишь
на время перерыва в электроснабжении; буровые глуби-
ной до 3000 м с проходкой скважин в неосложненных гео-
логических условиях, промежуточные насосные для од-
ного нефтепровода, компрессорные станции закачки газа
в подземные хранилища, ремонтные заводы, крупные ре-
монтные мастерские........................ . 2
Мелкие мастерские, гаражи, вспомогательные цехи, скла-
ды, жилые поселки, дома обходчиков и другие линейные
сооружения нефте- и газопроводов ............ 3
Установки, отнесенные к I-й категории, должны иметь пита-
ние, обеспечиваемое двумя независимыми источниками с авто-
матическим резервированием. При этом независимым считается
такой источник, который может обеспечить питание рассматри-
ваемых потребителей при исчезновении напряжения на других
источниках.
Питание нагрузок 1-й категории при любой аварии или ре-
монтных работах не должно прерываться вовсе или должно
быть немедленно автоматически восстановлено, т. е. для этих
нагрузок допускается перерыв в электроснабжении лишь на
время, необходимое для автоматического включения резервного
источника.
Для установок, отнесенных ко 2-й категории, допустимы пе-
рерывы в электроснабжении на время, необходимое для вклю-
чения резервного питания. Так как воздушные липин напряже-
нием 6 кВ и выше имеют высокую надежность и могут быть бы-
стро восстановлены при повреждениях, допускается питание
10
потребителей 2-й категории одной воздушной линией. Питание
ио одной кабельной линии допускается, если она расщеплена на
два кабеля. Возможно питание потребителей этой категории
через один трансформатор, если имеется централизованный
резерв трансформаторов.
Для нагрузок 3-й категории допустим перерыв в питании на
время, необходимое для ремонта линии электропередачи или не-
исправного электрооборудования, но не превышающее 24 ч. Пи-
тание таких потребителей осуществляется от одного источника.
Чем ближе к источнику энергии находится рассматриваемая
ступень электрической сети, тем больше ущерб при прекраще-
нии ее питания, так как по мере приближения ступени сети к ис-
точнику возрастает число питаемых ею потребителей. Поэтому
уровень надежности системы электроснабжения повышают по
мере перехода к более высоким ступеням системы.
Для нормальной работы токоприемников необходимо выпол-
нять требования, предъявляемые к качеству электроэнергии.
Показателями качества электрической энергии у приемников
в случае питания их трехфазным током являются отклонения
напряжения и частоты, колебания напряжения и частоты, песи-
нусоидальность формы кривой напряжения, смещение нейтрали
и несимметрия напряжений основной частоты (ГОСТ 13109—67).
В частности, при снижении напряжения уменьшаются пусковой
и .максимальный моменты электродвигателей, возрастает ток,
поступающий к ним из сети, увеличивается нагрев обмоток,
резко уменьшается световой поток ламп. Превышение номиналь-
ного напряжения приводит к возрастанию потерь в стали транс-
форматоров, электродвигателей и аппаратов и увеличению их
нагрева, ухудшению коэффициента мощности асинхронных дви-
гателей, сокращению срока службы осветительных ламп.
При снижении частоты против номинальной (50 Гц) умень-
шается частота вращения двигателей, ухудшается КПД и коэф?
фициент мощности асинхронных двигателей, возрастает сила
тока и увеличивается нагрев машин. Отклонение напряжения
(отклонение от номинального значения) выражается следующим
образом:
А(7С% - —с-^к_ ЮО, (1.1)
U |(
где Uc — фактическое напряжение сети; Ult -- номинальное на-
пряжение сети. Оно определяется при медленном изменении, не
превышающем 1 % в секунду.
Допускается А(7е для электродвигателей производственных
механизмов от —5 до Г 10%, для остальных приемников элек-
трической энергии ±5%, для ламп освещения от —2,5 до +5%.
При такой оценке отклонений напряжения не учитывается
частота их повторений, которая имеет большое практическое
значение для оценки ущерба, приносимого отклонениями на-
11
(мощность, ток) элемента электрической установки — линии,
трансформатора, генератора. Кривая, выражающая зависимость
нагрузки от времени, носит название графика нагрузки. Суще-
ствуют индивидуальные графики нагрузок — для отдельных при-
емников электроэнергии и групповые — для группы приемников.
Для выбора площади сечений проводов сетей и мощности источ-
ников питания (трансформаторов, генераторов) на практике ис-
пользуется система расчетных коэффициентов, характеризую-
щих основные параметры графиков ожидаемой нагрузки.
Эти коэффициенты выявляются на основе обработки стати-
стических данных о результатах работы действующих установок
или из теоретических расчетов.
Коэффициент использования представляет собой отношение
средней активной мощности, потребляемой приемником или
группой приемников за определенное время (цикл, смену, год),
Рср к установленной мощности приемников:
<L4>
* н
Средняя активная мощность Pip определяется как отношение
активной энергии Wa ко времени Т, в течение которого она из-
расходована,
= (1.5)
Под установленной мощностью понимается для двигателей
номинальная мощность (в кВт), развиваемая на валу, а для
других электроприемников — мощность (в кВт), потребляемая
из сети.
При этом пренебрегают КПД электродвигателей; во-первых
он существенно не искажает результат из-за небольшой раз-
ницы величин, а во-вторых, на действующих установках соот-
ветствующие коэффициенты определяются с таким же допу-
щением.
Зная значение коэффициента использования, по установлен-
ной мощности Ри можно найти среднюю мощность.
Коэффициент максимума — это отношение расчетной мощ-
ности Рр группы приемников к средней Р1р. еч мощности за наи-
более загруженную смену:
Км = -^-. (1.6)
Г ср.см
Расчетная мощность (нагрузка) — такая длительная, неиз-
менная по величине нагрузка, которая по наиболее тяжелому
тепловому действию на элементы электроустановки (макси-
мальной кратковременно допустимой температуре, тепловому
износу изоляции) эквивалентна фактической или ожидаемой из-
меняющейся нагрузке. По расчетной нагрузке выбирают
13
пряжения. Поэтому в точных расчетах режимов работы сетей
пользуются и двумя такими критериями:
среднеквадратичным отклонением напряжения в процентах
от номинального значения за некоторое время Т:
At/C.K = |/ j(At/c)2d/ 100% (1.2)
и средним отклонением в процентах за время Т:
т
А^с ср = —f А(УСЛ. (1.3)
jyi 1 ' г
о
Отклонение частоты (разность между фактическим значе-
нием основной частоты и ее номинальным значением, усреднен-
ная за 10 мин) не должно превышать ±0,1 Гц.
Системы электроснабжения должны выполняться таким об-
разом, чтобы можно было поддерживать необходимое напряже-
ние и частоту.
У трансформаторов с высшим напряжением 6 кВ и в боль-
шинстве случаев у трансформаторов 110/6 и 35/6 кВ промысло-
вых подстанций и подстанций компрессорных и перекачивающих
насосных станций магистральных трубопроводов имеются об-
мотки с ответвлениями для изменения напряжения на ±5% при
помощи переключателя, изменяющего число витков при отклю-
ченном от сети трансформаторе.
Невозможность регулирования напряжения под нагрузкой
у этих трансформаторов затрудняет поддержание стабильного
напряжения. В последнее время начали применять трансформа-
торы 110/6 кВ с переключателями, допускающими регулирова-
ние напряжения под нагрузкой и управляемыми автоматически,
например на мощных подстанциях компрессорных станций ма-
гистральных газопроводов, перекачивающих насосных станций
и др. Здесь же начали внедрять устройства автоматической ча-
стотной разгрузки (ЛЧР), которые предназначены для раз-
грузки генераторов питающей системы при послеаварийных ре-
жимах. Их устанавливают по заданию энергосистемы. АЧР
действуют при снижении частоты до определенного значения и
отключают наименее ответственные нагрузки, которые в после-
дующем автоматически включаются при восстановлении нор-
мальной частоты.
§ 2. Нагрузка приемников электроэнергии,
расчет нагрузок
В зависимости от режима работы каждого приемника элек-
троэнергии и числа одновременно подключенных приемников
непрерывно изменяется во времени результирующая нагрузка
12
проводники, аппараты, трансформаторы из условий нагрева и
рассчитывают потери напряжения и максимальные потери мощ-
ности.
Обычно при определении коэффициента ЛД на основе обсле-
дования действующих установок вместо значения Рр в формулу
(1.6) подставляют наибольшую из средних нагрузок за каждые
30 мин, так называемый «30-минутный максимум на-
грузки» Рао.
Коэффициент спроса представляет собой отношение расчет-
ной активной мощности Рр к установленной мощности группы
приемников Рн:
(1.7)
С учетом формулы (1.4), в которую вместо значения Рср под-
ставляется средняя активная мощность Рср. см, потребляемая за
смену, и формулы (1.6)
Кс=РеР.СмКМ. c^m| (1.8)
* ср. см
Ки. см
где Ки. см — коэффициент использования за наиболее загружен-
ную смену.
Нагрузки для группы, содержащей определенное число элек-
троприемииков одного вида, можно рассчитать на основе изве-
стных для этой группы коэффициентов и Ксм или Кс в соот-
ветствии с формулами (1.4), (1.6), (1.8):
Рр = Рср- емКм Р^и- сьЛм = Р^с- (! -9)
Зная по справочным данным средневзвешенный коэффи-
циент мощности cos<p данной группы электроприемников за наи-
более загруженную смену, можно найти расчетную реактивную
мощность Qp = /’Ptg<p и полную расчетную мощность Sp.
Для т групп приемников
/ / т \2 / m
Sp = V + £/\ntg<p„ Кс.м, (1.10)
’ \и=1 / \п=1 /
где Кс. м — коэффициент, учитывающий сдвиг во времени рас-
четных максимумов нагрузок групп, равный 0,9—0,95 для ЦП и
линий напряжением 6—10 кВ и принимаемый равным единице
в сетях напряжением до 1 000 В. При очень большом числе элек-
троприемников расчетная нагрузка практически не отличается
от средней за смену. Например, для 50 станков-качалок Км=1,
а для 20 станков-качалок Дм = 1,02.
При определении нагрузок элементов сетей выше 1 000 В за-
дача упрощается тем, что либо эти элементы из-за наложения
14
мощностей большого числа токо-
приемников имеют более или ме-
нее ровный график нагрузки,
мало отличающейся от наиболь-
шей средней за смену нагрузки,
либо эти элементы питают еди-
ничные приемники очень большой
мощности, график нагрузки ко-
торых хорошо известен (мощные
компрессоры, насосы).
В табл. 1. 1 приведены коэф-
фициенты Ли, Кс и Км для неко-
торых групп токоприемников
нефтяной и газовой промышлен-
ности. Годовой расход активной
энергии определяется по выра-
жению
^,Г=К„.ГР„ТГ (1.11)
а годовой расход реактивной
энергии
^р, = ^а. г tg<p. (1.12)
Здесь Тг — время работы по-
требителей за год; К„. т — сред-
нее значение коэффициента ис-
пользования за год, определяе-
мое по формуле (1.4).
Коэффициент
(1.13)
Р*ср. см
называется коэффициентом смен-
ности по энергоиспользованию
за год.
Отношение годового расхода
активной энергии к расчетной ак-
тивной мощности
U7
Тн=^- (1,14)
называется также числом часов
использования максимума на-
грузки за год.
При расчете потерь энергии
пользуются эффективным (сред-
неквадратичным) значением на-
грузки, под которым понимается
Л
Z
>>
Z
X
X
л
2
X
Л
о
CL
Е
К
X
X
л
л
о
Л
ч
о
Е
Q
X
ЙЗ
о
X
V
к
X
•е*
Л
о
X
к
X
X
о
□"
св
X
со
15
постоянная по величине нагрузка, вызывающая потери электро-
энергии в элементе установки за определенное время, равные
фактическим потерям при действительно имеющейся перемен-
ной нагрузке. Эффективная нагрузка обычно определяется для
тока Л, или для полной мощности S:). При мало изменяющемся
с изменением нагрузки cos ср находят эффективную нагрузку и
для активной мощности Р-,.
Эффективная нагрузка (/:„ S;), Р:,) характеризует общее ко-
личество энергии, теряемое в рассматриваемом элементе элек-
троустановки за определенный отрезок времени, и, следова-
тельно, общее количество тепла, выделившееся за это время,
но значения /Г), 5П, Р» в общем случае не могут характеризовать
предельный нагрев элемента в отдельные моменты рассматри-
ваемого отрезка времени.
Эффективное значение нагрузки может быть определено
с помощью коэффициента формы нагрузочного графика Л”ф,
представляющего собой отношение среднеквадратичного значе-
ния тока Л, (мощности 5:), Р-.,} к среднему значению ZPp(Sfp, РГ]<)
за рассматриваемый отрезок времени.
Таким образом,
/э-Кф/ср и КфРер. (1.15)
§ 3. Основные виды схем электрических сетей
Схемы электрических сетей напряжением до 1 000 В и мест-
ных сетей напряжением выше 1 000 В могут быть двух видов:
магистральные и радиальные.
В местных сетях внутреннего электроснабжения напряже-
нием выше 1 000 В (обычно 6 и 10 кВ), выполненных по маги-
стральной схеме, к одной питающей линии присоединяются
вводы нескольких подстанций.
Исходя из требований быстрейшего восстановления питания
потребителей при повреждении участков магистрали к одной
магистрали присоединяют не более 3—5 подстанций.
Находят применение схемы с одиночными магистралями
(рис. 1,3,а), где одна линия последовательно обходит ряд под-
станций, а резервирование обеспечивается магистралью, рас-
считанной на нагрузку наиболее загруженной магистрали.
Более надежно электроснабжение при схеме сквозных ма-
гистралей с двухсторонним питанием (рис. 1.3,6), когда маги-
страль с двух сторон присоединена к разным питающим источ-
никам и в нормальных условиях разомкнута на одной из
подстанций. При этом одна часть подстанций питается от пер-
вого источника, а другая — от второго с возможно одинаковым
распределением нагрузок. При выходе из работы одного из ис-
точников все подстанции переводятся на питание от другого (за-
мыкается перемычка, показанная на рисунке пунктиром).
16
Применяется также схема, аналогичная предыдущей, но с пи-
танием обоих концов магистрали от одного источника с присо-
единением их к разным секциям или к системам шин этого ис-
точника (рис. 1.3, в). Эта схема, называемая схемой кольцевой
магистрали, несколько менее надежна, чем предыдущая.
Работа с замкнутой перемычкой в обеих схемах редко прак-
тикуется из-за вызываемого этим усложнения релейной защиты
Рис. 1.3. Магистральные схемы сетей напряжением выше 1000 В
Конечные участки магистралей в этих двух схемах должны рас-
считываться па бесперебойную работу потребителей при пита-
нии всех подстанций с одного конца магистрали.
Магистральные схемы сетей могут быть также выполнены
как схемы двойных магистралей с питанием от разных секций
или систем шин от одного источника или от двух разных источ-
ников (рис. 1.3, г).
Радиальные схемы витания в сетях напряжением выше
1000 В характеризуются наличием отдельной линии, соединяю-
щей каждого потребителя (подстанцию, РП, электродвигатель)
с источником питания (ЦП, ГПП). На рис. 1.4, а показано пи-
тание по одной линии. Выход из строя этой линии приводит
к прекращению электроснабжения потребителя до ее восста-
новления. Схема радиального питания с резервированием
(рис. . ч'ЗСт-о прй'мецяв.тея. в кабельных сетях п позволяет
17
за 20—30 мин восстановить питание потребителей при выходе из
строя одного из спаренных кабелей. Схема с выключателями на
питающих концах (рис. 1.4, а) позволяет быстро восстановить
электроснабжение потребителей, присоединенных к секции шин,
которая питается вышедшей из строя линией, так как для этого
требуется замкнуть секционный выключатель. Нормально рабо-
тают обе линии при разделенных секциях шин.
На рис. 1.4, г показана схема радиального питания по двум
линиям с выключателями на обоих концах линий и между сек-
циями шин.
Рис. 1.4. Радиальные схемы сетей напряжением выше
1 000 В
Питание потребителей, лишившихся напряжения при выходе
из строя одной линии, обычно восстанавливается автоматиче-
ским включением секционного шинного выключателя, если ли-
нии работают одновременно раздельно, либо автоматическим
включением резервной линии, если нормально работает одна из
линий, а другая отключена. И в том и в другом случае перерыв
в электроснабжении не превышает 1 2 с.
Схема смешанного типа (рис. 1.4, д) сочетает в себе эле-
менты магистральных и радиальных схем. Основное питание
каждого из потребителей здесь осуществляется радиальными
линиями, а резервное — одной сквозной магистралью.
Применение магистральных схем позволяет сократить число
ячеек на ЦП или на ГПП, так как одна линия питает несколько
потребителей. Это уменьшает количество аппаратуры и прово-
дов. Сети требуют меньших затрат на сооружение по сравнению
с радиальными. В связи с. тенденцией внедрения глубокого
ввода напряжений выше 1 000 В непосредственно в район распо-
ложения приемников энергии (к двигателям погружных насо-
18
сов и т. п.) возрастает число подстанций. При этом сильнее ска-
зываются преимущества магистральных схем.
Радиальные схемы проще в эксплуатации, чем магистраль-
ные; они дают возможность использовать несложные виды за-
щиты и простейшие устройства автоматизации.
Питание одной линией только одной подстанции позволяет
быстро обнаружить и ликвидировать повреждение линии.
На нефтяных и газовых промыслах применяются как маги-
стральные, так и радиальные схемы сетей.
Схему радиального питания (см. рис. 1.4, а) применяют для
потребителей 3-й категории, которые могут быть отключены на
время ремонта линии. При воздушной линии эта схема приме-
нима для потребителей 2-й категории, но при этом рекоменду-
ется на питающем конце линии установить устройство автома-
тического повторного включения. На промыслах эта схема ис-
пользуется для буровых установок и других объектов, которые
отнесены ко 2-й категории, и допустимы для объектов 1-й кате-
гории, если на них имеются автономные источники резервного
питания (например, электростанция с двигателем внутреннего
сгорания на буровой). Одиночные радиальные кабельные линии
широко используются для подвода электроэнергии при напря-
жении 6 кВ к двигателям компрессорных станций промыслов и
магистральных газопроводов, к двигателям водяных и нефте-
перекачивающих насосов па промыслах и магистральных нефте-
проводах.
Магистральные (см. рис. 1.3, а, б, в), радиальные (см.
рис. 1.4,6, а) и смешанная (см. рис. 1.4, д) схемы используются
на промыслах для питания потребителей 2-й категории.
Для ответственных потребителей 1-й категории па промыс-
лах применяются схемы двойных магистралей (см. рис. 1.3,г),
схемы с питанием от разных секций или систем шин одного ЦП,
а также радиальные схемы (см. рис. 1.4, г). Здесь в ряде слу-
чаев может быть использована и радиальная схема (см.
рис. 1.4, а): при выходе из работы одной линии часть потребите-
лей, присоединенных к секции шин, питаемой другой линией,
остается в работе.
Магистральные схемы сетей напряжением до 1 000 В приме-
няются иногда для питания двигателей станков-качалок и по-
гружных электронасосов на промыслах, для питания электро-
двигателей станков и другого силового электрооборудования
ремонтных цехов и заводов, а также для электродвигателей
вспомогательных устройств компрессорных и насосных станций.
Электродвигатели установок насосной эксплуатации скважин
питаются одиночными магистралями при напряжении в сети
6 кВ без резервирования.
Внутренние (цеховые) питающие сети напряжением до
1 000 В, прокладываемые от подстанций к распределительным
щиткам, чаще всего выполняются в виде одиночных магистралей,
19
распределительные сети от щитков к потребителям — по ма-
гистральным и радиальным схемам. Радиальное питание приме-
няется главным образом для сосредоточенных нагрузок: круп-
ных электродвигателей, электропечей и т. и.
Аппаратура управления электрооборудованием, установлен-
ным во взрывоопасных помещениях, обычно выносится за пре-
делы этих помещений. Электроэнергия от аппаратов управления
к электродвигателям и другим электроприемникам подводится
обычно по радиальным схемам.
§ 4. Расчет сечений проводов электрических линий
При выборе площади сечений проводов исходят из условий
соответствия провода требованиям нормальной работы линии и
потребителей (по нагреву, отклонениям напряжения, механиче-
Рис. 1.5. Схемы замещения линии местных (а)
и районных (6) сетей напряжением выше 35 кВ
ской прочности и другим критериям), которые можно назвать
техническими требованиями, и из условий наибольшей выгоды
с экономической точки зрения.
Расчеты линий по техническим требованиям для местных се-
тей и для районных сетей значительно отличаются друг от друга.
В местных сетях, характеризуемых относительно небольшой
протяженностью и не очень высокими напряжениями, токи
утечки и емкостные токи, которые зависят от конструкции ли-
нии и ее рабочего напряжения, относительно малы и не прини-
маются во внимание.
В районных же сетях при их больших протяженностях и
напряжениях активная и ёмкостная проводимости линий обус-
ловливают протекание токов проводимости, соизмеримых с то-
ками нагрузки.
При электрическом расчете местных сетей линия электропе-
редачи может быть представлена схемой замещения, содержа-
щей последовательно включенные сосредоточенные активное г
и индуктивное х сопротивления, заменяющие распределенные
вдоль линии фактические сопротивления (рис. 1.5, а). Через эти
сопротивления протекает ток нагрузки
Линии передачи районных сетей напряжением выше 35 кВ
должны рассчитываться не только по сопротивлениям г и х, но
20
и с учетом активной G и реактивной (емкостной) В проводимо-
стей, через которые протекает ток утечки /у. П-образная схема
замещения такой линии, на которой равномерно распределен-
ные вдоль линии сопротивления и проводимости заменены со-
средоточенными, показана на рис. 1.5,6.
Здесь рассматриваются расчеты по выбору площади сечений
проводов линий местных сетей напряжением до 35 кВ. Обычно
площадь сечения проводов сначала определяется по условиям
экономической выгоды (экономический расчет), а затем прове-
ряется по нагреву, потере напряжения, а в ряде случаев и по
тепловой устойчивости действию токов короткого замыкания
(электрический расчет). Воздушные линии, кроме того, рассчи-
тываются па механическую прочность и на соответствие стрел
провеса проводов допустимым значениям с выбором необходи-
мых типов опор (механический расчет).
Экономический расчет
Для комплексного решения вопросов, определяющих выбор
схемы электроснабжения, числа подстанций, номинальных на-
пряжений, площади сечений проводов линий, производят тех-
нико-экономические расчеты. Рассматривают ряд вариантов, из
которых выбирают наивыгоднейший.
Если рассматривают два варианта с первоначальными капи-
тальными вложениями 7G и Ki и ежегодными эксплуатацион-
ными расходами Ct и С2, то во всех случаях наиболее экономич-
ным будет тот, у которого и капитальные вложения и ежегод-
ные расходы будут меньше, например первый, если K\<Ki и
Ci < С2.
В тех случаях, когда капитальные вложения у одного ва-
рианта оказываются больше (Ki>/G), а эксплуатационные рас-
ходы меньше (С|<С2), например за счет увеличения площади
сечения проводов сетей и уменьшения потерь энергии в них, при-
менения более долговечных и более дорогостоящих опор и т п.
наиболее выгодный вариант выбирают на основе определения
срока окупаемости капитальных вложений T<t. Под Т„ понима-
ется время, в течение которого увеличение капитальных вложе-
ний компенсируется экономией па ежегодных расходах:
Т
1 о
(116)
Величина 7',, сопоставляется с нормативным сроком окупае-
мости Т,,. „. Если 7’|) > 7’,,. п, следует принять вариант с меньшими
капитальными вложениями, если Т„<Т„ п, выгоден вариант
с большими вложениями. Если Тп = Т«. н, оба варианта равно-
ценны. Для расчетов в области энергетики нормативный срок
окупаемости ТД,, установлен равным восьми годам.
21
При сравнении более двух вариантов применяется следую-
щая формула:
3 С + р„К,
(1-17)
где 3- расчетные затраты, представляющие собой сумму еже-
годных эксплуатационных расходов С и произведения р„—
1/7”о,п, называемого нормативным коэффициентом эффективно-
сти, на величину первоначальных капитальных вложений /С
Наиболее выгодный вариант характеризуется минимумом рас-
четных затрат.
При 7'о.п = 8 рн=0,125 и
3 = С + 0,125К.
(1-18)
В частности, при выборе площади сечения провода линии
наиболее выгодной с экономической точки зрения будет пло-
щадь, которая соответствует условию минимума расчетных за-
трат. Площадь такого сечения называется экономической.
Таблица 1.2
Значения экономической’плотности тока
Экономическая плотность тока
(в Л мм’) при продолжительно-
сти использования максимума
от 1000 до 3000 от 3000 до 5000 от 5000 до 8700
Голые провода и шипы медные. То же, но алюминиевые: 2,5 2,1 1,8
в европейской части СССР. Забайкалье, Закавказье и па Дальнем Востоке 1,3 1,1 1.0
в Центральной Сибири. Казахстане, Средней Азии Кабели с бумажной и провода с резиновой в полихлорвиниловой изоляции с жилами: 1,5 1 Л 1,3
медными 3,0 2,5 2,0
алюминиевыми в европейской части СССР, Закавказье, Забайкалье и на Дальнем Востоке 1,6 1,4 1,2
алюминиевыми в Центральной Сибири, Казахстане и Средней Азии Кабели с резиновой и пластмассовой изоля- цией с жилами: 1.8 1,6 1,5
медиыми 3,5 3,1 2,7
алюминиевыми в европейской части СССР, Закавказье и на Дальнем Во- стоке 1,9 1,7 1,6
алюминиевыми в Центральной Сибири, Казахстане и Средней Азии 2,2 2,0 1,9
22
Для определения согласно ПУЭ следует пользоваться вы-
ражением
= (1.19)
/э
где /р — расчетная сила тока нагрузки на проводник; /э — эко-
номическая плотность тока (в Л/мм2), которая зависит от мате-
риала провода, конструкции линии, числа часов использования
максимума нагрузки за год Тг (табл. 1.2).
По экономической плотности тока согласно ПУЭ рассчитыва-
ются площади сечения проводов всех электрических линий, за
исключением проводов сетей промышленных предприятий на-
пряжением до 1 000 В при использовании максимума нагрузки
до 4 000—5 000 ч/год;
проводов ответвлений к отдельным электроприемникам на-
пряжением до 1 000 В, осветительных сетей; проводов сетей вре-
менных сооружений и сооружений со сроком службы до 3—
5 лет (например, для питания буровых установок).
Промысловые сети 380 В, применяемые иногда для питания
установок насосной эксплуатации скважин с Тг> 5 000 ч, рассчи-
тываются по экономической плотности тока.
Выбор проводов по условиям нагрева
Протекающий по проводнику с активным сопротивлением ч
ток / выделяет в нем за время t тепловую энергию Q = l24t
(в Дж), что приводит к нагреву проводника до определенной
температуры. Эта температура не должна превышать допусти-
мой для проводов данной марки или линии данной конструкции.
Допустимая температура определяется условиями надежной ра-
боты контактных соединений и изоляции провода. В частности,
длительно допустимые температуры Одоп и кратковременно до-
пустимые температуры гЗд0П при перегрузках имеют соответ-
ственно значения (в ° С):
» о"
доп доп
Медные, алюминиевые, стальные голые провода и шины 70 125
Кабели с пропитанной бумажной изоляцией на напря-
жение до 10 кВ ............................ 60 90
Кабели и провода с обычной (нетеплостойкой) резино-
вой изоляцией .............................55 100
После включения проводника протекающий по нему ток по-
степенно повышает температуру О проводника, которая изменя-
ется в функции времени t по закону
/ _ t_ \ т
(О—0о) = (0тах—г%) G—е 7‘* (1.20)
где Оо — температура окружающей среды; йтах—максималь-
ная установившаяся температура проводника; Тн — постоянная
23
времени нагрева, зависящая от теплоемкости проводника и ин-
тенсивности теплоотдачи в окружающую среду.
Через время /=(3—4)7’„ температура проводника $ = (0,95—
—0,98) $тах, а превышение ее над $0 таково, что практически
вся тепловая энергия, выделяемая в проводнике, отдается в ок-
ружающую среду, и дальнейший нагрев проводника прекра-
щается.
Соответствующее допустимой температуре $дОп ='O'max значе-
ние тока называется предельно допустимой силой тока по на-
греву /доп.
В установившемся режиме, когда достигнута установив-
шаяся температура проводника, количество тепла /2г, выделяе-
мого в проводнике в единицу времени, равно количеству тепла
С5($тях —-$о), отдаваемого окружающей среде.
Здесь С—коэффициент, учитывающий отдачу тепла про-
водником в окружающую среду, Вт/(см2•° С); S — поверхность
проводника, см2.
Из выражения /2г = CS ($П1ах —$<>)
/ . CS (^шах 'О 0 21)
При удельной электропроводности материала провода у, его
диаметра d и длине I
г 4Z и S - ndl.
лгРу
Учитывая два последних выражения и то, что при подста-
новке в (1.21) fimax = $доп получаем / = /д<,ц, можно написать
7доп = yf yd3 ($доп—$о) . (1 •22)
Выражение (1.22) показывает, что предельно допустимый
ток провода по условиям нагрева зависит от температуры окру-
жающей среды, условий охлаждения провода (вида изоляции,
способа прокладки), удельной электропроводности провода и
диаметра его.
Для определения /лоп пользуются таблицами, составленными
для различных проводов и кабелей в зависимости от условий
их прокладки. Эти таблицы приводятся в ПУЭ. Таблицы состав-
лены для определенных температур окружающей среды $(), на-
пример для 25° С— при открытой и защищенной прокладке про-
водов, кабелей, шин в воздухе в помещении, для 25° С — для
воздушных линий, для 15° С — при прокладке одного кабеля
непосредственно в земле. При выборе пли проверке проводов
по нагреву найденное из этих таблиц значение /д()Г| сравнивают
с расчетным током. Условие выбора площади сечения провода
по нагреву:
/р</доп. (1-23)
24
При выборе площади сечений проводов и кабелей для пита-
ния отдельных электроприемников в левую часть формулы
(1.23) подставляют номинальный ток а для линий с корот-
козамкнутым асинхронным двигателем во взрывоопасных по-
мещениях подставляют 1,25 /п-
Расчет проводов на потерю напряжения
Потеря напряжения в линии определяется как алгебраиче-
ская разность между абсолютными величинами напряжений
в начале и в конце линии. В линиях постоянного тока потеря
напряжения равна паде-
нию напряжения, т. е.
разности потенциалов
между началом и концом
линии. В линиях пере-
менного тока потеря на-
пряжения отличается от
падания напряжения, оп-
ределяемого геометричес-
кой разностью векторов
напряжений в начале и в
конце линии.
Для подачи к элект-
роприемникам напряже-
ния, близкого к номи-
нальному, в числе прочих
мер площадь сечения
проводников следует вы-
бирать таким образом,
чтобы потеря напряжения
в них нс превышала
некоторого допустимого
значения. Так как откло-
Рис, 1.6, Расчетные схемы и векторная ди-
аграмма линии:
а —линия с одной нагрузкой на конце; б—век-
торная диаграмма; в -линия с несколькими на-
грузками
нения напряжения зависят от потерь напряжения и одновре-
менно с ограничением последних принимаются меры по регули-
рованию напряжения трансформаторов путем изменения их ко-
эффициентов трансформации, то расчет местных сетей на потерю
напряжения дает возможность обеспечить отклонения, не выхо-
дящие за допустимые пределы. Соответственно и выбираются
допустимые потери напряжения в элементах сети для каждого
конкретного случая. Практически потеря напряжения принима-
ется: в воздушных линиях напряжением 6—10—35 кВ — 8%,
в кабельных — 6%, в сетях 380 и 220 В на всем их протяжении
(от ТП до последнего электроприемника)—5—6% от номи-
нального напряжения.
Расчет линий трехфазного тока с одной симметричной на-
грузкой на конце (рис. 1.6, а) основывается на следующем.
Если фазные напряжения в начале (7|,|, и в конце 6'2ф линии,
25
ток нагрузки / и коэффициент мощности ее cos ср, то потеря на-
пряжения в одной фазе линии АДф = Д1ф—Д2ф представится
отрезком АВ на векторной диаграмме (рис. 1.6, б). Полное па-
дение напряжения в одной фазе линии представляется вектором
АС, численно равным /2 = I \ г2 Дх2, где г — активное, ах—
индуктивное сопротивления линии. Полное падение напряжения
может быть разложено на продольную АД и поперечную СД
составляющие. В рассматриваемых сетях угол между векторами
Д2ф и очень мал, следовательно, мал и отрезок СД. По-
этому принимают, что потеря напряжения равна продольной со-
ставляющей падения напряжения, т. е.
AU^AB AD.
В свою очередь
AD ---АК д KD — Ir cos <р + /xsin ср
и
ЛДф _ / (г cos <р + х sin ср).
Потеря линейного напряжения
AU А Дф = ]/3 I (г cos ср + х sin ф). (1.24)
Для линии трехфазного тока с т симметричными нагрузками
(рис. 1.6, а) на основе построения векторной диаграммы может
быть получена расчетная формула потери линейного напряже-
ния от начала линии до последней нагрузки:
т
At/ - (ЛЛ + /РЛ), (1-25)
П--1
где /а„ и Iрп, гп и хп — соответственно активные и реактивные
составляющие токов, активные и индуктивные сопротивления
на участках.
Для трехфазной сети с чисто активными нагрузками
(cos ф = 1)
АД . | ,Т V. 1пгп, (1.26)
л-1
а для трехфазной сети, не обладающей практически индуктив-
ностью (кабельные линии малого сечения),
_ т
AU - ГЗ V 1апгп. (1.27)
п 1
Для двух проводных линий однофазного тока потеря на-
пряжения может быть найдена по формулам (1.24) — (1.27),
в которых ]/3 должен быть заменен цифрой 2.
26
Существуют одноцепные и двухцеппые воздушные линии,
причем под одной цепью принято понимать три провода одной
трехфазной линии или два провода одной однофазной линии.
В настоящее время для воздушных линий применяются алю-
миниевые, сталеалюминиевые и стальные провода и иногда —
провода из специальных сплавов алюминия. Медные провода
для вновь сооружаемых линий не применяются.
На морских нефтяных промыслах алюминиевые провода мо-
гут быстро разрушаться от коррозии; они менее надежны, чем
медные. Для морских воздушных линий и кабелей разреша-
ется применять провода с медными жилами. Защитные тросы
выполняются стальными.
Опоры изготовляют из дерева, стали и железобетона. Дере-
вянные опоры просты в изготовлении, дешевы, но недолговечны
из-за гниения древесины. Срок службы опор, пропитанных ан-
тисептиком, составляет 15—20 лет. Деревянные опоры приме-
няются для линий всех напряжений (от 0,38 до 220 кВ).
Металлические опоры, устанавливаемые па железобетонных
фундаментах, требуют большой затраты стали и регулярной ок-
раски во время эксплуатации. Эти опоры применяют на линиях
напряжением от 35 кВ и выше, а для линий более низких на-
пряжений— на морских нефтяных промыслах. Используются
опоры для линий напряжением 6 кВ, выполненные из отрабо-
тавших бурильных труб. На железобетонные опоры расходуется
значительно меньше стали, чем на металлические, они долго-
вечнее деревянных и просты в обслуживании, их широко
применяют для линий всех напряжений (от 0,38 до 330 кВ).
В соответствии с расположением опор на линии и в зависи-
мости от назначения их различают следующие основные
виды опор: промежуточные, анкерные, концевые анкерные,
угловые.
Промежуточные опоры предназначены для поддержания
проводов на прямых участках линии (рис. 1.7) в анкерном про-
лете. На рис. 1.8 показаны деревянные промежуточные опоры
воздушных линий.
Анкерные опоры предназначены для жесткого закрепления
проводов и устанавливаются в анкерном пролете (рис. 1.7)
через определенное число промежуточных опор. Их устанавли-
вают также на переходах через дороги, на пересечениях с дру-
гими линиями и сооружениями. Эти опоры рассчитывают на
усилия, возникающие при одностороннем тяжении двух про-
водов.
Концевые анкерные опоры, устанавливаемые на концах
трассы при подходах к станции или подстанции, подвержены
одностороннему тяжению проводов со стороны линии.
Угловые опоры устанавливают в местах поворота линии. При
переходе через реки, ущелья и другие препятствия устанавли-
вают специальные опоры.
28
Для двухпроводной линии постоянного тока может быть при-
менена формула (1.26) с заменой в ней ]/3 цифрой 2.
Площадь сечения провода должна удовлетворять условию
(1.19), за исключением отмеченных случаев, когда экономиче-
ская плотность тока не учитывается, и условию (1.23), а также
обеспечивать при данных длине линии и материале провода от-
сутствие превышения допустимой потери напряжения.
Для различных материалов провода и конструкции лилий
ПУЭ регламентируется минимально допустимая площадь сече-
ния провода t/min с точки зрения механической прочности. На-
пример, для воздушных линий электропередачи с алюминие-
вым проводом, проходящих в населенной местности, <7min равно
35 мм2. Выбранное сечение провода должно быть не меньше
Qmm-
Потери активной энергии [в (кВт-ч/год)] в электрической
линии могут быть определены из выражения
ДГ^т^/^П-Ю-3, (1.28)
где т — число фаз линий; К,ц — коэффициент формы; /с — сред-
ний ток, А; г—активное сопротивление провода одной фазы
линии, Ом; Tj—время работы линии в год, ч.
Потери реактивной энергии определяются по формуле (1-28)
с подстановкой вместо г индуктивного сопротивления х.
Для всех линий напряжением выше 1 000 В коэффициент
Аф можно принимать равным единице, за исключением линий,
которые питают буровые установки. В этом случае Аф=1,3—1,4
для отдельных буровых и Кф=1,1—1,2 — для группы из трех—
шести буровых. В сетях напряжением 380—660 В можно прини-
мать /Сф=1,01 —1,05 для магистралей и Кф=1,04—1,2 для ответ-
влений к отдельным глубиннонасосным скважинам.
§ 5. Основные конструктивные элементы
электрических линий
Электрические линии, расположенные на открытых террито-
риях вне зданий, выполняются воздушными и кабельными.
Внутри зданий линии выполняются изолированными проводами
и кабелями, прокладываемыми в туннелях и каналах, непо-
средственно на стенах и потолках, в стальных трубах. Как на
открытом воздухе, так и внутри зданий применяют иногда про-
водку в виде голых шин, .закрепленных на изоляторах — шино-
проводы.
Воздушные линии имеют следующие конструктивные эле-
менты: провода, тросы для защиты проводов от атмосферных
перенапряжений, опоры, поддерживающие провода и тросы, изо-
ляторы, арматуру для крепления провода на изоляторах и изо-
ляторов на опоре.
27
На рис. 1.9 показаны варианты выполнения металлических
опор, применяемых для линий передачи па морских промыслах
при глубине моря до 12 м. На этих опорах предусматриваются
Рис. 1.7. Одноцепная воздушная .шпия:
/ — промежуточная опора; 2 — анкерная опора
а
Рис. 1.8. Промежуточные опоры воздушных липин:
а— деревянная для линий до 1000 В; б деревянная для одпоцеппых линий 6—10 кВ;
в — железобетонная для двухцепной бестросовой линии 110 кВ
лазы, а на анкерных опорах также и площадки для обслужива-
ния линий. На таких линиях часто повышены опоры и увели-
чены пролеты для прохода морских судов. Повышенные опоры,
называемые «воротными», имеют высоту до 24 м над уровнем
29
Рис. 1.9. Металлические опоры воз-
душных линий на морских промыслах:
а — промежуточная для линий 35 кВ; б —
промежуточная для линий 6—10 кВ; в —
анкерная для линий 6—10 кВ
Рнс. 1.11. Трехжильный кабель для
напряжений 1 —10 кВ с секторными
жилами:
/ — токопроводящие жилы из алюминия
или меди; 2 — бумажная, пропитанная
маслом, изоляция (фазная); <3 — джутовые
заполнители; 4 — бумажная, пропитанная
маслом, изоляция (поясная); 5 — свинцо-
вая оболочка; 6 — прослойка из джута;
7 — стальная ленточная броня; 8— наруж-
ный джутовый покров
а
Рис. 1.10. Изоляторы линий передачи
воды и предназначаются только для поддержания проводов.
Горизонтальные усилия воспринимаются анкерными опорами
нормальной высоты, которые устанавливаются рядом с «ворот-
ными».
Для линий напряжением до 1000 В и 6- -10 кВ используются
штыревые изоляторы (рис. 1.10, а), для линий напряжением
35 кВ и выше — подвесные (рис. 1.10, б). Изоляторы крепятся
к опорам при помощи штырей / или серег 2, вставляемых
в шапку подвесного изолятора. Провода к изоляторам крепят
зажимами различных типов, соединяют провода с помощью
специальной арматуры.
Кабельные линии прокладываются в тех случаях, когда при-
менение воздушных линий невозможно или нежелательно, на-
пример в условиях стесненности на территории предприятия,
на переходах через специальные сооружения, во взрывоопасных
помещениях и т. п. Это объясняется более высокой стоимостью
и большей затратой цветных металлов на кабельную линию по
сравнению с воздушной при передаче одной и той же мощно-
сти. Обнаружение и ликвидация повреждений в кабельной ли-
нии требуют больших затрат времени, чем в воздушной. В то
же время кабельные линии обладают рядом преимуществ: не-
доступностью для посторонних лиц, защищенностью от грозо-
вых поражений и воздействий ветра, гололеда, взрыво- и пожа-
роопасной среды.
Наиболее распространены кабели на напряжение до 1000 В
и до 10 кВ. Кабели на напряжение 35 и НО кВ в нефтяной и
газовой промышленности практически не применяются.
Существуют различные типы кабелей с разными числами
токопроводящих жил, конструкциями и материалами оболочек.
Конструкция трехжильного кабеля с секторными жилами на
напряжения 1 -10 кВ показана на рис. 1.11.
Для соединения кабелей напряжением 6—10 кВ со свинцо-
выми и алюминиевыми оболочками применяют свинцовые со-
единительные муфты (рис. 1.12), которые заливают кабельной
массой и защищают от механических повреждений чугунной
или пластмассовой оболочкой.
Оконцевание кабелей напряжением до 10 кВ в сухих отап-
ливаемых и неотапливаемых помещениях осуществляется с по-
мощью стальных концевых воронок (рис. 1.13), сухих заделок
полихлорвиниловой лентой и концевых заделок из эпоксидных
смол. На открытом воздухе оконцевание этих кабелей произво-
дится с помощью концевых муфт с фарфоровыми изоляторами.
Кабели вне помещений прокладывают в траншеях (рис.
1.14, а), а при большом количестве кабелей для них делают
специальные туннели (рис. 1.14, б).
На морских промыслах иногда прокладывают специальные
кабели марки СК по дну моря. На берег эти кабели выводят
в трубах, а на морские основания — по сваям оснований.
31
Рис. 1.12. Соединительная эпоксидная муфта для кабелей:
а, б —разрезы; в — наружный внд; / — корпус муфты; 2 —распорка; 3 — подмотка жи-
лы; 4 — соединение жил; 5 — провод заземления; 6 —бандаж из ниток; 7 — проволочный
бандаж; 8 — герметизирующая подмотка
Рис. 1.13. Оконцевание кабелей:
а—стальная концевая воронка; / — воронка; 2 —распорная пластина; 3 — фарфоровые
втулки; б —сухая заделка полнхлорвнннловой лентой; / — броня кабеля; 2 —заземляю-
щий провод; 3 — проволочные бандажи; 4 — поясная изоляция; 5 — полнхлорвнниловая
оплетка на жиле; 6 — лак-паста; 7 — бандажи из ленты или шпагата; 8 наконечник;
в — мачтовая муфта; / — корпус; 2 —крышка; 3 —проходные изоляторы; 4 — жилы ка-
беля; 5 — кабель
Однако, если позволяет трасса линии, на морских промыс-
лах кабели прокладывают главным образом по эстакадам, что
обеспечивает большую надежность их по сравнению с подвод-
ными линиями.
Кабели СК имеют строительную длину 500 м. Поэтому, если
длина линии превышает эту величину, применяют подводные
соединительные муфты. Однако таких соединений стараются
избегать, для чего на море делают небольшие основания, на
которых соединяют кабели в воздухе обычными муфтами.
Силовые кабели, прокладываемые в туннелях и внутри по-
мещения (в каналах, непосредственно на стенах и др.), должны
быть освобождены от наружного покрова из пряжи (джутовой
оплетки) в целях пожарной безопасности.
§ 6. Токи короткого замыкания
и их действие на аппаратуру
Для выбора аппаратуры подстанций и РП, расчета защитных
устройств, площади сечений соединительных проводов на под-
станциях, а часто и проводов линий! передачи необходимо знать
возможные значения токов, протекающих при коротких замы-
каниях (к. з.).
Короткое замыкание, под которым понимается соединение
различных полюсов или фаз электрической цепи сопротивлением
малой величины, нарушающее нормальные условия эксплуата-
ции, может быть нескольких видов.
Для трехфазной системы различают:
1) трехфазное к. з.— три фазы соединены накоротко в од-
ной точке;
2 Заказ № 2719
33
2) двухфазное к. з.— соединены между собой две фазы;
3) однофазное к. з.— происходит замыкание между одной из
фаз и нейтралью системы (землей — при заземленной нейтрали).
Могут быть и другие, более сложные виды к. з., приводя-
щиеся в основном к перечисленным, например двухфазные за-
мыкания в разных точках и др.
Трехфазное к. з. называют симметричным, так как в этом
случае сохраняются равенство токов различных фаз, сдвиг по
фазе между этими токами и равенство фазных напряжений.
Основная причина возникновения к. з.— нарушение изоляции
токоведущих частей в результате старения изоляционных мате-
риалов или действия перенапряжений. Не исключены к. з. из-за
ошибочных операций персонала при управлении аппаратурой
распределительных устройств, механического повреждения изо-
ляции, соединения неизолированных токоведущих частей по-
сторонними предметами и т. п.
Сила тока к. з. определяется данными генераторов, питаю-
щих систему, и результирующим электрическим сопротивле-
нием цепи от генерирующих установок до места к. з., характе-
ризующим «электрическую удаленность» места к. з.
Протекание процесса к. з.
При внезапном трехфазном к. з. на зажимах генератора или
при небольшой «электрической удаленности» места к. з. от ге-
нератора изменения тока к. з. будут характеризоваться кри-
выми, представленными на рис. 1.15.
При возникновении к. з. начинается переходный процесс,
в течение которого полный ток к. з. гк представляется суммой
апериодической (ia) и периодической (tn) слагающими
IK = J’a + l’n- (1.29)
Периодическая слагающая одинакова во всех трех фазах,
апериодическая — имеет наибольшее начальное значение в той
фазе, где напряжение в момент к. з. проходит через нуль. Так
как активное сопротивление рассматриваемой цепи к. з. незна-
чительно, а преобладающим является индуктивное сопротивле-
ние, моменту перехода напряжения через нуль соответствует
максимальное значение периодической слагающей тока к. з. /п.
Если ток, предшествовавший моменту к. з., равен нулю, то
в начальный момент (/ = 0)
^'кО — inO + ^'аО = О И 1п0 = laa.
Если же протекал ток нагрузки in0, то в этот момент
^н0 = ^пО + ^'а0 И ^'ао = *'н0-
На рис. 1.15 показан ток в фазе, в которой /а имеет наи-
большее начальное значение.
.34
Апериодическая слагающая затухает по экспоненциальному
закону:
ia *аОе <1.30)
где е — основание натуральных логарифмов; i — время; г и L —
соответственно активное сопротивление и индуктивность цени
к. з. (в машине L — индуктивность, которая определяется по-
током рассеяния).
Апериодическая слагающая практически полностью затухает
через 6—10 периодов, т. е. через 0,12—0,2 с при частоте 50 Гц.
Рис. 1.15. Кривые изменения тока короткого замыкания
Периодическая слагающая изменяется гармонически:
in ,j£mS2Lsin((0/-l-lp — <рк), (1.31)
2
где £тах — амплитуда э. д. с. генератора, питающего коротко-
замкнутую цепь; ф- начальная фаза э. д. с. в момент к. з.,
равная пулю, если э. д. с. проходит через нуль при / = 0; ф1(==
, со 2 ,
— aretg------угол сдвига фаз между током к. з. и э. д. с., Олиз-
г
кий к 90°; 2 — полное сопротивление.
Величина Em!iyL после возникновения к. з. убывает от пери-
ода к периоду вследствие увеличения потока реакции якоря
в генераторе, направленного почти прямо противоположно основ-
ному магнитному потоку машины из-за (ph~90°. Поэтому убы-
вают амплитуды периодической слагающей тока к. з. Это про-
должается до тех пор, пока не вступает в работу автоматиче-
ский регулятор напряжения (АРН), который при снижении на-
пряжения увеличивает ток возбуждения генератора, увеличивая
£шах (рис. 1.15, линия А). Влияние АРН практически начинает
сказываться через 0,25—0,3 с после начала к. з. и приводит
к увеличению периодической слагающей тока к. з. Через 3—5 с
2* .35
после возникновения к. з. заканчивается переходный процесс,
устанавливаются неизменный результирующий магнитный по-
ток в зазоре машины и периодическая слагающая тока к. з.
постоянной амплитуды. Процесс к. з. переходит в установив-
шийся.
Полный ток к. з. имеет наибольшее мгновенное значение че-
рез ’/2 периода (772) от момента возникновения его, представ-
ляющее собой сумму максимального значения периодической
слагающей /Птах и значения апериодической слагающей в мо-
мент t~ — =0,01 с:
2
Q.Q1
^у = max “Ь Go® ~ ^у^п max* (1.32)
где iy — ударный ток к. з., а Ку— ударный коэффициент. Пре-
дельные значения Ку, равные 1 и 2, соответствуют предельным
значениям L = 0 и г = 0.
При к. з. вблизи генератора (при малых активных сопро-
тивлениях цепи) принимают Ку=1,8.
Начальное (действующее) значение периодической слагаю-
щей тока к. з. принято называть сверхпереходным током и обоз-
начать символом I":
jn п max
КГ ’
тогда
гу = 7<уК2/". (1.33)
Ток установившегося режима принято называть установив-
шимся током к. з. и обозначать символами ix, (действую-
щее значение).
Наибольшее действующее значение полного тока к. з. /у бы-
вает в первый период после возникновения к. з. Оно определя-
ется обычно с допущением, что амплитуды периодической сла-
гающей в обе половины первого периода одинаковы и что апе-
риодическая слагающая за первый период не изменяет своей
величины и равна ее значению в момент времени, равный Т/2.
При этом
Так как
i =Г2/"(Ку-1),
Гт)
36
то
7у = /"/Ц-2(/(у-1)2.
При
/<у =1,8 /у=1,52/".
(1.34)
Вычисление тока к. з.
Для вычисления тока к. з. в сетях напряжением выше
1 000 В наиболее широкое применение нашел метод кривых за-
тухания. Для пользования этим методом необходимо знать па-
раметры генераторов, трансформаторов, линий передачи и дру-
гих элементов цепи к. з., выраженные в относительных единицах.
Рассматриваемую электрическую величину при этом выра-
жают в виде отношения ее к исходной величине, называемой
базисной.
Например, любое напряжение U, силу тока I можно пред-
ставить в виде долей от базисных величин Us и соответственно
Is, т. е. выразить в относительных единицах:
t/* = —; .
Us /б
Относительным сопротивлением при данных базисных усло-
виях называют отношение падения напряжения At/, вызван-
ного протеканием через сопротивление 20м базисного тока Is,
к базисному напряжению Us, т. е.
г+ = ^- = -^. (1.35)
Us Us ’
Если (/л. б — линейное базисное напряжение (в кВ), a Is —
сила тока (в кА), то
S6 = V 3 £/л. б1б
и
2;Ь=2ОМ^. (1.36)
^л.б
Формулы (1.36) и (1.37) применимы не только для полного
сопротивления z, но и для отдельных слагающих его: активного
г и индуктивного х сопротивлений.
В паспортах тех элементов цепи, которые вводятся в расчет
своими относительными сопротивлениями (генераторы, транс-
форматоры), обычно эти сопротивления указываются выражен-
ными по отношению к своим номинальным условиям t/„, SH и др.
37
Для приведения сопротивлений z*H (г,н, х.н), заданных при
номинальных условиях, к базисным условиям следует произ-
вести пересчет по формуле
-
— г*Н о
(1-37)
расу
Рис. 1.16. Расчетная схема
цепи короткого замыкания
показывающей, что относительные сопротивления прямо про-
порциональны соответствующим мощностям. При этом базис-
ное напряжение данной ступени принимают равным ее сред-
нему номинальному напряжению, под которым понимается
среднее значение номинального напряжения ступени, например
6,3 и 10,5 кВ — средние между 6,6
и 6; 11 и 10 кВ.
Относительные сопротивления,
выраженные в долях единицы г,
и в процентах z (%), связаны со-
отношением
г = 2*100.
Трехфазные одноцепные воз-
душные линии 6—220 кВ обла-
дают индуктивным сопротивлением
0,4 Ом/км, трехфазные кабельные
линии 1 —10 кВ — 0,07 — 0,08 Ом/км.
Относительные сопротивления трансформаторов лежат
в пределах 0,055—0,105, турбогенераторов 0,12—0,18, гидроге-
нераторов и синхронных компенсаторов 0,2—0,3.
При вычислении тока к. з. методом кривых затухания ис-
пользуют расчетные кривые для отечественных турбогенерато-
ров и гидрогенераторов. В этих кривых учитываются индуктив-
ное сопротивление генератора х,г для различных моментов вре-
мени, начиная от начала к. з., индуктивные сопротивления сети
х*1( до места к. з. и нагрузки х,п (рис. 1.16).
Кривые затухания дают относительные величины действую-
щего значения периодической слагающей тока к. з. / ,п z непо-
средственно в точке к. з. в разные моменты переходного режима
в зависимости от результирующего сопротивления хр1сч - х"+
+ \|(. где x' = x>r(Z=0)—сверхпереходное индуктивное со-
противление генератора, которому соответствует сверхпереход-
ный ток I".
Па рис. 1.17 показаны расчетные кривые для типового тур-
богенератора с АРН.
Таким образом, ток трехфазного к. з. определяют по кривым
затухания в следующем порядке:
1. Находят результирующее сопротивление цепи к. з. от
генераторов до точки к. з. храСч в относительных единицах по
38
расчетной схеме. При определении храсч все сопротивления эле-
ментов цепи к. з. приводят к базисным условиям. Базисную
мощность принимают равной сумме номинальных мощностей ге-
нераторов, т. е. S6 = SHl.
2. По расчетным кривым для любого момента t находят от-
носительную величину периодической слагающей тока к. з.
/»п«; в частности, для £=0 можно найти относительный сверх-
переходный ток
3. Определяют периодическую слагающую тока к. з. для лю-
бого момента
< — I* (1.38)
39
где 7hS —суммарный номинальный ток всех источников пита-
ния, отнесенный к напряжению U„ того участка, на котором
произошло к. з.,
г S Н S
При Храсч>3 процесс к. з. можно считать незатухающим для
всех моментов:
/*п = —• (139)
Ярасч
Ударный ток (у и наибольшее действующее значение полного
тока к. з. /у можно определить по найденному значению Г',
пользуясь соотношениями (1.34) и (1.35).
При двухфазном к. з. размагничивающее действие якоря и
генератора значительно слабее, чем при трехфазном. Устано-
вившийся ток двухфазного к. з., а также значения тока двух-
фазного к. з. переходного режима с некоторого момента вре-
мени больше, чем соответствующие значения тока трехфазного
к. з. Начальное же значение силы тока двухфазного к. з. /"<2>
меньше соответствующего значения силы тока трехфазного к. з.
/"(2) = 0,87/'/(J). (1.40)
Для определения тока двухфазного к. з. по расчетным кри-
вым необходимо удвоить расчетное сопротивление, определен-
ное из расчетной схемы для трехфазного к. з. По удвоенному
значению сопротивления х2 = 2храСч, пользуясь расчетными кри-
выми, находят относительным ток /•/, который умножают на
]/3, и в соответствии с формулой (1.39) получают значение пе-
риодической слагающей тока двухфазного к. з.
/^ГЗ/^ (1.41)
При расчетах токов к. з. в распределительных сетях 6—
10 кВ часты случаи, когда активным сопротивлением линий
пренебрегать нельзя. Обычно активное сопротивление учитыва-
ется, если общее индуктивное сопротивление цепи к. з. превы-
шает активное менее чем в 3 раза.
В тех случаях, когда подстанция присоединяется к системе
через понижающий трансформатор относительно небольшой
мощности, мощность системы можно принимать равной беско-
нечности, а сопротивление ее до зажимов трансформатора счи-
тать равным нулю. При этом напряжение на стороне высшего
напряжения трансформатора при к, з, на вторичной стороне
можно считать неизменным, а периодическая слагающая тока
к. з. будет иметь неизменное действующее значение в течение
всего времени протекания к. з., т. е. —
40
Значение силы тока к. з. для такого случая:
f i Uh______ н __ Uh
'Н 'Н Л а 7 *
где /н — номинальный ток, A; UH — среднее номинальное на-
пряжение, В; ек и е.к — напряжения к. з. трансформатора со-
ответственно в вольтах и в долях от номинального; zT— сопро-
тивление трансформатора, приведенное ко вторичной обмотке,
Ом.
Расчет токов к. з. в сетях напряжением ниже 1 000 В имеет
некоторые особенности. В этом случае необходимо учитывать
не только индуктивные, но и активные сопротивления линий,
питающих присоединений, небольших участков шин, трансфор-
маторов тока, рубильников, предохранителей и других аппа-
ратов.
Элементы сети напряжением выше 1 000 В мало влияют на
значение тока к. з. за трансформатором, поэтому их можно за-
менить системой бесконечной мощности и определять ток к. з.
по формуле
I" = / =
I -- л оо - • к —
2
(1-42)
(1.43)
где 2 — полное сопротивление трансформатора и элементов це-
пи к. з. на стороне низшего напряжения.
Из-за относительно большого значения активного сопротив-
ления цепи короткого замыкания апериодическая слагающая
тока к. з. в сетях с напряжением ниже 1 000 В затухает быстрее,
чем в сетях с напряжением выше 1 000 В, и ударный коэффици-
ент Ку для первых значительно меньше.
При к. з. на шинах напряжением до 1000 В подстанций,
питаемых трансформаторами мощностью SH = 630—1 000 кВ • А,
можно принимать Лу=1,3, при S„^400 кВ-А /Су=1,2, а при
к. з. в удаленных точках сети /<у~1. Значения индуктивных и
активных сопротивлений элементов цепи к. з. в сетях напряже-
нием до 1 000 В есть в справочных таблицах.
Сети напряжением 0,4 кВ работают с заземленной ней-
тралью, поэтому кроме трехфазных и двухфазных к. з. важ-
ное значение имеют однофазные к. з. на землю.
Ток однофазного к. з.
/(П= —> (1 44)
z
п ' 3 т
где Uu. ф — номинальное фазовое напряжение, равное -7= =
I 3
= 0,23 кВ; 2П — сопротивление короткозамкнутой петли прово-
дов «фаза—нуль», Ом; ~2’т')—одна треть полного сопротив-
41
ления трехфазного стержневого трансформатора с обмотками,
соединенными по схеме «звезда—звездах, при однофазном к. з.
на стороне 230 В, приводимая в ПУЭ.
Ограничение тока к. з.
Для уменьшения токов к. з. применяют такие схемы сети и
режимы ее работы, при которых суммарное сопротивление сети
от генерирующих источников до рассматриваемой точки воз-
можного к. з. было бы достаточно большим. Для этого исполь-
зуют, например, раздельную работу источников энергии (транс-
форматоров, генераторов) на разъединенные друг от друга в нор-
мальных условиях секции шин. В сетях с напряжением выше
1000 В включают специальные индуктивные катушки-реакторы,
которые устанавливают на отходящих линиях станций или транс-
форматорных подстанций, искусственно повышающие сопротив-
ление цепи к. з.
Применение реакторов, кроме снижения силы тока при ко-
ротком замыкании на линии за реактором обеспечивает в ряде
случаев остаточное напряжение на шинах, достаточное для ра-
боты потребителей, питаемых остальными линиями. При к. з.
на линии, не имеющей реактора, напряжение на шинах, к кото-
рым присоединена эта линия, равное потере напряжения в ли-
нии, может быть очень малым. В случае установки реактора
остаточное напряжение на шинах, равное сумме потерь напря-
жения в линии и реакторе, значительно.
Реактор представляет собой катушку, намотанную на осно-
вание из немагнитного материала, поэтому его индуктивное
сопротивление не зависит от силы тока и отсутствуют потери
в стали. Потеря напряжения в реакторе, у которого г~0, в со-
ответствии с формулой (1.24) равна
А(/ф = /хз1пф или Д(7ф* = х* sinqp (1.45)
при номинальном режиме работы незначительна из-за малого
значения <р и сильно возрастает при к. з., когда <р~90°. Потери
мощности в обмотках реактора также невелики и составляют
0,2—0,3% от пропускаемой им мощности.
Токоограничивающие установки со стороны высшего напря-
жения трансформаторов при к. з. в сети низшего напряжения
до 1 000 В малоэффективны, так как сила тока к. з. здесь в ос-
новном определяется сопротивлением питающего трансформа-
тора. Для снижения силы тока к. з. в сети напряжением до
1 000 В снижают единичную мощность трансформаторов, пи-
тающих эти сети, так как с уменьшением последней возрастает
сопротивление трансформаторов. Единичную мощность транс-
форматоров со вторичным напряжением 0,4 кВ принимают не
более 1 600—2 500 кВ • А.
42
Токи к. з. можно снизить, применяя токоограничители, в ка-
честве которых могут быть использованы быстродействующие
предохранители ПНБ-5 с засыпкой кварцевым песком. Они от-
ключают цепь за несколько миллисекунд, так что ток к. з. не
успевает достичь своего наибольшего значения.
Термические и электродинамические действия тока к. з.
При протекании тока к. з. через проводники последние ин-
тенсивно нагреваются.
Начальная амплитуда тока к. з., имеющая очень большое
значение, вызывает большие механические усилия в проводни-
ках и крепящих их конструкциях. Правильно выбранные про-
вода и аппараты должны обладать достаточной стойкостью
против термического и динамического действия тока к. з.
Ввиду небольшой продолжительности нагрева током к. з.
для токоведущих частей допускают при этом нагреве макси-
мальные температуры, намного превышающие длительную тем-
пературу, устанавливаемую для работы при нагрузке рабочим
током (§ 4). В частности, наибольшая допустимая температура
для медных шин 300; для алюминиевых шин и голых проводов
при тяжении менее 9,81 Н/мм2 200; для остальных шин, не
имеющих непосредственного соединения с аппаратами, 400,
для кабелей до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией
200fi С.
При определении температуры нагрева током к. з. из-за
кратковременности протекания тока принимают, что все выде-
ленное им тепло идет на повышение температуры проводника —
оно не успевает передаваться окружающей среде.
Исходя из этого, можно написать
[i2p0(l+afl)-l- dt - J с0(1+рО)у IqdQ, (1.46)
b 4
где б— температура проводника в момент / СС; ро — удельное
сопротивление при 0° С, Ом-мм2/м; а — температурный коэф-
фициент сопротивления; / и q — длина и площадь поперечного
сечения проводника, м и мм2 соответственно; уу — плотность ма-
териала проводника, г/см3; с0 — массовая теплоемкость при 0°С,
Дж/(г-°С); р—-температурный коэффициент изменения тепло-
емкости.
После упрощения выражение (1.46) принимает вид
t
(1-47)
43
Вычисление интеграла левой части выражения(1.47) затруд-
нено, так как изменение тока к. з. во времени не может быть
выражено простой функцией. Ток неустановившегося режима
заменяется током с постоянным действующим значением —
установившимся током к. з. /«,. Но при этом берется не действи-
тельное время протекания тока к. з. t, а приведенное время tn.
Последнее определяется из расчета, что в течение приведен-
ного времени установившийся ток к. з. должен выделить такое
же количество тепла, какое выделяет фактический изменяю-
щийся ток к. з. за действительное время /, т. е.
о
(1.48)
Рис. 1.18. Кривые для определения /п.п
Рис. 1.19. Кривые для определения температуры нагрева токоведущих частей
током к. з.
Приведенное время находят как сумму
— ^п. п а
(1-49)
где 1П. п и ta. а — слагающие приведенного времени, соответст-
вующие периодической и апериодической слагающим тока к. з.
Значение tn n может быть найдено по кривым рис. 1.18. На
оси абсцисс отложены значения 0"= — и для разных значений
действительного времени t построены кривые, по которым для
данного 0" на оси ординат находят слагающую приведенного
времени in. п-
Значение же /п. а определяется из выражения
/па = 0,05₽". (1.50)
Выражение (1.47) может быть переписано:
= (1.51)
где величины Л& и находятся но кривым рис. 1.19. оп-
ределяется для температуры до. соответствующей рабочей тем-
пературе проводника; Л» определяется для температуры fl, до-
пустимой при нагреве током к. з.
Площадь сечения проводника (в мм2) определяется из усло-
вий допустимого нагрева при протекании тока к. з. (А):
’='-Ут4^— <L52>
Наибольшая величина механических усилий, возникающих
между шинами (проводами), определяется ударным током к. з.
Сила взаимодействия между двумя параллельными провод-
никами бесконечно большой длины, имеющими малую по срав-
нению с расстоянием между ними площадь сечения, отнесенная
к единице длины, выражается формулой
(! .53)
а
где z’i и ;2 — силы токов, протекающих соответственно в одном
и другом проводнике, кА; а — расстояние между осями провод-
ников, см.
Если поперечные размеры сечений проводников значительны
по отношению к расстоянию между ними, то в выражение
(1.53) должен быть внесен поправочный коэффициент.
В трехфазной системе, если провода расположены в одной
плоскости, наибольшая электродинамическая сила будет дейст-
вовать на средний провод и на единицу длины она равна
о,2 w
Fmax-----0,866. (1.54)
а
Здесь iy*— ударный ток трехфазового к. з., кА.
Коэффициент 0,866 учитывает сдвиг во времени между мак-
симальными значениями силы тока разных фаз.
Глава 2
Электрооборудование
трансформаторных подстанций
и распределительных устройств
напряжением выше 1000 В
На рис. 2.1 показан вариант принципиальной схемы электри-
ческих соединений главных цепей понижающей потребительской
трансформаторной подстанции (ТП), по которым энергия пере-
дастся из сети переменного тока высшего напряжения U\ в сеть
низшего напряжения U2. Трехфазпый переменный ток напря-
жения U\ от питающих линий передачи поступает на сборные
шины через вводы высшего напряжения /. Для отключения ли-
ний передачи от сборных шин на вводах установлены силовые
выключатели напряжения выше 1 000 В ВВН и разъединители
Р. От сборных шин напряжения U} отходят линии к трансфор-
маторам 2.
Со стороны напряжения U2 каждый трансформатор соеди-
нен со сборными шинами низшего напряжения через разъеди-
нитель Р. От этих шин отходят линии 3 к потребителям, снаб-
женные разъединителями Р и автоматическими выключателями
АВ при напряжении U2, не превышающем 1 000 В. Если напря-
жение U2> 1 000 В, в линиях 3 устанавливаются, как и на вво-
дах /, выключающие аппараты ВВН и Р. На рис. 2.1 показаны
также основные цепи источника переменного напряжения до
1 000 В, питающего потребителей собственных нужд подстанции
(электроосвещение, защита и сигнализация, вентиляция и Др.).
В качестве такого источника при напряжении U2>\ ООО В ис-
пользуется специальный трансформатор собственных нужд 4,
который подключается первичной обмоткой к шинам напряже-
ния U2. Трансформатор собственных нужд может резервиро-
ваться вводом 5 от другой подстанции или вторым таким же
трансформатором.
В ряде случаев для питания потребителей собственных нужд,
работающих на постоянном токе, предусматриваются выпрями-
тельные устройства, преобразующие переменный ток в постоян-
ный, или аккумуляторная батарея 6 с зарядным выпрямите-
лем 7.
Комплекс электрического оборудования понижающей под-
станции может быть разделен на следующие элементы:
1) распределительное устройство высшего напряжения для
приема на сборные шины энергии от питающих линий и распре-
деления ее между линиями понижающих трансформаторов и
46
другими линиями напряжения U\, включающее коммутацион-
ные, защитные и измерительные аппараты и приборы со связы-
вающими шинами и кабелями;
2) главные понижающие трансформаторы с их вспомога-
тельной аппаратурой;
Рис. 2.1. Принципиальная и структурная схемы понижающей трансформатор-
ной подстанции.
/—распределительное устройство высшего напряжения; // — главные трансформаторы;
/// — распределительное устройство низшего напряжения; /V — устройства питания соб-
ственных нужд
3) распределительное устройство низшего напряжения для
приема на сборные шины энергии от главных трансформаторов
и распределения ее между линиями напряжения U2, включаю-
щее коммутационные, защитные и измерительные аппараты и
приборы с их шинами и кабелями;
4) устройства питания потребителей собственных нужд
подстанции — трансформатор собственных нужд с резервом,
47
источники постоянного тока, их коммутационная и измеритель-
ная аппаратура, шины, кабели.
На распределительных пунктах (РП), служащих для рас-
пределения энергии на напряжении Ui без его трансформации,
из схемы рис. 2.1 исключаются трансформаторы 2 и распреде-
Рис. 2.2. Понижающий трехфазный
масляный трансформатор мощно-
стью 250 кВ • А для первичного на-
пряжения 6—10 кВ:
1 — бак; 2 — воздухоосушитель; 3 — масло*
указатель; 4—5 — вводы высшего и низ-
шего напряжений; 5 — ртутный термометр;
7 — переключатель; 8 — предохранитель;
9 — термосифоиный фильтр
лительное устройство напря-
жения U-'.
В данной главе рассматри-
ваются устройство и выбор по-
нижающих трансформаторов,
электрооборудование распре-
делительных устройств на на-
пряжение выше 1 000 В, а так-
же схемы и конструкции таких
распределительных устройств
и подстанций.
Коммутационная и защит-
ная аппаратура для напряже-
ний до 1000 В рассматрива-
ется в гл. 5.
§ 7. Силовые трансформаторы
и их выбор
На рассматриваемых здесь
подстанциях применяются си-
ловые понижающие трансфор-
маторы 110/35; 110/6; 35/6;
35/0,4—0,69; 6—10/0,23—0,4—
0,69 кВ. Мощности этих транс-
форматоров колеблются в пре-
делах от нескольких кило-
вольт-ампер до десятков ме-
гавольт-ампер, число типов и
конструкций этих трансформа-
торов велико.
Наибольшее распростра-
нение при всех напряжениях
и мощностях получили трех-
фазные масляные трансфор-
маторы. Для мощностей до
1600 кВ-Л и первичных на-
пряжений 6—10 кВ используются также сухие трансформаторы
с воздушным охлаждением, предназначенные для внутренней
установки.
Для силовых трехфазных трансформаторов мощностью от
10 кВ • А в настоящее время принята шкала с шагом 1,6, т. е.
номинальные мощности (в кВ-Л) составляют 10'10", 16-10",
25- 10”, 40- 10", 63‘ 10", где п изменяется от 0 до 3. Таким об-
48
разом, нижний предел номинальной мощности равен 10, а верх-
ний — 63 000 кВ • А.
Современный понижающий трехфазный трансформатор
с естественным масляным охлаждением показан на рис. 2.2,
а трехфазный трехобмоточный трансформатор с воздушным
дутьем, осуществляемым вентиляторами с электродвигателями,
представлен на рис. 2.3.
5&У5
Рис. 2.3. Трехфазный трехобмоточный трансформатор мощностью 15 МВ • А
110/38, 5/11 кВ:
/ — вводы высокого напряжения (в. н.); 2 — вводы среднего напряжения (с. я.); 3 — изо-
ляционный цилиндр; 4 — вводы н. и.; 6 — привод переключателя; 6 — выхлопная труба;
7 — расширитель; 8 — магнитопровод; .9 — переключатель ответвлений обмотки в. и.;
10 — обмотка в. и.; // — экранирующие витки обмотки в. и.; 12 — термосифоиный фильтр;
13 — тележка; 14 — бак трансформатора; /5 —трубчатый радиатор; 16 — электрические
вентиляторы
Сухие трансформаторы вследствие отсутствия в них масла
являются пожаробезопасными и могут быть установлены в це-
хах промышленных предприятий, общественных зданиях (рис.
2.4).
Основные электрические характеристики силовых транс-
форматоров следующие: 1) номинальная мощность SH(кВ • А);
2) перегрузочная способность; 3) высшее и низшее номиналь-
ные напряжения t/iH и U2H (В или кВ); 4) напряжение корот-
кого замыкания ик; 5) потери активной мощности холостого
49
хода Рх.х и короткого замыкания Рк.я (кВт); 6) ток холостого
хода трансформатора /х.х в процентах от номинального.
Номинальная (паспортная) мощность представляет собой
мощность, на которую может быть нагружен трансформатор
---то —
Рис. 2.4. Внешний над сухого трансфор-
матора мощностью 250 кВ • А для пер-
вичного напряжения 6—10 кВ:
1 — кожух; 2 — панель с зажимами для пере-
ключения; 3— активная часть; 4 — вводы
в. и,; 5 — опорная рама; б — шины и. и.; 7 —
коробка вводов в. н.
непрерывно в течение всего
своего срока службы при
нормальных температурных
условиях охлаждающей
среды.
В масляных трансформа-
торах о температуре обмо-
ток судят по температуре
нагрева масла под крышкой
бака, для чего устанавли-
вают ртутные и другие тер-
мометры. В частности, при
естественном масляном ох-
лаждении принимают пре-
дельно допустимую темпе-
ратуру масла 95° С. При эк-
сплуатации трансформатора
его нагрузка меняется в те-
чение суток и в зависимости
от времени года. Если выб-
рать номинальную мощ-
ность трансформатора, рав-
ную максимуму суточного
графика нагрузки, го транс-
форматор не будет исполь-
зован полностью, так как
длительное время будет не-
догружен. Поэтому для
трансформатора допуска-
ются длительные системати-
ческие перегрузки, опреде-
ляемые в зависимости от
графика нагрузки и недо-
грузки трансформаторов в
летнее время.
Допустимые длительные перегрузки в зависимости от дли-
тельности /, представленные отношением допустимого тока
максимальной нагрузки /тах к номинальному току трансфор-
матора /1Ь могут быть найдены по диаграммам нагрузочной
способности для масляных (рис. 2.5, а) и сухих (рис. 2.5, б)
трансформаторов. Кривые построены для различных значений
коэффициента заполнения суточного графика Ка. Этот коэф-
фициент равен отношению площади, огэаниченной суточным
графиком нагрузки, к площади прямоугольника, сторонами
50
которого являются ордината, равная /max. и абсцисса, равная
24 ч, т. е.
24
0 'ср
24/max /max
(2-1)
Допустимую дополнительную нагрузку 5ДОп трансформа-
тора сверх номинальной мощности в часы максимума нагруз-
2.5. Диаграммы нагрузочной способности масляных и сухих трансформа-
торон
кн за счет недоиспользования трансформатора в остальные
часы суток можно найти по формуле:
5Д0П = 5Н (1 — К„)0,3. (2.2)
Так как в летнее время нагрузка трансформаторов меньше,
чем зимой, и меньше номинальной, то и износ изоляции летом
меньше нормального. Поэтому в зимние месяцы (декабрь—
февраль) можно без уменьшения срока службы трансформа-
тора увеличить его нагрузку сверх определенной по диаграмме
нагрузочной способности. Зимой допускается перегрузка на
1 % на каждый 1% недогрузки летом (июль — август), но
всего не более чем на 15%. Однако суммарная перегрузка
трансформатора не должна превышать 30%.
При выходе из строя одного из параллельно работающих
трансформаторов и при отсутствии резерва допускаются ава-
рийные кратковременные перегрузки, независимо от предше-
ствующей нагрузки, температуры охлаждающей среды и ме-
ста установки.
51
Аварийные перегрузки используются кратковременно. Вы-
бирая мощность трансформатора для длительной работы,
нельзя учитывать аварийные перегрузки. Величина и продол-
жительность допустимых аварийных перегрузок приведены
в табл. 2.1.
Потеря напряжения в трансформаторе, выраженная в про-
центах от номинального напряжения, для практических рас-
четов может быть найдена по формуле
MJ » p(tzacos(p2 + UpSinq)2), (2.3)
где р — отношение фактического тока нагрузки к номиналь-
ному; «а и ир — активная и реактивная составляющие напря-
жения короткого замыкания, %; <р2 — угол сдвига фаз между
током и напряжением вторичной цепи.
При этом
иа ~ — 100 (2.4)
•S а
И ______
UP=KUk —“а-
Потери активной энергии в трансформаторах [см. также
формулу (1.28)]
WT = (Px.x + K№.J\.3)Tr, (2.6)
где Кз.с — средний коэффициент загрузки трансформатора.
Потери реактивной энергии в трансформаторе определя-
ются по выражению (2.6) с подстановкой вместо постоян-
ной составляющей потерь реактивной мощности:
>-) __ SH/X. X
Чх. х — 100
и вместо Рк.э — потери реактивной мощности, вызванной но-
минальным током,
QK =^н«к.
3 100
Таблица 2.1
Допустимые аварийные перегрузки трансформаторов с медными обмотками
Масляные Сухие
перегрузка. продолжительность перегрузки, перегрузка, продолжительность перегрузки,
мин мнн
30 120,0 10 75
45 80,0 20 60
60 45,0 30 45
75 20,0 40 32
100 10,0 50 18
200 1,5 60 5
52
Тнп трансформатора 5н- кВ А кВ и№- кВ кВт кВт "к' ' Примечание
ТМ-63 63 6—10 0,4-0,23 0,36 1,28-1.47 4.5—4,7 4,5 Масляный
т М-400 400 6—10 0,23-0,4 0,69 1,2 5,5 4,5 2,1 >
ТМ-630 630 35 0,4—0,69 2-2,7 7.6 6.5 2—3,2 >
ТМ-2500/35 2500 35 6—11 3,8 20 6,5 1 »
ТД-ЮООО 10 000 38,5 6,3—10,5 13,2 675-680 7,58—7,63 0,605 Масляный с дутьем
ТДН-16 000/110 -66 16 000 115 6,6—11,22, 35 21 85 10,5 0.85 Масляный с дутьем с регулировкой под нагрузкой
ТРДН-25 000/110 - 25 000 115 6,3—10,5 32—40 120 10,5 0,7 То же, с расщеплен- ной вторичной об- моткой
ТРДЦН-6300/110 63 000 115 6,3—10,5 59-70 245 10—10,5 0.6 То же
ТСЗ-160/10— 65 160 6-10 0,23—0,4 0,69 0,7. 2,7 5,5 4,0 Сухой
ТСЗК-1000/10 1000 6-10 0,4—0,69 2,35—9,7 2,6 9,7 5,5 1 »
При этом ^ф можно принимать равным единице.
В табл. 2.2 приведены основные технические данные неко-
торых типов трехфазных двухобмоточных понижающих транс-
форматоров.
Для включения трехфазных трансформаторов на парал-
лельную работу должны быть выполнены следующие условия,
обеспечивающие распределение нагрузки между трансформа-
торами пропорционально их номинальным мощностям:
1) трансформаторы должны иметь одинаковые коэффици-
енты трансформации, т. е. соответственно равные первичные
и вторичные номинальные напряжения;
2) трансформаторы должны иметь одинаковые схемы
(группы) соединений обмоток;
3)должны быть равны напряжения к. з.
Не рекомендуется параллельная работа трансформаторов,
у которых отношение номинальных мощностей превышает 3: 1.
Предварительно мощность трансформатора выбирают в со-
ответствии с расчетной нагрузкой [см. формулу (1.10)] и с уче-
том допустимых длительных перегрузок. Однако при оконча-
тельном выборе мощности и числа работающих трансформато-
ров должны быть учтены экономические факторы: работа их
с наименьшими потерями энергии, т. е. с наибольшим КПД.
Соответствующая этому условию «экономическая» нагруз-
ка трансформатора
5ЭК = SH
/^Х. X ~t~ КэСх. X
Рк. 3 ' I KsQk. э
(2.7)
где Кэ — экономический эквивалент реактивной мощности,
кВт/квар (см. § 84).
Практически для трансформаторов подстанций в нефтяной
и газовой промышленности S3K=(0,6—0,7)SH-
Для резервирования трансформаторов на рассматривае-
мых подстанциях устанавливают два трансформатора, если
подстанции питают потребителей 1-й или 2-й категории (на-
пример, ЦП, ГПП нефтепромыслов, подстанции мощных комп-
рессорных и насосных). Мощность каждого из двух трансфор-
маторов выбирают с таким расчетом, чтобы при выходе из
строя одного из них второй, перегружаясь, мог нести нагрузку
всех потребителей 1-й и 2-й категорий (потребители 3-й кате-
гории могут быть обесточены). Допустимая перегрузка масля-
ных трансформаторов для этого случая составляет 0,4 Sr на
срок до 5 сут, при продолжительности нагрузки в каждые
сутки не более 6 ч, если нагрузка трансформатора до ава-
рийной перегрузки ие превышала 0,9 SH.
Для потребителей 2-й и 3-й категорий часто применяют од-
нотрансформаторные подстанции с общим складским резер-
вом трансформаторов. Однотрансформаторные подстанции
53
применяют, в частности, на промыслах для питания глубин-
нонасосных установок с резервированием путем устройства пе-
ремычек между магистралями, питающимися от разных под-
станций. На однотрансформаторных подстанциях с магист-
ральной схемой распределения энергии мощность каждого из
трансформаторов двух соседних подстанций можно выбрать
с таким же расчетом, как для двухтрансформаторной под-
станции. В этом случае обеспечивается резервирование пита-
ния всех присоединенных ширебителей.
§ 8. Выключатели напряжения
выше 1000 В
Для замыкания и размыкания цепей переменного тока на-
пряжением выше 1000 В при наличии в этих цепях тока нор-
мального режима или аварийных токов применяют силовые
выключатели. Если классифицировать эти выключатели по
роду дугогасящей среды, то можно выделить жидкостные и
газов ы е в ы к л ю ч а те л и.
Из жидкостных выключателей наиболее распространены
масляные, характеризуемые тем, что дуга, возникающая меж-
ду расходящимися контактами, гасится в трансформаторном
масле.
Наиболее распространенные газовые выключатели — воз-
душные, в которых в качестве дугогасящей среды использу-
ется сжатый воздух. К группе газовых выключателей относятся
также автогазовые, в которых гашение дуги осуществля-
ется дутьем газов, образующихся в дугогасительном устрой-
стве под воздействием высокой температуры дуги на специ-
альные вкладыши из газогенерирующих материалов (органи-
ческое стекло, фибра).
Выключатель выбирают по следующим электрическим ве-
личинам.
1. Номинальное напряжение £/н— линейное напряжение,
для работы при котором выключатель изготовлен. Максималь-
ное рабочее напряжение в установке t7max может превышать
номинальное напряжение выключателя на 15—20%.
2. Номинальный ток /н — длительно допустимый для вы-
ключателя ток, при котором нагрев его токоведущих частей
не превышает допустимый.
3. Номинальный ток отключения ]а.пг — наибольший ток
(короткого замыкания), который выключатель способен на-
дежно отключить при восстанавливающем напряжении между
фазами, равными UH.
Для выключателей, не предназначенных специально для
работы с автоматическим повторным включением (АПВ) ли-
нии, /н указывается при цикле работы О—180—ВО—180—ВО.
Буква О означает отключение, буква В — включение, цифра —
,г)5
интервал между операциями в секундах. Приведенное обозна-
чение цикла показывает, что после отключения выключателя
при к. з. в линии он допускает включение его на к. з. еще два
раза с интервалами по 180 с.
Для выключателей с быстродействующим АПВ величина
/н.от дается, исходя из двух циклов работ О—t—ВО. Каждый
цикл О—t—ВО предусматривает, что после отключения вы-
ключателем к. з. без выдержки времени подается сигнал на
включение, цепь замыкается выключателем и он повторно от-
ключается. Два указанных цикла должны следовать друг за
другом с интервалом не менее 15 мин.
Кроме номинального тока отключения /пот указывается
номинальная мощность отключения:
s„. от Гз7/„/„ „т. (2.8)
Величина является условной и не отражает дейст-
вительной мощности, выделяемой в выключателе при отклю-
чении цепи, так как напряжение на зажимах аппарата при
этом равно напряжению на дуге, составляющему лишь нес-
колько процентов от U„.
4 Ток динамической стойкости — наибольшая сила
тока сквозного (к. з. за выключателем), выдерживаемый вы-
ключателем без повреждений во включенном положении.
5. Ток термической стойкости It — наибольшая сила пере-
менного тока, которую выключатель в состоянии выдержать
в течение t с без перегрева токоведущих частей сверх допу-
скаемых пределов, без повреждения изоляции и токоведущих
частей. Часто А задается для (, равного 4 с (/<) или 8 с (/8).
Время отключения выключателя, равное интервалу времени
от подачи команды на отключение до момента окончательного
погасания дуги на всех полюсах t0, складывается из собствен-
ного времени отключения привода и выключателя tc. п и вре-
мени длительности горения дуги (д:
4 = (Св + (д. (2.9)
У небыстродействующих выключателей t0 не должно пре-
вышать 0,25 с, у выключателей ускоренного действия — 0,12 с,
у быстродействующих — 0,08 с.
Условия выбора выключателя по перечисленным парамет-
рам таковы:
Umax раб> н ^раб>
56
Слой масла над контактами должен быть настолько велик,
чтобы обеспечить достаточное охлаждение газов. В крышке
бака имеется газоотводящая трубка, закрытая тонкой диаф-
рагмой, которая разрывается при повышении давления в баке,
что приводит к выбросу из бака газов и некоторой доли масла.
При интенсивном охлаждении маслом и воздействии водо-
рода, обладающего высокими дугогасящими свойствами, дуга
гасится.
Рис. 2.7. Баковый выключатель МКП-35 с номинальной мощностью отключе-
ния 1 000 МВ • А:
а — разрез одного полюса: / — крышка; 2 — дугогасительные камеры; <3—изолирующая
тяга; 4— изоляция бака; S — бак; 6 — электроподогреватель; 7 — маслоспускной кран:
8 — траверса подвижных контактов; 9 — направляющая с отключающей пружиной; 10 —
трансформаторы тока; б — дугогасительная камера; / — экран; 2 — гибкая связь; 3 —
пружина; 4 — держатель; 5 —полость газовой подушки; 6 — корпус; 7 — контакт; 8 — гор-
ловина для прохода подвижного контакта; 9 — изоляционные пластины
При каждом переходе тока через нуль дуга гаснет и каж-
дый раз вновь восстанавливается до тех пор, пока электриче-
ская прочность дугового промежутка не возрастет настолько,
что восстанавливающееся между контактами напряжение не
сможет его пробить. Процесс гашения дуги длится 10—15 по-
лупериодов, т. е. 0,1—0,15 с.
При напряжениях до 10 кВ токоведущие части всех трех
фаз трехполюсного масляного выключателя размещают в од-
ном баке, а при больших напряжениях трехполюсные выклю-
чатели выполняются трехбаковыми.
58
Здесь Ураб — рабочее напряжение установки; /раа— дли-
тельный рабочий ток; Iti — действующее значение тока трех-
фазного к. з. в первый период после возникновения дуги между
контактами выключателя (рекомендуется принимать 1ц=Г'); 1У,
/®и tn — соответственно ударный и установившийся токи к. з. и
приведенное время протекания тока к. з. (см. § 6).
Масляные выключатели
юе масло
ей сред, и
исполь-
выклю-
Рис. 2.6. Схема устрой-
ства выключателя с боль-
шим объемом масла
Существуют масляные выключатели с большим объемом
масла — баковые, в которых трансформа
зуется в качестве дугогасящей и изолиру
чатели с малым объемом масла — горш-
ковые, в которых масло используется
только для гашения дуги. Схема устрой-
ства выключателя с большим объемом
масла без специальных дугогаситель-
иых камер — с простым разрывом кон-
тактов— представлена на рис. 2.6.
В стальном баке 1, закрытом массивной
крышкой 2 и заполненном трансформа-
торным маслом, помещаются неподвиж-
ные 3 и подвижный 4 контакты. Послед-
ний соединен через изолирующую штангу
5 с приводным механизмом 6. Вводные
изоляторы 7 изолируют от бака то-
коведущие части, через которые непод-
вижные контакты 3 соединены с внеш-
ней цепью. Приводной механизм воз-
действует на подвижный контакт 4 и
тем самым определяет замкнутое (верх-
нее) или разомкнутое (нижнее) положение контактов выклю-
чателя. В момент расхождения контактов 3 и 4 при выключе-
нии цепи под током между ними образуется электрическая
дуга. При очень высокой температуре дуги масло, окружаю-
щее дугу, быстро испаряется и разлагается (при разложении
1 г масла выделяется 1 400—1 500 см3 газа). Дуга окружа-
ется газовой оболочкой — пузырем, оттесняющим масло. В га-
зовом пузыре создается большое давление, которое через ма-
лосжимаемое масло с большой скоростью передается стенкам
и днищу бака, действуя на них как удар. Масло смещается
кверху, где между его поверхностью и крышкой бака имеется
воздушная прослойка. Образующиеся при разложении масла
газы состоят на 70—75% из водорода, содержат метан, ацети-
лен, этилен и другие углеводороды.
Образующиеся в выключателе горючие газы до соприкос-
новения с воздухом должны остыть до температуры, при кото-
рой невозможно их воспламенение.
57
Баковые выключатели (рис. 2.7) на напряжения 35, НО
кВ и на более высокие напряжения изготовляют со специаль-
ными устройствами для гашения дуги — дугогасительными ка-
мерами. На каждом из проходных изоляторов смонтирована
дугогасительная камера с поперечным масляным дутьем. Ниж-
няя часть камеры набирается из изоляционных пластин со
специальными профильными вырезами, а верхняя часть вы-
полняется металлической — из стали и латуни. Стянутые тек-
столитовыми шпильками пластины образуют камеру с верти-
кальным каналом, по которому перемещается подвижный кон-
такт, и с двумя горизонтальными каналами поперечного дутья.
При отрыве подвижного контакта от неподвижного (опу-
скания траверсы) в верхней части лугогасительной камеры
возникает дуга. По мере удаления подвижного контакта от не-
подвижного дуга растягивается, разлагает и испаряет масло.
Верхняя часть камеры отделена от остального объема выклю-
чателя, пока поперечные каналы перекрыты стержнем подвиж-
ного контакта. Вследствие этого давление газов и масла
в верхней части камеры резко повышается и создается неко-
торое накопление газов в объеме правой стороны камеры
По мере перемещения подвижного контакта вниз попереч-
ные каналы поочередно открываются и в них устремляются
газы и масло из верхней части камеры, направляясь перпен-
дикулярно к стволу дуги. Дуга растягивается в этих каналах,
принимая зигзагообразную форму: происходит интенсивная де-
ионизация ее и гашение. В баковых выключателях МКП на
110 кВ и выше устанавливают более сложные дугогасительные
камеры поперечного масляного дутья с несколькими последо-
вательно включенными разрывами дуги.
Масляные выключатели с малым объемом масла в распре-
делительных устройствах 6—10 кВ в последнее время вытес-
нили баковые выключатели и все шире применяются в уста-
новках и более высоких напряжений. В выключателях с малым
объемом масла контактная система каждой фазы, снаб-
женная д\погасительной камерой, размещается в небольшом
цилиндрическом бачке (горшке), нижняя часть которого за-
полнена трансформаторным маслом. Последнее служит здесь
дугогасящей средой и не выполняет функций изолирующей
среды между токоведущими и заземленными частями. Так как
объем масла в этих выключателях в десятки раз меньше, чем
в соответствующих баковых выключателях, а цилиндры вык-
лючателей обладают высокой прочностью, выключатели с ма-
лым объемом масла могут считаться пожаро- и взрывобезопас-
ными. Это упрощает строительную часть распределительных уст-
ройств.
В рассматриваемых здесь установках широко распростра-
нены горшковые выключатели ВМГ-10 и ВМП-10 на напряже-
ние 10 кВ с номинальным током отключения 20 кА.
59
8W±5 -
I—------ ----774------------------—
Рис. 2.8. Выключатель ВМП-10:
а — общий вид; / — корпус выключателя; 2 —
изолятор; 3 — рама; 4 — изоляционная тяга при-
водного механизма; 5 — вал приводного меха-
низма; 6 — масляный буфер; 7 — болт для зазем-
ления; 8 — нижний контактный вывод; .9 — верх-
ний контактный вывод; б — разрез одного по-
люса
Вы ключатель ВМП-10 предна-
значен для установки в вертикаль-
ной плоскости на стене или рамной
конструкции. Каждый полюс со-
стоит из прочного изоляционного
стсклоэпоксндного цилиндра 6
(рис. 2.8, б), на торцах которого
закреплены металлические фланцы
3 и 8, образующие днище и крышку
цилиндра. В нижней части изоля-
ционного цилиндра размещена ду-
гогасительная камера поперечного
дутья.
Под дугогасительной камерой
в днище цилиндра расположен не-
подвижный розеточный контакт 1.
Над ним располагается подвижный
контакт 13, выполненный в виде
круглого медного стержня, закреп-
ленного в корпусе из алюминиевого
сплава 7, смонтированного на верх-
нем фланце. В этом же корпусе
расположены направляющие стер-
жни 12 с роликовыми токосъемными
контактами 9, которые соединяют
подвижный контактный стержень 13
60
с неподвижным верхним выводом 8, и приводной выпрямляю-
щий механизм 11. Дугогасительная камера 5 собирается из пла-
стин фибры, гетинакса и электрокартона, в которых вырезаны
отверстия, образующие каналы и полости для гашения дуги.
Камера имеет три щели для гашения дуги. Воздушный буфер 2
служит для ограничения давления при больших токах и для
создания необходимого давления при значениях тока, близких
к нулевому.
Во время расхождения контактов 1 и 13 возникает дуга,
масло разлагается и испаряется. Образующиеся газы создают
и камере давление. Когда контакт 13 откроет первую щель,
образуется газовое дутье поперек ствола дуги, и при прохож-
дении тока через нуль возможно окончательное гашение дуги.
При открытии следующих щелей обдув дуги усиливается.
Обычно при больших токах дуга гаснет после открытия пер-
вых двух щелей. При отключении малых токов в камере соз-
дается небольшое давление, и дуга не гаснет после открытия
всех трех щелей, а затягивается в масляные карманы 4 в верх-
ней части дутогасительного yc i ройства.
Газы, прорываясь из одного кармана в другой, создают
продольное дутье, в результате чего дуга гаснет.
Образующиеся при выключении газы выходят наружу че-
рез зигзагообразный канал в верхней части полюса выклю-
чателя. Для предотвращения выброса масла в верхней части
установлен специальный маслоотделитель 10.
Воздушные выключатели
В этих выключателях дуга гасится струей сжатого воздуха,
поступающего в зону горения дуги под давлением до 2,0—3,2
МПа. При этом давлении и температуре 20° С воздух движется
со скоростью около 300 м/с и интенсивно удаляет ионизиро-
ванные частицы н.з дугового промежутка, создавая в нем вы-
сокую электрическую прочность, при которой восстанавлива-
ющееся напряжение не в состоянии вновь вызвать дуговой
разряд после его прекращения при переходе тока через ну-
левое значение. Время гашения дуги в воздушных выключа-
телях соответствует длительности одного периода (0,02 с),
а полное время отключения составляет 0,06—0,08 с. Воздуш-
ные выключатели требуют специального компрессорного и
пневматического хозяйства. По их малый вес, удобство транс-
портировки и обслуживания, полная пожаробезопасность при-
вели к тому, что эти выключатели получили широкое распро-
странение в энергосистемах.
На объектах нефтяной и газовой промышленности воздуш-
ные выключатели находят применение в распределительных
устройствах напряжением 35 и НО кВ.
Схема дугогасителыюй камеры выключателя на 35 кВ
представлена на рис. 2.9, а. В камеру (резервуар) 4, запол-
61
Рис. 2.9. Воздушный выключатель ВВБ-35:
а — схема дугогасительной камеры; б — общий вид: / — полюс выключателя; 2 — распределительный шкаф; 3 — тройник; 4 — ниппель;
5 — шунтирующее сопротивление; 6 — дугогасительная камера; 7 — опорный изолятор; 8 — шкаф управления; 9 —рама; 10—13 — мед*
ные трубки
ненную сжатым воздухом и находящуюся под высоким потен-
циалом, помещены главные разрывы 3 и 5, к которым напря-
жение подводится через эпоксидные вводы 2. Один из разры-
вов шунтирован низкоомным сопротивлением 1.
Заполнение камеры сжатым воздухом в отключенном со-
стоянии обеспечивает необходимую электрическую прочность
промежутка между разомкнутыми контактами.
При отключении цепи оба разрыва размыкаются одновре-
менно. После погасания дуги под действием струи воздуха на
разрыве, шунтированном сопротивлением, другой разрыв отклю-
чает сопровождающий ток, ограниченный этим сопротивлением.
Выключатель (рис. 2.9, б) состоит из трех полюсов, не свя-
занных друг с другом механически, и одного распределитель-
ного шкафа.
Полюс имеет одну металлическую дугогасительную камеру,
расположенную на опорном изоляторе. Шкаф управления со-
держит элементы пневматического и электрического управле-
ния.
В табл. 2.3 приведены основные технические данные неко-
торых типов силовых выключателей на напряжения выше
1000 В.
Контакторы для напряжения выше / ООО В
В цепях напряжением 6 кВ, содержащих электродвигатели
с частыми пусками-остановками (например, в приводе буровой
лебедки), для включения — отключения применяются специ-
альные аппараты с гашением дуги в воздухе пли в вакууме,
называемые высоковольтными контакторами. Описанные ра-
нее выключатели не рассчитаны на большое число включе-
ний — отключений.
Таблица 2.3
Основные технические данные масляных н воздушных выключателей
Тип выключателя кВ max, кВ А Лпот’ кА ^тах» кА .. !г кА? Примечание
ВМП-10 10 12 630 1000 1250 20 64 20 (t = 8с) Масляный горшковый
ВМГ-10 10 12 630 1000 20 52 20 (/ = 4с) То же
М КП-35—1000—25 35 40,5 1000 25 63 25 (/ = 4с) Масляный баковый
мкп-но — —2000/630—20 ПО 126 1000 630 20 52 20 (Z = 3с) То же
ВВУ-35 35 40,5 2000 3200 40 100 40 (/ = 3с) Воздушный
ВВУ-Н0 НО 126 2000 40 102 40 (/ = 3с) В
63
разъединители служат главным образом для снятия напряже-
ния с элементов установки, подлежащих осмотру, ремонту, а
также для изменения коммутационной схемы распределитель-
ного устройства (соединение между собой секций шин, пере-
вод питания линии на другую систему шин и т. п.)
Разъединители создают видимое место разрыва электриче-
ской цепи.
Контакты разъединителей не имеют дугогасительных уст-
ройств, поэтому разъединители могут включать ненагружен-
ныс цепи и отсоединять цепи, предварительно разомкнутые
выключателем. Допускается отключать обычными разъедините-
лями малые токи, в частности при напряжении до 10 кВ от-
ключать ток нагрузки до 15 Л, включать и отключать без на-
грузки трансформаторы напряжения, цепь тока холостого хода
трансформаторов мощностью не выше 750 кв-А и ток замы-
кания на землю до 10 А.
Для предотвращения ошибочных операций с разъедините-
лями их блокируют с выключателями таким образом, что
включение и отключение разъединителя оказываются возмож-
ными только при отключенном выключателе
По конструктивному исполнению различают два основных
вида разъединителей: рубящего типа с движением подвижного
контакта — ножа в плоскости осей изоляторов и поворотного-
типа с перемещением ножа в плоскости, перпендикулярной
к осям изоляторов.
Для внутренней установки применяются однополюсные и
трехполюсвые разъединители рубящего типа на напряжения
6, 10, 20 и 35 кВ (рис. 2.11). Разъединители для наружной
установки выпускаются отечественной промышленностью двух
основных типов: рубящего типа (РЛН, РЛНЗ, РОН) и пово-
ротного типа (РЛНД). В полюсе разъединителя РЛН (рис.
2.11, б) на номинальное напряжение 10 кВ роль тяги выпол-
няет подвижной изолятор <9. Нож разъединителя 5, состоящий
из двух медных полос, заканчивается стальным рогом, кото-
рый совместно с таким же рогом 7, имеющимся у неподвиж-
ного контакта, защищает рабочие контакты от обгорания при
отключении разъединителем небольших токов, допустимых для
него. На рис. 2.11, в показан один полюс разъединителя на
35 кВ типа РЛНЗ с заземляющим ножом. При вращении изо-
лятора 3 нож трубчатого сечения начинает перемещаться под
воздействием поводка. Если разъединитель включается, нож
его сначала перемещается в вертикальной плоскости. Лопатка,
находящаяся на конце ножа, расположенная вертикально, вхо-
дит между пальцами неподвижного контакта 4.
Далее, в конце операции включения, нож поворачивается
вокруг вертикальной оси, лопатка приходит в горизонтальное
положение и, раздвигая пальцы неподвижного контакта, соз-
дает надежное соединение. Нож заземления 9 может быть
3 Заказ № 2719 65.
деляется на участки по числу
Рис. 2.10. Вакуумный контактор
К В В-6/320:
/ — электромагнит: 2 — прпподпой рычаг; -3—
пружина дожития. / тяговый нюлятор; -
вакуумная камера
Устройство контакторов с гашением дуги в воздухе для
цепей с напряжением до 1000 В описано в § 24. Контакторы
для напряжения выше 1000 В имеют такую же структуру, но
отличаются более мощным устройством дугогашения. В них
электрическая дуга под действием магнитного поля, создавае-
мого специальной катушкой, перемещается перпендикулярно
к направлению тока, растягивается и попадает в пространство,
разделенное керамическими плитками на ряд щелей. Дуга раз-
цепей. Растягивание дуги
и се дробление обеспечи-
вают быстрое гашение.
В буровых установках
примени юте я воздуш и ы е
контакторы 1\ВМ = 400/30 с
£7„ = 6 кВ; /„-40—400 А;
/н. от=:3 кА; /max "5,9 кА;
/4= 1—5,1 кА. Эти контакто-
ры не могут отключать зна-
чительные токи к. з., но ус-
пешно используются как
оперативные аппараты для
включения-отключения дви-
гателей с. числом циклов
работы до 120 в час.
На этих установках на-
чинают применяться ваку-
умные. контакторы на 6 кВ,
более надежные, чем кон-
такторы с гашением дуги
в воздухе. В перспективе
вакуумные контакторы пол-
ностью вытеснят последние.
Дугогашение в вакууме (остаточное давление 10~6 мм
рт- ст.) происходит при первом естественном переходе тока че-
рез нуль.
Не требуется ухода за контактами, отключение нагрузки
сопровождается лишь слабым шумом, дуга не выходит из гер-
метичной оболочки и не ионизирует окружающую среду.
Вакуумный контактор КВВ — 6/320 (рис. 2.10) имеет следу-
ющие технические данные:
//„" б кВ; /„ = 320 А; /„.от ~ 2 кА; /щах = 10 кА; /1 — 4 к А; число
циклов работы до 200 в час.
§ 9. Разъединители, выключатели нагрузки и другие
коммутационные аппараты для напряжения выше 1000 В
Разъединители предназначены для отсоединения отдельных
элементов оборудования и участков электрической системы от
источников напряжения. В распределительных устройствах
64
618-
Отделитель О, установленный в цепи поврежденного транс-
форматора, после отключения линии выключателем быстро от-
соединяет этот трансформатор при отсутствии тока в его
цепи, после чего автоматически включается выключатель В и
неповрежденный трансформатор Т2 остается в работе
Короткозамыкатель на напряжение 110 кВ (рис. 2.13)
состоит из основания 4, на котором смонтирована изоляцион-
ная колонка 2 с закрепленным на ней неподвижным контак-
том 1, который соединен с фазой линии. Заземляющая шина
35~1!0к&
Рис. 2.12. Схема, пояс-
няющая назначение ко-
роткозахшкателя и от-
делителя
Рис. 2.I3. Коротко.замы-
катель КЗ-llO У1
закрепляется при помощи гайки 5. Держатель заземляющего
ножа 3 соединяется рычагами и тягой с приводом. Нормаль-
ное положение короткозамыкателя — отключенное, при кото-
ром нож отведен от неподвижного контакта 1, а его включаю-
щие пружины растянуты. При срабатывании привод осво-
бождает нож, который под действием пружин с большой
скоростью входит в неподвижный контакт.
Короткозамыкатели па 35 кВ выполняются из двух отдель-
ных полюсов, смонтированных вместе в один двухполюсный
аппарат.
Ток короткого замыкания, созданный короткозамыкате-
лямп, пропускается через шину — первичную обмотку транс-
форматора тока (§ 11), от тока вторичной обмотки которого
срабатывает привод отделителя.
Отделитель представляет собой разъединитель с автомати-
ческим пружинным приводом, отключающий цепь за 0,4—0,6 с.
68
включен только тогда, когда поднят нож 5 разъединителя.
Это обеспечивается блокировкой вала 10 привода ножа зазем-
ления с приводом вращающегося изолятора 3.
Разъединители поворотного типа изготовляются в виде
двухколонковых конструкций для одного полюса. На месте
монтажа отдельные полюса соединяются между собой в трех-
полюсный разъединитель. На рис. 2.11, г показан двухколон-
ковый разъединитель с заземляющим ножом.
Электрические величины, характеризующие разъединитель,
ио которым его выбирают, те же, что и для выключателей вы-
сокого напряжения, за исключением номинальных токов от-
ключения /пот и мощности отключения Shot, не имеющих
здесь смысла, так как разъединитель не рассчитан па отклю-
чение цепей под током. Таким образом, условия выбора разъ-
единителей та ковы:
U
max
Uраб» Л| ^раб»
(max гу> Л 1/ ^ / х.
г 'п
Короткозамыкатели и отделители применяются на подстан-
циях, где нет силовых выключателей напряжения выше 1000 В
на вводах питающих липни.
В схеме двухтрансформаторной подстанции, питаемой ли-
нией с выключателем В (рис. 2 12), установленным только на
ее питающем конце, на вводе подстанции выключатели не ста-
вят. В цепи каждого трансформатора установлен короткозамы-
катель Л’ и отделитель О.
Короткозамыкатель — это воздушный выключатель, слу-
жащий для создания искусственного металлического короткого
замыкания.
В случае повреждения в трансформаторе Т1, не связанного
с появлением значительных токов, при которых может срабо-
тать релейная защита на питающем конце линии, защита
трансформатора вызывает срабатывание короткозамыкателя.
Последний создает ток к. з., достаточный для работы защиты
на питающей стороне линии и отключения линии выключате-
лем В.
Рис. 2.11. Разъединители:
а — трехполюсный для внутренней установки на 600 А. 10 кВ; б — полюс разъединителя
на 6000 А 20 кВ; в, г, д — разъединители для наружной установки на 10 кВ типа РЛН.
на 35 кВ типа РЛНЗ и на За кВ типа РЛНД-2: 7 • • рама; 2 — опорный изолятор; 3 — под-
вижный изолятор; 4 — неподвижный контакт; 5 — нож; 6 — ось привода; 7 — рога; 8 —
контакты для присоединения внешних проводов; 9 — нож заземления; 10 — вал ножа за-
земления; 11 — рама; 12 — поворотный изолятор; 13 — главные ножн; 14 — контактный
вывод; /5 — заземляющие ножи; 16 — контакт заземлителя; /’’ — соединительная тяга
привода; 18 — вал привода; 19 — гибкие связи
3*
67
Короткозамыкатели и отделители применяются на подстан-
циях напряжением 35—220 кВ. Они дают возможность отка-
заться от установки выключателей высокого напряжения, по-
зволяют удешевить и упростить подстанцию, не уменьшая ее
надежности.
Для заземления нейтралей силовых трансформаторов или
шин подстанций применяются однополюсные коммутационные
аппараты — заземлители- Принцип их устройства аналогичен
принципу устройства короткозамыкателей, но они включаются
и выключаются вручную е помощью рычажного привода.
Для наложения переносного защитного заземления на от-
ключенные токоведущие провода в установках напряжением
от 10 до 220 кВ применяются специальные изолирующие
штанги (ШЗП). Для напряжений 10; 35; ПО кВ эти штанги
изготовляются в трехфазном исполнении, а для 220 кВ — в од-
нофазном .
Основные электрические параметры короткозамыкателей:
номинальное напряжение (/„, амплитуда предельного сквоз-
ного тока £тях, начальное действующее значение периодиче-
ской составляющей /Г[, ток термической устойчивости /,
Параметры отделителей и заземлителей те же, что и разъ-
единителей.
Параметры короткозамыкателя КЗ-110 У1, отделителя ОД-
НО У и заземлителя ЗОН-НО приведены в табл. 2.4.
Выключатель нагрузки — это разъединитель специальной
конструкции, контакты которого снабжены дугогасительным
устройством небольшой мощности. Он предназначается для
включения и отключения цепей при токах нормальной нагруз-
ки порядка нескольких сотен ампер, но не при токах корот-
кого замыкания. _
Если совместно с выключателем нагрузки установлены
плавкие предохранПтЙи," включенные последовательно с его
контактами, предохранители обеспечивают автоматический
разрыв цепи при коротких замыканиях. Такое комбинирован-
ное устройство может быть использовано во многих случаях
вместо силового выключателя напряжением выше 1000 В
с релейной защитой. В частности, выключатели нагрузки
с предохранителями ВНП-16 и ВНП-17 на напряжения 6 и
Таблица 2.4
Параметры короткозамыкателя, отделителя и заземлителя
Аппарат ц„. кВ l’max* 14 /п. КА кА л
КЗ-110 VI но 51 20 20
ОД-НО V. но 80 — 31,5 1000
ЗОН-ПО но 16 6,3 400
69
10 кВ рассчитаны соответственно на номинальную силу тока
200 и 400 А
Подвижные контакты выключателя ВНП-16 (рис. 2.14, а)
состоят из двухполосных рабочих ножей 8, к которым прикре-
плены мелные дугогасительные ножи 2, изогнутые по дуге ок-
ружности. На верхних июлятора.х .закреплены дугогаситель-
Рис. 2.[4. Выключатель нагрузки
ВНП-16:
а -• общий вид: 1 — дугогасительиая ка-
мера; 2 — дугогасительный нож; 3 —пре-
дохранитель типа ПК; 4 — зажимы для
присоединения шии; 5 — удерживающая
скоба; 6 — отключающая пружина; 7—•
стальная рама; 8 — рабочий нож; б — раз-
рез гасительной камеры
иые камеры 1 с антогазовым дутьем. Гасительная камера (рис.
2.14, б) выполнена из двух пластмассовых щек 1 и содержит
два газогенерирующих вкладыша 3 из органического стекла.
В собранной камере обра«уется дуговой паз, в который входит
дугогасительный нож 2.
Внутри камеры помещен неподвижный дугогасительпый
контакт 5. При отключении сначала выходят из соприкоснове-
ния рабочие ножи с неподвижными рабочими контактами 4,
а затем — дугогасительные ножи с контактами 5.
При выходе дугогасительных контактов из камеры газы,
образовавшиеся в камере от воздействия дуги на газогенери-
70
рующие вкладыши, выбрасываются наружу и гасят дугу, если
опа не была погашена в камере. Выключатель ВНП-17 отли-
чается от рассмотренного наличием устройства, производящего
автоматическое отключение при перегорании плавкой вставки
любого из трех предохрани-
телей.
Отключаемый ток к. з. оп-
ределяется соответствующими
параметрами устанавливае-
мых здесь плавких предохра-
нителей.
11лавкие предохранители
па напряжения выше 1 000 В
используются для зашиты эле-
ментов установки от токов ко
роткого замыкания и токов
перегрузки.
На напряжения 3 35 кВ
наиболее распространены пре-
дохранители, в которых ме-
таллическая плавкая вставка
заключена в изолированную
трубку, заполненную кварце-
вым песком.
При увеличении тока сверх
номинального расплавляется
плавкая вставка и возникаю-
щая в патроне (рис. 2.15) ду
га интенсивно гасится. Это
происходит благодаря тому,
что дуга горит в узком изви-
листом канале, в котором она
быстро охлаждается, соприка-
саясь с сыпучим песком, а
пары металла вставки конден-
сируются в объеме песка. При
расплавлении вставки током
к. з. цепь отключается раньше,
чем ток. к. з. достигнет удар-
Рис. 2.15. Патроны предохранителя
с планкой вставкой па керамическом
сердечнике;
а — заряженный; б — при разборке и
сборке; /- кожух; 2— плавкая вставка;
J —крышка; 4- песок; 5 — указатель сра-
батывали я
кого значения, г. е. предохра-
цитель обладает токоограпичпвающим действием. Полное время
отключения тока к. з. при этом оказывается равным 0,005 -
0,007 с, причем пень разрывается бесшумно.
Для защиты силовых цепей при нормальных условиях ра-
боты выпускают предохранители типов ПК и ПКУ в исполне-
ниях для наружной н внутренней установки. Наибольшая мощ-
ность отключения (трехфазная) для предохранителей ПК всех
напряжений 200 МВ • А, а для усиленных предохранителей
71
ПКУ на 6 и 10 кВ —350 МВ-А и на 20 и 35 кВ — 500 МВ-А.
Электрическими параметрами,
вые предохранители, являются
—------ ----------.
Рис 2.16. Вентильный разрядник
РВП-6-
/ — искровые промежутки: 2 —• вилитовые
диски; 3 — фарфоровый кожух; 4 — уплот-
нения; 5 — хомут; 6 — пластина дли при-
соединения провода сети; 7 — спиральная
пружина
по которым выбираются сило-
номинальные напряжение U„ и
токи плавкой вставки и пат-
рона.
Для защиты измерительных
трансформаторов напряжения
применяются предохранители
типов ПКТ и ПКТУ. У предо-
хранителей ПТК на 6; 10; 20;
35 кВ наибольшая мощность
отключения—1000 МВ-Л, а
у предохранителей ПКТУ она
не ограничена.
Разрядники. В резуль-
тате прямого удара молнии
или при грозовых разрядах
вблизи воздушных линий пе-
редачи или открытых подстан-
ций в линиях и распредели-
тельных устройствах, связан-
ных с последними, возникают
атмосферные перенапряже-
ния. Максимальное напряже-
ние при прямом ударе может
достигать нескольких миллио-
нов вольт, а протекающие
токи достигают сотен тысяч
ампер. Для защиты от прямых
ударов молнии, наиболее опас-
ных для установок всех на-
пряжений, используют тросо-
вые и стержневые молниеот-
воды (см. § 87).
Перенапряжения, возника-
ющие при разрядах вблизи
линий и открытых подстан-
ций,— индуктированные, они
достигают 300—500 кВ и осо-
бенно опасны для установок
напряжением до 35 кВ, изо-
ляция которых выдерживает
импульсы перенапряжений до
200 кВ. Для защиты от индук-
тированных перенапряжений в распределительных устройствах
напряжением выше 1000 В, связанных с воздушными линиями,
применяют вентильные разрядники. На самих линиях устанав-
ливают трубчатые разрядники.
72
Вентильные разрядники содержат многократный искровой
промежуток и рабочее сопротивление из дисков вилита, отсо-
единяющее этот промежуток от сети при нормальном режиме.
Под действием перенапряжения происходит импульсный про-
бой искрового промежутка и через рабочее сопротивление те-
чет на землю импульсный ток. После импульсного пробоя че-
рез разрядник начинает протекать сопровождающий ток про-
мышленной частоты, сила которого ограничивается сопротив-
лением вилита. Последнее сильно возрастает при снижении
напряжения и уменьшает сопровождающий ток до такого зна-
чения, при котором ток прерывается искровым промежутком
при первом переходе через нулевое значение. При больших
значениях тока, соответствующих импульсному пробою, сопро-
тивление вилита гр мало, и, несмотря на большое значение
тока /, остающееся напряжение на разряднике Up=Jrp неве-
лико и может быть сделано таким, чтобы не превышало допу-
стимого для защищаемого оборудования.
Вилитовое сопротивление изготовляется в виде дисков диа-
метром 100—150 мм и толщиной 10—20 мм. Основу вилита
составляют зерна карборунда (SiC), на поверхности которых
создается пленка окиси кремния (ЗаОг) толщиной 10-5 см.
Зависимость между напряжением на вилитовом сопротив-
лении ир и током / выражается формулой
Up--AIa,
где А — постоянная, равная напряжению на сопротивлении
при силе тока в 1 А; а—показатель нелинейности, равный
при больших токах 0,13—0,2
Устройство подстанционного вентильного разрядника РВП
показано на рис. 2.16
Разрядники на напряжения до 35 кВ состоят из одного
элемента, а на большие напряжения их выполняют из элемен-
тов, рассчитанных каждый на 15, 20 и 30 кВ. Элементы соби-
рают при монтаже в колонки, которые устанавливают на фун-
даментах или стульях.
Разрядник характеризуют следующие напряжения: номи-
нальное; наибольшее допустимое; остающееся на разряднике
при импульсном токе; пробивное искрового промежутка при
напряжении промышленной частоты; импульсное пробивное.
Например, для разрядника РВП-6 — эти напряжения (в кВ)
соответственно равны: 6; 7,6; не более 30; не менее 16 и не бо-
лее 19; 25, 35.
Трубчатые разрядники, применяемые для защиты линий
электропередачи, включаются между проводами линии и зем-
лей через внешний искровой промежуток, предотвращающий
утечку тока на землю. Гашение сопровождающего тока в раз-
ряднике осуществляется выдуванием дуги газом газогенери-
рующей трубки.
73
§ 10. Приводы для управления силовыми выключателями
на напряжения выше 1000 В и разъединителями
Приводы силовых выключателей выше 1000 В
Эти выключатели в большинстве случаев снабжаются
встроенными пружинами, которые сжимаются (пли растяги-
ваются) во время включения и удерживаются в напряженном
состоянии при включенном положении выключателя специаль-
ным запирающим механизмом. При необходимости отключе-
ния в таких выключателях запирающий механизм освобож-
дает пружины, которые перемещают подвижные контакты,
размыкающие цепь. Управление выключателем — включение,
удерживание во включенном положении, освобождение под-
вижной части от действия запирающих устройств для отклю-
чения — осуществляет привод, представляющий собой отдель-
ный аппарат, соединяемый с валом выключателя. Лишь в воз-
душных выключателях пневматический привод конструктивно
объединяется с выключателем и его контактной системой На-
ибольшее усилие привода требуется при включении выключа-
теля.
В зависимости от рода энергии, от которой действует при-
вод, различают приводы ручные, действующие от мускульной
силы человека, и двигательные, приводимые в действие элект-
рической энергией, энергией пружин, кинетической энергией
движущихся масс и др.
По способу питания энергией различают приводы прямого
и косвенного действия.
Приводы прямого действия получают от источника энер-
гию, затрачиваемую на операцию включения выключателя во
время операции включения. Приводы косвенного действия осу-
ществляют операцию включения за счет энергии, запасенной
в приводе предварительно до совершения этой операции. К
приводам прямого действия относятся ручные, электромаг-
нитные, электродвигательные. Приводы косвенного действия
различают: пружинные (энергия запасается в заведенных пру-
жинах), грузовые (энергия запасается за счет поднятия гру-
за), пневматические (энергия запасается в сжатом воздухе).
Ручные приводы выполняются как полуавтоматические,
рассчитанные на ручное, дистанционное и автоматическое от-
ключения.
Все двигательные приводы выполняются как автоматиче-
ские, рассчитанные на дистанционное н автоматическое вклю-
чение и отключения. Любой привод имеет приспособления для
включения и отключения выключателя вручную непосредст-
венно на месте установки привода.
Все приводы силовых выключателей напряжения выше
1000 В имеют свободное расцепление. Механизм его позволяет
74
отключить выключатель при получении команды на отключе-
ние в период его включения, несмотря на то что сила, осуще-
ствляющая включение, продолжает действовать.
Из ручных приводов, широко применяемых в нефтяной и
газовой промышленности, здесь приводите,! привод ПРБА
Рис. 2.17. Ручной привод ПРБА
(рис 2.17). Привод смонтирован в чугунной коробке I, за-
крываемой съемной крышкой 4, которая имеет прорезь для
рычага управления 5. На задней стенке коробки помещен
стальной кронштейн 2 с механизмом свободного расцепления
<?. Последний выполнен в виде системы «ломающихся» рыча-
гов. складывающихся при небольшом силовом воздействии на
75
одно из звеньев, что приводит к устранению жесткой связи
между приводом и валом выключателя. Для включения вы-
ключателя рычаг 5 перемещают вручную снизу вверх. Движе-
ние передается тяге 11, связанной с валом выключателя через
промежуточные механические передачи. Автоматическое от-
ключение осуществляется при действии отключающих катушек
реле максимального тока 6 и .минимального напряжения 7,
расположенных в релейной коробке, в нижней части привода.
Сердечник реле при срабатывании действует на защелку при-
вода, «ломая» систему рычагов свободного расцепления.
При автоматическом отключении рычаг 5 остается в верх-
нем положении. Привод снабжен указывающим семафором
(блипкером) 8, который при автоматическом отключении вы-
ключателя (от реле) занимает горизонтальное положение (см.
рис. 2.17, пунктир). Рычаг 9 связывает кинематическую си-
стему, расположенную в коробке привода, е вспомогатель-
ными контактами 10 сигнализации и автоматики (КСА)
Привод ПРБА, предназначенный для наружной установки,
встраивается в шкаф из листовой стали, защищающей меха-
низмы привода от непосредственного воздействия пыли и
влаги. Рассматриваемый привод может применяться для вы-
ключателей ВМГ-10, ВПМ-10 и других, у которых при мед-
ленном включении вращающий момент на валу не превышает
150--200 II • м, а работа включения равна 200 Дж.
Из современных двигательных приводов в нефтяной и газо-
вой промышленности находят применение электромагнитные и
пружинные приводы.
Принципиальная схема электромагнитного привода приве-
дена на рис. 2. 18. Для отключения выключателя подается им-
пульс тока в катушку отключающего электромагнита 1, сердеч-
ник которого, ударяя по запорной защелке.?, освобождает рычаг
4, сидящий на валу привода 3. Под действием выключающих
пружин, конструктивно объединенных с выключателем, послед-
ний отключается, а вал привода 3 поворачивается по часовой
стрелке.
В отключенном положении рычаг 4 ложится на шток сердеч-
ника включающего электромагнита 5. Для включения выключа-
теля подается ток в катушку 5 включающего электромагнита,
сердечник которого поднимает рычаг 4 до захвата ею запорной
защелкой 2. Вал привода поворачивается против часовой стрел-
ки, включая выключатель. Для ручного включения служит
рычаг 6.
Электромагнитные приводы работают на постоянном токе,
поэтому на установке должны быть аккумуляторная батарея
или специальный выпрямитель, преобразующий переменное на-
пряжение в постоянное.
Для управления выключателями ВМП-10, ВМГ-10 применя-
ется электромагнитный привод для внутренней установки ПЭ-11.
76
а для выключателей с большей мощностью отключения — при-
вод ПЭ-2. Эти приводы в исполнении для наружной установки
заключены в шкафы из листовой стали, защищающие их от
пыли и воды, и имеют типовое обозначение соответственно
ШПЭ-11 и ШПЭ-2.
Пружинный привод ПП-61 (рис. 2.19) изготовляется для
внутренней и наружной установок. Он предназначен для автома-
тического, дистанционного и ручного включения и отключения
выключателей и автоматического повторного включения (АПВ).
Перед включением автоматический редуктор /, приводимый
Рис. 2.18. Принципиальная
схема электромагнитного при-
вода
Рис. 2.19. Пружинный привод
НП-61
в действие универсальным электродвигателем (постоянного и
переменного токов), растягивает спиральные пружины 2 и од-
новременно поднимает груз 3. После каждого выключения эта
операция осуществляется автоматически.
Запасенная энергия растянутых пружин и поднятого груза
используется для включения выключателя при освобождении
удерживающей защелки. Ручное включение и отключение осу-
ществляются кнопками 4, а дистанционное и автоматическое —
путем подачи тока соответственно на включающий и отключаю-
щий электромагниты. Ручной завод привода осуществляется
при помощи рукоятки 5.
Для управления выключателями нагрузки применяются руч-
ные приводы ПРА-17 и ПР-17. Первый из них имеет механизм
свободного расцепления и отключающий электромагнит, т. е.
конструкция его аналогична конструкции привода ПРБА. Он
дает возможность осуществлять дистанционное отключение.
Управление приводом производится с помощью рукоятки
штурвала, надетого на вал привода. У привода ПР-17 нет от-
77
ключающего электромагнита, поэтому отключать и включать
выключатель можно только вручную на месте установки при-
вода.
Для управления трехполюсными разъединителями внутрен-
ней установки применяют главным образом ручные приводы—
рычажные и червячные — и редко электродвигательные. Ры-
чажный привод (рис. 2.20) используют для разъединителей до
630 А и до 2 000 А. Разъединитель включается и отключается
поворотом рукоятки в вертикальной плоскости. Червячные при-
воды применяют для управления трехполюсиымп разъедините-
лями, рассчитанными на токи 3 000 А и выше.
В электродвигательпых приводах для разъединителей внут-
ренней установки двигатель постоянного или переменного тока
мощностью 0,5 0,8 кВт соединяется с валом разъединителя при
помощи рычагов и червячной передачи.
Управлять однополюсными разъединителями на небольшие
токи (400—630 А) можно при помощи оперативной штанги
(рис. 2.20, и), представляющей собой изоляционный стержень
с металлическим пальцем на конце.
Для разъединителей наружной установки применяют руч-
ные рычажные и червячные приводы с вращением рукоятки
в горизонтальной пли вертикальной плоскости (рис. 2.21, а, б),
а также электродвигательные приводы (рис. 2.21, я). Червячные
приводы для вращения вала главных ножей имеют червячный
редуктор, а для вращения вала заземляющих ножей — рычаж-
ное устройство. Червячные приводы применяются для мощных
разъединителей. Электродвигательные приводы с двигателем
переменного тока применяются для мощных разъединителей,
требующих дистанционного управления. Все приводы снабжа-
ются вспомогательными контактами для сигнализации о поло-
жении разъединителей на щите управления.
§ 11. Измерительные трансформаторы тока
и напряжения и их выбор
В установках переменного тока напряжением выше 1 000 В,
а в ряде случаев и в установках напряжением ниже 1 000 В
измерительные, приборы, реле защиты, приборы автоматики
и т. п. не могут быть включены непосредственно в основную
цепь по условиям безопасности и затруднительности техниче-
ского выполнения приборов необходимой чувствительности па
большие токи и высокие напряжения.
В этих условиях пользуются измерительными трансформа-
торами тока и напряжения, которые изолируют указанные при-
боры и реле от первичных цепей и трансформируют соответст-
венно переменный ток и переменное напряжение больших ве-
личии в ток и напряжение величин, удобных для измерения и
приведения в действие реле и других приборов.
7!)
Рис. 2.20. Управление разъединителями внутренней установки при помощи
рычажного (а), червячного (6) привода и оперативная штанга (в)
Рис. 2.21. Приводы для управления разъединителями наружной установки:
а — ПРН-10; / — кронштейн; 2 — рукоятка управления; 3 — тяга; 4 — сигнальные контак-
ты: б — ПРНЗ-35; / — кронштейн; 2 —рычаг вала главных ножей; 3 — рычаг вала за-
земляющих ножей; 4 — сигнальные контакты; в — ПЧНЗ: / — кронштейн; 2 — червячный
редуктор в кожухе; 3 — отверстие для надевания рукоятки; -/ — рычаг вала заземляю-
щих ножей; 5 — вал главных ножей
Трансформаторы тока
Рис. 2.22. Схема включе-
ния трансформатора
тока
Первичная обмотка трансформатора тока 1 (рис. 2.22) со-
стоит из одного или нескольких витков, а вторичная 2 имеет
"большее число витков. Обе обмотки наложены на замкнутый
сердечник из листовой или ленточной электротехнической стали.
Первичная обмотка включается последовательно в провод цепи,
ток которой должен трансформироваться, а во вторичную об-
мотку включаются токовые катушки измерительных приборов,
реле и других аппаратов. Чтобы исключить возможность появле-
ния во вторичной цепи опасных потенциалов относительно земли
при пробоях с первичной обмотки, вто-
ричная обмотка заземляется. Напряже-
ние на концах первичной обмотки опре-
деляется силой тока первичной цепи,
и сила тока в этой обмотке не зависит
от сопротивления в цепи вторичной об-
мотки.
Сопротивление вторичной цепи очень
мало, и трансформатор тока работает
в режиме, близком к короткому замы-
канию. Сила тока вторичной обмотки
пропорциональна силе тока первичной
цепи. Трасформаторы обычно рассчиты-
вают так, чтобы при номинальном токе
первичной цепи во вторичной цепи про-
текал ток 5 А. Имеются специальные
трансформаторы с номинальным вто-
ричным током 1 и 2,5 А. Недопустима
работа трансформатора тока с разомкнутой вторичной обмот-
кой. В этом случае результирующий магнитный поток в сердеч-
нике сильно возрастает, что приводит к перегреву
к появлению опасных для персонала напряжений
ричной обмотки.
Для идеального трансформатора тока
/ — / .
J1 “ '2
ИЦ
сердечника и
н цепях нто-
(2.Ю)
Практически сила первичного тока отличается от приведен-
ного вторичного тока наличием тока холостого хода. Это опре-
деляет токовую и угловую погрешности трансформатора тока.
Токовая погрешность в процентах
I. ^--/i
------100.
/1
(2.П)
Она представляет собой разность между силой приведенного
вторичного тока и действительной силой первичного тока, отне-
сенную к первичному току.
S0
Угловая погрешность определяется как угол между векто-
рами первичного и приведенного вторичного токов. Она счита-
ется положительной, если повернутый на 180° вектор вторичного
тока опережает вектор первичного тока. При росте индуктивно-
сти вторичной цепи угловая погрешность уменьшается. Токовая
и угловая погрешности возрастают с увеличением сопротивле-
ния вторичной цепи, так как при этом растет напряжение на
вторичной обмотке, что определяет рост намагничивающего
тока. По величине погрешностей трансформаторы тока разде-
ляются на пять классов точности.
Классы точности и погрешности трансформаторов тока
Класс точности Токовая погреш- ность, % Угловая погреш- ность, |минуты
0,2 ±0,2 + 10
0,5 ±0,5 + 40
1 ±1 ±80
3 + 3 Не нормируется
10 ±10 Не нормируется
применяют трансформа-
распределительных устройствах
тока классов 0,5; 1; 3. Трансформаторы тока класса точ-
0,5 используются для питания счетчиков энергии, по ко-
В
торы
пости
торым ведутся денежные расчеты, класса 1—для питания ват-
тметров, счетчиков, щитовых приборов, класса 3—для питания
реле защиты, аппаратов, управления, указывающих приборов.
Трансформаторы тока класса 10 специально не изготовля-
ются, но в этом классе допускается работа трансформаторов
классов 1 и 3 при питании таких аппаратов, как вторичные реле
прямого действия и оперативных цепей. Трансформаторы тока
класса 0,2 применяются для точных лабораторных измерений.
Трансформаторы тока необходимого класса точности и кон-
структивного исполнения выбирают по следующим основным
электрическим величинам: номинальному (максимальному) на-
пряжению U„ (t/max). номинальному первичному току /к,, опре-
деляющему номинальный коэффициент трансформации /ц,/5;
кратности максимального допустимого тока динамической стой-
кости Кя, представляющей собой отношение амплитуды макси-
мального допустимого тока imax к амплитуде поминального пер-
вичного тока
iz _ tmax
Д К2 /к,
кратности односекундного тока термической стойкости Кт, пред-
ставляющей собой отношение наибольшего допустимого дейст-
вующего значения односекундного тока /()) к номинальному пер-
вичному току
' 1Н
(2.12)
(2.13)
81
номинальной вторичной нагрузке г2п (в Ом или В-A) S2n =
= 52Z2h, при которой гарантируется работа трансформатора тока
в необходимом классе точности.
Иногда вместо Ад и Ат завод-изготовитель трансформаторов
тока указывает допустимые значения im;,x и Цц (или /(4)), при
которых обеспечивается динамическая и термическая стойкость
трансформатора тока.
Основная область работы трансформаторов тока, применяе-
мых для релейной защиты, относится к условиям протекания
в первичной дени аварийных токов (натимер, токов к. з.), во
много раз превосходящих При питании приборов релейной
защиты с большими кратностями аварийных токов могут быть
допущены токовые погрешности до 10% и угловые до 7°. В со-
ответствии с этим для трансформаторов тока, питающих реле,
установлен еще один параметр -10%-ная кратность, под кото-
рой понимается такая кратность первичного тока по отношению
к /и,, при которой токовая погрешность достигает минус 10%
при заданной вторичной нагрузке.
Например, для трансформатора тока ТПОЛ-35 с /7„ = 35 кВ,
/щ--400 А класса точности 1, Ад- 250; /Сг = 80; 5гн = 20 В-A и
10%-ная кратность равна 12.
Соответственно для трансформатора тока ТЛ-10УЗ с U„ =
-10 кВ, /,,, = 400 А класса точности 1 /1Пах=51 кА; /(|) = 31,5 кА;
SL>ir— 15 В-A и 10%-ная кратность равна 15.
Трансформаторы тока выбирают по их основным электри-
ческим параметрам исходя из следующих условий:
Uтях Ан ' ^ря6>
/<д I /щ £т.1Х С’
V,„ 1/--- " /х-; S..„
г Hi
где S2 — мощность присоединяемых приборов — определяется
сопротивлениями приборов Z|l|)nfi, соединительных проводов zIipon
и контактов г,Отбрасывая индуктивное сопротивление прово-
дов ввиду его малости и принимая для упрощения вместо гео-
метрической суммы сопротивлений их арифметическую сумму,
можно получить
S2 — о тгГ1р0В Н-гкои).
Сопротивление контактов принимают обычно равным 0,1 Ом
на все контактные цепи, величина гпрИб известна по данным
приборов, сопротивление проводов определяется площадью се-
чения, материалом и расстоянием между трансформаторами
тока и приборами.
Трансформаторы тока (рис. 2.23) имеют большое число ис-
полнений: проходные и опорные, опорно-проходные (по способу
82
G. ~
Рис. 2.23. Устройство трансформаторов
a — разрез проходного трансформатора тока
ТПОЛ-Ю на 10 кВ: / — сердечник: 2 — вторичная
обмотка; 3 — крепежное кольцо; 4 — литой эпок-
сидный корпус; .5 стержень первичной обмотки,
б —внешний вид и разрез опорного трансформа-
тора тока на 220 кВ для наружной установки'
/ — обмотка; 2 — фарфоровая покрышка; 3 — ос-
нование (цоколь); 4 — маслорасшнритель; 5 —
маслоуказатель; 6, 7—выводы первичной обмот-
ки; 8 — коробка вторичных выводов
тока:
монтажа), одновитковыс и много-
витковые (по числу витков первич-
ной обмотки), катушечные и шин-
ные (по способу выполнения пер-
вичной обмотки), для внутренней
и наружной установок, встроенные
в ввод выключателя пли силового
трансформатора и др.
Трансформаторы гока moivi
снабжаться одной или двумя вто-
ричными обмотками (каждая из ко-
торых имеет отдельный стальной
сердечник), обеспечивающими раз-
ные классы точности.
Трансформаторы напряжения
По принципу устройства н кон-
струкции трансформаторы напря-
жения (рис.2.24) не отличаются от
силовых трансформаторов небольшой мощности. Будучи нагру-
женными на вторичной стороне приборами с обмотками, имею-
щими большое сопротивление, трансформаторы напр?жения
83
нормально работают в режиме, близком к холостому ходу.
Ток в первичной обмотке трансформаторов напряжения за-
висит от нагрузки вторичной цепи, процесс намагничивания
такой же, как и в обычном силовом трансформаторе. Трансфор-
маторы напряжения обычно изготовляют с такими числами
витков Wi и w2 обмоток, чтобы при номинальном первичном
напряжении вторичное линейное напряжение составляло 100 В
(фазное 100/ | ЗВ).
Отношение первичного номинального напряжения (7,,, ко
ляет собой номинальный коэффициент
трансфор мации:
вторичному и2п представ
Пер^ичнач цс’Г'и,
7П ivf
Рис. 2.24. Трансформатор
напряжения
В трансформаторах напряжения
возникает погрешность напряжения
(в процентах);
\U A"^4zJA.ioo, (2.14)
где 77, и U2 --действительные значения
напряжений, и угловая погрешность б,
определяемая углом между вектором
первичного 77] напряжения и поверну-
тым на 180° вектором вторичного U2
напряжения.
Для установки в распределительных устройствах использу-
ются трансформаторы напряжения классов точности 0,5; 1 и 3,
причем области применения трансформаторов напряжения оп-
ределенных классов точности такие же, как для трансформато-
ров тока.
Классы точности и погрешности трансформаторов
напряжения
Класс точности АС/, ft, мин
0,5 -i 0.5 4.-20
1,0 -4- 1,0 + 40
3,0 -t-3,0 Не нормируется
Различают номинальную S2u и максимальную S2max мощ-
ности трансформаторов напряжения. При нагрузке вторичной
цепи, не превышающей номинальной мощности, трансформатор
работает с погрешностями, не выходящими за пределы, которые
соответствуют его классу точности. Номинальная мощность
трансформатора напряжения при данном классе точности со-
ответствует нагрузке с коэффициентом мощности, равны 0,8.
84
Максимальная мощность характеризует допускаемую дли-
тельную нагрузку трансформатора по условиям нагрева и лежит
вне всяких классов точности. Чем больше нагрузка трансфор-
матора напряжения S2, тем больше его режим отклоняется от
режима холостого хода, тем больше потери напряжения в пер-
вичной и вторичной обмотках, больше погрешности, меньше
вторичное напряжение. Например, трансформатор напряжения
НОМ-6 6000/100 В работает в классе точности 0,5 при мощности
50 В-А, в классе 1,0 — при 75 В-А, и в классе 3,0- при 200 В-А.
Максимальная же мощность этого трансформатора 400 В-А.
Трансформатор напряжения необходимого класса точности и
конструктивного исполнения выбирают по следующим электри-
ческим величинам, его характеризующим: номинальное Utl, пер-
вичное напряжение и соответствующий коэффициент трансфор-
мации £71п/100; номинальная мощность S2n. Условия выбора:
t/in—t/pao; А21[>А2. При определении S2 учитываются только
нагрузки приборов. Потерями в соединительных проводах пре-
небрегают, так как протекающий в них ток очень мал.
В СССР выпускаются однофазные трансформаторы напря-
жения па все стандартные напряжения от 0,5 до 500 кВ вклю-
чительно и трехфазные на напряжения от 0,5 до 20 кВ, причем
на напряжение до 20 кВ трансформаторы изготавливают для
внутренней, а свыше 20 кВ — для наружной установки.
Для измерений в цепях трехфазного тока применяют трех-
фазные трехстержневые трансформаторы напряжения (рис.
2.25, а) или комплект из двух однофазных трансформаторов,
соединенных в открытый треугольник с высшей и низшей сто-
роны (рис. 2.25, б). В обоих случаях возможно измерение только
линейных напряжений.
Для измерения напряжения фаз по отношению к земле
с целью контроля изоляции в трехфазных системах с незазем-
ленной нейтралью применяют схемы по рис. 2.25, в, г. Первая
из них содержит три однофазных трансформатора напряжения,
соединенных в звезду, с заземленной нулевой точкой как со
стороны высшего, так и со стороны низшего напряжений. Вольт-
метры V-2 при отсутствии замыкания на землю показывают фаз-
ное напряжение. При замыкании на землю одной из фаз си-
стемы вольтметр 1А этой фазы покажет напряжение, близкое
к нулю, а два других вольтметра увеличат свои показания до
значения, близкого к линейному напряжению.
Схема рис. 2.25, г содержит один трехфазный пятистсржне-
вой трансформатор с двумя вторичными обмотками. Одна из
них, соединенная в звезду с выведенной нулевой точкой, служит
для измерения всех фазных и линейных напряжений и для
контроля изоляции с помощью трех вольтметров.
При отсутствии замыкания на землю магнитный поток за-
мыкается только через основные три стержня. Ввиду симмет-
ричности трехфазной системы сумма магнитных потоков этих
85
стержней равна нулю. При замыкании на землю одной фазы
появятся дополнительные потоки, но они не перегреют транс-
форматор, так как будут иметь возможность замыкаться не
через воздух и кожух трансформатора, а через два боковых
дополнительных стержня магнитопровода. Другая вторичная
обмотка, так же как и первая, наложена на три основных магни-
топровода и соединена в открытый треугольник; к ее концам
присоединяют реле для сигнализации о замыканиях на землю.
Напряжение на концах этой обмотки нормально равно нулю,
Рис. 2.25. Включение трансформаторов напряжения:
а — трехфазного трехстержневого; б — комплекта из двух однофазных трансформаторов;
в — трех однофазных; г — трехфазного пятистержневого
а при замыкании одной из фаз сети на землю оно повышается
и становится равным геометрической сумме напряжений двух
неповрежденных фаз. Это приводит к срабатыванию реле, сиг-
нализирующего о неисправности. По фазным вольтметрам
можно определить, в какой фазе произошло замыкание.
Для напряжений 0,5 кВ выпускают сухие трансформаторы
напряжения с обмотками из изолированного провода, пропитан-
ного асфальтовым лаком, а для более высоких напряжений —
масляные (рис. 2.26, а, б). Для напряжений, начиная от НО кВ
и выше, выпускаются каскадные трансформаторы напряжения,
состоящие из последовательно соединенных блоков, каждый из
которых рассчитан на 110 кВ.
Каскадный трансформатор представляет собой делитель
напряжения, состоящий из нескольких последовательно вклю-
ченных дросселей (рис. 2.26, а). Его включают между проводом
линии и землей, и фазное напряжение U,\} равномерно распре-
36
ОН)!'
Рис. 2.26. Внешний вид
трансформаторов напря-
жения:
ZBZ -
-,)УЛ
9 50 <30
ООО <зи
а -- однофазного .масляного на
in кВ гнпи НОМ 10. 1— вводы
пелвичпой обмотки: 2 — вводы
вторичной обмотки: 3 — пробка
для заливки масла; б - одно*
фазного масляного на 35 кВ
для наружной установки типа
НОМ-35 66: /--пробка для .за-
ливки масла: 2— пробка для
кзчтия пробы и слива масла;
3 -- ввод первичной обмотки:
•/ — расширитель; .5- маслоука-
з.чгглъ: # - каскадного на
11) кВ НКФ-110-57: 1 — зажим /1
первичной обмотки; 2 - крап
для взятия пробы и слива мас-
ла: —коробка зажимов вто-
ричной обмотки: 4 — болт для
заземлеиня; 5 — основание
трансформатора: 6 — крюк для
подъема: 7 — фарфоровая по-
крышка: 8 — маслоуказатсль:
9 расширитель; 10 -- пробка
для «дыхания»: // — болты за
жимов вторичной обмотки и
виводного конца первичной об-
мгткн' 12 — С‘Тнепстие сальника
диаметром 20 мм для кабеля
низкого напряжения (НН)
деляется между всеми катушками и витками. Дроссель, поме-
щаемый на выходе трансформатора и соединенный с землей,
имеет вторичную обмотку, к которой и подключают измеритель-
ные приборы. Магнитопровод с обмотками установлен на сталь-
ном основании и закрыт фарфоровой покрышкой, наполненной
трансформаторным маслом, над которой помещен маслорасши-
ритель.
§ 12. Шинные конструкции распределительных устройств,
токопроводы
В закрытых распределительных устройствах (РУ) в качестве
токоведущих частей, соединяющих между собой аппараты
главных цепей, и в качестве сборных шин применяют неизоли-
рованные токоведущие про-
Рис. 2.27. Способы крепления шип на
опорных изоляторах:
а, б, в — крепление однополосных шин; / —
болт; 2 — пружинящая шайба; <3 — стальная
шайба; 4 — шина; .5—стальная планка; 6 —
скоба; г, д — крепление многополосных шин;
/ — шина; 2 — верхняя планка; нижняя
планка; 4 —шпилька; 5, 6 — прокладка; 7-
шин ©держатель
водники прямоугольного,
круглого или профильного
сечения. Преимущественное
применение находят алю-
миниевые шины. При токах
нагрузки до 300—400 А ис-
пользуют и стальные шины.
Сравнивая шины кругло-
го и прямоугольного сече-
ний одинаковой пло-
щади, можно установить,
что последние имеют боль-
шую охлаждающую поверх-
ность и поэтому могут нести
большую токовую нагрузку.
Кроме того, динамичес-
кая СТОЙКОСТЕ» плоских шин
при протекании тока к. з.
может быть сделана боль-
шей, чем у круглых шин
того же сечения. Поэтому
в закрытых распределитель-
ных устройствах применяют
только плоские шины.
Способы крепления шин
на опорных изоляторах по-
казаны на рис. 2.27. При
установке шин на ребро
улучшаются условия их охлаждения. При установке шин плаш-
мя так, что они обращены к шинам соседней фазы ребром,
увеличивается их динамическая стойкость.
Наибольшие размеры алюминиевых плоских шин, применяе-
мых в закрытых распределительных устройствах,— 120X10 мм.
88
Рис. 2.28. Токопрозоды 6—10 кВ:
а — жесткий в кожухе: / — секция подхода к трансформатору;
2 — секция длиной 1500 мм; 3 — вводная секция; 4 — водгоноч-
ная секция; б--голый: /--подвеска токоиронодэ; 2- между-
фазная распорка: 3 — алюминиевая трубчатая шина
В тех случаях, когда по условиям токовой нагрузки одной по-
лосы недостаточно, применяют двух- и трехполосные шины,
в частности при алюминиевых шинах, если сила тока больше
2 070 Л.
В распределительных устройствах, размещенных на откры-
том воздухе, ошиновку выполняют из многопроволочных гибких
сталеалюминиевых проводов, закрепляемых таким же образом,
как на линиях электропередачи. Если открытое РУ расположено
на море или на берегу не далее 1,5 км от моря, то для ошиновки
применяют медные провода. В тех случаях, когда по конструк-
тивным соображениям в отдельных элементах открытого РУ
необходимо выполнить жесткую ошиновку, ее делают из сталь-
ных или алюминиевых труб с креплением на опорных изоля-
торах.
При выборе сечения шин по условиям нагрева длительным
рабочим током руководствуются таблицами длительных нагру-
зок, составленных исходя из допустимой температуры нагрева
70° С и температуры окружающего воздуха 25° С. Проверку-
шип па нагрев при протекании тока к. з. производят по фор-
муле (1.52) а определение механических сил, действующих
при к. з, но формуле (1.54).
При расчете на механическую прочность жесткая однопо-
лосная шина одной фазы в случае расположения всех фаз в од-
ной плоскости рассматривается как многопролетная балка,
свободно лежащая на опорах, на которую действует равномерно
распределенная нагрузка.
При необходимости передачи больших мощностей при на-
пряжениях 6—35 кВ па территориях предприятий кабельные
линии получаются очень громоздкими и неэкономичными. По-
этому здесь часто применяются гибкие или жесткие токопро-
воды, выполненные при помощи голых алюминиевых проводов
или шин. Токопроводы более надежны в эксплуатации, чем ка-
бели, и дают возможность экономии цветных металлов и изо-
ляционных материалов.
На рис. 2.28, а показана прокладка жесткого токопровода
из алюминиевых шин корытного сечения в кожухе, соединяющего
трансформатор с закрытым распределительным устройством
напряжением 10 кВ, а на рис. 2.28, б представлен голый сим-
метричный токопровод из алюминиевых трубчатых шин.
§ 13. Релейная защита
Релейная защита представляет собой автоматически рабо-
тающее устройство, комплектуемое из специальных автоматов-
реле, воздействующее на устройства отключения или сигнали-
зации элементов электрической системы при возникновении
в последних повреждений или нарушений нормального режима
работы.
90
Релейная защита должна удовлетворять следующим усло-
виям:
действовать селективно, т. е. отключать только поврежден-
ный участок с оставлением в работе исправных, лежащих
вне зоны действия данной защиты, частей системы;
быть достаточно чувствительной, т. е. работать не только
в случае полного нарушения нормального режима (например,
металлического к. з.), но и реагировать на отклонения от нор-
мального режима, переходящие установленные пределы (на-
пример, при замыканиях через переходное сопротивление);
отключать поврежденный участок с максимальной быстро-
той (в установленных для нее пределах из условий селектив-
ности и др.), чтобы уменьшить размеры разрушения поврежден-
ного оборудования и снизить продолжительность действия ава-
рийного режима на исправные части системы;
иметь простую и надежную схему, а также аппаратуру, обес-
печивающие безотказность работы.
Реле защиты подразделяются на основные, непосредственно
реагирующие на повреждения, и вспомогательные, работающие
при воздействии на них основных реле.
В качестве основных па рассматриваемых здесь установках
применяют главным образом токовые реле, реагирующие на
силу тока, реле напряжения, реагирующие на величину напря-
жения, в сочетании с которыми применяются и реле мощности,
реагирующие на величину и направление мощности. Применяют
и специальные реле, такие, как реле частоты, тепловые реле,
газовые и др.
К числу вспомогательных относятся: реле времени, исполь-
зуемое для искусственного замедления действия защиты; проме-
жуточные реле, передающие действие основных реле на отклю-
чение выключателей и осуществляющие связь между элемен-
тами защиты; указательные реле, сигнализирующие действие
защиты.
В чаждо.м реле имеется воспринимающая часть, реагирую-
щая на изменение той электрической величины, на которую реле
должно реагировать, и исполнительная часть, представляющая
собой подвижную систему, выполняющую ту работу, которая
возложена па данное реле (например, включение или отключе-
ние цепи).
У реле прямого действия исполнительная часть воздействует
непосредственно (механическим путем) на отключающий меха-
низм выключателя. У реле косвенного действия исполнительная
часть замыкает или размыкает цепь источника тока, питающего
отключающие катушки.
У первичных электрических реле имеется воспринимающая
часть, непосредственно включаемая в защищаемую цепь. Об-
мотки их громоздки, так как должны быть рассчитаны на рабо-
чий ток и напряжение защищаемой цепи. Эти реле не сбеепе-
91
чивают точной работы и в установках с напряжением выше
1 000 В не применяются.
У вторичных электрических реле воспринимающая часть
включается через измерительные трансформаторы. На приме-
нении этих реле строятся рассматриваемые здесь виды защит.
Для питания вспомогательных реле в схемах защиты, от-
ключающих катушек выключателей, цепей автоматики, сигна-
лизации, дистанционного управления — оперативных цепей —
пользуются источниками постоянного или переменного тока.
В качестве источника постоянного оперативного тока приме-
няют аккумуляторные батареи с напряжением 1 10, 220 и 24 В,
обеспечивающие питание оперативных цепей с большой надеж-
ностью независимо от состояния основных цепей переменного
тока. Однако применение батарей связано с увеличением затрат
и усложнением условий эксплуатации по сравнению с другими
источниками.
В качестве источников переменного оперативного тока слу-
жат трансформаторы тока, трансформаторы напряжения и
трансформаторы собственных нужд. Трансформаторы тока слу-
жат для питания защит от к. з. и перегрузок, когда возрастают
ток и напряжение на зажимах трансформаторов тока; транс-
форматоры напряжения и собственных нужд — для питания
защит от ненормальных режимов, при которых сохраняется
близкое к нормальному напряжение. Переменный ток часто
применяют для питания отключающей катушки при использова-
нии для этой цели трансформатора тока (см. рис. 2.37).
Используется выпрямленное напряжение, получаемое от
специальных блоков питания: блока напряжения БПН и токо-
вого блока БПТ. Первый получает питание от трансформатора
напряжения или трансформатора собственных нужд и содержит
промежуточный трехфазный трансформатор напряжения и трех-
фазный выпрямительный мост. Токовый блок присоединяется
ко вторичной обмотке трансформатора тока, содержит проме-
жуточный насыщающийся трансформатор с выпрямительным
мостом на выходе и феррорезопансный стабилизатор вторич-
ного напряжения насыщающегося трансформатора. Оба блока
имеют номинальное выходное напряжение 110 или 220 В.
В качестве источника оперативного тока применяются и
конденсаторы, предварительно заряженные от сети переменного
тока через выпрямительное устройство, которые могут быть
применены для питания защит от всех видов повреждений и
ненормальных режимов.
В рассматриваемых установках наиболее широко применя-
ются максимальные токовые защиты и защиты от замыкания
на землю. Для крупных трансформаторов применяют также
дифференциальные и газовые защиты, и для крупных двигате-
лей— дифференциальные защиты и защиты от понижения на-
пряжения.
92
Максимальные токовые защиты
Максимальная токовая защита срабатывает при увеличении
силы тока сверх установленного значения в защищаемой цепи.
Она осуществляется при помощи максимальных токовых реле
косвенного действия и с применением реле прямого действия,
встроенных в привод выключателя. В первом случае зашита
может быть более совершенной.
При нормальных условиях в защищаемой цепи катушка
максимального токового реле, подключенная ко вторичным об-
Рис. 2.29. Характеристики зависимо-
сти времени действия максимальных
токовых защит от тока реле:
1 — независимая; 2 — зависимая; 3 -- огра-
ниченно зависимая; Л Б — зависимая п
ББ — независимая части характеристики
Рис. 2.30. Электромагнитное токовое, реле РТ-40
моткам трансформаторов тока, обтекается током /Р, силе кото-
рого недостаточна для приведения реле в действие. При увели-
чении силы тока в защищаемой цепи сверх установленного зна-
чения реле срабатывает.
Наименьший ток в реле, при котором оно срабатывает, назы-
вается током срабатывания /ср. Наибольший ток в реле, при
котором сработавшее реле возвращается в исходное положение,
называется током возврата /ц,,3. Отношение тока возврата к току
срабатывания называется коэффициентом возврата реле:
*„<>.< (2.15)
'ср
По характеристике зависимости времени действия макси-
мальных токовых защит от тока различают три вида этих защит
(рис. 2.29):
с независимой характеристикой (время действия остается
постоянным при любой силе тока в воспринимающей части
реле, превышающей ток срабатывания);
93
с зависимой характеристикой (время действия уменьшается
с увеличением силы тока);
с ограниченно-зависимой характеристикой (время действия
при небольших токах уменьшается с ростом силы тока, а при
больших— не зависит от тока).
Наиболее распространены максимальные токовые защиты
с независимой и ограниченно-зависимой характеристиками.
Основным реле косвенного действия защиты с независимой
характеристикой является электромагнитное токовое реле
«мгновенного» действия. Конструкция современного токового
реле РТ-40 показана на рис. 2.30.
Магнитная система реле состоит из стального сердечника
/ и поворотного стального якоря 2, связанного с осью 3, на ко-
торой помещен подвижный контакт 4, замыкающий неподвиж-
ные контакты 5 при срабатывании реле.
Противодействующий момент создается пружиной 6, пред-
варительное натяжение которой изменяется рукояткой 7, чем
регулируется уставка тока срабатывания.
Реле имеет две катушки 8 и 9, которые могут включаться
последовательно или параллельно. При этом пределы уставки
тока срабатывания соответственно изменяются в 2 раза. Мощ-
ность, потребляемая обмотками реле разной чувствительности
па минимальной уставке тока срабатывания, 0,2—8 В-А. Время
действия реле 0,03—0,1 с; коэффициент возврата реле не менее
0,8. Мощность размыкания контактов 60 Вт на постоянном токе
и 300 В-А при напряжении 220 В и токе до 2 А на переменном
токе.
Основным реле косвенного действия .защиты с ограниченно-
зависимой характеристикой является токовое индукционное реле
серии РТ-80 (рис. 2.31, а). Оно содержит элементы: индукцион-
ный с ограниченно-зависимой характеристикой времени дейст-
вия и электромагнитный, действующий практически мгновенно
и называемый отсечкой.
Индукционный элемент имеет магнитную систему / с рас-
щепленными на две части полюсами. На одну из частей каждого
полюса насаживается короткозамкнутый виток 18, выпол-
ненный в виде кольца. Между полюсами находится алюминие-
вый диск 21, укрепленный вместе с червяком 15 на оси, вращаю-
щейся в подпятниках, расположенных в теле рамки 24, которая
может поворачиваться на небольшой угол вокруг своей оси.
Магнитные потоки обеих частей расщепленных полюсов
сдвинуты между собой в пространстве и по фазе, в результате
чего образуется бегущее поле, увлекающее за собой диск 21.
Алюминиевый диск начинает вращаться при токе в обмотке
реле, составляющем 20- 30% от тока срабатывания, но реле
при этом еще не работает, так как червяк 15 и зубчатый сег-
мент 14 не имеют зацепления из-за того, что рамка 24 оттянута
в крайнее положение пружиной 25. На диск 21 действует сила
94
Fi, создаваемая основной магнитной системой, и сила F%, созда-
ваемая постоянным магнитом 22, тормозящим вращение диска.
По мере увеличения тока в обмотке реле увеличиваются ча-
стота вращения диска и сила F^ При токе срабатывания реле
равнодействующая сил F, и F2 растягивает пружину 25 на-
столько, что поворачивает рамку 24 до зацепления червяка 15
с сегментом 14. Последний начинает подниматься.
Рис. 2.31. Индукционное токовое репс:
а — устройство реле; б -- характеристика реле РТ-81
Частота вращения диска 21 начинает уменьшаться, так как
он поднимает сегмент. Чтобы при этом рамка 24 не вернулась
в первоначальное положение, она снабжена стальной скобой 19,
которая притягивается к магпитопроводу магнитной системы 1.
Через определенное время поднимающийся сегмент 14. вращаю-
щийся вокруг осп, закрепленной скобой 23, упирается своим
рычагом 16 в правую пластинку коромысла 13 и начинает под-
нимать его вверх. Вместе с последним поднимается левый конец
якоря 10. Воздушный зазор между якорем и магнптопроводом
системы 1 с противоположной стороны станов! тся меньше. В пе-
95
который момент правый конец якоря 10 притягивается к магни-
топроводу, и коромысло 13 замыкает контакты реле 12, лежа-
щие на изоляционном упоре 11. Пользуясь движком 17, фикси-
руемым винтом 20, можно изменять начальное положение
сегмента 14 и этим изменять уставку выдержки времени индук-
ционного элемента реле. Под выдержкой времени понимается
время от момента достижения током реле значения силы тока
срабатывания до замыкания его контактов.
Якорь 10 с коромыслом 13 входит в состав электромагнит-
ного элемента реле, содержащего также стержень 2, образую-
щий вместе с якорем магнитопровод электромагнитного эле-
мента. Короткозамкнутый виток 6 на правом конце якоря слу-
жит для устранения вибраций. Винт 8 со шкалой 7 и упором 9
служат для регулирования тока срабатывания электромагнит-
ного элемента.
При больших токах в обмотке реле, достаточных для притя-
жения якоря 10 к магнитопроводу при большом начальном
зазоре, якорь притягивается независимо от действия сегмента
14. Реле срабатывает без выдержки времени.
Индукционный элемент реле воздействует на контакты через
электромагнитный элемент, а последний может действовать
самостоятельно, «отсекая» часть характеристики при больших
токах. Общими для индукционного и электромагнитного эле-
ментов являются обмотка 5, снабженная ответвлениями с уст-
ройством 4 регулирования тока срабатывания индукционного
элемента с двумя контактными винтами 3.
Реле РТ-81 изготовляют на номинальные токи 5 и 10 А
с диапазоном срабатывания индукционного элемента в пределах
40—-100 % от номинального тока с выдержками времени в неза-
висимой части характеристики от 0,5 до 4 с. Они имеют один
замыкающий контакт, позволяющий включать ток 5 А при
220 В. Цепи должны разрывать контакты других аппаратов,
например силовых выключателей напряжения выше 1 000 В.
Реле других типов (PT-82, РТ-83 и др.) отличаются от реле
РТ-81 выдержками времени.
Ток срабатывания отсечки может устанавливаться в преде-
лах от двух- до восьмикратного по отношению к току срабаты-
вания индукционного элемента.
В состав максимальных токовых защит могут входить вспо-
могательные реле: времени, промежуточные, указательные.
Реле времени используются для создания необходимой вы-
держки времени действия защиты при использовании основных
реле мгновенного действия. Реле времени защиты часто вы-
полняют как электромагнитные с созданием выдержки времени
за счет применения тормозящего устройства, работающего по
принципу часового механизма (рис. 2.32).
При появлении тока в обмотке / реле мгновенно втягивается
якорь 3, освобождая зубчатый сегмент 10, на который действует
96
растянутая пружина //, и переключая мгновенные контакты
7 и 8. Сегмент 10 поворачивается, по его движение замедляется
часовым механизмом. Последний связан с зубчатым сегментом
10 через зубчатое колесо 13 и фрикционное сцепление 14, с ко-
торыми помещен па общем валу 25 подвижный контакт 22 с вы-
держкой времени. Фрикционное сцепление передает через зуб-
чатые колеса 15, 16, 17 и 18 движение анкерному колесу 19,
частота вращения которого ограничивается колебательными
движениями анкерной скобы 20. Число последних в единицу
Рис. 2.32. Кинематическая схема реле времени ЭВ-122 (132):
/ — обмотка; 2 — магнитопровод; <3--якорь; 4 — возвратная пружина; 5 — повоцок; б —
подвижный мгновенный контакт; 7, 8 — неподвижные мгновенные контакты; 9 — палец;
10 — зубчатый сегмент; // — ведущая пружина; 12—скоба для изменения натяжения
пружины; 13 — зубчатое колесо; 14 — фрикционное сцепление; /5 — ведущее зубчатое
колесо; 16 — шестеренка; 17, /5 — промежуточные зубчатые колеса; 19— анкерное зубча-
тое колесо; 20 — анкерная скоба; 2/— грузики; 22, 23 — контакты; 24 — шкала; 25--вал
времени зависит от момента инерции анкерной скобы, который
может изменяться перемещением грузиков 21.
После появления тока в обмотке через некоторое время, за-
висящее от частоты вращения вала 25 и исходного углового
расстояния между подвижным 22 и неподвижным 23 контактами
реле, эти контакты замыкаются. Выдержка времени регулиру-
ется путем перемещения неподвижного контакта 23. Возврат реле
в исходное положение после обесточивания его катушки осуще-
ствляется возвратной пружиной 4. Реле описанного типа вы-
пускаются в СССР для работы на постоянном (серия ЭВ-100)
и на переменном (серия ЭВ-200) напряжении с пределами изме-
нения выдержки времени от 0,1 до 20 с для различных типов.
Мощность размыкания всех контактов реле серии ЭВ-100 100 Вт
на постоянном токе до I А и напряжении до 220 В, а реле серии
ЭВ-200 — 500 В-А на переменном токе до 2,5 А и напряжении
до 220 В.
4 Заказ № 2710 97
Промежуточные реле используют в тех случаях, когда необ-
ходимо одновременно замыкать или размыкать несколько ценен,
которые не могут быть непосредственно связаны друг с другом,
а также управлять цепями с большими токами, которые не
могут быть отключены контактами основных реле. По способу
включения различают промежуточные реле: последовательного
включения, катушки которых включаются последовательно с от-
ключающей катушкой выключателя или катушками других
реле; параллельного включения, катушки которых включаются
на полное напряжение источника питания.
Промежуточные реле снабжают несколькими контактами,
мощность которых должна быть достаточной для замыкания —
размыкания цепей защиты или цепей приводов выключателей.
Время срабатывания обычных промежуточных реле 0,02—0,1 с,
быстродействующих 0,01—0,02 с. Промежуточные реле обычно
имеют электромагнитную систему. Существует много типов та-
ких реле для работы на постоянном и на переменном токе. На
рис. 2.23, а показано промежуточное реле РП-210 постоянного
тока с поворотным якорем, имеющее четыре контакта с мощ-
ностью размыкания 50 В • А. Время срабатывания этого реле
0,01 с, потребление мощности катушкой 5—8 Вт.
Указательные реле применяют для фиксации действия за-
щиты или каких-либо ее элементов. При наличии нескольких
видов защиты эти реле сигнализируют о том, какая из защит
вызвала отключение, что помогает установить причины аварии.
Указательные реле относятся к электромагнитной системе; их вы-
полняют для последовательного и параллельного включения,
причем первые имеют преимущественное распространение. На
рис. 2.33, б показано устройство реле РУ-21. При обтекании
током катушки 1 притягивается якорь 2, освобождающий фла-
жок 3, который под действием собственного веса поворачивается
на 90° и появляется перед стеклом окошка 4 в кожухе реле.
Одновременно замыкаются сигнальные контакты 6. Возврат реле
в исходное положение осуществляется вручную при помощи
кнопки 5.
Токовые реле прямого действия, встраиваемые в приводы
выключателей высокого напряжения, выпускают в двух исполне-
ниях: мгновенного действия и с выдержкой времени. Последние
имеют ограниченно-зависимые характеристики.
Устройство реле мгновенного действия РТМ показано на
рис. 2.34, а. Корпус реле (релейная коробка) 1, выполняющий
функции магнитопровода, содержит обмогку 3, надетую на изо-
ляционный каркас 2. Обмотка постоянно обтекается переменным
током, и для устранения дребезжания частей реле в верхнем
торце подвижного сердечника 4 запрессовано медное кольцо 5.
Для направления подвижного сердечника служит латунная
обойма 8, закрытая снизу крышкой 10. Ударник с бойком 6
закреплен в сердечнике 4 и проходит через отверстие в контр-
98
а /Г
Рис 2.33. Промежуточное PII-2I0 (о) и \ k;i ппе.тьпое РУ-21
реле РП-210:
/ — электромагнит; 2 —обмотка; 3 — якорь; 4 — неподвижный контакт; .5
контакт; 6 - противодействующая пружина
(о) реле:
подвижный
Рис. 2.34. Токовые реле прямого действия:
/ — корпус; 2 — часовой механизм; <?—анкер; 4, 6 - рычаги часового механизма; 5 —
установочный винт; 7 — фасонная гайка; 8 — поводок: 3 — крышка
4*
полюсе 7. Обмотка реле имеет отводы для регулирования силы
отключающего тока, присоединенные к переключателю, поме-
щенному в коробке 9. При достижении током силы, необходимой
для срабатывания, реле поднимает сердечник 4 и боек 6 дейст-
вует на механизм привода, отключая выключатель без выдержки
времени.
Реле с выдержкой времени РТВ устроено аналогично реле
РТМ, по его ударник связан с сердечником через пружину и
Рис. 2.35. Размещение (а) и выдержка времени (п) макеима.1Ы1Ых токовых
защит со ступенчатой выдержкой времени
при срабатывании реле перемещается с .замедлением (рас. 2.31,
б). Реле РТМ, встраиваемые в пружинные приводы ПП-Gl, обес-
печивают для разных типов этих реле уставки тока отключе-
ния от 5 до 150 А. Уставки изменяют ступенчато — переклю-
чением ответвлений обмотки реле, и плавно между ступенями -
изменением воздушного .зазора в электромагните.
Реле РТВ, встраиваемые в эти приводы, обеспечивают только
ступенчатое изменение уставок тока. Переход с зависимой
на независимую части характеристики лежит в пределах от I20
до 180% установленного тока отключения у одних типов реле и
от 250 до 350% у других типов реле этой серии. Выдержка
времени в независимой части характеристики плавно регулиру-
ется до уставки в 4 с. Реле имеют точность уставки отключаю-
щего тока по шкале ±10% и отклонение отключающего тока
от его среднего значения от 2 до 4%. Отклонение времени сра-
батывания реле РТВ не более 0,3 с.
Реле прямого действия применяют в тех случаях, когда не
требуется точной работы защиты.
Максимальные токовые защиты широко применяют и ради-
альных сетях с односторонним питанием.
Селективность этих защит при радиальном питании обычно
достигается тем, что по мере перехода от нижележащей сту-
пени к вышележащей в сторону источника питания выдержка
времени увеличивается. Например, при коротком замыкании
100
в точке К] приходят в действие защиты на всех ступенях —
/, 2, 4 (рис. 2.35), но раньше других срабатывает защита 4,
отключая поврежденный участок. Остальные защиты, имея
большую выдержку времени, пе успевают произвести отключе-
ние и возвращаются в исходное положение. Разница между
временем действия защит на двух смежных ступенях А/, назы-
ваемая ступенью выдержки времени, при установке защит
с независимой выдержкой времени принимается равной 0,35—
Рис. 2.36. Схемы максимальной токовой за-
щиты
0,6 с, а при установке защит с зависимой или ограниченно-зави-
симой характеристикой — 0,6- -1 с.
На рис. 2.36 показаны схемы максимальных токовых защит
на постоянном оперативном токе: трехфазной (рис. 2.36, а) и
двухфазной двухрелейной (рис. 2.36, б) с независимой выдерж-
кой времени, а также двухфазной однорелейной (рис. 2.36, в)
с ограниченно-зависимой характеристикой.
Трехфазные схемы защиты реагируют на все виды короткого
замыкания, включая однофазное в системах с глухозаземленной
нейтралью, где они и применяются. В системах с изолированной
нейтралью однофазные замыкания не вызывают протекания
101
токов к. з., здесь максимальные защиты должны реагировать на
междуфазные к. з. В схемах (см. рис. 2.36, а, б) каждый из
трансформаторов тока питает максимальное токовое реле Т,
которое при превышении током установленной силы срабатывает
к через свои контакты подает напряжение от источника опера-
тивного постоянного тока на катушку реле времени В. Через
установленное время замыкается контакт реле времени, который
подаст питание промежуточному реле П. Контакт последнего
включает цепь отключающей катушки привода выключателя
высокого напряжения, в которую последовательно включено
указательное реле У. Двухфазная одиорелейная схема содержит
одно токовое реле, включенное па разность токов двух фаз.
По сравнению с двухрелейной схемой эта схема менее чувст-
вительна при к. з. между фазами АВ и ВС при малых токах к. з.
При трех и двухфазной двухрелейной схеме в реле проходит
ток фазы /р = /ф, а при однорелейной двухфазной схеме/()=Д 3/ф,
если к. з. происходит между фазами А и С, и /р = /ф при корот-
ком замыкании между фазами АВ или ВС.
Однорелейная схема с применением реле с ограниченно-зави-
симой характеристикой (РТ-80) (см. рис. 2.36, г?) нс содержит
вспомогательных реле, так как здесь выдержка времени соз-
дастся в реле РТ-80, которые имеют контакты, способные вклю-
чать непосредственно отключающую катушку выключателя, а
также сигнальные флажки, выпадающие при срабатывании реле
Защиты с зависимой характеристикой отключают цепь при
перегрузках, составляющих 120 200% максимального рабочего
тока, со значительно большей выдержкой времени, чем при
коротких замыканиях.
Ток срабатывания токовых реле защиты определяется
исходя из следующих условий.
1. Он должен быть больше возможных максимальных зна-
чений тока, допускаемых при нормальной работе /раб шах, т. с.
/cp>_Wn^/<cX, (2.16)
Л-р
где пт — коэффициент трансформации трансформатора тока;
Ксх - - коэффициент схемы, включения реле, представляющий со-
бой отношение силы тока, протекающего в обмотке реле, к силе
тока, протекающего во вторичной обмотке трансформатора тока.
Для схем, изображенных рис. 2.36, а и 2.36, б, Асх=1, а для
схемы, показанной на рис. 2.36, в, — |/ 3 .
2. Ток срабатывания должен быть выбран таким, чтобы при
отключении выключателя, ближайшего к месту повреждения
(см. рис. 2.35, позиция 4), все токовые реле предшествующих
ступеней (/, 2, 3) вернулись в исходное положение. Для этого
сила тока возврата реле должна быть больше силы тока, ко-
торый может протекать после отключения поврежденного уча-
102
стка. Этот ток имеет в первый момент после отключения повы-
шенное против /Рабmax значение из-за пусковых токов электро-
двигателей, имеющихся в системе. Это обстоятельство учиты-
вается введением коэффициента запуска Ксз>1.
Таким образом,
г 3/раб. max zz
* воз ''сх
Лф
ИЛИ
г __________]/]/ ^раб. max г/
' ВОЗ ' з ''ext
Лт
(2.17)
где /(з- -коэффициент запаса, принимаемый равным 1,1 —1,2.
Так как у токовых реле
выполнение условия (2.17) обеспечи-
вает соблюдение условия (2.16). Учи-
тывая, что /поз”/ср/^возт получим:
7с р
КзКсхКс, з/раб. max
^возлт
(2.18)
Выбранный по условию отстройки
от нагрузки (2.18) ток срабатывания
должен быть проверен по условию
чувствительности защиты на основа-
нии определения коэффициента чув-
ствительности:
К, Л^т1п- Ксх, (2.19)
/срЛт
где /к.зтш — минимальная сила тока
в сети при повреждении в конце зоны
действия защиты, охватывающей за-
щищаемую линию и следующий за
с дешунтировапием отклю-
чающей катушки
ней участок.
Чувствительность защиты достаточна, если Яч^1,5. В тех
случаях, когда нельзя обеспечить необходимую чувствитель-
ность защиты с отстройкой от токов нагрузки, се дополняют
блокировкой минимального напряжения.. Сущность этой блоки-
ровки заключается в том, что последовательно с замыкающим
контактом токового реле зашиты включается размыкающий кон-
такт реле минимального напряжения, обмотка которого пита-
ется от трансформатора напряжения.
Таким образом, при перегрузке линии, когда напряжение
не уменьшается ниже установленного значения, контакты реле
напряжения разомкнуты и защита не может действовать на от-
ключение линий, несмотря на то что замкнуты контакты токо-
вых реле. Защита отключает линии только при коротких замы-
каниях, когда сильно снижается напряжение. Электромагнитное
103
реле минимального напряжения имеет конструкцию, аналогич-
ную схеме па рис. 2.30, но обмотка его рассчитана па напряже-
ние 100 В и его контакт, разомкнутый при нормальном напря-
жении, замыкается при отпускании якоря реле.
В нефтяной и газовой промышленности находят применение
схемы максимальных защит на переменном оперативном токе
с дешуптироваписм отключающей катушки выключателя. Вари-
ант схемы одпорелейпой защиты с зависимой характеристикой
показан на рис. 2.37. Здесь применяются токовые реле РТ-85 или
РТ-86, снабженные мощными переключающими контактами,
способными дешунтировать цепь переменного тока с током до
150 Л. Нижний (см. рис. 2.37) контакт реле замкнут, а верхний
разомкнут, пока ток нс достигнет значения тока срабатывания.
При срабатывании реле сначала замыкается верхний кон-
такт, подключающий катушку отключенипя КО к трансформа-
тору тока параллельно с катушкой реле, а затем размыкается
нижний контакт реле, дешунтирующий катушку КО, после чего
в последнюю направляется весь вторичный ток трансформато-
ров тока.
Токовые защиты от замыканий
на землю
Здесь рассматриваются защиты, устанавливаемые в сетях
с малыми токами замыкания на землю, работающих с изолиро-
ванной нейтралью пли с нейтралью, заземленной через большое
индуктивное сопротивление. К таким сетям относятся сети на-
пряжением 35, 20, 10 и 6 кВ.
Защита от замыкания на землю для радиальных сетей
должна быть достаточно чувствительной при малых токах по-
вреждения, которые могут составлять 10 А и менее. Обычно
такая защита выполняется как независимая токовая с электро-
магнитными токовыми реле, включаемыми через фильтр токов
нулевой последовательности. Реле времени создаст необходи-
мую по условиям селективности выдержку времени.
Фильтр может быть выполнен как трехтрансформаторный
(рис. 2.38, а) или как специальный трансформатор тока пуле-
вой последовательности ТИП (рис. 2.38,6). В первом случае
три трансформатора тока имеют соединенные в две общие точки
соответственно начала п конца своих обмоток. Между этими
точками включена обмотка реле, через которую протекает ток,
соответствующий сумме токов всех трех фаз. При нормальных
условиях и многофазных коротких замыканиях ток в реле должен
быть равен нулю. Практически же в реле протекает ток не-
баланса /цб, вызываемый пеидснтичпостью характеристик транс-
форматоров тока, несинусоидалыюстыо их токов намагничива-
ния и другими причинами. При номинальном токе трансформа-
тора /,,б= (0,01—0,02) А.
104
При замыкании на землю одной фазы симметрия в системе
нарушается, появляется ток в катушке токового реле, защита
срабатывает. Для выбора тока срабатывания реле определяю-
щим является условие
/cp = VH6.max. (2-20)
где /Са=1,3—1,5; /нл max — наибольший возможный ток неба-
ланса.
Коэффициент чувствительности
- - 3 т-1п , (2.21)
/срЛт
где /л min — наименьшая сила тока замыкания на землю при од-
нофазном или двухфазном к. з. па землю в конце второго уча-
стка, следующего за участком установки защиты.
Рис. 2.38. Схемы токовой защиты от замыкания па землю
При К.,^1,5 чувствительность защиты достаточна. Защита
с трехтрансформаторным фильтром тока нулевой последователь-
ности имеет низкую чувствительность, первичный ток срабаты-
вания этой защиты 20 -25 Л. Ес применяют в воздушных сетях
35 кВ. В сетях с напряжением 6- 10 кВ используется защита
с фильтром, выполненным в виде специального трансформатора
тока пулевой последовательности (ТИП). Последний имеет
стальной сердечник, внутри которого проходят все три провода
фаз защищаемой линии. Ко вторичной обмотке, намотанной на
этот сердечник, присоединяется токовое реле. Результирующий
магнитный поток, создаваемый первичными токами, в нормаль-
ных условиях равен пулю, а при замыкании на землю он про-
порционален току замыкания па землю. В последнем случае во
105
вторичной обмотке трансформатора появляется э. д. с., проте-
кает ток в реле и срабатывает защита. И в этом случае во вто-
ричной обмотке имеется ток небаланса, но он значительно
меньше, чем в трансформаторном фильтре. ТНП выполняются
для установки на кабелях. Заземление, кабельной воронки про-
водом (см. рис. 2,38,6), пропущенным через трансформатор
тока, исключает появление тока во вторичной обмотке и ложное
срабатывание защиты при протекании части тока повреждения
по броне неповрежденного кабеля, охваченного ТНП. Ток, про-
текающий ио броне кабеля, возвращается по заземляющему
проводу. Поэтому магнитные потоки в сердечнике ТНП от тока
в броне и от тока этого провода компенсируют друг друга. Для
этого броня и оболочка кабеля на участке от воронки до ТНП
должны быть изолированы от земли.
Защита линий электропередачи
Наиболее распространенными видами защиты линий элект-
ропередачи в радиальных сетях напряжением до 35 кВ явля-
ются максимальные токовые .защиты, независимые со ступенча-
той выдержкой времени и ограниченно зависимые.
При большом числе ступеней выдержка времени на голов-
ном участке получается весьма значительной. Могут быть при-
менены и токовые отсечки — токовые защиты, позволяющие бы-
стро отключить короткое замыкание без выдержки времени.
Ток срабатывания отсечки выбирают больше максимального
тока к. з., проходящего при повреждении в конце выбранной
зоны действия защиты. Если к. з. произойдет за пределами этой
зоны, защита не сработает, так как сила тока к. з. в этом слу-
чае будет меньше силы тока, способной привести защиту в дей-
ствие. Схема токовой отсечки аналогична схеме, приведенной
на рис. 2.36, а, б, но без реле времени. Применяют сочетание
максимальных токовых защит со ступенчатой выдержкой вре-
мени и токовых отсечек.
При двустороннем питании максимальные токовые защиты
по могут действовать селективно. В этом случае применяют на-
правленные защиты, работа которых определяется не только
силой тока, по и направлением мощности.
Когда требуется отключить к. з. в пределах всей защищае-
мой линии (а не части ее) без выдержи времени, применяют
дифференциальные защиты линий. Обычно установка таких за-
щит оказывается необходимой на линиях, отходящих от шип
электростанций и узловых подстанций энергосистем.
В основу работы дифференциальных защит положен прин-
цип сравнения токов в начале и конце линии (продольные) пли
токов двух параллельных линий, подключенных к источнику
питания через общий выключатель (поперечные). При отсутст-
106
вии к. з. сравниваемые токи равны и защита не работает, а при
к. з. в линиях разность сравниваемых токов приводит в дейст-
вие защиту.
Защита понижающих силовых трансформаторов
Для защиты от повреждений (замыканий между фазами
в обмотках и па выводах, между витками одной фазы, обмоток
на .землю) применяют токовую отсечку, а для мощных транс-
форматоров— также газовую и дифференциальную защиты.
Для защиты от ненормальных режимов, определяемых появле-
нием сверхтоков (перегрузка, внешние к. з.), применяют мак-
симальную токовую защиту с выдержкой времени.
Ток срабатывания реле токовой отсечки должен быть
отстроен от наибольшего тока к. з. при повреждении за транс-
форматором Л(2тах и от броска намагничивающего тока, воз-
никающего при включении трансформатора /11ам, т. е.
/О.СР - Кз-,к^-ксх (2.22)
Пт
и
Л,.ер>-/н-^х. (2 23)
Пт
Ток срабатывания защиты от ненормальных режимов может
быть найден по формуле (2.18), причем под /Раг>,max следует по-
нимать рабочий ток трансформатора с учетом допустимых для
него длительных перегрузок.
Газовую защиту устанавливают обычно на трансформаторах
мощностью 1000 кВ-А и более. При установке трансформаторов
внутри цеха их обязательно снабжают газовой защитой, начи-
ная с мощности 400 кВ-А и выше. Эта защита чувствительна
к внутренним повреждениям, при которых в масляном трансфор-
маторе происходит газообразование. Основным реле этой за-
щиты является газовое реле (рис. 2.39,а), устанавливаемое
в трубопроводе, соединяющем бак трансформатора с расшири-
телем, на пути движения, масла. В чугунном корпусе 1 реле
расположены одни над другим два поплавка 2 и 3, выполнен-
ные в виде тонкостенных запаянных цилиндров, плавающих
в масле. Каждый поплавок песет на себе ртутный контакт —
стеклянную колбочку со ртутью 4, с впаянными в стекло про-
водниками. При нормальных условиях корпус реле заполнен
маслом и поплавки занимают самое верхнее по условиям закреп-
ления па оси положение. Ртутные контакты разомкнуты. При
небольших повреждениях газ образуется медленно и, проходя
из бака трансформатора к расширителю через реле, вытесняет
масло из верхней части реле. Опускается верхний поплавок, и
замыкается его контакт, действующий на сигнал.
107
При интенсивном газообразовании, сопутствующем значи-
тельным внутренним повреждениям, приходит в движение и
масло, сообщая толчок нижнему поплавку. Контакт последнего,
Рис. 2.39. Газовая защита трансформатора:
а • устройство поплавкового газового реле; б—схема защиты
Рис. 2.40. Принципиальные схемы дифференциальной защиты:
а - - трансформатора; 6 двигателя
замыкаясь, действует через промежуточное реле на цепь отклю-
чения трансформатора (рис. 2.39,6). Газовое реле действует
п при утечке масла.
108
Принцип действия дифференциальной защиты, устанавли-
ваемой обычно па трансформаторах мощностью 7500 кВ-A и
более, поясняется рис. 2.40, а. Вторичные об,мотки трансформа-
торов тока, установленных на стороне первичного и стороне
вторичного напряжений защищаемого трансформатора, вклю-
чены последовательно так, что их токи вычитаются.
При нормальном режиме работы и при внешних к. з. (точка
Kt) эти токи близки но силе и совпадают по фазе. Разность
их, попадающая в токовое реле Т, настолько мала, что реле
ле срабатывает. При к. з. па участке, ограниченном местами
установки трансформаторов тока (точка К?), через один из
трансформаторов тока будет проходить ток намного больший,
чем через второй. Разность вторичных токов становится на-
столько большой, что токовое реле Т срабатывает и через реле
времени В и промежуточное реле П действует па отключение
выключателей п В2. Выдержка времени, создаваемая реле
времени В, необходима для отстройки действия защиты от на-
магничивающего тока. Токовое реле при включении трансфор-
матора срабатывает от броска намагничивающего тока, но
трансформатор не отключается, так как ток затухает быстрее,
чем замыкает свои контакты реле времени В.
Защита асинхронных и синхронных электродвигателей
напряжением выше 1000 В
Рассматриваемые двигатели снабжают защитой от между-
фазпых к. з.. выполняемой в виде токовой отсечки мгновенного
действия, отстроенной от пусковых токов и токов самозапуска.
Двухфазная защита бывает двухрелейной или однорелейпой.
Ток срабатывания защиты определяют но формуле (2.18), в ко-
торую вместо Кс.п /рястах подставляют максимальное значение
периодической слагающей пускового тока /п. пуск в случае при-
менения электромагнитных токовых реле РТ-40 и 1,8 /п. пуск при
установке индукционных реле РТ-80.
В случае применения токовой отсечки с реле мгновенного
действия РТ-40 используют реле этого же типа с реле времени
и для защиты двигателей от длительных перегрузок, вызванных
технологическими причинами или затянувшимся пуском или са-
мозапуском. Реле РТ-40 для защиты от перегрузки включают
на один из фазных токов.
Наиболее часто защиту от междуфазпы.х к. з. выполняют
с помощью индукционных реле РТ-80. Тогда эти же реле ис-
пользуют и для защиты от перегрузки. Ток срабатывания мак-
симальной токовой защиты от перегрузки.
/ _ , _Кс*_
'ср ” ,, 'пом I
Кп Пт
где /ном - номинальный ток защищаемого двигателя.
(2.24)
109
Продолжительность пуска двигателей может составлять 10 с
и более. Для отстройки защиты от пускового топа характери-
стики реле РТ-80 должны иметь в независимой части выдержки
времени не менее 12—15 с. В защите от перегрузки с независи-
мой характеристикой реле времени выбирают таким, чтобы обес-
печивалась выдержка времени 12—20 с.
На электродвигателях, которые должны отключаться при
исчезновении или резком снижении напряжения, устанавливают
защиту минимального напряжения. Обычно такую защиту пре-
дусматривают па двигателях, отключение которых требуется
для самозапуска ответственных потребителей, или па двигате-
лях, самозапуск которых при восстановлении напряжения недо-
пустим по условиям технологического процесса или безопас-
ности обслуживающего персонала. Ее выполняют при помощи
электромагнитного реле минимального напряжения и реле вре-
мени. Напряжение срабатывания реле напряжения принимают
равным (0,6—0,7)Г/НОМ. Выдержку времени защиты, действую-
щей для облегчения самозапуска других двигателей, определяют
из условий отстройки от времени действия мгновенных защит
электродвигателей и принимают равной 0,5 с. У защиты, пред-
назначенной для отключения двигателей, по условиям техноло-
гии производства и безопасности выдержку времени принимают
равной 6—10 с.
У двигателей мощностью до 2000 кВт при токе замыкания
па землю /я, превышающем 10 Л, устанавливают токовую за-
щиту от замыканий одной фазы на землю. У более мощных
двигателей такую защиту устанавливают при /я^5 Л. Защита
действует на отключение без выдержки времени и комплекту-
ется из трансформатора тока нулевой последовательности, то-
кового реле РТ-40, промежуточного и указательного реле.
В тех случаях, когда токовая отсечка на двигателях мощ-
ностью более 2000 кВт не обладает достаточной чувствитель-
ностью, и мощность двигателя равна или превышает 5000 кВт,
для защиты от междуфазных к. з. устанавливают дифференци-
альную защиту (рис. 2.40,6).
Синхронные двигатели кроме перечисленных имеют еще за-
щиту от асинхронного хода. При асинхронном режиме появля-
ются колебанния действующего значения тока в статоре и воз-
никает переменный ток в цепи обмотки возбуждения. Защиту от
асинхронного хода часто выполняют при помощи зависимого
токового реле, включенного в статорную цепь (рис. 2.41). За
время Л/ спада между циклами колебаний тока в статоре под-
вижная система реле не успевает возвратиться в исходное поло-
жение и за несколько периодов колебаний набирает необходи-
мое время и срабатывает. Более совершенной следует считать
защиту, действующую при появлении переменного тока в цепи
обмотки возбуждения. При протекании постоянного тока в цепи
обмотки возбуждения двигателя, питаемой от машинного возбу-
110
дителя, ток во вторичной обмотке трансформатора тока отсут-
ствует и защита не действует. При колебаниях в цепи ротора
наводится переменная э. д. с., протекает переменный ток и за-
щита срабатывает.
В последние годы были созданы полупроводниковые устрой-
ства защиты, обладающие большими быстродействием, чувстви-
тельностью и надежностью, чем устройства с применением опи-
санных реле. Полупроводниковые бесконтактные устройства за-
Рис. 2.41. Защита синхронного двигателя от аспп-
хронного хода:
а — изменение тока статора при асинхронном ходе; /ср -
ток срабатывания реле; ^ноз-'ток возврата; б — защита
в статорной цепи; в — защита в цепи обмотки возбуж-
дения
щиты, в частности, будут внедряться в комплектные распреде-
лительные устройства (КРУ) 6—10 кВ. Они выполняются в виде
модулей транзисторных устройств, каждый из которых соответ-
ствует определенному виду защиты. Выпускаются и отдельные
полупроводниковые элементы защиты (например, выходные
тиристорные устройства, заменяющие промежуточные реле).
§ 14. Автоматическое повторное включение линий
и автоматическое включение резерва
Во многих случаях короткие замыкания, вызывающие отклю-
чение линий электропередачи, имеют преходящий характер и
самоликвидируются в короткое время (попадание между про-
водами линий посторонних предметов, схлестывание проводов,
замыкания из-за грозовых разрядов и др.). После отключения
дуга в месте к. з. исчезает, а линия остается неповрежденной.
Для сокращения перерыва в электроснабжении потребителей
111
линии снабжают устройствами автоматического повторного
включения (АПВ), автоматически включающими линию через
0,5—1,5 с после се отключения защитой.
Опыт показывает, что число случаев, когда линия после
первого повторного включения остается в работе, дости-
гает 90%.
АПВ может быть применено как на линии передачи, питаю-
щей ряд нагрузок, так и на ответвлении для отдельных транс-
форматора, электродвигателя и т. п. Устройства АПВ широко
применяют в системах электроснабжения нефтяных и газовых
промыслов, установок транс-
порта и хранения нефти и га-
за. Наиболее распространен-
ными здесь являются трех-
фазные устройства АПВ,
включающие повторно одно-
временно все три фазы вы-
ключателя.
Существуют механические
устройства AIIB, выполняю-
щие вслед за действием за-
щиты повторное включение
при помощи механических
приспособлений, устанавли-
ваемых на приводах выключа-
телей, и электрические уст-
ройства, осуществляющие
включение при помощи реле,
воздействующих на включаю-
щий орган привода.
Промышленность СССР выпускает специальные реле повтор-
ного включения. На рис. 2.42 показана схема реле повторного
включения РПВ-258, работающего па постоянном токе напряже-
нием 110 или 220 В, обеспечивающего двукратное, действие
АПВ. Оно содержит элемент времени РВ, промежуточное реле
Р/7, сигнальные реле РУ1 и РУ2, два диода Д1 и Д2, сопротив-
ления и конденсаторы, смонтированные в одном корпусе.
После отключения выключателя от действия защиты или от
замыкания контактов ключа управления вручную (не показан-
ных па схеме) подается «минус» цепи оперативного тока на
зажим 5 реле. При этом возбуждается реле времени РВ. Заря-
женный ранее конденсатор С/ при замыкании проскальзываю-
щего контакта РВ2 разряжается через обмотку напряжения
реле РП п обмотку сигнального реле РУ1. Эти реле кратковре-
менно срабатывают. Контакт РП-1 замыкает цепь катушки
включения выключателя, подавая «плюс» от зажима 3 через
токовую катушку реле РП к зажиму 7. Токовая катушка РП
удерживает реле во включенном положении.
112
Если первый цикл АПВ оказался безуспешным и линия
вновь отключена защитой, реле времени РВ повторно возбуж-
дается. Но замыкание контакта РВ-2 не приводит к срабатыва-
нию реле РП, так как конденсатор С1 не успел зарядиться.
Реле РП и РУ2 срабатывают, получая питание через проскаль-
зывающий контакт РВЗ от конденсатора С2. Происходит вто-
рой цикл ЛПВ.
При безуспешном действии во втором цикле ЛПВ происхо-
дит новый пуск реле РПВ-258, но замыкание контактов РВ не
приводит к срабатыванию реле РП, так как ни один из конден-
саторов не успевает зарядиться. Скорости заряда конденсато-
ров ограничиваются сопротивлениями R2 и R3. Сопротивления
R4 и R5 создают цепи раз-
ряда конденсаторов при на-
личии защит, действие ко-
торых пе должно сопровож-
даться повторным включе-
нием. При этом реле РП
не возбуждается. Сопротив-
ление R1 обеспечивает тер-
мическую стойкость при
длительном включении под
напряжение элемента вре-
мени РВ.
ч 4
а ч ч ч 6
'§1 £ § [ктающие линии
ч ч ,
Рис. 2.43. Схемы питания с ЛВР
Диод Д1 предотвращает разряд конденсатора С1 после по-
дачи «минуса» па зажим 5, исключая возможность отказа реле.
Диод Д2 исключает разряд конденсатора С2 на внешний источ-
ник питания.
Выдержка времени реле регулируется в пределах 1—20 с.
Время восстановления готовности реле к повторному действию
после второго цикла ЛПВ составляет (>0—100 с.
Для потребителей 1-й категории надежности, обеспечиваемых
резервными источниками питания, последние включаются авто-
матически в случае прекращения питания от основных источни-
ков. Это осуществляется системой автоматического включения
резерва (АВР) па РП и подстанциях. Предусматривается также
АВР двигателей ответственных агрегатов (например, насосов
системы охлаждения компрессорных станций и др.). Наиболее
часто предусматривается АВР резервной линии (рис. 2.43, а)
и секционного выключателя (рис. 2.43,6),
Схеме АВР секционного выключателя (рис. 2.43,6) отда-
ется предпочтение в системах электроснабжения предприятий,
так как при устойчивом повреждении па шинах из строя выхо-
дит не вся установка, а только ее часть. Кроме того, в нормаль-
ном режиме мощность передается здесь по обеим линиям — ос-
новной п резервной, что существенно уменьшает потери энергии.
Преимущество схемы (см. рис. 2.43 п) состоит в том, что она
несколько проще, ее применяют при небольших протяженностях
113
питающих линий. Двигатели ответственных агрегатов включа-
ются автоматически при питании по данной схеме.
Во всех случаях работа АВР начинается при исчезновении
напряжения на основной линии питания, т. е. при действии реле
напряжения, подключенных ко вторичным обмоткам трансфор-
маторов напряжения.
Рис. 2.44. Раз!<срнутая схема ЛВР:
/•'/// -/•’///• реле напряжения; РВ(-- РВ‘2 реле времени; Р1П — РП2 реле нромежугоч
ные; РБ — реле блокировки; ЛГ — лампа готовности ЛВР; Вр — выпрямитель; КУ —
переключи голь .'Mil'; j(Jl и ^0'2, ЭВ плектрами гни гы отключения и включения сооч
ветствующих выключателей; ВП — контакт пружины; Д — электродвигатель привода вы-
ключателя; БП — конечный выключатель привода; В, В1 и В2 — вспомогательные кон-
такты; СД — добавочное сопротивление; ТН1—Т1Г2 -трансформаторы напряжения
В развернутой схеме ЛВР с секционным выключателем, ра-
ботающая на переменном оперативном токе (рис. 2.44), при ис-
чезновении напряжения па резервируемой секции шин сраба-
тывают реле напряжения PHI, РН2 или РНЗ, РН4.
Пусть исчезло напряжение на секции 1 (см. рис. 2.43,6).
Контакты реле РН1 и P1I2 (см. рис. 2.44), замыкаясь, возбуж-
дают реле времени РВ1. Контакт этого реле с выдержкой вре-
мени включает обмотку реле PII1, а контакт последнего подает
питание электромагниту отключения ЭО1 выключателя В1.
Блок-контакт В1, замыкаясь, подает питание электромагниту
включения ЭВ секционного выключателя, который включается.
114
Выдержка времени до начала действия ЛВР, создаваемая реле
/’В/ и РВ2, необходима для отстройки от кратковременных сни-
жений напряжения, возникающих при близких коротких замы-
каниях. Эга выдержка должна быть несколько больше вы-
держки времени защиты, регулирующей эти к. з.
Реле блокировки РБ предотвращает срабатывание системы
ЛВР при отключенных выключателях обоих вводов В1 и В2.
§ 15. Конструкции элементов распределительных устройств
и подстанций
Схемы электрических соединений трансформаторных под-
станций, применяемых па предприятиях нефтяной и газовой
промышленности, разнообразны п рассмотрены в тех главах, где
описано электрооборудование соответствующих технологических
объектов.
По конструкции различают открытые и закрытые подстан-
ции. В первых электрооборудование расположено на открытом
воздухе, во вторых- в закрытом помещении. Подстанции
110/6—Ю и .'15/6 10 кВ обычно имеют открытую часть, где рас-
положены распределительное устройство 110—35 кВ и силовые
трансформаторы, и закрытую часть, где располагаются распре-
делительное устройство 6-10 кВ, щит управления и подсобные
помещения.
Подстанции 6—10/04—0,66 кВ во многих случаях распола-
гаются полностью в закрытых помещениях, а трансформаторы
иногда выносят па открытый воздух. Па нефтяных промыслах
такие подстанции часто монтируют полностью па открытом воз-
духе.
В закрытых распределительных устройствах на напряжения
6—10 кВ применявшиеся ранее выключатели с большим объе-
мом масла устанавливались в специальных камерах с выходом
наружу. Распределительные устройства такого типа в настоя-
щее время не сооружают, но они сохранились в эксплуатации.
Переход па масляные выключатели с малым объемом масла
позволил применять сборные и комплектные распределительные
устройства. В первых аппаратуру размещают в открытых ячей-
ках КСО (камера сборная одностороннего обслуживания.) па
стальном каркасе, защищенных металлическими листами пли
сеткой. Ячейки привозят па место монтажа в полностью собран-
ном виде. На месте монтажа к ним подводят внешние провод-
ники. На рис. 2.45, а показана ячейка КСО с масляным выклю-
чателем ВМГ-10.
В последние годы почти исключительное применение в рас-
пределительных устройствах 6 —10 кВ получили комплектные
ячейки серии КРУ (для внутренней установки) и КРУН (для
наружной установки). В ячейках КРУ с выключателями высо-
кого напряжения (рис. 2.45,6) последние смонтированы на
115
выкатных тележках. При выдвижении тележки с выключателем
он отсоединяется от шип высокого напряжения разъедините-
лями штепсельного типа. В каждый пз шкафов встроено все
электрооборудование соответствующей линии, включая релей-
ную защиту п измерительные приборы.
Рис. 2.45. Ячейки распределительного устройства на 6 — 10 кВ КСО (а) и КРУ
ббф-
/ — отсек шин; 2 —отсек трансформаторов тока и кабеля; 3 — трансформаторы ТПЛ;
4 — кабельная муфта; 5- отсек выключателя; 6 выключатель ВПМ-10; 7 — выкатмая
тележка; 8 — отсек приборов
Трансформаторы 6—10/0,4—0,66 кВ устанавливают в закры-
тых камерах в тех случаях, когда недопустима пх открытая ус-
тановка по условиям расположения подстанции, при загрязнен-
ности воздуха или наличии токопроводящей ныли, паров и га-
зов химических производств и т. и. Часто открытая установка
трансформаторов осуществляется па бетонных фундаментах
с ограждением площади их установки. Распределительные уст-
ройства до 1000 В обычно выполняют ио типу щитов с двусто-
ронним обслуживанием пли прислонного типа с односторонним
обслуживанием.
116
На нефтяных и газовых промыслах широко применяются
комплектные трансформаторные подстанции (КТП).
Разработаны КТП для установки на скважинах насосной
эксплуатации, на кустовых насосных закачки воды в пласт
и др. (см. § 47, 51).
КТП универсального применения для наружной установки
выпускаются отечестве!
до 1000 кВ-Л (рис.
2.46). КТП состоит из
вводного устройства
6—10 кВ, силового
трансформатора и рас-
пределительного уст-
ройства 0,4 кВ.
Для комплектова-
ния РУ 6—10 кВ от-
крытого типа исполь-
зуют комплектные рас-
пределительные уст-
ройства для наружной
установки (КРУП-6-
-10). Они состоят из
ряда шкафов (рис.
2.47).
Промышлепн о с т ь
СССР специально для
буровых установок
КРПБ-6М (рис. 2.48)
ПЮИ промышленность
то мощностью от 25
£50 —
выпускает КРУ, пред-
назначенные для ра-
боты на открытом,
воздухе.
Для морских буро-
Рпс. 2.46. Комплектная трансформаторная
подстанция для наружной установки:
1 — силовой трансформатор; 2 — шкаф в. и.; .3 — раз-
рядник; 4 — проходной изолятор G—10 кВ; 5—штырь
для установки низковольтного изолятора; 6—ко-
жух; 7 — шкаф и. и.
вых установок разра-
ботаны специальные
комплектные распределительные устройства па 6 кВ в блочном
исполнении со шкафами КРУБ-6. Они рассчитаны па работу
в условиях вибраций оснований эстакад, повышенной влажности
с учетом необходимости транспортировки подстанций крупными
блоками.
Трансформаторные подстанции 110/6 и 35/6 кВ, используе-
мые как главные понижающие подстанции нефтяных и газовых
промыслов и как подстанции для питания компрессорных стан-
ций магистральных газопроводов и насосных станций магист-
ральных нефтепроводов, имеют обычно открытые на 110 и 35кВ
и закрытые па 6 кВ РУ. Трансформаторы устанавливают от-
крыто. При расположении оборудования па открытом воздухе
стоимость строительной части подстанции уменьшается, сокра-
117
г-- ю
Рис. 2.47. Шкаф ввода комплектного РУ для наружной установки:
/ — главные шнны; 2 —шинный разъединитель; 3, /0 — проходные изоляторы; -/—мас-
ляный выключатель ВМГ-10; 5 —проходной трансформатор тока; б — пружинный привод
выключателя; 7 — привод разъединителей; 8--линейный разъединитель; 9 — дверка
Рис. 2.48. Распределительное устройство для буровых установок КРИВОМ
2703
Рис. 2.49. Открытая понижающая подстанция 110/6 кВ:
/ — линейный разъединитель; 2 — отделитель; 3 — короткозамыкатсль; 4 — заземляющий
разъединитель нейтрали; 5 — вспомогательная ошиновка (провод); 6 —линейный портал;
7 — трансформаторный портал; 8 — молниеотвод; 9 — вентильный разрядник
6060
10100
Рис. 2.50. Общий вид и план передвижной подстанции Зэ/6 кВ в блочном исполнении
/ — блок высокочастотной телефонии; 2 — блок ввода 35 кВ; 3 — блок силового трансформатора; 4 — блок РУ 6 (10)
кВ; 5 — блок батареи конденсаторов
щаются сроки строительства, достигается хорошая обозревае-
мость, но увеличивается стоимость аппаратуры и усложняется ее
обслуживание. Опорные конструкции открытых подстанций вы-
полняются металлическими или железобетонными.
Распределительное устройство 6 кВ может быть тоже откры-
тым, укомплектованным из шкафов для наружной установки
типа КРУН.
На рис. 2.49 показаны план и разрез подстанции 110/6 кВ
с распределительным устройством 6 кВ, размешенным в здании.
На рис. 2.50 показана передвижная трансформаторная под-
станция 35/6 кВ 2X4000 кВ Л в блочном исполнении, приме-
няемая на промыслах Западной Сибири.
Глава 3
Электрические двигатели
и их рабочие свойства
§ 16. Общие сведения об электроприводе
Электроприводом называется электромеханическое устрой-
ство, предназначенное для. электрификации и автоматизации ра-
бочих процессов и состоящее из преобразовательного, электро-
двигательного, передаточного и управляющего устройств.
Таким образом, под электроприводом понимается комплекс-
ное устройство, преобразующее электрическую энергию в меха-
ническую и обеспечивающее электрическое управление преоб-
разованной механической энергией.
Электроприводы бывают групповыми, одиночными и много-
двигательными. При групповом электроприводе один двигатель
приводит в движение несколько механизмов. Примером груп-
пового электропривода может быть электропривод лебедки и
ротора буровой установки БУ-80БрЭ.
При одиночном электроприводе каждый производственный
механизм имеет собственный приводной двигатель, например
электропривод центробежного насоса.
Многодвигательный электропривод содержит несколько дви-
гателей, каждый из которых приводит в движение отдельный
рабочий орган производственного механизма. Комплекс ДСП
для автоматизации спуско-подъемных операций при бурении
имеет многодвигательный электропривод.
В нефтяной и газовой промышленности наиболее распрост-
ранены одиночные электроприводы механизмов.
Движение электропривода, как и всякого механизма, под-
чиняется законам динамики и определяется действующими си-
лами (моментами). Вращающий момент /Идп, развиваемый дви-
гателем, в любой момент времени уравновешивается суммой мо-
ментов статического сопротивления Мс и динамического (инер-
ционного) Л4дИ11.'
Л4ДВ = Л4С + Л4ДИН- (3.1)
Уравнение (3.1) называется уравнением движения электро-
привода. Вращающий момент двигателя считают положитель-
ным, если он направлен в сторону движения (способствует дви-
жению), и отрицательным, если он препятствует движению (тор-
мозной момент).
122
Статический момент, приложенный к валу двигателя, состоит
из слагаемого, соответствующего полезной работе, совершаемой
механизмом, и работе сил трения. Моменты статического сопро-
тивления подразделяют на реактивные и активные (потенци-
альные). Реактивные моменты (моменты сил трения, сопротив-
ления резанию и пр.) препятствуют движению и в уравнении
(3.1) всегда принимаются со знаком «плюс». Потенциальные
моменты (моменты от силы тяжести, сжатия, растяжения или
скручивания упругих тел) могут либо препятствовать движе-
нию, либо способствовать ему. В первом случае они принима-
ются со знаком «плюс», во втором •- «минус». Статические мо-
менты определяют расчетным или экспериментальным путем,
du
Динамический момент определяется угловым ускорением ——
at
и моментом инерции электропривода J:
. das (й- dJ
J---------|--------------,
dt 2 d<f
(3.2)
где <р — угол поворота рабочего органа, приведенный к валу
двигателя.
Динамический момент проявляется только во время переход-
ных процессов, т. е. когда изменяются частота вращения элект-
ропривода и запас кинетической энергии в нем.
Когда момент инерции электропривода не зависит от угла
поворота рабочего органа, что встречается довольно часто, фор-
мула (3.2) упрощается
Мдин:-/^-. (3.3)
at
При равенстве вращающего момента двигателя и момента
статического сопротивления возможно состояние динамического
равновесия: частота вращения электропривода по изменяется.
При нарушении равновесия между моментами двигателя и со-
противления частота вращения двигателя начинает изменяться.
Если Л4д„>Мс, привод ускоряет свое движение, если ЛК(П<Л4Г —
замедляет. В соответствии с уравнением (3.1) динамический мо-
мент определяется разностью между моментами двигателя и
сопротивления. Положительному динамическому моменту соот-
ветствуют ускорение электропривода и возрастание кинетиче-
ской энергии; отрицательному замедление привода и убыва-
ние кинетической энергии.
Обычно двигатель соединяется с производственным механиз-
мом через промежуточные передачи: зубчатые, цилиндрические
и конические шестерни, червячные пары, шкивы клиноременных
передач и пр. В механизме могут быть массы, вращающиеся и
движущиеся поступательно с различными скоростями. При со-
ставлении уравнения движения сложной кинематической си-
стемы можно написать уравнения движения для каждого звена
123
системы, а затем совместно решить эти уравнения. Однако та-
кой путь весьма громоздок и трудоемок. Для упрощения задачи
все моменты инерции и моменты статического сопротивления
приводят к одной частоте вращения (например, к частоте вра-
щения двигателя), для которой составляют и решают одно
уравнение движения. При этом пользуются известными зако-
нами теоретической механики.
Приводя статические моменты к частоте вращения вала дви-
гателя, исходят из закона сохранения энергии. При этом дина-
мическое действие привода остается неизменным, если учиты-
вается условие, что запас кинетической энергии привода сохра-
няется неизменным.
При всяком нарушении равновесия между моментами дви-
гателя и статического сопротивления наступает переходный про-
цесс, сопровождающийся изменением частоты вращения, мо-
мента и силы тока двигателя и запаса кинетической энергии
электропривода и механизма. К переходным процессам отно-
сятся пуск, торможение, реверсирование, изменение нагрузки
или частоты вращения во время работы механизма и пр. Харак-
тер протекания переходных процессов электропривода опреде-
ляется прежде всего законами изменения движущих моментов
и моментов сопротивления всего агрегата.
Время переходного процесса для ряда производственных ме-
ханизмов в значительной степени определяет их производитель-
ность и существенно влияет на выбор приводного двигателя.
Время переходного процесса при изменении частоты враще-
ния от <01 до <о2 определяют па основании интегрирования урав-
нения движения электропривода (3.1) с учетом соотношения
(3.3). Разделив переменные в этом уравнении, получим
аы
Л4ДВ - М,
(3.5)
откуда
t — J
Пользоваться формулой (3.5) для нахождения времени пе-
реходного процесса в ряде случаев затруднительно, так как мо-
менты двигателя и статического сопротивления часто не явля-
ются аналитическими интегрируемыми функциями частоты вра-
щения.
Рассмотрим некоторые частные случаи переходных процес-
сов пуска и торможения двигателя.
А. Для двигателей, пускаемых с помощью реостата, мо-
мент во время пуска изменяется. В первом приближении теку-
щее значение момента двигателя можно заменить его средним
значением Мдп. ср (рис. 3.1) т. е. принять Л1ДВ = аЛ1и = Л4дП. ср =
= const.
124
Во многих случаях момент сопротивления является величи-
ной постоянной (буровые лебедки, крапы, подъемники и др.).
Иногда оп может быть заменен средним значением аналогично
моменту двигателя при реостатном пуске, т. е. М,: = const. Тогда
Z J 7/Лф, Т~Л'|Г аЛ4„ + /Ис ’ ' '
111,
где М,. -статический момент на валу двигателя, Н-м; цМи —
средний момент двигателя ври пуске или торможении, Н-м;
(о(. — частота вращения, соответствующая статическому моменту,
1/с, /- момент инерции, приведенный к валу двигателя,
кг - м2.
Рис. 3.1. Характеристики асинхронного
двигателя с фазном ротором
Рис. 3.2. Линейная механическая
характеристика двигателя
Знак «минус» в формуле (3.6) соответствует пуску, знак
«плюс» — торможению.
Б. Момент двигателя является линейной функцией скорости:
Л1Д„ - = А — Вы,
в которой момент сопротивления постоянный (M(. = const).
Для определения зависимости между временем переходного
процесса, моментом и частотой вращения, входящими в уравне-
ние движения, рассмотрим механическую характеристику двига-
теля (рис. 3.2). На основании графика можно написать: при
0) = 0, М = ЛТ1:; Л = МЦ; при (о = соо М = 0; В = Мц/ы0.
Подставив значения А н В в формулу (3.7), получим урав-
нение механической характеристики двигателя:
Wo Wo
(3-8)
125
при
М = Л4С, о) =-(!><.
Мс - Мк . (3.9)
0>0
Подставив в уравнение движения электропривода значения
моментов двигателя и статического сопротивления из формул
(3.8) и (3.9), получим
М& j (3.10)
(о q dt
ИЛИ
-^(ыс-0)) -J—. (3.11)
(оп dt
Разделив переменные и обозначив
Тм, (3.12)
Мк
получим
—--------dw-- (3 13)
ТМ *" W
Решенном уравнения (3.13) является равенство
______________________
со - Wc-1-(«)„ач - • ®с) е Тк, (3.14)
где (оПЯч—начальная частота вращения электропривода при
/ = 0.
Величина 7\г называется электромеханической постоянной
времени электропривода. Физически электромеханическая по-
стоянная, времени представляет собой время, в течение которого
произойдет разгон до о»» под действием неизменного по вели-
чине момента Л!,;.
Таким образом, при прямолинейной механической характе-
ристике двигателя и постоянном статическом моменте сопротив-
ления в переходном процессе частота вращения электропривода
изменяется по экспоненциальному закону.
Получив зависимость со от времени [см. формулу (3.14)] и
и располагая механической и рабочими характеристиками дви-
гателя, определяют зависимости мощности, момента и силы тока
двигателя от времени. Диаграммы, выражающие зависимости
P-f(O, и /=/(/),
называются нагрузочными.
126
Из формулы (3.14) следует, что время переходного процесса
пуска двигателя ((опач = 0)
Л, Тм1п - (3.15)
<ос — со
При (о->Ыс и tu-*oo обычно полагают, что переходный про-
цесс закапчивается в то время, когда частота вращения достиг-
нет значения (0,95—0,98)Это соответствует /п = (3—4) 7\ъ
Из равенства (3.15) следует, что время переходного про-
цесса пропорционально 7\, и, следовательно, моменту инерции
электропривода. Для уменьшения времени переходных процес-
сов стремятся уменьшить момент инерции ротора двигателя и
других элементов электропривода.
Иногда момент двигателя и момент сопротивления не явля-
ются аналитическими функциями со. В таких случаях для рас-
чета переходного процесса пользуются графоаналитическим ме-
тодом.
По графикам зависимостей момента двигателя и момента
статического сопротивления от Л4дп = /((о) и Mc=f(u>) строят
график зависимости Л4ДП—Mc = f(a).
(Разность моментов двигателя и статического сопротивления
часто называют избыточным моментом). Последнюю зависи-
мость разбивают на ряд интервалов, для которых можно при-
нять (Л4ДВ—Мс) «const). В этом случае для каждого участка
справедливо следующее выражение:
Лео,-
Л/,. - J-----------------,
(44дП - - Л4С)/
(3.16)
где До)/ — перепад скорости на z-том участке, 1/с; (Л4ДВ—Mc)i—
значение избыточного момента на /-том участке, Н-м; J — при-
веденный к валу двигателя момент инерции электропривода,
кг-м2.
Пользуясь формулой (3.16), находят значения времени
А/,, в течение которых частота вращения изменяется на вели-
чину Ao);, а затем по точкам строят кривую зависимости
При условии равенства участков деления кривой избыточ-
ного момента (Ao) = const) общее время пуска определяется
из выражения
/п = JAo)
tn
(3.17)
где т — число участков деления зависимости (Л4ДВ—Л4С) =f (ы).
127
§ 17. Механические характеристики производственных
механизмов и электродвигателей
При выборе электродвигателей необходимо, чтобы их элект-
ромеханические свойства соответствовали характеристикам и
технологическим требованиям производственных механизмов.
К электромеханическим свойствам относятся в первую очередь
механические характеристики двигателей в различных режимах
работы, а также пусковые и тормозные свойства двигателей.
Механической характеристикой двигателя называется зави-
симость частоты ispaтения его вала от момента, который двнга-
Рис. 3.3. Механические характери-
стики производственных механн s-
тель развивает. Механической
характеристикой производствен-
ного механизма называется за-
висимость момента сопротивле-
ния механизма от частоты его
вращения.
Несмотря на многообразие
производственных механизмов,
механическую характеристику
большинства из них можно вы-
разить зависимостью
Mc = Af0 + (MH-M0)(--^-Y,
(3.18)
где А4С — момент сопротивления
мов: механизма при частоте враще-
/-<? = (); //-<7 = 1; ///-<7=2 ния ш . Д|о — мОМвНТ треНИЯ ИЛИ
холостого хода машины; Ма—
момент сопротивления при номинальной частоте вращения со н;
/у--показатель степени, характеризующий изменение момента
при изменении частоты вращения.
Основные типы механизмов имеют 7 = 0; q=\ и 7 = 2. При
7 = 0 Л1с = Л4ц = const, т. е. момент сопротивления их не зави-
сит от частоты вращения (рис. 3.3). Такую механическую ха-
рактеристику имеют все машины, совершающие работу подъ-
ема, формоизменения материала или преодолевающие? трение
(подъемные лебедки и краны, бумагоделательные машины,
поршневые насосы при неизменной высоте подачи жидкости).
Мощность таких машин растет линейно с частотой вращения.
При 7=1 момент растет линейно с частотой вращения,
а мощность — прямо пропорциональна квадрату частоты вра-
щения. Подобная характеристика имеется у генератора посто-
янного тока независимого возбуждения, работающего на посто-
янное сопротивление нагрузки.
При 7 = 2 момент возрастает квадратично с частотой враще-
ния, а потребляемая мощность примерно пропорциональна ее
128
кубу. К этой группе относятся вентиляторы, центробежные на-
сосы, турбокомпрессоры, гребные винты. Характеристики этих
машин часто называют вентиляторными.
Во всех машинах с кривошипным механизмом (поршневые
насосы и компрессоры, станки-качалки и т. п.) момент сопро-
тивления зависит от положения кривошипа, т. е. от углового по-
ложения вала двигателя. Во всех подобных машинах момент
сопротивления складывается из постоянной и переменной со-
ставляющих. Последняя периодически изменяется в зависимо-
сти от угла поворота вала.
Такие кривые могут быть
представлены в виде ряда
Фурье, т. е. суммы гармо-
нических колебаний раз-
личной частоты, что позво-
ляет весьма упростить рас-
четы электропривода.
В отличие от производ-
ственных механизмов прак-
тически все электродвига-
тели, за исключением син-
хронных, имеют «падаю-
щую» механическую харак-
теристику, т. е. с увеличе-
нием момента на валу дви-
гателя частота его враще-
ния уменьшается. В зави-
симости от степени измене-
ния частоты вращения дви-
гателей их механические характеристики подразделяются на
абсолютно жесткие, жесткие и мягкие (рис. 3, 4).
Абсолютно жесткую характеристику имеют синхронные
двигатели (их частота вращения не зависит от момента сопро-
тивления на валу).
При жесткой характеристике изменению момента сопротив-
ления от нуля до номинального значения соответствует незна-
чительное (до 10%) изменение частоты вращения двигателя.
Такие характеристики свойственны асинхронным двигателям
и двигателям постоянного тока параллельного или независи-
мого возбуждения.
Мягкой характеристикой обладают двигатели постоянного
тока последовательного возбуждения. У этих двигателей с уве-
личением момента частота вращения сильно падает.
В зависимости от конфигурации механических характери-
стик производственного механизма и электродвигателя их сов-
местная работа может быть устойчивой или неустойчивой.
Под статической устойчивостью (т. е. под устойчивостью
при сравнительно медленных изменениях режима) электропри-
5 Заказ № 2719 129
Рис. 3.4. Механические характеристики
электродвигателей:
/ —абсолютно жесткая; //—жесткая; ///—
мягкая
вода понимают способность его автоматически восстанавливать
установившийся режим работы после его нарушения без по-
мощи регулятора, а лишь вследствие органических свойств
привода, обусловленных механическими характеристиками дви-
гателя и производственного механизма.
Предположим, что работа двигателя характеризовалась
точкой 1 пересечения его механической характеристики П (см.
рис. 3.4) с характеристикой механизма. При этом вращающий
момент двигателя равен моменту сопротивления Л4С1 (устано-
вившийся режим). Если Afc2>Afci, равновесие моментов на-
рушится и частота вращения будет уменьшаться. По мерс сни-
жения частоты вращения момент двигателя будет возрастать
согласно его механической характеристике, пока нс станет
равным Л4с2- Точке 2 (см. рис. 3.4) будет соответствовать новый
установившийся режим. Если нагрузка уменьшится, например
до величины Л4о3, частота вращения двигателя будет увеличи-
ваться до тех пор, пока момент двигателя не станет равным
Л4с3, чему соответствует точка 3 характеристики II. Таким обра-
зом, работа электропривода в данном случае будет устойчивой.
Об устойчивости работы механизма с электроприводом
можно судить по зависимости частоты вращения от динамиче-
ского момента, которую иногда называют совместной механиче-
ской характеристикой агрегата. Эту зависимость можно полу-
чить, если из значений момента двигателя при определенных
частотах вращения вычесть значения момента сопротивления
при тех же частотах вращения.
В установившемся режиме при некоторой частоте враще-
ния динамический момент равен пулю. Работа агрегата при
этой частоте вращения устойчива, если се понижению соответ-
ствует положительное приращение динамического момента,
а повышению — отрицательное приращение динамического мо-
мента. Под действием динамического момента частота враще-
ния агрегата будет в первом случае повышаться, а во втором —
понижаться до тех пор, пока не достигнет значения, при кото-
ром момент двигателя станет равным моменту сопротивления.
Если бы при повышении частоты вращения приращение ди-
намического момента было положительным, это приводило бы
к дальнейшему увеличению частоты вращения, при понижении
ее наблюдалось бы обратное явление; следовательно, такой ре-
жим не был бы устойчивым.
Математическим критерием статической устойчивости яв-
ляется соблюдение неравенства
da da
Применение этого критерия можно проследить на примере
электропривода с асинхронным двигателем (рис. 3.5). Если
130
приводимый механизм создает момент сопротивления Л1с =
= const, т. е. не зависящий от частоты вращения, и установив-
шееся состояние электропривода определяется точкой а, то
dMc/d(o = O и ^Л4дВ/й(о<О. Таким образом, справедливо нера-
венство (3.19), поэтому электропривод устойчив.
Работа в точке b будет неустойчивой, поскольку в этой точке
dAf</d(i) = O и ЛИлв/б(ы>0. Это обстоятельство послужило осно-
ванием тому, что правую ветвь характеристики Рас асинхрон-
ного дви1ателя стали называть устойчивой, а левую QbC — не-
устойчивой. Последнее
название не совсем отве-
чает действительности,
так как работа электро-
привода и на левой ветви
характеристики может
быть вполне устойчивой.
Рассмотрим привод
центробежного вентиля-
тора с механической ха-
рактеристикой Мс. Точка
пересечения характери-
стик является вполне
устойчивой, поскольку
для этой точки выполня-
ется критерий [см. фор-
мулу (3.19)].
Следует заметить, что
продолжительную работу
асинхронного двигателя
на левой ветви характе-
ристики при питании его
Рис. 3.5. Определение статической устойчи-
вости электропривода с асинхронным дви-
гателем
номинальным напряже-
нием нельзя допускать вследствие большой силы тока и опас-
ности перегрева обмоток.
Если предположить, что момент сопротивления Мс равен
максимальному моменту двигателя (рис. 3.5, точка с), то для
бесконечно малого изменения частоты вращения dMJda =
= dM^lda и электропривод будет находиться в состоянии без-
различного равновесия. Однако при больших отклонениях ча-
стоты вращения в сторону убывания электропривод полностью
остановится.
Механическая характеристика двигателей постоянного тока
В зависимости от способа включения обмотки возбуждения
двигатели постоянного тока разделяются на двигатели парал-
лельного, последовательного и смешанного возбуждения. По
ряду причин, которые будут рассмотрены далее, в нефтяной и
5* 131
газовой промышленности двигатели постоянного тока не полу-
чили широкого распространения. Однако в результате развития
полупроводниковой техники ожидается расширенное их приме-
нение, особенно в буровых установках. Возбуждение этих дви-
гателей параллельное или независимое.
Основой для расчета характеристик двигателей являются
зависимости для э. д. с. вращения и электромагнитного мо-
мента, выражаемые известными формулами:
Е-йФю, В; (3.20)
Л1=йФ7я, Н м, (3.21)
где k- ------коэффициент, зависящий от конструктивных дап-
2ла
пых двигателя; Ф — полезный магнитный поток одного полюса,
Вб; /я — сила тока в цепи якоря двигателя, А; о) — угловая
скорость двигателя, 1/с; N — число проводников обмотки якоря;
р — число пар полюсов двигателя; а—число пар параллельных
ветвей обмотки якоря.
Электромагнитный момент [см. формулу (3.21)] больше
момента на валу двигателя вследствие, механических и венти-
ляционных потерь в двигателе. Однако обычно эти потери
незначительны и момент на валу двигателя принимают равным
его электромагнитному моменту.
При установившемся режиме работы двигателя приложен-
ное напряжение U уравновешивается э. д. с. вращения Е и па-
дением напряжения в цепи якоря 1пг:
U---Е 1„г, (3.22)
где г — суммарное сопротивление якорной цепи, состоящее из
сопротивления реостата гр и внутреннего сопротивления
якоря гя (сюда также входят сопротивления обмоток последо-
вательного возбуждения, дополнительных полюсов и компенса-
ционной) .
После подстановки в эту формулу э. д. с. из выражения
(3.20) и тока якоря из формулы (3.21) получим уравнение ме-
ханической характеристики:
со ----------------r— М.
/гФ /г2Ф2
(3.23)
Под естественной механической характеристикой двигателя
понимается характеристика, которой он обладает при номи-
нальном напряжении питания, полном потоке и без внешних
сопротивлений в цепи якоря. Характеристики двигателя при
наличии внешних сопротивлений в цепи якоря, пониженном
напряжении питания или при ослабленном потоке называются
искусственными.
132
Из равенства (3.23) следует, что при постоянном значении
напряжения питания, неизменных магнитном потоке и сопро-
тивлении цепи якоря механические характеристики двигателя
(естественная и искусственные) представляют собой прямые
линии, пересекающиеся в одной точке ^0; со = со0-= .
(рис. 3.6). Частота вращения <ю0 называется частотой идеаль-
ного холостого хода. Вторая точка, которую обычно используют
для построения механических характеристик двигателя, имеет
координаты М — Мк - кФ X
X — - - /?Ф/К; со — 0. Момент
г
Мк называется пусковым
моментом двигателя и оп-
ределяется силой тока
якоря при неподвижном
якоре (пусковым током).
Наклон механических ха-
рактеристик определяется
перепадом частоты враще-
ния при изменении момента
от нуля до заданного зна-
чения:
До) = —— М. (3.24)
й2Ф2 v ’
Как следует из фор-
мулы (3.24), наклон меха-
нической характеристики
зависит от сопротивления
якорной цепи. Чем меньше
это сопротивление, тем
жестче механическая ха-
Рис. 3.6. Механические характеристики
двигателя постоянного тока параллель-
ного возбуждения при различных режи-
мах работы:
/ — естественная; 2 — искусственная при уве-
личении сопротивления цепи якоря; 3 — ис-
кусственная при ослаблении магнитного по-
тока; 4 — искусственная при уменьшении на-
пряжения питания
рактеристика. Внутреннее сопротивление цепи якоря машин
постоянного тока большой и средней мощности обычно неве-
лико, поэтому их естественная механическая характеристика
жесткая (рис. 3.6, линия 1).
Электрическая машина постоянного тока является обрати-
мой, т. е. она может работать как в режиме двигателя, потреб-
ляя электрическую энергию из сети и преобразуя ее в меха-
ническую, так и в режиме генератора, получая механическую
энергию па вал извне и преобразуя ее в электрическую, которая
снимается с зажимов машины. В электроприводе электриче-
ская машина обычно работает в режиме двигателя, однако
в ряде случаев возможен и генераторный режим. Механическая
энергия получается при этом от приводимого механизма, на-
пример вследствие опускающегося груза или запасенной в дви-
жущихся частях кинетической энергии, и превращается в элек-
133
трическую энергию, которая передается в общую сеть или на-
гревает резисторы. Электрическая машина, работающая в ре-
жиме генератора, оказывает на привод тормозящее действие.
В электроприводе основным режимом является двигатель-
ный, поэтому характеристики для этого режима принято чер-
тить в основном, первом квадранте системы координат. Таким
образом, для двигательного режима направления вращения,
тока и момента принимаются положительными. Следовательно,
на рис. 3.6 двигательному режиму соответствует участок С, на
КОТОРОМ О)о>4)>0.
При уменьшении нагрузки па валу ток якоря двигателя
уменьшается, а частота вращения возрастает. При силе тока,
равной нулю, о) = йо (точка В характеристики), а э. д. с. ма-
шины равна напряжению U. Для получения этого режима
к валу двигателя должен быть приложен дополнительный
внешний момент, направленный в сторону вращения двигателя
и преодолевающий момент потерь холостого хода.
Если приложенный к валу двигателя внешний момент уве-
личить еще больше, частота вращения также возрастает (<в>
>«о). Э. д. с. машины станет больше напряжения U, напряже-
ние тока якоря изменится на обратное и станет отрицатель-
ным. Машина в этом случае работает в режиме генератора и
отдает (рекуперирует) энергию в сеть, т. е. она включена па-
раллельно с генератором сети. По отношению к приводимому
механизму энергетическая машина работает в тормозном ре-
жиме, что соответствует участку А характеристики (см.
рис. 3.6). Описанный режим называется режимом рекуператив-
ного торможения.
При увеличении нагрузки на валу двигателя частота враще-
ния, наоборот, уменьшается и когда двигатель останавливается
(<п = 0). сила тока становится равной U/r, что соответствует
точке D характеристики (см. рис. 3.6). В этой точке £ = 0.
При дальнейшем увеличении нагрузки на валу момент
статического сопротивления станет больше вращающего мо-
мента двигателя, что повлечет за собой изменение направления
вращения вала двигателя и, следовательно, изменение знака
э. д. с. Этот режим называется режимом противовключения. Он
характеризуется тем, что 1яг>и и уравнение (3.22) принимает
В этом режиме U и Е имеют одинаковые знаки, т. с. машина
работает как генератор, включенный последовательно с гене-
раторами сети. Чтобы сила тока якоря, которая определяется
суммой э. д. с. и напряжения, не превышала допустимую,
при использовании режима противовключения необходимо по-
следовательно с якорем включать резистор со значительным
сопротивлением. По отношению к приводимому механизму ре-
жим противовключения является тормозным, так как момент
134
электрической машины противоположен движущему моменту
механизма, а направление движения совпадает с направлением
момента, развиваемого механизмом.
Практически режим противовключения чаще всего получа-
ется при переключении вращающегося двигателя на противопо-
ложное направление, когда под действием кинетической энер-
гии электропривода вал двигателя еще продолжает вращаться
в прежнем направлении, а его момент направлен в противо-
положную сторону. Двигатель затормаживается, его вал
останавливается, затем изменяется направление вращения, пе-
реходя в двигательный режим. На рис. 3.6 режиму противо-
включения соответствует участок Е.
Третьим способом электрического торможения двигателя
является динамическое торможение, при котором якорь двига-
теля отключают от сети и замыкают на отдельный внешний
резистор. Обмотка возбуждения при динамическом торможе-
нии остается присоединенной к сети. Машина работает в ре-
жиме генератора независимого возбуждения на этот резистор.
В этом случае {7 = 0, ток отрицателен (/я = —Е/r), частота
вращения положительна и уравнение механической характери-
стики (3.23) принимает вид
со - ---— М.
й2Ф2
Таким образом, механические характеристики при динами-
ческом торможении представляют собой прямые линии, прохо-
дящие через начало координат (см. рис. 3.6, прямые F и G).
Наклон этих линий при неизменном значении магнитного по-
тока Ф зависит от сопротивления цепи якоря г и при наличии
внешнего резистора увеличивается.
Рассмотрим влияние изменения параметров г, Ф и V на ме-
ханическую характеристику двигателя. При увеличении сопро-
тивления резистора в цепи якоря наклон механической харак-
теристики увеличивается и характеристика становится
жесткой (см. рис. 3.6, линия 2). Поскольку частота вращения
<оо не зависит от г, механические характеристики для различ-
ных сопротивлений Цепи якоря пересекают ось ординат в об-
щей точке. Введение резистора в цепь якоря приводит к умень-
шению пускового тока и момента, поэтому с увеличением со-
противления г точка пересечения с осью абсцисс перемеша-
ется к началу координат.
Для изменения магнитного потока Ф в цепь обмотки воз-
буждения вводят добавочный резистор. Магнитный поток при
этом ослабляется, со0 возрастает, Л4К уменьшается, а перепад
А<о увеличивается — механическая характеристика двигателя
становится менее жесткой (см. рие. 3.6, линия <3).
Изменение напряжения U, подводимого к якорю, приводит
к пропорциональному изменению соц, при этом наклон механи-
(3.25)
менее
135
ческой характеристики не изменяется—характеристика пе-
реметается параллельно естественной (см. рис. 3.6, пря-
мая 4).
Механическая характеристика двигателей переменного тока
В нефтяной и газовой промышленности наибольшее распро-
странение получили двигатели переменного тока — асинхронные
(с короткозамкнутым или фазным ротором) и синхронные.
Т р е х ф а з и ы й а с и н х р о п и ы й двигател ь. Асин-
хронные двигатели широко распространены в промышленности
благодаря простоте их конструкции, надежности в эксплуата-
ции и сравнительно низкой стоимости. Кроме того, асинхрон-
ные двигатели не требуют для питания преобразовательных
установок, так как получают энергию непосредственно от об-
щей сети переменного тока. При присоединении обмотки ста-
тора к сети трехфазного тока в расточке статора возникает
вращающееся магнитное поле. Частота его вращения (синхрон-
ная скорость) п0 (в об/мин), так же как и его угловая скорость
«о (в 1/с), зависит от частоты питающего тока /| и числа пар
полюсов р обмотки статора двигателя:
По---^-, мин-1 (3.26)
Р
или
ю0=-^, 1/с. (3.27)
р
Вращающееся поле, пересекая проводники ротора, индукти-
рует в них э. д. с., и, если обмотка ротора замкнута, в них про-
текают токи. В результате взаимодействия токов ротора с вра-
щающимся магнитным полем возникает вращающий момент.
Ротор начинает вращаться, однако частота вращения ротора со
всегда меньше частоты вращения поля (о0, поскольку в случае
равенства этих частот не было бы тока в роторе, а следова-
тельно, и вращающего момента.
Частота вращения ротора относительно поля, отнесенная
к частоте вращения магнитного поля, называется скольже-
нием:
S СВс-СВ = . (3.28)
соо пп
Частота тока в роторе
= (3.29)
Для двигателя общепромышленного исполнения скольже-
ние при номинальной нагрузке на валу в среднем составляет
от 1 до 5%.
136
Схема включения асинхронного двигателя с фазным рото-
ром представлена на рис. 3.7, а. Уравнение механической ха-
рактеристики асинхронного двигателя может быть получено на
основании выражения момента, развиваемого двигателем, и
схемы замещения (рис. 3.7,6). При анализе указанной схемы
полную проводимость контура намагничивания принимают по-
стоянной. Параметры всей схемы замещения считаются неиз-
менными, не учитываются добавочные потери и влияние выс-
ших гармонических составляющих магнитодвижущей силы.
Рис. 3.7. Схемы включе-
ния (а) и замещения (б)
трехфазного асинхронного
двигателя с фазным ротором
Мощность, передаваемую ротору вращающимся магнитным
полем статора, можно выразить через электромагнитный мо-
мент Мпм и частоту вращения поля статора соо:
/Ээм-Мэм<00. (3.30)
В то же время мощность Рэм равна мощности забирае-
мой из сети, минус сумма потерь в обмотке статора и в стали
статора ХР^т i
Рм =PL -ЗГ^-ХР^, (3.31)
где и — активное сопротивление фазы статора, Ом; Ц — сила
тока статора, Л.
Часть электромагнитной мощности теряется в обмотке и
стали ротора, а оставшаяся мощность преобразуется в механи-
ческую. Потери в стали ротора малы по сравнению с потерями
в обмотке, и ими обычно пренебрегают. Тогда механическая
мощность, развиваемая двигателем, составит
Pi = Рэм-З/г’гг, (3.32)
где h — -приведенный фазный ток обмотки ротора; г'2 — при-
веденное активное сопротивление цепи фазы ротора.
137
Выразив мощности через момент и частоты вращения, по-
лучим
Мэмсо -=Мэм<оп —З/2Г2,
(3.33)
откуда после преобразований может быть получено выражение
электромагнитного момента:
М эм
coos
(3.34)
Момент, развиваемый двигателем на валу, меньше электро-
магнитного на величину момента механических потерь (трение
в подшипниках и вентиляция). Момент механических потерь
относительно мал, им обычно пренебрегают, и вращающий
момент асинхронного двигателя М принимают равным элек-
тромагнитному моменту Мэч.
Выражение тока ротора можно получить из схемы замеще-
ния (см. рис. 3.7, б):
где U4, — фазное напряжение, подведенное к двигателю; г, и
Xi — активное и реактивное сопротивления фазы обмотки ста-
тора; х'2 — приведенное реактивное сопротивление фазы об-
мотки ротора.
Сопротивление обмотки статора г, значительно меньше
суммы Xi + x2', и им обычно пренебрегают. Подставив значение
тока /2 в уравнение момента (3.34), получим
(3.36)
Выражение (3.36) представляет собой уравнение механи-
ческой характеристики M = f(s). Анализ выражения (3.36) по-
казывает, что зависимость M = f(s) имеет два максимума при
изменении скольжения от —оо до +оо, так как на границах
указанного интервала и при s = 0 она обращается в нуль. Взяв
производную dMfds и приравняв ее пулю, можно найти кри-
тическое скольжение «и, при котором двигатель развивает мак-
симальный (критический) момент Л4Н.
138
Если пренебречь сопротивлением г{, поскольку обычно
у мощных двигателей оно значительно меньше других сопро-
тивлений, получим
sK = ±—; (3.37)
х\ + х2
мк = ±---------. (3.38)
2ш0^! |-Х2)
Знак плюс в равенствах (3.37) и (3.38) относится к двига-
тельному (или тормозному) режиму, минус — к генераторному.
Из формул (3.36) — (3.38) следует, что при данном сколь-
жении вращающий момент двигателя (в том числе и макси-
мальный) пропорционален квадрату напряжения сети; макси-
мальный момент не зависит от активного сопротивления ро-
тора.
Формулы (3.36) — (3.38) трудно применять в расчете и для
построения характеристик, поскольку в каталогах не приво-
дятся параметры Xi и х?. Поэтому на практике используют уп-
рощенное уравнение механической характеристики, в которое
входят лишь величины, получаемые только из каталожных дан-
ных. Это уравнение получается из совместного решения урав-
нений (3.36) —(3.38):
М-------. (3.39)
s/sK + sk/s
Уравнение (3.39) является приближенным, так как оно по-
лучено из формулы (3.36); при его выводе не учитывались со-
противление обмотки статора и ток намагничивания двига-
теля /о-
Значение Л4К/Л4Н задается в каталоге; sK определяется из
уравнения (3.39), если его решить относительно sK и вместо
текущих значений М и s подставить их номинальные значения
34п и s^:
sK-sH(X i- (3.40)
где
i__34к . п________п0 пн а>0 —
л - , - - - .
Мн п0 ш0
Коэффициент X, характеризующий отношение максималь-
ного момента к номинальному, называют перегрузочной спо-
собностью двигателя. Для асинхронных двигателей с коротко-
замкнутым ротором обычно }.= 1,8—2,5.
139
Из формулы (3.39) следует, что в области малых сколь-
жений, когда s/si; мало,
• 2Л/[ к л
М ------------— s -As.
$к
(3-41)
Уравнение (3.41) представляет собой уравнение прямой,
и, следовательно, в пределах малых скольжений 0<s<sI(
можно приближенно считать, что механическая характеристика
Рис. 3.8. Механические хара ктеристпкн
асинхронного двигателя:
1 — естественная; 2 — искусственная при включе
нии резистора в цепь ротора; 3 -- искусственная
при напряжении меньше номинального; -/ — ис-
кусственная в режиме динамического торможе-
ния прн наличии добавочного резистора; 5
то же, что и 4, по при замыкании обмотки ро-
тора накоротко; 6 — то же. что н 4, но при умень-
шенном постоянном токе в обмотке статора
асинхронного двига-
теля— прямая линия.
При s>sK дробь sK/s
значительно меньше дро-
би s/sK; тогда
_В_ (3 42
s s
Зависимость (3.42) —
уравнение гиперболы.
Следовательно, механи-
ческая характеристика
асинхронного двигателя
состоит из двух частей—
прямолинейной и гипер-
болической, которые пла-
вно соединяются в обла-
сти, близкой к критиче-
скому скольжению.
Механическая харак-
теристика асинхронного
двигателя (рис. 3.8, кри-
вая /) пересекает ош>
ординат в точке ЛГ = О,
s = 0. Эта точка соот-
ветствует синхронной частоте вращения <о0, являясь точкой
идеального холостого хода.
Участок характеристики в диапазоне изменения скольже-
ния 1 >s>0 и частоты вращения 0<<п<н)0 соответствует дви-
гательному режиму. В этом режиме направления вращения
поля и ротора совпадают; частота вращения и момент в этом
режиме положительны.
Если, не отключая обмотку статора от сети, привести ротор
во вращение от постороннего источника в направлении вра-
щения поля, но с частотой вращения, превышающей частоту
вращения поля, относительное направление пересечения полем
проводников ротора изменится на обратное и машина будет
работать в режиме асинхронного генератора, превращая меха-
ническую энергию, сообщаемую валу машины, в электрическую
и отдавая ее в сеть. Частота вращения остается положитель-
но
Пой, а момент меняет знак, оказывая тормозящее действие на
приводимый механизм.
Частоту вращения выше синхронной можно получить, на-
пример, под действием момента, создаваемого опускающимся
грузом буровой лебедки. Механические характеристики для
режима работы с отдачей энергии в сеть при частоте враще-
ния выше синхронной (режим рекуперативного торможения)
являются продолжением характеристик двигательного режима
(см. рис. 3.8, участки а). В режиме рекуперативного торможе-
ния частота вращения ротора изменяется в пределах оо><о>(о0,
а скольжение — oo<s<0.
Если ротор асинхронной машины привести во вращение
в направлении, противоположном движению поля, то направле-
ние движения поля по отношению к проводникам ротора оста-
ется таким же, как и в двигательном режиме. Энергия посту-
пает из сети в асинхронную машину, момент ее направлен про-
тив движения, и асинхронная машина тормозит механизм
противовключением.
Режим противовключения может возникнуть, например,
при спуске тяжелых грузов, когда двигатель включен в сто-
рону подъема; под действием момента, созданного грузом,
он вращается в сторону спуска. Механические характеристики
двигателя в режиме противовключения являются продолже-
нием характеристик двигательного режима в области, где
скольжения больше единицы (см. рис. 3.8, участки б). В ре-
жиме торможения противовключением частота вращения ротора
изменяется в пределах — оо<ш<0, а скольжение — oo>s>l
Асинхронный двигатель может работать также в режиме
динамического торможения, который осуществляется присое-
динением обмотки статора к источнику постоянного тока. Фаз-
ную обмотку ротора двигателя замыкают при этом на рези-
стор. или накоротко.
^Постоянный ток обмотки статора создает неподвижное
магнитное ноле. В обмотке вращающегося ротора двигателя
вследствие пересечения линий магнитной индукции неподвиж-
ного поля наводится э. д. с., а поскольку обмотка ротора зам-
кнута, в ней под действием этой э. д. с. возникает ток. Взаимо-
действие тока ротора с магнитным потоком статора создает
тормозной момент.
При торможении двигателя запасенная в роторе и приводи-
мом механизме кинетическая энергия превращается в элек-
трическую, а последняя — в тепло, выделяемое в цепи ротора
(в обмотке ротора и добавочном резисторе) и рассеиваемое
в окружающую среду. Механические характеристики асинхрон-
ного двигателя при работе в режиме динамического торможе-
ния приведены на рис. 3.8 (кривая 4 — при наличии добавоч-
ного резистора; кривая 5 — при замыкании обмотки ротора на-
коротко) .
141
Из формулы (3.38) видно, что максимальный момент дви-
гателя пропорционален квадрату напряжения сети. Следова-
тельно, при незначительном падении напряжения сети по срав-
нению с номинальным происходит заметное снижение макси-
мального момента. Например, при напряжении сети, равном
90% от номинального, максимальный момент двигателя состав-
ляет 81% величины Л4К при номинальном напряжении.
При введении добавочного резистора в цепь ротора вели-
чина Мк не изменится, а величина критического скольжения SK,
как это видно из равенства (3.37), увеличится пропорцио-
нально общему сопротивлению цепи ротора (рис. 3.8, кривая 2).
При больших значениях сопротивления цепи ротора крити-
ческое скольжение может возрасти настолько, что максималь-
ный момент двигателя, оставаясь неизменным, будет при сколь-
жении, большем единицы (в режиме торможения противовклю-
чением). Можно так подобрать сопротивление цепи ротора, что
критическое скольжение будет равно единице. Начальный пус-
ковой момент (момент при s=l) при этом будет равен макси-
мальному.
Максимальный момент при динамическом торможении не
зависит от сопротивления цепи ротора, а определяется силой
тока в обмотке статора. Скольжение, которому соответствует
максимальный момент, пропорционально сопротивлению в цепи
обмотки ротора и не зависит от силы тока статора (см. рис. 3.8,
кривые 4, 5 и 6).
Пусковые свойства асинхронных двигателей характеризуют
кратность начального пускового момента Л1п/Мн и пускового
тока /П/Ль Для двигателей с короткозамкнутым ротором об-
щепромышленного исполнения обычно Л4П/Л1„ = 0,84-1,4.
При пуске асинхронного двигателя без ограничивающих
резисторов токи в статоре и роторе в несколько раз превосходят
номинальные. В двигателях с короткозамкнутым ротором пус-
ковой ток в 4—7,5 раза превышает номинальный. По мере раз-
бега двигателя уменьшаются э. д. с. ротора и соответственно
токи ротора и статора. При скольжении, равном нулю, т. е. при
синхронной частоте вращения, ток ротора снижается до нуля,
а ток статора — до силы тока холостого хода 10.
У асинхронных двигателей ток холостого хода составляет
значительную долю номинального тока — в среднем от 20 до
60%. Она возрастает у двигателей закрытого типа и у двига-
телей с увеличенным воздушным зазором. При прочих равных
условиях относительная сила тока холостого хода тем выше,
чем меньше номинальная частота вращения двигателя. По сило
тока холостого хода можно в известной степени судить о со-
стоянии двигателя и, например, контролировать качество ре-
монта.
В условиях эксплуатации необходимо знать, какие измене-
ния произойдут в работе асинхронного двигателя при откло-
142
нении напряжения на его зажимах от номинального. Очевидно,
изменится его характеристика, однако двигатель будет разви-
вать прежний вращающий момент, необходимый для приводи-
мого механизма, но при ином значении скольжения.
При работе двигателя с постоянным моментом нагрузки
в случае снижения напряжения скольжение двигателя возра-
стет до величины S' s(-, т. е. изменится приблизительно
обратно пропорционально квадрату напряжения, и частота вра-
щения его несколько уменьшится. Это, в свою очередь, повле-
Рис. 3.9. Изменение тока статора асинхронного двигателя при изменении на-
пряжения сети:
а - /с=0,3 : б - /0 -=0,5 1Л
чет за собой уменьшение производительности приводимого
механизма.
При изменении напряжения изменится и ток статора двига-
теля: его реактивная составляющая — приблизительно пропор-
циональна напряжению (в ненасыщенной части характеристики
намагничивания), активная составляющая — обратно пропор-
циональна напряжению. Кривые изменения тока статора дви-
гателя при изменении напряжения показаны на рис. 3.9.
Синхронный двигатель. Синхронный двигатель ши-
роко распространен в нефтяной и газовой промышленности,
особенно для электроприводов средней и большой мощности
(поршневые компрессоры, буровые насосы, центробежные на-
сосы и нагнетатели).
Ротор двигателя (рис. 3.10, а) вращается с частотой, рав-
ной частоте вращения поля статора и определяемой по форму-
лам (3.26) или (3.27). Поскольку частота вращения синхрон-
ного двигателя не зависит от момента сопротивления на валу
при его изменении от нуля до А4 = Мм, механическая характе-
ристика синхронного двигателя представляется прямой линией,
параллельной оси абсцисс (рис. 3.10,6).
143
При отсутствии нагрузки на валу синхронного двигателя
ось полюсов его обмотки возбуждения практически совпадает
с осью полюсов вращающегося магнитного поля, создаваемого
обмоткой статора. Увеличение нагрузки синхронного двигателя
приводит к появлению угла сдвига между осями полюсов по-
лей статора и ротора. Этот угол, обозначаемый б, называется
внутренним углом синхронной машины, а зависимость электро-
Рис. 3.10. Схема включения (а), механическая характеристика (б), упрощен-
ная векторная диаграмма (в) и угловые характеристики (г) синхронного дви-
гателя
магнитного момента от внутреннего угла 0 называется угло-
вой характеристикой синхронного двигателя.
Для вывода уравнения угловой характеристики рассмотрим
упрощенную векторную диаграмму явнополюсного синхронного
двигателя (рис. 3.10, в), не учитывающую активное сопротив-
ление обмотки статора. Действующее в цени машины резуль-
тирующее напряжение равно сумме э. д. с. Ео, индуктированной
в обмотке статора полем ротора, и напряжения сети U. Под
действием результирующего напряжения в цепи статора про-
текает ток /, отстающий от него на 90°.
В синхронном двигателе электромагнитная мощность Рям,
передаваемая со статора на ротор, меньше потребляемой из
сети активной мощности P]=--3UIcos па величину потерь
в активном сопротивлении обмотки статора и потерь в стали
144
статора. Пренебрегая этими потерями, можно считать, что
Рэм = Р1-
В этом случае из векторной диаграммы (см. рис. 3.10)
имеем
Ф — ф— 0; (3.43)
К / cos ф - ; (3-44)
XQ
г г • , Eq — U COS 0 /О Л
Id = /эшф — —---------, (3.4b)
Xd
где Id и Iq — продольная и поперечная составляющие тока ста-
тора; Xd и xq— синхронные сопротивления по продольной и
поперечной осям.
Подставляем эти выражения в формулу мощности:
Рт — 3U/ cos ф 3L// cos (ф — 0) = 3UI sin б 4- 3UI cos ф cos 0 =
_ З-^о. sin 0 f------------Ц sin 20. (3.46)
z? \ Xq Хд /
Момент синхронного двигателя
M-^-^--=^°.sin0+ —(----------------Ц sin 20 (3.47)
(Oq 2<Оо \ Xq Xd /
ИЛИ
М Мосн ф- Мд.
Из формулы (3.47) следует, что электромагнитный момент
синхронного двигателя имеет основную составляющую Л40Сн,
пропорциональную синусу угла 0, и дополнительную составляю-
щую Мд, пропорциональную разности xd—xq и синусу двойного
угла 0. На рис. 3.10, г показаны зависимости полного электро-
магнитного момента (кривая /), его основной (кривая 2) и до-
полнительной (кривая 3) составляющих от внутреннего угла.
Максимальное значение дополнительной составляющей мо-
мента обычно не превышает 25—30% от основной и имеет ме-
сто при 0 = 45°. Поэтому максимум полного электромагнитного
момента наблюдается при 0М~72—75°.
При возрастании угла 0 от нуля до ()м момент двигателя
возрастает. Этот участок характеристики обеспечивает устойчи-
вую работу электропривода, так как при возрастании момента
сопротивления динамический момент становится отрицательным,
вследствие чего ротор начинает отставать, увеличивая угол 0
до тех пор, пока момент двигателя не станет равным моменту
нагрузки.
При 0>0М условие устойчивой работы двигателя наруша-
ется, так как при увеличении нагрузки угол 6 растет, а мо-
мент двигателя уменьшается, и он выпадает из синхронизма.
145
Поэтому участок кривой от 0 = 9м до 0=180° является неустой-
чивой частью характеристики.
Номинальному моменту двигателя Л4„ обычно соответствует
угол 0Н = 25—30°. Кратность максимального момента обычно
л = Мм/М„ = 2—2,5.
Участок механической и угловой характеристик правее оси
ординат соответствует двигательному режиму работы, левее
оси ординат — режиму рекуперативного (генераторного) тор-
можения. Для перевода синхронного двигателя в режим реку-
перативного торможения необходимо, чтобы момент сопротив-
ления изменил свой знак, т. е. стал двигательным. Под дейст-
вием этого момента ротор начинает ускорять свое движение,
уменьшая угол 0 до нуля и далее до отрицательных значений,
при которых двигатель начинает отдавать энергию в сеть.
Как следует из формулы (3.47), амплитуда основной со-
ставляющей электромагнитного момента пропорциональна пер-
вой степени напряжения сети. Поэтому синхронный двигатель
в меньшей степени подвержен влиянию колебаний напряжения
сети, чем асинхронный. Максимальное значение основной состав-
ляющей момента зависит также от э. д. с. которую можно
изменять, меняя ток возбуждения.
Увеличение тока возбуждения при неизменном напряжении
сети влечет за собой уменьшение утла 0(04<ОН) вследствие
перехода рабочей точки с кривой 1 па кривую 4 (см. рис. 3.10, г).
Увеличивая ток возбуждения, можно иногда скомпенсировать
уменьшение момента двигателя, вызванное снижением напря-
жения сети. В этом заключается одно из преимуществ синхрон-
ного двигателя перед асинхронным.
Синхронный двигатель может также работать в режиме
динамического торможения, для чего обмотку статора отклю-
чают от сети п замыкают на резистор. Механические характе-
ристики в этом случае подобны характеристикам асинхронного
двигателя при динамическом торможении.
§ 18. Пуск и регулирование частоты вращения
электродвигателей
Пуск двигателей постоянного тока
Существуют следующие способы пуска двигателей постоян-
ного тока: прямой (безреостатпый), пуск реостатом в цепи
якоря и пуск плавным подъемом напряжения па якоре.
При прямом пуске двигателя в начальный момент, когда
его э. д. с. равна нулю, в обмотке якоря может возникнуть не-
допустимо большой ток, так как сопротивление этой обмотки
незначительно. Пиковое значение, пускового тока может превы-
шать номинальное в 8- 15 раз. Такие большие токи для боль-
шей части двигателей недопустимы и поэтому безреостатный
146
пуск применяется весьма редко и только для двигателей не-
большой мощности (0,5 —1 кВт), запускаемых без нагрузки на
валу.
Максимальное значение пускового тока двигателей постоян-
ного тока определяется условиями обеспечения нормальной ра-
боты коллектора. При больших пусковых токах велики пуско-
вые моменты и ускорения, что при наличии зубчатых передач
может привести к ударам и поломкам зубьев. Для двигателей
нормального исполнения допустимый пусковой ток составляет
1,8—2,5 номинального значения.
Для ограничения пускового тока в цепь якоря при пуске
вводят пусковой реостат, сопротивление которого выбирают
так, чтобы получить заданный пусковой ток и соответствующий
пусковой момент. Поскольку на промыслах отсутствуют сети по-
стоянного тока, подобный способ пуска в нефтяной промыш-
ленности не применяют.
Для пуска двигателя плавным подъемом напряжения на
якоре необходимо иметь автономный источник регулируемого
напряжения. В качестве такого источника может служить гене-
ратор постоянного тока, либо управляемый выпрямитель.
В начальный момент пуска к якорю двигателя подводится на-
пряжение, составляющее примерно 10% от номинального зна-
чения, вследствие чего пусковой ток не превышает допустимого
значения. По мере разгона двигателя вследствие увеличения
э. д. с. ток и вращающий момент двигателя будут уменьшаться.
Чтобы избежать этого, постепенно повышают напряжение. Пра-
вильный выбор схемы управления повышением напряжения
обеспечивает неизменными силу тока и вращающий момент
двигателя почти за все время пуска. Пуск окончится, когда на-
пряжение на зажимах якоря двигателя достигнет номиналь-
ного значения и двигатель разгонится до номинальной частоты
вращения.
При пуске двигателя плавным подъемом напряжения на
якоре необходимо питать обмотку возбуждения двигателя от
независимого источника напряжения, так как ток возбуждения
двигателя при пуске должен быть номинальным.
При отключении двигателей параллельного и смешанного
возбуждения э. д. с., индуктируемая в обмотке возбуждения,
может достигать значений, опасных для электрической прочно-
сти изоляции обмотки. Для уменьшения этой э. д. с. обмотку
возбуждения замыкают на разрядный резистор или создают
разрядный контур.
Пуск двигателей переменного тока
Асинхронный двигатель. При пуске асинхронного
двигателя частота тока в обмотке ротора, а следовательно, и
э. д. с., индуктированная в ней, в десятки раз превышают
147
частоту и э. д. с. при нормальной работе. Поэтому пусковой ток
асинхронного двигателя при закороченном роторе значительно
превосходит его номинальный ток.
Пусковой ток оказывает влияние на электрическую сеть,
вызывая увеличенную потерю напряжения в линиях и транс-
форматорах. Это, в свою очередь, приводит к уменьшению мо-
мента запускаемого двигателя, увеличению времени пуска и
нагревания обмоток двигателя. Часто вследствие большой по-
тери напряжения пуск не может состояться. Поэтому при пу-
ске асинхронных двигателей стремятся снизить кратность пу-
скового тока, а у двигателей с фазным ротором — увеличить
пусковой момент.
Существуют несколько способов пуска асинхронных двига-
телей.
Для двигателей с фазным ротором — пуск с помощью рео-
стата в цепи ротора.
Для двигателей с. короткозамкнутым ротором: прямой пуск
от сети; пуск переключением со звезды на треугольник; пуск
посредством пускового трансформатора; пуск с помощью сопро-
тивлений в цепи статора (активных или индуктивных); пуск
плавным подъемом частоты от отдельного источника питания.
Пуск двигателя с фазным ротором обычно осуществляют
при помощи реостата, включаемого в цепь ротора. При введе-
нии в цепь ротора активного сопротивления пусковой ток умень-
шается, а пусковой момент увеличивается (до некоторого пре-
дела). Физически это объясняется тем, что, хотя при введении
активного сопротивления ток ротора уменьшается согласно
формуле (3.35), его активная составляющая увеличивается.
Поэтому увеличивается и пусковой момент.
Схема пуска асинхронного двигателя с фазным ротором и
пусковая диаграмма показаны на рис. 3.11. Сумма сопротив-
лений ri +г2 + г3 = г„ выбирается таким образом, чтобы пуско-
вой момент М, в точке а' составлял (0,8—0,9)(Ик. Если присое-
динить к сети двигатель с сопротивлением гп в цепи ротора, он
начнет вращаться и увеличивать угловую скорость. При этом
его момент уменьшается (линия а'Ь"). Когда момент достигнет
значения М2 (точка Ь"), контактором К1 выводится (обычно
автоматически) одна секция пускового резистора и сопротивле-
ние в цепи ротора уменьшается на величину rt. Ток ротора и
момент при этом мгновенно возрастут, так как при переключе-
нии э. д. с. ротора осталась неизменной (вследствие малой
длительности времени переключения), а сопротивление цепи
ротора уменьшилось.
Сопротивление первой ступени реостата выбирается таким,
чтобы значение возросшего момента было равно Это усло-
вие будет выполнено, если характеристика, соответствующая
новому значению сопротивления якорной цепи, пройдет через
точки (о0 и Ь'. После замыкания первой ступени двигатель бу-
148
дет работать на новой реостатной характеристике, его угловая
скорость начнет возрастать, а ток ротора и момент будут
уменьшаться.
Таким образом, постепенно выводя секции пускового рези-
стора контакторами К2 и КЗ, переводят двигатель с одной пу-
сковой характеристики на другую до выхода на естественную
характеристику в точке d'.
Число ступеней пускового реостата обычно принимается
2—3. Момент переключения принимают на 10—25% больше
Рис. 3.11. Схема включения асинхронного двша-
теля е фазным ротором (а) и механические харак-
теристики пусковая диаграм\а (б)
максимального значения момента статического сопротивления
при пуске.
Для уменьшения числа ступеней пускового реостата при
пуске асинхронного двигателя применяют параллельное вклю-
чение в цепь ротора индуктивных и активных сопротивлений.
В начальный момент пуска двигателя при большой частоте
тока в роторе индуктивное сопротивление дросселя, шунтирую-
щего активное сопротивление, относительно велико, поэтому
большая часть тока ротора будет проходить через активное со-
противление, которое и определит силу пускового тока и мо-
мент. По мере разгона двигателя частота тока в роторе и со-
ответственно индуктивное сопротивление дросселя будут умень-
шаться, вследствие чего большая часть тока ротора начнет
проходить через обмотку дросселя. В конце ускорения при ча-
стоте тока ротора 2—5 Гц индуктивное сопротивление дросселя
станет незначительным и почти весь ток будет проходить через
дроссель, имеющий малое активное сопротивление. Подобные
149
Схемы пуска применяются в станциях управления двигателями
буровых лебедок, они подробно описаны в гл. 7.
Асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором проще
по устройству и обслуживанию, дешевле и надежнее в ра-
боте, чем двигатели с фазным ротором. Поэтому всюду, где это
возможно, применяют короткозамкнутые двигатели.
Наиболее простым способом пуска короткозамкнутого дви-
гателя является включение, обмотки его статора непосредст-
венно в сеть, на поминальное напряжение обмотки статора.
Такой пуск, называемый прямым, широко применяется в неф-
тяной и газовой промышленности.
Современные короткозамкнутые асинхронные двигатели но
величине возникающих при пуске электродинамических уси-
лий и по условиям нагрева обмоток допускают прямой пуск.
Поэтому прямой пуск всегда возможен, когда сеть достаточно
мощна и пусковые токи двигателей не вызывают недопустимо
больших потерь напряжения в сети (не более 10—12%). Асин-
хронные короткозамкнутые двигатели имеют неблагоприят-
ные пусковые характеристики: потребляют из сети значитель-
ный ток, но развивают относительно небольшой пусковой
момент. Это объясняется тем, что при пуске двигателя коэффи-
циент мощности его весьма низок, незначительна при этом и
активная составляющая тока, а следовательно, и пропорцио-
нальный ей момент двигателя.
Пусковые качества асинхронных короткозамкнутых двига-
телей характеризуются коэффициентом качества пуска, пред-
ставляющим собой отношение кратности пускового момента
Мп/М„ к кратности пускового тока /п//п:
v = (3 48)
Эта величина для двигателей различных типов и мощностей
колеблется примерно в пределах 0,15—0.25. Для увеличения
этого соотношения короткозамкнутые двигатели изготовляют
с ротором, имеющим глубокие пазы н узкие высокие стержни
или двойную клетку. Обычно у глубокопазного двигателя
у = 0,27—0,33, а у двигателя с двойной клеткой у = 0,36—0,5.
Номинальные КПД и коэффициент мощности глубокопазных
и двухклеточных двигателей примерно на 0,01 ниже, чем у дви-
гателей нормального исполнения (с одной клеткой).
Если по условиям потери напряжения в сети прямой пуск
короткозамкнутого двигателя невозможен, применяют один из
способов пуска при пониженном напряжении. Вначале разгон
происходит при пониженном напряжении; после того как ча-
стота вращения двигателя достигнет установившейся величины,
подают полное напряжение.
В случае пуска при пониженном напряжении пропорцио-
нально квадрату напряжения на зажимах обмотки статора дви-
150
гателя понижается также пусковой момент, что является не-
достатком пуска при пониженном напряжении. Эти способы
применимы в том случае, если возможен пуск двигателя на
холостом ходу или под неполной нагрузкой. Пуск при пони-
женном напряжении необходим чаще всего для мощных дви-
гателей высокого напряжения.
Иногда мощность асинхронного короткозамкнутого двига-
теля ненамного отличается от мощности питающего трансфор-
матора или генератора переменного тока. В этом случае не-
обходимо определить предельную мощность асинхронного ко-
роткозамкнутого двигателя, подключаемого к трансформатору
или генератору. При этом учитывают влияние следующих
факторов:
механическое воздействие пусковых токов на обмотки
трансформатора (или генератора);
потери напряжения в обмотках трансформатора (или гене-
ратора) и в питающей двигатель сети, приводящие к сниже-
нию пускового и максимального моментов двигателя.
Степень влияния каждого из этих факторов зависит от кон-
кретных условий пуска и параметров двигателя и трансформа-
тора (частота пусков, пуск под нагрузкой или без нее, рабо-
тал ли трансформа юр с иа1рузкой до пуска двигателя, пита-
ется ли от трансформатора осветительная нагрузка, кратность
пускового тока КПД и cos д двигателя, напряжение короткого
замыкания трансформатора).
Расчеты показывают, что мощность асинхронного коротко-
замкнутого двигателя, пускаемого под нагрузкой от полного
напряжения сети, не должны превышать 20—30% от мощно-
сти трансформатора, если от него питается только силовая на-
грузка. Если же от трансформатора питается и осветительная
нагрузка, то мощность запускаемого двигателя не должна пре-
вышать 5 10% от мощности трансформатора.
Пуск переключением обмотки статора двигателя со звезды
на треугольник может быть применен в случаях, когда выве-
дены все шесть концов обмотки статора и двигатель нормально
работает с соединением обмотки статора в треугольник. При
пуске обмотка статора включается в звезду, а при достижении
нормальной частоты вращения переключается в треугольник.
Этот способ ранее широко применялся при пуске двигателей
напряжением до 1 000 В, однако с увеличением мощности се-
тей потерял свое прежнее значение.
Если асинхронный двигатель питается от автономного источ-
ника переменного тока (генератора либо преобразователя ча-
стоты), применяют пуск плавным подъемом частоты или на-
пряжения. При этих способах пуска по мерс разгона двигателя
увеличивают частоту тока, а напряжение регулируют так,
чтобы пусковой ток оставался неизменным. Подобный способ
пуска перспективен для погружных электродвигателей центро-
151
бежных насосов, питаемых от тиристорных преобразователей
частоты.
Рассмотрим влияние снижения напряжения на пуск асин-
хронного двигателя. Пониженное напряжение U, при котором
еще обеспечивается необходимый пусковой момент, будет опре-
деляться из выражения
f-y-Г Мп — Мп. э, (3.49)
где Мп — пусковой момент при номинальном напряжении;
Мп. л — пусковой момент, необходимый для обеспечения пуска
электропривода.
Следовательно,
(3'50)
Из последней формулы следует, что необходимо обеспечить
напряжение (7^0,85 UH, если нужно пустить двигатель, имею-
щий М,1/Мн= 1,4, под нагрузкой МС = М».
Рассмотрим влияние снижения напряжения на продолжи-
тельность пуска. Время разгона от s=l до s = 0 при постоян-
ном избыточном моменте приближенно определяется следую-
щим выражением:
а время разгона при любом напряжении
, (3.52)
—) Мп- Мс
\ Рн/
где Тм — электромеханическая постоянная времени электро-
привода; Мп — номинальный момент двигателя.
Время разгона при любом напряжении в долях времени раз-
гона при полном напряжении:
т -- = !р“ ....-Mn~Mc-. (3.53)
'ри pq2M„_.Mc
\ Un J
Из формулы (3.53) следует, что время разгона при пони-
жении напряжения .значительно возрастает. Так, рассматривая
пуск двигателя с Мп/Мн = 1,4 и Л1С = Мн, получим, что при =
= 0,9 т = 3,08. Таким образом, снижение напряжения при пуске
на 10% приведет в неблагоприятном случае к увеличению вре-
мени разгона в 3 раза. При пуске двигателя вхолостую (Мс = 0),
152
т — , т. е. относительное время разгона обратно про-
порционально квадрату напряжения.
Синхронный двигатель. Для енхронных двигателей
могут быть использованы следующие способы пуска: без на-
грузки с помощью разгонного двигателя; частотный пуск, при-
меняемый в специальных установках при питании обмотки ста-
тора синхронного двигателя от источника электроэнергии
с плавно регулируемой частотой в диапазоне от нуля до номи-
нального значения; асинхронный пуск под нагрузкой, аналогич-
ный пуску короткозам-
кнутого асинхронного
двигателя.
В настоящее время
для синхронных двига-
телей наиболее часто
применяется асинхрон-
ный пуск, осуществляе-
мый включением статор-
ной обмотки в питающую
Рис. 3 12. Схема цепи возбуждения ста-
тора (а) синхронного двигателя с машин-
ным возбудителем при пуске с разрядным
резистором (б) и с глухонодключепным воз-
будителем (в)
сеть при номинальном
или пониженном напря-
жении на зажимах дви-
гателя (рис. 3.12, а).
Если обмотку статора
двигателя присоединить
к сети трехфазного тока,
а его обмотку возбуждения
при этом питать постоянным током,
ротор не будет вращаться, так как при неподвижном роторе
усилие, возникающее в результате взаимодействия магнитных
полей статора и ротора, будет изменять свое направление с ча-
стотой 100 Гц.
Если же довести ротор синхронного двигателя до частоты
вращения, близкой к синхронной (подсинхронная), то частота
изменения знака вращающего момента, определяемая величиной
скольжения ротора относительно вращающегося поля статора,
будет мала и ротор двигателя может разогнаться до синхрон-
ной частоты вращения (втянуться в синхронизм).
Для разгона синхронного двигателя до подсинхронной ча-
стоты вращения служит пусковая обмотка, аналогичная об-
мотке ротора асинхронного короткозамкнутого двигателя, обра-
зованная стержнями, заложенными в полюса ротора.
При включении обмотки статора синхронного двигателя
в сеть его обмотка возбуждения действует как вторичная об-
мотка трансформатора, первичной обмоткой которого является
обмотка статора. Вследствие того, что обмотка возбуждения
имеет много витков, индуктируемое в ней напряжение может
оказаться опасным как для изоляции, так и для обслуживаю-
153
Щсго персонала. Во избежание этого па период пуска оомотку
возбуждения замыкают па так называемый разрядный рези-
стор, который выбирают таким образом, чтобы напряжение на
обмотке возбуждения не превышало безопасного для изоляции
напряжения 1 000—2 000 В.
С точки зрения уменьшения напряжения на зажимах об-
мотки возбуждения наилучшим является замыкание ее нако-
ротко, поскольку в этом случае напряжение на ее зажимах
равно нулю. Однако такое соединение можно применять лишь
в исключительных случаях. Токи, индуктированные в обмотке
возбуждения, взаимодействуя с нолем статора, создают допол-
нительный (одноосный) момент, действующий согласно с мо-
ментом пусковой обмотки при частотах вращения до полусин-
хронной и встречно — при частотах выше полусинхронной. При
закороченной обмотке возбуждения одноосный момент может
снизить пусковой момент двигателя настолько, что он начнет
устойчиво работать при частоте вращения, близкой к полусин-
хронной. Замыкание обмотки возбуждения на разрядный ре-
зистор значительно снижает одноосный момент.
Обычно синхронные двигатели СД имеют на своем валу
возбудитель В в виде генератора постоянного тока параллель-
ного возбуждения. При пуске по схеме рис. 3.12, б обмотка воз-
буждения двигателя ОВ замкнута контактами контактора КВ
на разрядный резистор РР. После включения контактора Л под
действием асинхронного момента, создаваемого пусковой об-
моткой, двигатель СД разгоняется до подсинхронной частоты
вращения. В конце асинхронного пуска срабатывает частотное
реле, обмотка которого (па рис. 3.12, б не показана), подклю-
ченная к резистору РР, включает контактор цепи возбуждения
КВ. Последний своими контактами отключает разрядный ре-
зистор и подает постоянный ток в обмотку возбуждения дви-
гателя. Если момент двигателя на этой частоте вращения при
подключенном возбуждении (втягивающий момент) оказыва-
ется достаточным для ускорения привода до синхронной час-
тоты вращения, двигатель втягивается в синхронизм и продол-
жает работать в синхронном режиме.
Условия втягивания в синхронизм будут тем благоприятнее,
чем меньше скольжение, при котором подается ток в обмотку
возбуждения, а также чем меньше момент статического сопро-
тивления на валу двигателя момента инерции ротора двигателя
и приводимого механизма. Практически скольжение, при кото-
ром происходит надежное втягивание в синхронизм, должно
быть меньше 0,05.
При синхронной частоте вращения момент, создаваемый пу-
сковой обмоткой, равен нулю, так как проводники обмотки не
пересекают магнитные силовые линии и ток в них равен нулю.
Пуск по схеме рис. 3.12, б отличается определенной слож-
ностью. Поэтому в последнее время все чаще применяют схему
154
с наглухо подключенным возбудителем и без разрядного резис-
тора (рис. 3.12, в). При этом якорь возбудителя выполняет роль
разрядного резистора, и в его цепи протекает при пуске пере-
менный ток, который, однако, не причиняет ему вреда. При
частоте вращения ротора, равной 60—70% от синхронной ча-
стоты, возбудитель, возбуждаясь, возбуждает синхронный дви-
гатель, благодаря чему при приближении к синхронной частоте
вращения двигатель втягивается в синхронизм.
Пуск по схеме рис. 3.12, в, происходит в менее благоприят-
ных условиях. Во-первых, двигатель возбуждается слишком
рано и при этом возникает дополнительный тормозящий мо-
мент на валу. Во-вторых, сопротивление якоря недостаточно
для значительного уменьшения одноосного момента. Тем не ме-
нее данная схема (см. рис. 3.12, в) обеспечивает падежное втя-
гивание двигателя в синхронизм, если момент сопротивления на
валу при подсинхронной частоте вращения не превышает (0,4—
0,5)Л4„. Путем совершенствования пусковой обмотки двигателя
можно достичь падежного втягивания в синхронизм при мо-
менте статического сопротивления, равном номинальному мо-
менту двигателя. Пуск по этой схеме по своей простоте при-
ближается к пуску асинхронного двигателя.
Обычно производят прямой асинхронный пуск синхронных
двигателей путем включения обмотки статора на полное на-
пряжение сети. При тяжелых условиях пуска (большая потеря
напряжения в сети и опасность перегрева пусковой обмотки)
осуществляют реакторный или автотрансформаторный пуск при
пониженном напряжении, как и в случае короткозамкнутых
асинхронных двигателей.
В некоторых случаях возможен частотный пуск, когда дви-
гатель питается от отдельного источника питания и частота его
тока плавно поднимается от нуля. При этом синхронный дви-
гатель приходит в синхронное вращение уже при достаточно
малой частоте.
В последние годы внедряются системы возбуждения син-
хронных двигателей с питанием обмотки возбуждения от сети
переменного тока через тиристорные выпрямители. Схема уп-
равления при достижении подсинхроппой скорости двигателя
обеспечивает отпирание тиристоров и подачу тока в обмотку
возбуждения.
Обычно ток подводится к обмотке возбуждения синхронного
двигателя через кольца и щетки. Вследствие низкой надежно-
сти щеточного контакта применяют бесщеточные возбудитель-
ные устройства, содержащие синхронный возбудительный обра-
щенный генератор с вращающейся обмоткой переменного тока
и вращающийся неуправляемый выпрямитель с разрядным ре-
зистором. Обмотка возбуждения синхронного двигателя при-
соединена наглухо к выпрямителю. Управление током возбуж-
дения синхронного двигателя осуществляется путем изменения
155
тока в обмотке возбуждения синхронного возбудителя, распо-
ложенной на его неподвижных полюсах. Конкретные схемы бес-
щеточных возбудителен рассмотрены в гл. 7 и 9.
Регулирование частоты вращения двигателей
Общие положения. Регулированием частоты враще-
ния называется ее принудительное изменение в зависимости от
требований производственного процесса. В условиях автомати-
зации и механизации процессов бурения, добычи и транспорта
нефти и газа необходимо обеспечить регулирование частоты
вращения многих механизмов в заданных пределах. В настоя-
щее время доказано, что регулирование частоты вращения
способствует увеличению производительности труда, улучшению
качества продукции и экономии электроэнергии. В качестве
примера механизмов, для которых требуется регулировать ча-
стоту вращения, можно привести буровые насосы, станки-ка-
чалки, центробежные нагнетатели.
Регулирование частоты вращения механизма можно осу-
ществить изменением передаточного числа механических или
гидравлических передач, либо воздействием на параметры элек-
трических цепей двигателя. Последний способ находит все
большее распространение, однако часто оказывается целесооб-
разным сочетание механических и электрических способов регу-
лирования.
Основные показатели, применяемые для сравнения различ-
ных способов регулирования частоты вращения двигателя:
диапазон регулирования (отношение максимальной рабочей ча-
стоты вращения к минимальной), направление, в котором ре-
гулируется частота вращения (увеличение или уменьшение ча-
стоты вращения по отношению к номинальной), плавность ре-
гулирования (отношение частот вращения двигателя на двух
соседних ступенях регулирования), допустимая нагрузка двига-
теля при различных частотах вращения, экономичность (КПД,
эксплуатационные и первоначальные затраты), стабильность ра-
боты на искусственной характеристике.
Регулирование частоты вращения представляет собой не
только техническую, но и экономическую задачу. Поскольку
регулируемый электропривод, как правило, требует больших
первоначальных и эксплуатационных затрат, чем нерегулируе-
мый, повышение производительности труда и экономия элек-
троэнергии при правильно выбранном регулируемом приводе
должны компенсировать указанное увеличение затрат.
Вопрос о нагрузке, допустимой при продолжительной ра-
боте па регулировочных характеристиках, очень важен при вы-
боре способа регулирования и определения необходимой мощ-
ности двигателя. Главным критерием при решении этого воп-
156
роса является нагрев двигателя, который зависит от потерь
энергии в нем. Поскольку последние определяются силой тока
якоря (ротора) двигателя, то для косвенной оценки нагрева
используют силу тока. При этом в качестве допустимого тока,
с точки зрения нагрева двигателя при его продолжительной
работе, принимают номинальную силу тока.
Таким образом, в первом приближении можно считать, что
при работе па регулировочных характеристиках будет дли-
тельно допустим такой момент сопротивления па валу двига-
теля, при котором сила тока якоря (ротора) не превзойдет но-
минальную, а в пределе будет ей равна.
Как известно, момент двигателя, равный в установившемся
режиме моменту статического сопротивления, определяется про-
изведением магнитного потока на ток якоря (ротора). Если
в процессе регулирования частоты вращения магнитный поток
не изменяется и равен номинальному значению и условия ох-
лаждения двигателя неизменны, то и ток якоря не будет изме-
няться. Поэтому момент статического сопротивления на валу
двигателя может быть при всех частотах вращения постоянным
и равным номинальному. Допустимая же мощность, равная про-
изведению допустимого момента статического сопротивления на
частоту вращения, будет изменяться прямо пропорционально
частоте вращения. Такое регулирование называется регулиро-
ванием с постоянным моментом.
Сохранение постоянного допустимого момента статического
сопротивления на валу возможно лишь для двигателей с неза-
висимой вентиляцией, у которых условия охлаждения не зави-
сят от частоты вращения. У двигателей с самовентиляцией по-
нижение частоты вращения влечет за собой ухудшение условий
охлаждения. Поэтому для таких двигателей допустимый мо-
мент статического сопротивления на валу должен снижаться
(приблизительно 0,5% снижения момента на каждый процент
снижения частоты вращения).
Если при регулировании частоты вращения двигателя из-
меняется его магнитный поток, а ток якоря (ротора) должен
быть неизменным по условиям нагревания, прямо пропорци-
онально потоку будет изменяться и допустимый момент ста-
тического сопротивления на валу двигателя. Частота вращения
будет обратно пропорциональна магнитному потоку, поэтому
мощность на валу двигателя при указанном режиме остается
приблизительно постоянной. Такое регулирование называется
регулированием с постоянной мощностью.
Таким образом, при регулировании с постоянной мощностью
увеличение частоты вращения должно сопровождаться умень-
шением момента статического сопротивления на валу двигателя
по гиперболическому закону. У двигателей постоянного тока
уменьшение момента статического сопротивления должно быть
еще большим, поскольку при высоких частотах вращения необ-
157
ходимо снижать допустимый ток якоря, так как в этом случае
ухудшаются условия работы коллектора.
Двигатель постоянного тока. Как следует из фор-
мулы (3.23), регулировать частоту вращения двигателя неза-
висимого возбуждения можно путем изменения одной из трех
величин: сопротивления в цепи якоря, потока возбуждения или
напряжения, подводимого к якорю.
Регулирование частоты вращения путем введения в цепь
якоря дополнительного сопротивления осуществляется доста-
точно просто (см. рис. 3.6, линия 2).
Регулирование частоты вращения изменением сопротивления
резистора в цепи якоря возможно только вниз от номинальной
частоты. Причем диапазон регулирования при номинальной на-
грузке на валу не превышает 2,5—3. При малых нагрузках на
валу двигателя даже такой ограниченный диапазон регулирова-
ния не может быть достигнут, поскольку для создания большого
падения напряжения в добавочном резисторе потребовался бы
реостат с большим сопротивлением, а характеристики двига-
теля получились бы слишком мягкими.
К недостаткам рассматриваемого метода регулирования ча-
стоты вращения относятся уменьшение жесткости характери-
стик, значительные потери мощности при регулировании и
сложность осуществления бесступенчатого регулирования.
Потери мощности при регулировании введением резистора
в цепь якоря и при постоянном моменте пропорциональны от-
носительному изменению скорости, поэтому, если частота вра-
щения снижена до 30% от номинальной, мощность, теряемая
в реостате, составляет приблизительно 70% мощности, забирае-
мой из сети. Несколько более благоприятные энергетические
соотношения получаются при реостатном регулировании двига-
телей, вращающих механизмы с вентиляторным моментом
(Mc==feco2).
Частоту вращения двигателя независимого возбуждения ре-
гулируют путем изменения магнитного потока введением в цепь
обмотки возбуждения дополнительного резистора. Поток ослаб-
ляется и регулирование осуществляется с постоянной мощно-
стью вверх от номинальной частоты вращения. Возможный
диапазон регулирования 1,5—4, причем предельная частота вра-
щения ограничивается механической прочностью якоря и усло-
виями коммутации тока (см. рис. 3.6, линия 3).
Регулирование магнитным потоком с точки зрения потерь
энергии экономично, так как изменяется ток возбуждения, сила
которого составляет 1 —10% от поминальной силы тока якоря;
однако габариты и стоимость двигателей с регулированием ча-
стоты вращения ослаблением поля выше, чем двигателей об-
щего применения.
Для привода механизмов с широким диапазоном регулиро-
вания частоты вращения применяют схемы с регулированием
158
напряжения на зажимах обмотки якоря двигателя. Изменение
напряжения, а следовательно, и частоты вращения обычно про-
изводят в сторону понижения от номинального значения, при-
чем регулирование происходит с постоянным моментом, так как
магнитный поток двигателя остается неизменным (см. рис. 3.6,
линия 4).
При этом способе регулирования напряжение может быть
изменено, если якорь питается от отдельного управляемого
генератора (система генератор—двигатель) или от управляе-
мого выпрямителя, выполненного на базе полупроводниковых
приборов. Подобные системы регулирования применяются в раз-
личных автоматических регуляторах подачи долота, а также
в приводе ротора буровых установок БУ-3000 БЭ.
Система генератор двигатель содержит первичный двига-
тель (переменного тока, внутреннего сгорания и пр.), вращаю-
щий с постоянной частотой генератор постоянного тока. Щетки
генератора непосредственно присоединены к щеткам двигателя
постоянного тока, который служит приводом производственного
механизма. Обмотки возбуждения генератора и двигателя
независимо питаются от источника постоянного тока (возбуди-
тель на валу первичного двигателя). Ток возбуждения генера-
тора можно регулировать практически от пуля при помощи рео-
стата, включенного по потенциометрической схеме. Реверсиро-
вание двигателя можно осуществить изменением полярности
обмотки возбуждения генератора при помощи переключателя.
В этой схеме двигатель постоянного тока не нуждается в пу-
сковом реостате, поскольку пусковой ток ограничивают соот-
ветствующим изменением напряжения генератора.
Регулируя напряжение генератора, можно получить любые
частоты вращения двигателя от нуля до номинальной. Прак-
тически диапазон регулирования изменением напряжения
в обычной системе генератор — двигатель составляет 8—10.
Дальнейшее расширение диапазона регулирования в рассматри-
ваемой системе возможно путем ослабления магнитного потока
двигателя. Применением специальных регуляторов и введением
обратных связей можно увеличить диапазон регулирования в си-
стеме генератор—двигатель до 100—150 и выше.
Недостатком системы генератор двигатель является высо-
кая стоимость установки из-за дополнительных машин для ре-
гулирования. Общая установленная мощность машин агрегата
более чем в 3 раза превышает мощность регулируемого двига-
теля. Наличие дополнительных машин приводит к уменьшению
общего КПД установки.
Вместо генератора в качестве источника регулируемого на-
пряжения постоянного тока может быть применен тиристорный
преобразователь переменного тока в постоянный, выпрямленное
напряжение которого можно регулировать изменением фазы
напряжения управления. Системы с тиристорными преобразо-
159
вателями (рис. 3.13) имеют более низкую стоимость, чем
система генератор — двигатель, требуют меньшей площади про-
изводственною помещения, у них более высокий КПД и практи-
чески безынерционное управление. Основной недостаток тири-
сторных преобразователей — низкий коэффициент мощности,
снижающийся при глубоком регулировании примерно пропор-
Сеть сишразнаи с
силовой сетью
Рис. 3.13. Реверсивный электропривод постоянного тока по системе тиристор-
ный преобразователь --двигатель
ционально уменьшению частоты вращения, сложность реверси-
рования и рекуперации энергии.
Асинхронный двигатель. Из формул (3.27) и (3.28)
следует, что частота вращения асинхронного двигателя
<о== coo(l-s) = -^(l—s). (3.54)
Р
Частоту вращения асинхронных двигателей можно регулиро-
вать двумя способами:
160
1) регулированием частоты вращения магнитного поля
<оо = ^£, (3-55)
Р
достигаемым либо изменением частоты f\, либо изменением
числа пар полюсов р двигателя; 2) изменением скольжения
двигателя s при <во = const. В первом случае КПД двигателя
остается высоким, а во втором случае КПД снижается тем
больше, чем больше скольжение, так как мощность скольжения
теряется в цепи ротора двигателя.
Регулирование частоты вращения асинхронных двигателей
по первому способу требует применения источников питания
с регулируемой частотой тока (синхронные генераторы с пере-
менной частотой вращения, полупроводниковые преобразователи
частоты и др.). Этот способ регулирования применяют в уста-
новках для бурения (электробуры), для привода быстроходных
станков и др. С развитием полупроводниковых преобразовате-
лей все более перспективным становится индивидуальное ча-
стотное регулирование частоты вращения двигателей.
Если пренебречь относительно небольшим падением напря-
жения в цепи статора двигателя, то
Uj = 4,44/:1ш1^1Ф, (3.56)
где Wi и kwl — число витков и обмоточный коэффициент обмотки
статора двигателя.
Существенное изменение потока Ф при регулировании ча-
стоты вращения нежелательно, так как увеличение Ф против
номинального вызывает увеличение насыщения магнитной цепи,
а уменьшение Ф вызывает недоиспользование двигателя, умень-
шение максимального момента и увеличение тока ротора при
том же значении момента. Поэтому, если необходимо сохранить
неизменным максимальный момент двигателя, целесообразно
поддерживать Ф = const. При этом из соотношения (3.56) сле-
дует, что одновременно с регулированием частоты пропорци-
онально ей необходимо изменять также напряжение, т. е. под-
держивать
-^- = const. (3.57)
fi
Отступление от этого правила целесообразно только в том
случае, когда момент статического сопротивления быстро умень-
шается с уменьшением частоты вращения (например, приводы
центробежных насосов и нагнетателей). При этом более быст-
рое уменьшение напряжения по сравнению с частотой улучшает
энергетические показатели двигателя, и в то же время умень-
шение максимального момента, с точки зрения перегрузочной
способности, не опасно. К достоинствам частотного регулиро-
6 Заказ № 2719
ваиия относятся большой диапазон (10—12) и плавность регу-
лирования. Недостатком частотного регулирования является от-
носительная громоздкость и высокая стоимость преобразова-
тельной установки.
Регулирование частоты вращения изменением числа пар по-
люсов используют только для короткозамкнутых двигателей,
так как при этом требуется изменять число пар полюсов только
обмотки статора. Для изменения числа пар полюсов двигателя
обычно обмотку пересосдиняют так, чтобы направление тока
в половине катушек каждой фазы изменилось на обратное.
С этой целью обмотку каждой фазы переключают с последова-
тельного на параллельное соединение, в результате чего число
полюсов вдвое1 уменьшается, а синхронная частота вращения
увеличивается в 2 раза. Практически пересоединение осущест-
вляют переключением со звезды на двойную звезду или с тре-
угольника на двойную звезду.
Двигатели с изменением числа пар полюсов называются
многоскоростными. Обычно они выпускаются на 2, 3 или 4 ча-
стоты вращения, причем двухскоростные двигатели изготовля-
ются с одной обмоткой на статоре и с переключением числа пар
полюсов в отношении 2:1, трехскоростные двигатели — с двумя
обмотками на статоре, из которых одна выполняется с пере-
ключением пар числа полюсов в отношении 2: 1, четырехскоро-
стные двигатели — с двумя обмотками на статоре, каждая из
которых выполняется с переключением числа пар полюсов
в отношении 2:1.
Изменение числа пар полюсов — экономичный и широко при-
меняемый способ регулирования частоты вращения асинхрон-
ных короткозамкнутых двигателей. Его недостаток — ступенча-
тый характер изменения частоты вращения и ограниченный диа-
пазон регулирования. Масса и стоимость многоскоростных
двигателей несколько больше, чем односкоростных асинхронных
двигателей такой же мощности.
Для асинхронных короткозамкнутых двигателей возможно
также регулирование частоты вращения уменьшением питаю-
щего напряжения или периодическим включением двигателя
в сеть и отключением его от сети (импульсное регулирование
скорости). Однако в связи с пониженными энергетическими
показателями эти способы регулирования применяются только
для двигателей очень малой мощности.
Частоту вращения асинхронных двигателей с фазным рото-
ром можно регулировать с помощью резисторов в цепи ротора
(см. рис. 3.7, а). Этот способ имеет те же недостатки, что и
способ регулирования частоты вращения двигателя постоянного
тока включением резистора в цепь якоря (см. рис. 3.8. кривые
/и 2).
Регулирование частоты вращения асинхронного двигателя
путем увеличения его скольжения всегда связано с выделением
162
в цепи ротора двигателя значительной электрической мощности
скольжения:
APM2-sP3M, (3-58)
которая при регулировании резисторами в них теряется. Полез-
ное использование мощности скольжения возможно, если вме-
сто реостата присоединить к контактным кольцам двигателя
приемник электрической энергии в виде подходящей для этой
цели вспомогательной электрической машины. Эта машина бу-
дет работать в режиме двигателя и оказывать воздействие на
регулируемый асинхронный двигатель, развивая напряжение на
Рис. 3.14. Схемы электромеханического и электрического каскадов асинхрон-
ного двигателя с машиной постоянного тока
зажимах его ротора, так как при вращении вспомогательной ма-
шины в ее якоре индуктируется э. д. с.
Реализация рассмотренного способа регулирования частоты
вращения асинхронного двигателя с фазным ротором осущест-
вляется в каскадных соединениях с машинами постоянного тока.
На рис. 3.14, а показана схема каскада асинхронного дви-
гателя АД, вращающего производственный механизм ПМ, с ма-
шиной постоянного тока независимого возбуждения МПТ. Цепь
якоря МПТ присоединена к контактным кольцам асинхронного
двигателя через полупроводниковый выпрямитель В, соединен-
ный по трехфазной мостовой схеме.
Выпрямитель преобразует переменный ток частоты сколь-
жения f2 = sfi в цепи ротора АД в постоянный ток в цепи якоря
МПТ. Регулированием тока возбуждения в обмотке ОВ МПТ
изменяют э. д. с., вводимую в цепь ротора АД, и, следова-
тельно, частоту его вращения.
В схеме (см. рис. 3.14, а) машина постоянного тока МПТ
расположена на валу асинхронного двигателя АД. Она преоб-
разует мощность скольжения ДРм2, потребляемую из цепи ро-
тора АД, в механическую мощность, которая через вал двига-
б*
163
теля АД вместе с механической мощностью Р2 двигателя пере-
дается производственному механизму ПМ. Такой каскад назы-
вается электромеханическим. Если при регулировании частоты
вращения обеспечить полное использование мощности АД(Р{^
~РП = const) v пренебречь потерями, то в этом каскаде мощ-
ность, передаваемая производственному механизму ПМ,
Рпи = Р2 + A Pui - (1 —s) Рн + sP„ = Р„ (3.59)
также остается при всех частотах вращения постоянной и рав-
ной номинальной мощности. Поэтому электромеханический кас-
кад называют иногда каскадом с постоянной мощностью. Не-
обходимая номинальная мощность вспомогательной машины
каскада МПТ зависит от максимального скольжения smax, до
которого снижают скорость АД,
Лчпт = smaxjDH, (3.60)
т. е. от диапазона регулирования АД.
Рассмотренный каскад допускает регулирование частоты
вращения вниз от синхронной в диапазоне 1,4—2. Дальнейшее
увеличение диапазона регулирования нецелесообразно вследст-
вие значительного увеличения мощности МПТ.
На рис. 3.14, б показана схема каскада, которая отличается
от схемы рис. 3.14, а тем, что МПТ соединена механически со
вспомогательной асинхронной или синхронной машиной ВМ.
В этом каскаде мощность скольжения ДРМ2 передается с по-
мощью ВМ, работающей в режиме генератора, обратно в сеть
переменного тока. Такой каскад называется электрическим.
В этом каскаде производственному механизму ПМ передается
только механическая мощность двигателя АД-.
Рпы = Рг = ( I -S) Рэм ^(1 -syPp (3.61)
которая при Л'1~РП = const уменьшается пропорционально ча-
стоте вращения. Момент на валу ПМ при этом остается посто-
янным, поэтому такой каскад иногда называют каскадом с по-
стоянным моментом.
Каскады позволяют экономично и плавно регулировать ча-
стоты вращения асинхронного двигателя, однако наличие вспо-
могательных машин и преобразователей повышает стоимость
установки и усложняет условия ее эксплуатации. Каскады це-
лесообразно применять только для привода мощных производ-
ственных механизмов, требующих регулирования частоты вра-
щения.
Рассмотренные каскадные соединения в случае использова-
ния в них только полупроводниковых вентилей (вместо машин
МПТ и ВМ) называют также вентильными каскадами. Кас-
кадные схемы нашли применение в регулируемом асинхронном
электроприводе буровых насосов.
164
В электроприводах механизмов, требующих плавного регу-
лирования частоты вращения в относительно небольшом диа-
пазоне (1,5—2), находят применение электромагнитные муфты
скольжения. Для расширения диапазона регулирования частоты
вращения применяется система автоматического регулирования
тока возбуждения муфты с обратными связями. В последние
годы они применяются почти во всех отраслях техники в диа-
пазоне мощностей от нескольких ватт до десятков тысяч кило-
ватт. В нефтяной промышленности электромагнитные муфты
находят применение главным образом в буровых установках.
Рис. 3.15. Электромагнитная муфта скольжения (а) и ео механические ха-
рактеристики (б)
В зависимости от характера связи между входным и выход-
ным элементами электромагнитные муфты разделяются на:
муфты механической связи (фрикционные), муфты электроме-
ханической связи (ферропорошковые) с электромагнитным уп-
равлением и муфты со связью через магнитное поле (муфты
скольжения).
Фрикционные электромагнитные муфты в нефтяной и газо-
вой промышленности применения не нашли.
В приводе буровых установок электромагнитные муфты при-
меняются в качестве электротормоза буровой лебедки, для опе-
ративного соединения приводного вала лебедки двигателем, со-
членения двигателей (в первую очередь, внутреннего сгорания)
с групповой трансмиссией, в качестве пусковой муфты в при-
воде лебедки от постоянно вращающихся двигателей (синхрон-
ных или асинхронных с короткозамкнутым ротором), для опе-
ративного соединения бурового насоса с приводом, ограничения
момента, передаваемого на ротор, регулирования частоты вра-
щения ротора и числа двойных ходов бурового насоса, для ав-
томатизации подачи долота в процессе бурения.
Электромагнитная муфта скольжения (ЭМС) (рис. 3.15) со-
держит две концентрически расположенные вращающиеся
165
части — якорь 2 и индуктор 4, механически не связанные между
собой. Одна из частей ЭМС закреплена на ведущем валу 6,
а другая — на ведомом 1. Якорь обычно выполняется цилин-
дрическим, сплошным стальным или шихтованным. В послед-
нем случае он всегда имеет трех- или многофазную обмотку.
Индуктор, на котором расположена обмотка возбуждения 3,
изготовляется сплошным стальным, он образует полюсную си-
стему. Постоянный ток к обмотке возбуждения 3 подводят че-
рез контактные кольца 5. Конструкции якорей различны так
же, как различны и конструкции полюсной системы индуктора.
При вращении приводным двигателем ведущего вала 6 и от-
сутствии тока в обмотке возбуждения 3 ведомый вал 1 оста-
ется неподвижным. При включении постоянного тока в обмотку
возбуждения 3 возникает магнитный поток, который наводит
в якоре 2 переменную э. д. с., и в якоре 2 возникает ток.
В результате взаимодействия тока якоря 2 с магнитным по-
током полюсов индуктора 4 возникает электромагнитный мо-
мент, под действием которого ведомый вал 1 начинает вра-
щаться в ту же сторону, что и ведущий. Величина вращающего
момента зав iciit от частоты вращения якоря относительно ин-
дуктора и значения тока возбуждения /п. Частота вращения ве-
домого вала п-2 зависит от тока возбуждения муфты и момента
сопротивления на этом валу.
Так как только при скольжении имеются токи в якоре муфты
и возникает вращающий электромагнитный момент, то частота
вращения ведомого вала м2 всегда меньше, чем ведущего П\.
Из-за наличия скольжения во всех режимах работы такие
муфты называют электромагнитными муфтами скольжения или,
реже, асинхронными. Механические характеристики ЭМС с мас-
сивным якорем в основном мягкие, однако с увеличением мощ-
ности ЭМС их жесткость увеличивается.
Для получения тормозных свойств достаточно закрепить не-
подвижно одну из частей муфты (обычно индуктор). Вторая
часть (обычно якорь) связывается с валом, который следует
тормозить. В момент торможения включается ток возбуждения.
Так как скольжение при этом максимально, тормозной момент
достигает двух-, трехкратного номинального момента муфты. По
мере снижения частоты вращения тормозной момент снижается
и к концу торможения становится равным нулю (скольжение
также равно нулю). Энергия торможения выделяется в якоре,
который следует интенсивно охлаждать.
Электромагнитные муфты и тормоза скольжения иногда на-
зывают индукционными.
В электромагнитной порошковой муфте (ЭПМ) (рис. 3.16, а)
слой ферромагнитного порошка в зазоре 5 между ведущей 4
и ведомой 6 частями представляет собой пластичную среду с со-
противлением сдвигу, зависящим от магнитной индукции. Это
свойство использовано в ЭПМ для передачи движения от ве-
166
дущего элемента 4 к ведомому 6. Ферромагнитный порошок, за-
полняющий рабочий зазор 5, повышает магнитную проницае-
мость зазора в 4—8 раз в зависимости от состава наполнителя
и значения магнитной индукции в зазоре, создаваемой обмоткой
возбуждения /. При повышении тока возбуждения увеличива-
ются магнитная индукция в рабочем зазоре (заполненном по-
рошком), тангенциальная сила, необходимая для сдвига веду-
щей части относительно ведомой, и, следовательно, вращающий
момент, передаваемый муфтой. Если момент сопротивления,
приложенный к ведомой части, превосходит рабочий момент
ЭПМ, происходит проскальзывание. При этом скольжение и
Рис. 3.16. Электромагнитная порошковая муфта с неподвижной обмоткой воз-
буждения;
а — устройство: б — механическая характеристика: я — зависимость момента от тока воз-
буждения; 1 — обмотка возбуждения; 2 — неподвижный магпнтопровод; 3 — воздушный
зазор; 4 —ведущая часть; 5 —рабочий зазор, заполненный порошком; d —ведомая часть;
7 — линия магнитной индукции
время, в течение которого скольжение допустимо, определяются
теплорассеивающей способностью муфты, нагревостойкостыо
изоляции обмотки возбуждения и окислясмостыо ферромагнит-
ной смеси, а также допустимой температурой работы подшип-
ников.
Для получения тормозных свойств достаточно закрепить не-
подвижно одну часть ЭП;М, а другую связать с валом, который
необходимо тормозить. В момент торможения включается об-
мотка возбуждения, что вызывает затягивание ферромагнит-
ной смеси в рабочий зазор и появление тангенциальной силы,
тормозящей ведущий вал. Энергия торможения выделяется
в ферромагнитной смеси и деталях, прилегающих к рабочему
зазору, которые необходимо интенсивно охлаждать.
Механическая характеристика ЭПМ (рис. 3.16, б) устой-
чива; момент, передаваемый ЭПМ при неизменном токе воз-
буждения, практически не зависит от частоты вращения. Если
же при некоторой частоте вращения и токе возбуждения на-
грузку па валу сцепленной ЭПМ увеличивать, то при превы-
шении моментом сопротивления максимального момента ЭПМ
167
произойдет стопорение ведомого вала. При уменьшении тока
возбуждения до некоторого значения синхронное вращение ве-
дущей и ведомой частей ЭПМ сохраняется; при дальнейшем
уменьшении тока возбуждения частота вращения ведомой ча-
сти резко уменьшается до нуля (рис. 3.16, в).
Технические характеристики электромагнитных муфт и тор-
мозов для буровых установок отечественного производства при-
ведены в гл. 7 (табл. 7.6).
Синхронный двигатель. Частоту вращения синхрон-
ного двигателя практически можно регулировать только изме-
нением частоты питающего напряжения. Обычно синхронные
двигатели имеют сравнительно большую мощность и питаются
от сетей промышленных предприятий совместно с другими по-
требителями. Поэтому регулировать частоту тока здесь прак-
тически невозможно. Исключение составляют маломощные син-
хронные двигатели автоматических устройств и случаи питания
синхронного двигателя от автономного генератора с регулируе-
мой частотой тока. При регулировании частоты вращения син-
хронного двигателя изменением частоты тока практически нет
потерь, если не считать собственных потерь в обеих машинах.
Успехи в области полупроводниковой техники привели
к созданию мощных статических преобразователей частоты и на
их базе вентильных двигателей. Вентильным двигателем назы-
вается синхронный двигатель, питаемый от преобразователя ча-
стоты со звеном постоянного тока, управляемого в функции
положения ротора. Вентильный двигатель имеет механические
характеристики двигателя постоянного тока, управляемого из-
менением напряжения питания якоря. Разработанный для при-
вода бурового насоса вентильный двигатель имеет диапазон
регулирования 20: 1.
§ 19. Конструктивные исполнения и эксплуатационные
свойства электродвигателей
Большое разнообразие производственных механизмов и раз-
личные условия окружающей среды, в которых они работают,
привели к необходимости создания многих конструктивных
форм двигателей. Поэтому возможность самого различного кон-
структивного выполнения электродвигателя и, следовательно,
его универсальная приспособляемость к производственному ме-
ханизму и к месту установки являются одним из существенных
преимуществ электродвигателя по сравнению с другими типами
двигателей.
Для большинства механизмов применяются двигатели с гори-
зонтальным расположением вала и установкой двигателя ря-
дом с производственным механизмом. Однако в зависимости от
положения вала двигателя и его свободного конца, числа и вида
168
подшипников, способа его установки и крепления существует
55 форм исполнения двигателей, поэтому во многих случаях
для упрощения кинематической схемы применяют, например,
двигатели с вертикальным валом и фланцевым креплением кор-
пуса двигателя непосредственно на корпусе производственного
механизма. Среди конструктивных исполнений двигателей осо-
бое место занимают встраиваемые двигатели. Это асинхронные
короткозамкнутые двигатели, состоящие из трех отдельных ча-
стей— пакета статора с обмоткой, ротора (без вала) и вен-
тилятора. Эти двигатели предназначены для наиболее компакт-
ного соединения с производственным механизмом. Отдельные
части встраиваемых двигателей монтируются внутри соответст-
вующих полостей механизма, а валом для них служит вал ра-
бочего органа механизма.
Часто среда, в которой должен работать двигатель, содер-
жит пыль, влагу, газы, пары кислот, взрывоопасные смеси. На-
личие в воздухе большого количества пыли приводит к быст-
рому загрязнению обмоток и ухудшению условий теплоотдачи
в окружающую среду. Влага, газы, пары кислот разрушают
электроизоляционные материалы обмоток двигателей. Появле-
ние искры в двигателе может вызвать взрыв в производственном
помещении. Поэтому в двигателях предусматриваются меры для
защиты от влияния окружающей среды, а также для защиты
персонала от прикосновения к токоведущим и движущимся
частям.
В зависимости от способа защиты от воздействия окружаю-
щей среды изготовляются двигатели открытого, защищенного,
закрытого и взрывозащищенного исполнений.
Открытым называется двигатель, в конструкции которого
не предусмотрено специальных защитных приспособлений.
Защищенные двигатели разделяются на три категории:
1) защищенные от случайных прикосновений к вращающимся
и токоведущим частям и попадания посторонних предметов
внутрь двигателя; 2) защищенные от капель, падающих сверху;
3) защищенные от брызг, падающих под углом 45° к вертикали.
Закрытые двигатели делятся также на три категории:
1) закрытые невентилируемые и обдуваемые; 2) закрытые
с независимой вентиляцией (продуваемые); 3) герметически
закрытые с корпусом, снабженным уплотнениями, препятст-
вующими попаданию внутрь влаги при полном погружении
двигателя в воду на 4 ч.
Конструктивные исполнения взрывозащищенных двигателей
и их применение рассмотрены в гл. 6.
Степени защиты персонала от прикосновения к токоведу-
щим и движущимся частям электрооборудования, заключен-
ного в оболочку, от воздействия окружающей среды согласно
ГОСТ 14254—69 обозначаются буквами IP (International
Protection) и двумя цифрами. Первая цифра обозначает степень
169
защиты персонала от соприкосновения с токоведущими и дви-
жущимися частями электрооборудования, находящимися
внутри оболочки, а также степень защиты встроенного в обо-
лочку оборудования от попадания посторонних твердых тел.
Вторая цифра характеризует степень защиты электрооборудова-
ния, расположенного внутри оболочки, от проникновения воды.
Так, открытые двигатели имеют степень защиты IPOO, защи-
щенные от IP10 до IP44, водозащищенные — от IP55 до IP66.
Чем больше соответствующая цифра, тем выше степень за-
щиты.
В нефтяной промышленности широко распространены дви-
гатели, закрытые герметично и предназначенные для длитель-
ной работы в жидкости (буровой раствор, нефть, нефтепро-
дукты). Такие двигатели называются погружными (исполнение
IP68).
В сухих помещениях применяют только двигатели откры-
того и защищенного от прикосновений исполнения. Во влажных
или сырых помещениях, где пет конденсации влаги, используют
двигатели тех же исполнений, что и для сухих помещений, но
с влагостойкой изоляцией. В особо сырых помещениях, где воз-
можна конденсация влаги в виде капель, устанавливают капле-
или брызгозащищенные двигатели с влагостойкой изоляцией.
В помещениях пыльных или пыльных и сырых допускается
применять только закрытые двигатели. Если в помещении име-
ются пары кислот, применяют закрытые обдуваемые или про-
дуваемые двигатели с кислотоупорной изоляцией.
Электрические двигатели, а также другие виды изделий
согласно ГОСТ 15150—69 должны сохранять свои параметры
в пределах установленных норм и (или) в процессе воздей-
ствия климатических факторов в соответствии с исполнением и
категорией изделия. Электродвигатели и другие изделия элек-
тротехнической промышленности выпускаются в климатических
исполнениях, указанных в табл. 3.1.
Таблица 3.1
Изделия, предназначенные для эксплуатации на суше, реках и озерах
Исполнение Буквенные обозначения
русские | латинские
Для макроклиматических районов с умеренным У N
климатом Для макроклиматических районов с холодным хл F
климатом Тропические исполнения * Для всех макроклиматических районов на суше Т, ТВ, тс О Т, TN, ТА и
* Предусматриваются исполнения для сухого (ТС), влажного (ТВ) или сухого н
влажного тропического климата (Т).
170
Предусматриваются также исполнения для установки на
морских судах.
К макроклиматическим районам с умеренным климатом от-
носятся районы, где средняя из ежегодных абсолютных мини-
мумов температура воздуха равна или выше —45° С. Изделия
в исполнении У могут применяться в теплых и жарких зонах
СССР, где средняя из ежегодных абсолютных максимумов тем-
пература воздуха не выше +40°С и (или) сочетание темпера-
туры, равной или выше +20° С, и относительной влажности,
равной или выше 80%, наблюдается более 12 ч в сутки за не-
прерывный период более двух месяцев в году.
К макроклиматическим районам с холодным климатом от-
носятся районы, в которых средняя из ежегодных абсолютных
минимумов температура воздуха ниже —45° С.
Изделия в различных исполнениях в зависимости от места
размещения при эксплуатации различают по категориям:
Место размещения Категория
Работа на открытом воздухе........................... 1
Работа в помещениях, где колебания температуры и влаж-
ности воздуха несущественно отличаются от колебаний
на открытом воздухе и имеется сравнительно свободный
доступ наружного воздуха............................. 2
Работа в закрытых помещениях с естественной вентиля-
цией, где колебания температуры и влажности воздуха и
воздействие песка и пыли существенно меньше, чем на от-
крытом воздухе ...................................... 3
Работа в помещениях с искусственно регулируемыми клима-
тическими условиями, например в закрытых отапливае-
мых производственных помещениях...................... 4
Работа в помещениях с повышенной влажностью, напри-
мер в неотапливаемых и невентилируемых подземных по-
мещениях ............................................ 5
Буквы и цифры, обозначающие климатическое исполнение
и категорию изделия, вводятся в условное обозначение типа
изделия дополнительно, после всех обозначений, относящихся
к модификации изделия. Например, электродвигатель АОП2-
51-6, предназначенный для привода станка-качалки в условиях
Западной Сибири (исполнение ХЛ для категории размеще-
ния 1) обозначают АОП2-51-6 ХЛ1.
Для каждого исполнения и категории размещения государ-
ственный стандарт устанавливает верхнее и нижнее рабочие
и предельные значения температур и относительную влажность.
В настоящее время выпускаются асинхронные электродвига-
тели серии 4А с высотой оси вращения от 56 до 355 мм мощно-
стью от 0,12 до 400 кВт. По сравнению с электродвигателями
серий А2, АО2, АОЛ2 эти двигатели более совершенны, они
имеют следующие преимущества: масса снижена в среднем на
18%, меньшие габаритные размеры, меньшая высота осей вра-
171
щения и другие установочные размеры, значительная экономия
активных материалов, увязка мощностей с установочными раз-
мерами, принятая странами—членами СЭВ для новых унифи-
цированных серий, большие пусковые моменты, меньший уро-
вень шума г вибраций, большее удобство при монтаже и экс-
плуатации, г также повышенная надежность.
Энергетические показатели двигателей серии 4А (КПД и
коэффициент мощности) находятся на уровне показателей дви-
гателей, снимаемых с производства, или несколько выше.
В двигателях указанной серии применены электротехническая
сталь с меньшими удельными потерями и большей магнитной
проницаемостью, новые нагревостойкие и высокопрочные изо-
ляционные материалы, более совершенная технология изготов-
ления, а также усовершенствованные системы вентиляции.
Уменьшение высоты оси вращения и других установочных раз-
меров позволяет заказчику без каких-либо затруднений заме-
нять применяемые ранее двигатели двигателями серии 4Л.
Электродвигатели серии 4Л имеют следующие исполнения.
1. Основное — трехфазные двигатели на частоту сети 50 Гц,
предназначенные для общего применения в приводах, не предъ-
являющих особых требований в отношении пусковых характе-
ристик и скольжения.
2. Электрические модификации основного исполнения: с по-
вышенным скольжением, с повышенным пусковым моментом,
десяти- и двенадцатиполюсные, многоскоростпые, на частоту
сети 60 Гц, однофазные двигатели с пусковым сопротивлением,
однофазные двигатели с пусковым конденсатором, однофазные
двигатели с рабочим конденсатором, однофазные двигатели
с пусковым и рабочим конденсатором, с фазным ротором.
3. Специализированные по конструкции: встраиваемые,
с встроенным электромагнитным тормозом, малошумные,
с встроенной температурной защитой, с повышенной точностью
по установочным размерам.
4. Специализированные по условиям окружающей среды:
влагоморозостойкие, химически стойкйе, тропические.
5. Узкоспециализированные исполнения: для сельского хо-
зяйства, для судов речного и морского флота, для Крайнего Се-
вера.
Двигатели трехфазные, асинхронные короткозамкнутые се-
рии 4Л мощностью от 0,12 до 400 кВт климатического исполне-
ния У, категории 3 (ГОСТ 15150—69), предназначенные для
продолжительного режима работы S1 (ГОСТ 183—74) от сети
переменного тока частотой 50 Гц общего назначения выпуска-
ются по общим техническим условиям по ГОСТ 19523—74.
Стандарт не распространяется на специальные двигатели, на-
пример на двигатели с повышенными пусковым моментом и
скольжением, многоскоростные, химо-, влаго- и хладостойкие,
встраиваемые и др.
172
Исполнение двигателей серии 4А общего назначения по сте-
пени защиты (ГОСТ 1794—72) и способу монтажа (ГОСТ
2479—65) зависит от высоты оси вращения. По степени защиты
предусмотрены два исполнения:
закрытое обдуваемое (IP44) --внутрь электродвигателя не
могут попасть посторонние тела диаметром 1 мм и более; вода,
разбрызгиваемая из любого направления по отношению к дви-
гателю, не может оказать на него вредного воздействия;
защищенное (IP23) —внутрь электродвигателя не могут по-
пасть посторонние тела диаметром 12,5 мм или более; вода, па-
дающая в виде дождя под углом, равным или меньшим 60°
к вертикали, не оказывает вредного воздействия.
Обозначение типов двигателей, например 4AA90LB8, рас-
шифровывается следующим образом: 4 — порядковый номер
серии; А — вид двигателя (асинхронный); Н — степень защиты
IP23 (для закрытых двигателей со степенью защиты IP44 обо-
значение не дается); А—алюминиевые станина и щиты (X —
алюминиевая станина и чугунные щиты; если станина и щиты
чугунные, обозначение не дается).
Для электрических и конструктивных модификаций: Р —
с повышенным пусковым моментом; С — с повышенным сколь-
жением; В — встраиваемый; X — химостойкий (обозначение
указывается после числа полюсов); 90 — высота оси вращения,
мм; L(SM) —установочные размеры ио длине корпуса согласно
данным МЭК; В (А)—длина сердечника (дается, когда на од-
ном установочном размере предусмотрены две мощности);
8(2, 4, 6) —число полюсов; У — климатическое исполнение дви-
гателей (умеренный); 3 — категории размещения (закрытыепо-
мещения).
Коробки выводов двигателей серии 4А располагаются на
верху машины, и их можно поворачивать с фиксацией положе-
ния; допускается крепление газовой трубы или металлорукава
с подводящими проводами, а также кабелей с медными или
алюминиевыми жилами и с оболочкой из пластиков.
Эксплуатационные свойства двигателей определяются их
энергетическими показателями (КПД и коэффициентом мощ-
ности), расходами на эксплуатацию и надежностью.
Мощность Pit потребляемая двигателем из сети, определя-
ется по величине КПД г] при данной нагрузке P%:
(3.62)
П
Таким образом, значение КПД двигателя в значительной
мере влияет на удельный расход электроэнергии на единицу
продукции, выпускаемой предприятием. КПД зависит от типа
двигателей, их номинальной мощности, частоты вращения и на-
грузки. Номинальный КПД двигателя т]н (КПД двигателя при
его работе с номинальной нагрузкой) составляет 82—98% и,
173
как правило, растет с увеличением номинальной мощности дви-
гателя, причем возрастание идет достаточно быстро при малых
значениях номинальной мощности и с ее увеличением умень-
шается.
При одинаковой номинальной мощности номинальный КПД
растет с увеличением номинальной частоты вращения, однако
эта закономерность нарушается после частоты 1500 об/мин.
КПД зависит также от изменения нагрузки, причем он ра-
вен нулю при неподвижном вале двигателя и холостом ходе.
Максимальное значение КПД соответствует такой нагрузке, при
которой постоянные и переменные потери энергии в дви-
гателе становятся равными между собой (о разделении потерь
энергии на постоянные и переменные см. в гл. 4).
Номинальный КПД у синхронных двигателей на 1,5—3%
выше, чем у асинхронных короткозамкнутых двигателей оди-
наковой мощности и частоты вращения. У асинхронных дви-
гателей с фазным ротором номинальный КПД на 1—2,5% ниже,
чем у асинхронных короткозамкнутых двигателей. Двигатели
постоянного тока независимого возбуждения имеют номиналь-
ный КПД на 2,5—3% ниже, чем асинхронные короткозамкну-
тые двигатели.
У двигателя закрытого исполнения КПД ниже, чем у дви-
гателя той же мощности при открытом исполнении. При холо-
стом ходе двигатель потребляет от 2 до 20% номинальной мощ-
ности (потери холостого хода), причем меньшие значения от-
носятся к крупным двигателям. Таким образом, синхронные
двигатели имеют самый высокий номинальный КПД.
Важным энергетическим показателем работы асинхронных
двигателей является коэффициент мощности cos сри, определяю-
щий потребление двигателем реактивной энергии. У асинхрон-
ных двигателей cos <рн зависит от номинальной мощности, ча-
стоты вращения, конструкции ротора и пр. С увеличением но-
минальной мощности двигателя его номинальный коэффициент
мощности растет. Это возрастание, заметное при малых поми-
нальных мощностях, по мере роста мощности становится менее
интенсивным, а при больших мощностях практически прекра-
щается. Увеличение синхронной частоты вращения двигателей,
приводящее к лучшему использованию материалов, также свя-
зано с увеличением номинального коэффициента мощности.
У двигателей с короткозамкнутым ротором вследствие ряда
конструктивных особенностей коэффициент мощности выше,
чем у двигателей с фазным ротором, однако эта разница стано-
вится незаметной, начиная с мощности примерно 100 кВт.
У двигателей с напряжением питания 220, 380 и 500 В коэффи-
циент мощности выше, чем у двигателей на 6 и 10 кВ.
Каждый из показателей т]н и cos <рн характеризует только
одну сторону работы асинхронного двигателя. Для полной его
оценки требуется одновременное рассмотрение обоих показате-
174
лей. Очевидно, что при одинаковых мощностях, напряжениях
и частотах вращения экономически более выгоден тот двига-
тель, у которого произведение
а т]„ cos <рВ1 (3.63)
имеет наибольшее значение. Такой двигатель будет потреблять
наименьший ток из сети по сравнению с другими двигателями.
Как было отмечено ранее, коэффициент качества пуска у
[см. формулу (3.48)] может характеризовать пусковые свойства
асинхронных двигателей. Однако большое значение коэффици-
ента у может оказаться у двигателя с недостаточно высокими
энергетическими показателями. Поэтому для одновременной
оценки пусковых и номинальных показателей вводится поня-
тие о коэффициенте добротности двигателя:
Mn/M„ cosq)[iTlii^ (3.64)
'п
Очевидно, из нескольких асинхронных двигателей, у кото-
рых равны мощности, напряжения и частоты вращения, наи-
лучшим будет тот, у которого показатель б имеет наибольшее
значение.
Синхронные двигатели могут работать с соз<р=1 и даже
с опережающим током и поэтому имеют большое преимущество
по сравнению с асинхронными. Это преимущество особенно за-
метно у тихоходных двигателей, когда значения их коэффици-
ентов мощности невелики.
Расходы на эксплуатацию двигателей могут быть опреде-
лены исходя из категории сложности ремонта, установленной
системой планово-предупредительных ремонтов. Категории
сложности ремонтов зависят от номинальной мощности и на-
пряжения двигателей. Чем ниже категории сложности ремон-
тов, тем меньше расходы на эксплуатацию двигателей.
Самые низкие категории сложности ремонта у асинхронных
короткозамкнутых двигателей, у асинхронных двигателей с фаз-
ным ротором они на 12—30% выше. У двигателей постоянного
тока категории сложности ремонта на 25—60% выше, чем
у асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором. Кате-
гории ремонтной сложности синхронных двигателей на 35—
85% выше, чем у асинхронных короткозамкнутых двигателей,
что объясняется наличием возбудителя.
Несмотря на исключительную простоту конструкции асин-
хронных короткозамкнутых двигателей, их надежность еще не-
достаточно высока. Она значительно ниже, чем у синхронных
двигателей. Более высокая надежность синхронных двигателей
может быть объяснена наличием большего, чем у асинхронных
двигателей, воздушного зазора.
175
Перечисленные преимущества синхронных двигателей,
а также большая, чем у асинхронных двигателей, устойчивость
при понижениях напряжения сети вследствие того, что макси-
мальный момент синхронного двигателя пропорционален первой
степени напряжения (кроме того, при понижениях напряже-
ния он может быть увеличен форсированием тока возбужде-
ния), способствуют широкому внедрению синхронных двигате-
лей на предприятиях нефтяной и газовой промышленности.
Недостатки синхронного двигателя — невозможность частых
пусков, торможений и реверсов, а также наличие возбудителя.
Тем не менее синхронным двигателям отдается предпочтение
не только в приводе механизмов с продолжительной нагрузкой,
но и при переменной ударной нагрузке.
Глава 4
Выбор электродвигателей
§ 20. Общие положения
При выборе двигателя для производственного механизма
необходимо учитывать следующие условия.
1. Мощность двигателя не должна быть слишком малой во
избежание чрезмерного нагрева его обмоток и слишком боль-
шой во избежание неэкономичной эксплуатации: недогружен-
ные двигатели имеют пониженное значение КПД, а асинхрон-
ные двигатели, сверх того, и низкий коэффициент мощности.
2. Вращающий момент двигателя, с одной стороны, должен
быть достаточным как для пуска производственного механизма
в ход, так и для преодоления толчков нагрузки при его работе;
с другой стороны, если требуется плавный пуск механизма, пус-
ковой момент двигателя не должен быть слишком большим.
3. Частота вращения двигателя должна быть такой, чтобы
обеспечивалась проектная производительность производствен-
ного механизма, причем должна быть предусмотрена возмож-
ность регулирования частоты вращения, если это требуется по
ходу технологического процесса.
4. Конструктивное исполнение двигателя должно допускать
его удобное сочленение с производственным механизмом и за-
щиту от воздействия окружающей среды.
Иногда необходимость выбора мощности двигателя возни-
кает при замене установленного по проекту двигателя двигате-
лем другой мощности в связи с обнаружившейся перегрузкой.
Двигатель может оказаться перегруженным, например, вследст-
вие повышения темпа работы или увеличения загрузки произ-
водственного механизма в результате совершенствования и ав-
томатизации технологического процесса.
Таким образом, при правильном выборе двигателя будут
обеспечены необходимая производительность исполнительного
механизма, хорошие энергетические показатели электропривода
и надежная работа. При выборе двигателя исходят из его на-
грева при работе в требуемом режиме и кратковременной пе-
регрузочной способности. Если номинальная мощность двига-
теля составляет Рп, это значит, что при продолжительной (дли-
тельной) нагрузке, равной Рп, и температуре окружающей
среды 40° С двигатель нагреется до своей предельной темпера-
туры, определяемой классом изоляции обмоток двигателя.
Обычно это происходит спустя несколько часов после начала
работы.
177
Номинальная мощность двигателя — величина не постоян-
ная. Если двигатель работает с паузами, позволяющими ему
охлаждаться, он может быть нагружен мощностью, превышаю-
щей мощность Ри продолжительного режима работы. Номи-
нальная мощность двигателя зависит также от температуры ок-
охлаждения двигателя.
При установлении номи-
нальной мощности двигателя
заводы-изготовители исходят
из температуры окружающей
среды 40° С. Если она выше
40° С, нагрузку двигателя не-
обходимо уменьшить, а если
ниже 40° С — можно несколь-
ко повысить.
Во время установившегося
режима работы двигатель
развивает момент, уравнове-
шивающий момент статиче-
ского сопротивления Мс, обус-
ловленный нагрузкой произ-
водственного механизма и
трением в звеньях механизма.
Кроме того, во время пере-
ходных процессов двигатель
должен преодолевать динами-
ческий момент Мдин. Поэтому
суммарный момент Мдв, раз-
виваемый двигателем, выра-
зится уравнением (3.1).
Для выбора двигателя не-
обходимо иметь нагрузочную
диаграмму производственного
механизма, т. е. зависимость
момента или мощности на
валу механизма от времени (рис. 4.1, а) и график изменения
частоты вращения во времени (рис. 4.1, б), по которому вычис-
ляют ускорение и динамический момент электропривода.
Однако непосредственным решением уравнения (3.1) нельзя
выбрать двигатель, поскольку в это уравнение входит момент
инерции электропривода, зависящий от параметров выбранного
двигателя. Поэтому предварительно выбирают мощность дви-
гателя на основании нагрузочной диаграммы производствен-
ного механизма без учета динамического момента.
Мощность двигателя выбирают по каталогу ориентировочно
так, чтобы она была на 15—20% больше средней мощности,
а затем строят нагрузочную диаграмму электропривода
(рис. 4.1, в), т. е. зависимость от времени момента, развивае-
ружающеи среды и от условии
а
0
Рис. 4.1, Зависимость момента (а и
в) и частоты врацения (б) двига-
теля буровой лебедки от времени при
подъеме свечи
178
мого двигателем, с учетом динамического момента. Предвари-
тельно выбранный двигатель проверяют но нагреву, допусти-
мым кратковременным перегрузкам и возможности пуска.
§ 21. Нагревание и охлаждение электродвигателей
Потери энергии в двигателе при преобразовании электриче-
ской энергии в механическую подразделяются на постоянные,
практически не зависящие от нагрузки (потери в стали, венти-
ляционные и механические), и переменные, зависящие от на-
грузки (потери в меди обмоток).
Мощность, теряемая в двигателе, может быть определена
в соответствии со следующим выражением:
ДР = Р1-Р- (±=21)р = дрпост + дрпер%
\ л >
^(й + 02)ДРперн, (4.1)
где Р] и Р — соответственно мощность, подведенная к двига-
телю, и мощность на его валу; г] — КПД двигателя, зависящий
от нагрузки последнего; ДРПост — постоянные потери в двига-
теле; ДРпер — переменные потери в двигателе при произволь-
ной нагрузке; ДРпер. п — переменные потери в двигателе при но-
минальной нагрузке; 0 = Р/Р„ — нагрузка в долях от номиналь-
ной; k ~ АРпо—-----отношение постоянных потерь к перемен-
А^пер. н
ным при номинальной нагрузке; величина k для асинхронных
двигателей составляет 0,5—2.
Потери энергии выделяются в виде тепла и нагревают дви-
гатель. Как только температура двигателя превысит темпера-
туру окружающей среды, начнется отдача тепла; теплоотдача
будет тем больше, чем больше разность температур поверхно-
сти двигателя и среды. В конце концов температура двигателя,
постепенно повышаясь, достигнет такого значения, при кото-
ром количество тепла, отдаваемого двигателем в окружающую
среду, сделается равным количеству тепла, получаемого им
в результате потерь энергии. Тогда дальнейший рост темпера-
туры двигателя прекратится и наступит установившееся тепло-
вое состояние.
При изучении законов нагревания и охлаждения двигателя
последний рассматривается как однородное тело с бесконечно
большой теплопроводностью. Предполагается также, что тепло-
отдача в окружающую среду пропорциональна первой степени
разности температур между нагретым двигателем и окружаю-
щей средой. В действительности двигатель состоит из различ-
ных и неравномерно распределенных масс меди, стали, изоля-
ции и воздушных промежутков, которые нагреваются по-раз-
ному, в зависимости от распределения источников нагрева и
179
системы охлаждения двигателя. Тем не менее, рассматривая
двигатель как однородное тело, можно получить принципиаль-
ные решения посредством расчетов, отличающихся большой на-
глядностью и простотой.
Пусть двигатель продолжительно работает с некоторой по-
стоянной нагрузкой, характеризуемой потерями АР в единицу
времени. Кроме того, примем, что в рассматриваемый момент
времени температура перегрева двигателя равна тНач-
Тепло, выделяющееся в двигателе в бесконечно малый про-
межуток времени dt, расходуется на повышение температуры
перегрева т двигателя на dx и на теплоотдачу в окружающую
среду. Этот процесс выражается дифференциальным урав-
нением
APdt = Cdx-\Axdt, (4-2)
где С — полная теплоемкость двигателя, т. е. количество тепла,
необходимого для повышения температуры двигателя на 1°С;
А—теплоотдача двигателя, т. е. количество тепла, отдаваемого
в окружающую среду в единицу времени при разности темпе-
ратур ГС; т —температура перегрева двигателя по отноше-
нию к температуре окружающей среды.
Решением дифференциального уравнения (4.2) будет ра-
венство
/ _______________t_
т —туст\1 — е М-|-Тиаче т«, (4.3)
ДР
где тУст=-----установившаяся температура перегрева, дости-
Л
Q
гаемая двигателем при f->-oo;7,lI —--постоянная времени на-
Л
грева.
Как следует из уравнения (4.3), температура перегрева дви-
гателя изменяется по экспоненциальной кривой с показателем
экспоненты 1/7’ц-
Если в начальный период работы температура двигателя
равнялась температуре окружающей среды, то тНач = 0- В этом
случае уравнение нагрева упрощается и получает вид
/ ______
т = туст\1—е т") (4.4)
Постоянная времени нагрева характеризует скорость изме-
нения температуры двигателя. Физически она представляет со-
бой время, в течение которого температура перегрева двигателя
, Ь-Р ,
достигла бы установившегося значения туст =, если.бы не
было отдачи тепла в окружающую среду. Вместе с тем Тп чис-
ленно представляет время, в течение которого температура пе-
180
регрева двигателя при наличии теплоотдачи в окружающую
среду достигнет 0,632 туСт-
Постоянная времени нагрева двигателя существенно зави-
сит от формы исполнения и мощности. Так как теплоемкость
двигателя растет пропорционально его массе или объему, т. е.
третьей степени геометрических размеров, а теплоотдача про-
ходит через поверхность, возрастающую пропорционально
второй степени геометрических размеров, двигатель большей
мощности имеет большую постоянную времени Т„. Двигатели
закрытого типа имеют большую величину Тп по сравнению
с двигателями открытого типа, поскольку геометрические раз-
меры закрытых двигателей больше.
Для асинхронных двигателей малых мощностей открытого
типа 7’н==15—30 мин; для двигателей закрытого типа Тп=
= 2—5 ч в зависимости от мощности. В двигателях с принуди-
тельной вентиляцией (продуваемых) вследствие большой теп-
лоотдачи постоянная времени составляет 0,6—1,6 ч.
Из уравнения (4.3) следует, что двигатель достигает уста-
новившейся температуры через бесконечно большое время. Од-
нако уже при Z = 47’H т = 0,987 Туст, а при / = 57’п т = 0,993 тУст. По-
этому можно считать, что нагревание двигателя практически
заканчивается при /= (4—5) Тп.
Если нагретый двигатель отключить от сети, выделение
тепла в нем прекратится и начнется охлаждение, причем в этом
случае туст = 0. Постоянная времени охлаждения Тохл в общем
случае будет отличаться от постоянной времени нагревания Ти.
Уравнение (4.3) для случая охлаждения примет вид
t
т = тпаче Г°хл . (4.5)
У продуваемых двигателей постоянная времени охлаждения
равна постоянной времени нагрева, поскольку после отключе-
ния двигателя от сети вентиляция двигателя не прекращается.
У двигателей с самовентиляцией 7’0хл=(1,5—З)^, поскольку
после отключения двигателя от сети прекращается его вентиля-
ция и, следовательно, уменьшается теплоотдача А.
Если двигатель работал с некоторой нагрузкой Pi и потерей
энергии АР[ и он достиг установившейся температуры пере-
грева Тпач, а затем нагрузка его и потери уменьшились до зна-
чений Р2<Р[ и АР2<А7’1, двигатель начнет охлаждаться до
температуры туст < тусТ по уравнению
т-=туст(1— е Гн) |-тначе т" . (4.6)
На рис. 4.2 показаны кривые нагревания и охлаждения дви-
гателя. Кривая 1 построена по уравнению (4.3), кривая 2—по
уравнению (4.4). Кривые 3 и 4 являются кривыми охлаждения
двигателя, когда он отключен от сети; построены они по урав-
181
нению (4.5), причем в скобках указано значение тпа>г, соответ-
ствующее уравнению (4.5). Кривая 3 построена при Токя>Тп,
а кривая 4 — при 7’0ХЛ = 7’п. Кривая 5 построена по уравнению
(4.6), причем значения (туст) и (тнач), входящие в уравнение,
на рис. 4.2 указаны в скобках.
Таким образом, допустимая нагрузка двигателя определя-
ется его температурой нагревания, поскольку с увеличением
двигателей
Рис. 4.2. Кривые нагревания и ох-
лаждения
нагрузки двигателя возрастают потери в нем и значение туст.
У правильно выбранного двигателя установившаяся темпера-
тура перегрева не должна пре-
вышать допустимой температуры
перегрева изоляции (табл. 4.1).
Наиболее распространенны-
ми классами изоляции для нор-
мальных промышленных двига-
телей являются Л, Е, В и II.
Срок службы изоляции при нор-
мальной эксплуатации состав-
ляет 15—20 лет.
Работа двигателя при темпе-
ратуре более высокой, чем это
в табл. 4.1, сокращает срок службы изоляции; работа
низким перегревом удлиняет его. Ориентировочно счи-
указано
с более
тают, что срок службы изоляции уменьшается вдвое при уве-
личении рабочей температуры сверх допустимой на 8—10° С.
Таблица 4.1
Нагревостойкость изоляционных материалов по ГОСТ 8865—70
Класс нагрево- стойко- стн Предельнс допустимая температура перегрева (в С) пр> темпериту >е окружающей среды 40 С Характеристика материала
Y 50 Непропитапные хлопчатобумажные ткани, пряжа, бумага и волокнистые материалы из целлюлозы и шелка
А 65 Те же материалы, но пропитанные
Е 80 Некоторые синтетические органические пленки
В 90 Материалы из слюды, асбеста и стекловолокна, содержащие органические связывающие вещества
F 115 Те же материалы в сочетании с синтетическими связующими и пропитывающими составами
Н 140 Те же материалы в сочетании с кремнийорганиче- скими связующими и пропитывающими веществами
С Более 140 Слюда, керамические материалы, стекло, кварц, асбест, применяемые без связующих составов или с неорганическими связующими составами
182
§ 22. Нагрузочные диаграммы и режимы работы
электродвигателей
При рассмотрении законов нагревания и охлаждения дви-
гателей предполагалось, что нагрузка двигателя в течение про-
должительного времени остается постоянной, а следовательно,
остается неизменным и туСт- В действительности нагрузка дви-
гателя в процессе его работы может изменяться. Кроме того,
двигатель может эпизодически или периодически отключаться
на некоторое время. ГОСТ 183—74 устанавливает восемь номи-
нальных режимов работы двигателей в зависимости от харак-
Рис. 4.3. Упрощенные графики работы электроприводов и соответствующие
кривые нагрева двигателя при продолжительном (а), кратковременном (б)
и повторно-кратковременном (в) режимах работы
тора и длительности его работы. Рассмотрим наиболее часто
встречающиеся режимы.
Продолжительным режимом (S1) работы двигателя счита-
ется такой режим, при котором период работы настолько ве-
лик, что температура двигателя при неизменной температуре
окружающей среды достигает своего установившегося значе-
ния, определяемого нагрузкой (рис. 4.3, а). В продолжитель-
ном режиме работают приводные двигатели центробежных на-
сосов и нагнетателей, буровых насосов, станков-качалок и пр.
При продолжительном режиме работы нагрузка двигателя мо-
жет быть либо неизменной, либо переменной. В последнем слу-
чае время работы двигателя на отдельных участках нагрузоч-
ной диаграммы должно быть значительно меньше постоянной
времени нагревания двигателя.
Кратковременный режим (S2) характеризуется тем, что
двигатель работает под нагрузкой ограниченное время /к, в те-
чение которого его температура не успевает достигнуть уста-
новившегося значения. Затем двигатель отключают и он оста-
183
навливается, причем за время отключения он успевает полно-
стью охладиться (рис. 4.3, б). В лаком режиме работают при-
воды превентеров и задвижек. Мощность, которую двигатель
может развить в течение определенного времени, не нагреваясь
выше допустимых пределов, называется номинальной кратко-
временной. На шитке двигателя, предназначенного для кратко-
временной работы, указывается номинальная мощность Ри
(кВт) в течение времени tK (мин). Стандартное время рабочих
периодов 10, 30, 60 и 90 мин.
При повторно-кратковременном режиме (S3) время работы
двигателя под нагрузкой /р чередуется с паузами tn, когда дви-
гатель отключается от сети (рис. 4.3, в). Общая продолжитель-
ность одного цикла работы двигателя (/р + /п) не должна пре-
вышать 10 мин. При этом режиме температура двигателя ни
в одном из периодов нс достигает установившегося значения,
а во время пауз двигатель не успевает охладиться до темпера-
туры окружающей среды, что приводит к постепенному повы-
шению температуры до наступления баланса между количест-
вом выделенного тепла и количеством тепла, отдаваемого в ок-
ружающую среду, когда наибольшие температуры нагрева
в конце каждого рабочего периода перестают расти. При пра-
вильном выборе двигателя он может работать неограниченное
число циклов, не нагреваясь до температуры выше допустимой.
В таком режиме работают приводы буровых лебедок, строи-
тельных кранов и некоторых металлорежущих станков.
Повторно-кратковременный режим работы характеризуется
относительной продолжительностью включения, под которой
понимается отношение времени рабочего периода к времени од-
ного цикла:
ПВ - —/р— 100%
/р + %
Двигатели, предназначенные для работы в повторно-крат-
ковременном режиме, изготовляются для ПВ, равном 15, 25,
40 и 60%. Если время цикла превышает 10 мин, режим работы
двигателя обычно считается продолжительным.
Перемежающийся режим (S6) работы двигателя подобен
повторно-кратковременному, однако во время пауз двигатель
не отключается от сети, а продолжает вращаться вхолостую.
В таком режиме работают синхронные двигатели привода бу-
ровых лебедок с электромагнитными муфтами.
Перемежающийся режим работы характеризуется относи-
тельной продолжительностью нагрузки (ПН), которую вычис-
ляют так же, как и относительную продолжительность включе-
ния. Номинальные значения ПН составляют 15, 25, 40 и 60%.
Время цикла 10 мин.
184
(4-7)
Рис. 4.4. График нагрузки производ-
ственного механизма
§ 23. Выбор мощности двигателя
Если двигатель должен работать в продолжительном ре-
жиме с неизменной или мало меняющейся нагрузкой, его выби-
рают по каталогу двигателей общепромышленных серий, пред-
назначенных для продолжительного режима. Номинальная
мощность двигателя должна быть равна или несколько больше
мощности, требуемой для производственного механизма, кото-
рую можно определить по расчетным формулам или на основа-
нии опытных данных, полу-
ченных для аналогичных ме-
ханизмов.
Если двигатель должен ра-
ботать в продолжительном ре-
жиме с переменной нагрузкой
(рис. 4.4), то за периоды боль-
ших нагрузок он будет нагре-
ваться, а за периоды малых
нагрузок — охлаждаться. Та-
ким образом, при работе с пе-
ременной нагрузкой темпера-
тура двигателя будет непре-
рывно изменяться. В этом
случае двигатель можно вы-
брать по методу средних по-
терь. Этот метод основан па
том предположении, что при
равенстве номинальных АРП и
средних ДРср потерь, определенных по фактической нагрузоч-
ной диаграмме, температура двигателя будет равна допусти-
мой, т. е.
т — Ар» _ Лрср (4.8)
доп“ А ~ А ' ’
При этом возможные кратковременные пики температуры,
превышающие тДОп, не изменяют существенно срока службы
изоляции двигателя.
Двигатель предварительно выбирают в соответствии с реко-
мендациями § 20 и строят его фактическую нагрузочную диа-
грамму. Затем заменяют ее ступенчатым графиком, полагая на
каждой ступени нагрузку двигателя неизменной. Тогда номи-
нальные потери
АРН=---РН—(4-9)
Пн
где Р„ и т]н — номинальные мощность и КПД двигателя.
185
(4.Ю)
Средние потери двигателя, работающего по графику (см.
рис. 4.4), определяют по формуле
др АРЛЧ- ДР?8+ • -|-АРпМ
4 + 4 + • • • +
где ДРЬ ДР2, ..., ДРП— потери на соответствующих участках
нагрузочной диаграммы.
Полученные сэедние потери сравнивают с номинальными
потерями двигателя, и если АРср^АРн, то двигатель выбран
правильно. При значительном расхождении в величинах потерь
выбирают другой двигатель (большей или меньшей мощности)
и повторяют расчеты.
Метод средни?,: потерь, хотя и является довольно точным,
связан с необходимостью кропотливых расчетов потерь для
каждого участка графика нагрузки, причем не всегда под ру-
кой имеются достаточно надежные исходные данные для этих
расчетов. Поэтому на практике пользуются более простыми и
удобными методгми среднеквадратичных или эквивалентных
величин: тока, момента и мощности. Метод эквивалентного
тока основан на замене действительно протекающего в двига-
теле и изменяющегося по силе тока эквивалентным током Ль
который за рабочий цикл вызывал бы в двигателе те же по-
тери, что и действительный ток.
Полагая переменные потери в двигателе пропорциональ-
ными квадрату силы тока, можно написать
АР = АРпост + (№. (4.11)
Подставляя формулу (4.11) в формулу (4.10), получим
Допоет + С13 =
= (АРпост + С/^р| + (АРпост + С/^2.|, ... +(ДР,10ст+С/^/„
4 + 4 + • • • ++
(4.12)
где /|, /2, ..., 1п — токи, соответствующие различным участкам
графика нагрузки.
После преобразований получим
(4.13)
г 4 4 4 + • • • +tn
Предварительно двигатель выбирают так же, как и при рас-
чете по методу средних потерь. Затем для каждого участка гра-
фика нагрузки по имеющимся рабочим характеристикам дви-
гателя находят токи; по формуле (4.13) вычисляют эквивалент-
ный ток двигателя и сопоставляют его с номинальным током
186
двигателя. Двигатель выбран правильно, если соблюдается ус-
ловие /Э=С/И. Метод эквивалентного тока может быть применен
для любого электродвигателя.
В тех случаях, когда магнитный поток двигателя постоянен,
как для большинства режимов работы двигателя постоянного
тока параллельного и независимого возбуждения, ток двига-
теля оказывается пропорциональным моменту и формула экви-
валентного тока может быть заменена формулой эквивалент-
ного момента
М - + +
3 * 4 4 4 4- ... + м
(4-14)
Для асинхронных двигателей формула эквивалентного мо-
мента вносит некоторую погрешность, поскольку момент двига-
теля зависит не только от потока и тока, но и от коэффициента
мощности. Однако с достаточной для практики точностью эта
формула применима в том случае, когда асинхронный двига-
тель работает в зоне малых скольжений на естественной ха-
рактеристике или на прямолинейной части реостатных харак-
теристик.
Для приводов с постоянной частотой вращения Р=аМ =
-CtM. Подстановка этого выражения в формулу (4.14) дает
1 / Рг/. 4- + ... 4- P2„t„
P^--V (4Л5)
Ч I ‘2 'Г • • • "Г
Область применения формулы эквивалентной мощности, как
это следует из ее определения, весьма ограничена. Этой фор-
мулой можно пользоваться только в тех случаях, когда график
нагрузки не содержит периодов пуска и торможения, а колеба-
ния момента статического сопротивления па валу двигателя
не приводят к заметным изменениям частоты вращения (двига-
тели постоянного тока параллельного и независимого возбуж-
дения, а также асинхронные двигатели при работе на естест-
венной характеристике).
Когда выбирают двигатель с самовентиляцией, при умень-
шении его частоты вращения ухудшается отдача тепла во
внешнюю среду. Это учитывается соответствующими коэффи-
циентами, которые ставятся перед периодами паузы, пуска и
торможения в выражениях для определения эквивалентных ве-
личин. Во время паузы частота вращения двигателя равна
нулю, и коэффициент, учитывающий ухудшение теплоотдачи,
принимают приближенно равным 0,5. При пуске и торможении
частота вращения двигателя изменяется. Соответственно коэф-
фициент, учитывающий ухудшение теплоотдачи, чаще всего
187
принимают равным 0,75. Так, если принять, что Л, h, /3 и /п—
соответственно периоды пуска, работы, торможения и паузы
двигателя, то формула эквивалентного тока примет вид
/э =
______Ф1 + ^2^2 + Лз'з
0,75/х -Н2 + 0,75/а 4- 0,5/п
(4.16)
Для кратковременного режима работы двигатель выбирают
так, чтобы его максимальный момент Afmax превышал макси-
мальный момент статического сопротивления Мс, поскольку
при кратковременном режиме обычно ограничения накладыва-
ются не нагреванием, а перегрузочной способностью двигателя.
Предварительно выбранный таким образом двигатель мо-
жет быть проверен на нагревание по формуле
(4.17)
где /н — номинальный ток предварительно выбранного двига-
теля; /„— ток кратковременного режима, определяемый по на-
грузочной диаграмме; tK — время работы двигателя в кратко-
временном режиме (берется по нагрузочной диаграмме); Тп —
постоянная времени нагревания двигателя.
Значения постоянной времени нагревания двигателей ориен-
тировочно указаны в § 21.
Время tK— это время, в течение которого двигатель может
работать с током ZK, не перегреваясь сверх допустимого пре-
дела:
/2 4- Z2
ZK Тн 1п —. (4.18)
г — 12
К 1 н
Идеализированный график нагрузки двигателя повторно-
кратковременного режима показан на рис. 4.3, в. Фактически
график может быть многоступенчатым, поэтому его нужно при-
вести к эквивалентному одноступенчатому графику.
Если для указанного режима выбирают двигатель, рассчи-
танный на повторно-кратковременный режим работы, то мно-
гоступенчатый график приводят к графику эквивалентного тока
по формулам (4.13), (4.14) или (4.15) (моменту, мощности),
соответствующему одноступенчатому графику, причем время
паузы в расчете не учитывают.
Приведя нагрузку к одноступенчатому графику, подсчиты-
вают фактическую относительную продолжительность включе-
ния ПВФ = А -100%. Если фактическая относительная продол-
ен
188
жительность включения отличается от стандартной, двигатель
выбирают с ближайшей стандартной ПВН, причем ток (момент,
мощность), определенный при ПВф, пересчитывают на стан-
дартную величину ПВН таким образом, чтобы эквивалентный
ток фактического режима /ф был равен расчетному эквивалент-
ному току 7Э. и при номинальной величине ПВп
(419)
I 11 Иц
Номинальный ток /„ выбранного двигателя данной ПВН дол-
жен быть равен или несколько больше тока /э. н.
Если производственный механизм должен приводиться дви-
гателем, рассчитанным для продолжительного режима работы,
то при определении эквивалентного тока надо учитывать также
и время паузы, т. е. найти эквивалентный продолжительный ток
по формуле (4.16) с учетом ухудшения условий охлаждения
при пуске, торможении и паузе.
Двигатель перемежающегося режима работы выбирают так
же, как и двигатель повторно-кратковременного режима. Если
же для перемежающегося режима работы предполагается при-
менить двигатель, предназначенный для продолжительного ре-
жима работы, следует определить эквивалентный продолжи-
тельный ток по формуле (4.13). Условия охлаждения во время
паузы не ухудшаются, поскольку двигатель продолжает вра-
щаться.
Для успешного пуска двигателя необходимо, чтобы его пус-
ковой момент превышал момент статического сопротивления
на величину, позволяющую обеспечить заданное время пуска.
Особенно важное значение это имеет для механизмов с боль-
шими моментами инерции и в тех случаях, когда момент ста-
тического сопротивления при пуске выше момента статического
сопротивления установившегося режима.
Двигатель обычного исполнения, выбранный по условиям
пускового режима, в установившемся режиме окажется недо-
груженным. Поэтому при выборе двигателя по условиям пуска
применяют двигатели с повышенным пусковым моментом Мп
по отношению к номинальному Л4П(Л4П/Л4Н^ 1,8).
Иногда для улучшения условий пуска применяют асинхрон-
ный двигатель с фазным ротором, в цепь ротора которого
включают пусковой реостат. Это позволяет искусственно повы-
сить пусковой момент двигателя. При тяжелых условиях пуска
применяют также пуск двигателя вхолостую с последующим
соединением его с механизмом специальной муфтой.
Глава 5
Аппаратура и схемы управления
электродвигателями
§ 24. Аппаратура управления и защиты
Главными функциями аппаратуры управления и защиты яв-
ляются: включение и отключение электроприемников и элек-
трических цепей; электрическая защита их от перегрузки, ко-
ротких замыканий, от понижения напряжения или самопуска.
При помощи аппаратов управления осуществляют регулирова-
ние частоты вращения, реверсирование и электрическое тормо-
жение двигателей.
В зависимости от того, какие из указанных функций выпол-
няет аппарат, определяются его название, конструкция и схема
соединений. Аппарат может срабатывать при воздействии опе-
ратора или независимо от него, под влиянием физических про-
цессов в электрической цепи. Аппараты первого типа называ-
ются ручными, аппараты второго типа — автоматическими.
Как правило, аппаратура устанавливается в панелях управ-
ления, распределительных устройствах и пультах управления,
заключенных в шкафы.
Рубильники обычно применяются только в качестве ввод-
ных аппаратов, предназначенных для снятия напряжения с ус-
тановки в случае длительного перерыва в ее работе. Рабочий
ток обычно выключают каким-либо другим аппаратом (кон-
тактором или контроллером). Рубильники могут иметь различ-
ное число полюсов (1, 2 или 3), их изготовляют на напряжение
до 660 В и ток до 2 500 А. Рубильник устанавливают на отдель-
ном основании или непосредственно на щите, для переднего
или заднего присоединения проводов. Рубильники могут быть
с центральной рукояткой или рычажным приводом; в послед-
нем случае рубильник монтируют на задней стороне щита.
Чтобы уменьшить вероятность прикосновения к токоведущим
частям, рубильники обычно закрывают кожухом из изоляцион-
ного нагревостэйкого материала.
Недостатком рубильников являются их большие габариты.
В настоящее время для экономии места и уменьшения опасно-
сти прикосновения к токоведущим частям применяют пакетные
и автоматические (автоматы) выключатели. Пакетные выклю-
чатели и переключатели служат для включения и отключения
цепей постоянного и переменного тока от 10 до 1000 Л в сетях
с напряжением до 660 В. Пакетные выключатели (рис. 5.1)
190
применяют в качестве ручных пускателей для электродвигате-
лей небольшой мощности, переключателей со звезды на тре-
угольник и в некоторых случаях в цепях управления и сигна-
лизации. Их выпускают на один, два и три полюса в виде па-
кетов из изоляционного материала, внутри которых монтируют
подвижные и неподвижные плоские скользящие контакты с ме-
ханизмом их мгновенного разрыва. Для гашения электрической
дуги имеется фибровая дугогасительная шайба.
Для автоматического отключения электрических цепей при
коротких замыканиях или перегрузках служат плавкие предо-
хранители. Они содержат мед-
ную или цинковую пластинку—
плавкую вставку, которая после-
довательно включена в защи-
щаемую цепь и которая рас-
плавляется, когда сила тока
в цепи превосходит допустимый
предел. Плавкая вставка рас-
плавляется тем быстрее, чем
больше сила тока.
По конструкции различают
предохранители в открытых фар-
форовых трубках, разборные и
насыпные (рис. 5.2). В первом
случае (рис. 5.2, а) плавкие ah"
вставки / помещены в фарфоро-
вую трубку 2, открытую с обоих
КОНЦОВ. В разборных Предохра- Рис. 5.1. Пакетный выключатель
нителях (рис. 5.2, б) цинковая
плавкая вставка / фигурной формы помещена в фибровую
трубку (патрон) 2, плотно закрытую колпачками 4. Детали <3
служат для присоединения предохранителей к электрической
цепи. При перегорании плавкой вставки и образовании элек-
трической дуги некоторое количество фибры разлагается, обра-
зуя газы, способствующие быстрому гашению дуги. Эти предо-
хранители изготовляются на номинальные токи от 15 до 1000 А.
В насыпных предохранителях (рис. 5.2, в) ряд параллельно
включенных медных или серебряных плавких вставок 2 круг-
лого сечения размещен внутри фарфоровой или стеклянной
трубки 1 с мелкозернистым кварцевым песком 5. Возникающая
при плавлении вставок электрическая дуга тесно соприкаса-
ется с мелкими зернами песка, интенсивно охлаждается, де-
ионизируется и поэтому быстро гаснет. Предохранители насып-
ного типа ограничивают ток короткого замыкания. Они выпус-
каются на токи до 600 А. Иногда они снабжаются индикато-
рами срабатывания.
Для нечастых неавтоматических включений и отключений
электрических цепей постоянного и переменного тока напряже-
191
Рис. 5.2. Предохранители
Рис. 5.3. Блок предохранитель-выключатель:
/ — основание; 2 — подвижная траверса; 3 — патроны предохранителей; 4 — контактные
стойки; 5 — пластмассовые рейки; 6 — защелка; 7 — рукоятка
кием до 500 В и для защиты от недопустимых токов пере-
грузки и токов короткого замыкания служат блоки предохрани-
тель-выключатель (рис. 5.3). Блоки устанавливают в ком-
плектных распределительных устройствах или в отдельных
ящиках. Номинальная сила тока, которую аппарат может ком-
мутировать,— 100, 200 и 350 Л.
В этом аппарате три предохранителя посажены па общую
траверсу, имеющую горизонтальное перемещение посредством
рукоятки. При подъеме рукоятки вверх ножи предохранителей
входят в губки контактных стоек и замыкают цепь. Эта кон-
струкция компактна и безопасна при обслуживании; в отклю-
ченном состоянии предохранители не находятся под напряже-
нием и они могут быть сняты. Откидная крышка имеет механи-
ческую блокировку с рукояткой: открыть крышку можно только
при отключенном положении рукоятки; включить рукоятку
можно только при закрытой крышке.
Автоматы серии Л3100 применяются в цепях постоянного и
переменного тока для защиты от перегрузок и коротких замы-
каний и для нечастых переключений в силовых цепях и цепях
управления. Автоматы различают по номинальному току (50—
660 Л), числу полюсов (1, 2 и 3), роду встраиваемых расцепи-
телей максимального тока, номинальной силе тока расцепителя,
роду тока, виду присоединения внешних проводов.
Автоматы серии Л3100 применяются на промыслах в бло-
ках управления станками-качалками, па буровых магнитных
станциях и др.
Зависимость времени срабатывания автомата от тока назы-
вают времятоковой характеристикой. Врсмятоковая характери-
стика автомата аналогична характеристике индукционного то-
кового реле (см. рис. 2.31, б).
Уставку автомата выбирают па следующих условиях:
номинальный ток расцепителя не должен быть меньше но-
минального тока электроприемника; уставка теплового расце-
пителя должна быть проверена по времятоковой характери-
стике на время срабатывания в зоне перегрузки;
ток уставки электромагнитного расцепителя должен быть па
35—65% больше пускового тока двигателя или максимального
тока электроприемника.
Уставки автоматов проверяют по времятоковым характери-
стикам на избирательность отключения.
Весьма часто в схемах управления применяются контакторы
переменного и постоянного тока — аппараты дистанционного
действия, предназначенные для частых включений и отключе-
ний (до 1 500 раз в час) в силовых электрических цепях при но-
минальном режиме их работы. Обычно контакторы приводятся
в действие с помощью электромагнита.
Контакторы классифицируются по роду тока — постоянного
и переменного тока; по числу полюсов — одно-, двух-, тре.хпо-
1 Заказ № 2719 193
Люсные и более; по исполнению контактов — с замыкающими
и размыкающими контактами.
За нормальное положение электромагнитного аппарата при-
нимается то положение, когда в катушке электромагнита не
проходит ток (контактор не возбужден), отсутствует внешнее
механическое воздействие на аппарат, находящийся в нормаль-
ном рабочем положении (например, вертикальном).
Контактор постоянного тока (рис. 5.4) состоит из втягиваю-
щей катушки 4, неподвижной магнитной системы 3, подвижного
якоря 2, неподвижных
Рис. 5.4. Контактор постоянного тока
контактов 6, подвижных
контактов 10, дугогасите-
льпой камеры 9 (вну-
три камеры расположена
дугогасительная катуш-
ка 5), стальных щек 7 и
двух групп блок-контак-
тов: замыкающих 8 и раз-
мыкающих 1. На рис. 5.4
асбестоцементный ко-
жух левой дугогаситель-
ной камеры не показан.
Главные контакты 6 и 10
производят переключения
в силовой цепи, они рас-
считаны на включение и
отключение значительной
силы тока. Блокировоч-
ные контакты использу-
ются для различных пе-
реключений в цепях уп-
равления, они рассчита-
ны на силу тока 5—10 А.
Для включения кон-
тактора необходимо его
втягивающую катушку 4
подключить к сети постоянного тока. При этом катушка создает
магнитное поле, якорь контактора притягивается к сердечнику
и замыкает силовые контакты 6 и 10. Одновременно с этим
закрываются замыкающие и разрываются размыкающие бло-
кировочные контакты. После отключения втягивающей катушки
от сети под действием силы подвижной части контактора кон-
такты размыкаются. Одинаковое давление между силовыми
контактами (контактное нажатие) достигается путем регули-
рования нажимных пружин //.
В процессе замыкания контакты вначале соприкасаются
своими верхними точками (рис. 5.5, а), затем, перекатываясь,—
средними точками (рис. 5.5,6) и в рабочем положении — ниж-
194
ними точками (рис. 5.5,в). При отключении контакты размыка-
ются в обратном порядке. Электрическая дуга, возникающая
в моменты замыкания и размыкания, действует на нерабочую
часть поверхности контактов.
Дугогасительная катушка 5 (см. рис. 5.4), предназначенная
для улучшения условий гашения дуги, состоит из нескольких
витков проволоки большого сечения; катушка включается по-
следовательно в цепь силовых контактов 6 и 10. Но обе сто-
роны дугогаситсльпой катушки расположены стальные щеки 7,
сосредоточивающие почти весь магнитный поток в простран-
стве между контактами. Сила F, действующая на дугу вслед-
ствие взаимодействия тока дуги с магнитным потоком Ф
(рис. 5.6, а), удлиняет дугу, что способствует быстрому ее га-
шению.
Магнитная система контактора переменного тока (рис. 5.7)
состоит из неподвижного сердечника 4 и якоря 7, укрепленного
на валике 10. При включении катушки 5 контактора в сеть пе-
ременного тока иод действием созданного катушкой потока
магнитная система замыкается; при этом валик контактора, на
котором укреплены подвижные силовые контакты 8, поворачи-
вается и главные контакты 8 и 3 замыкаются. Одновременное
с силовыми контактами закрываются замыкающие блок-кон-
такты 1 и разрываются размыкающие блок-контакты 12, так
как траверса 11 блокировочных контактов, укрепленная на ва-
лике 10, поворачивается. Подвод тока к подвижным контактам
8 осуществляется при помощи гибких проводников 9, состоя-
щих из тонкой медной фольги.
Для уменьшения в сердечнике и якоре магнитной системы
контактора потерь, вызванных переменным магнитным потоком,
их изготовляют не из монолитной стали, как в контакторах по-
стоянного тока (где <D = const), а набирают из листовой элек-
тротехнической стали. Листы изолированы друг от друга. С це-
лью уменьшения вибраций контактора, обусловленных пере-
менным значением магнитного потока, на торцовой поверхности
сердечника или якоря устанавливается короткозамкнутый ви-
ток 6, в котором под действием наведенной э. д. с. появляется
ток. Магнитный поток, создаваемый этим током, не совпадает
по фазе с главным потоком. Когда главный магнитный поток
проходит через нулевое значение, поток короткозамкнутого
витка не равен нулю. Таким образом, в магнитной системе
всегда имеется магнитный поток, удерживающий якорь во втя-
нутом состоянии, и поэтому вибрации резко уменьшаются.
Для улучшения условий гашения дуги контакторы перемен-
ного тока снабжаются дугогасительными камерами 2, состоя-
щими из асбестоцементного или фибрового кожуха и встроен-
ных внутри его металлических пластин. При расхождении кон-
тактов возникшая дуга под действием силы F, обусловленной
смещением магнитного потока Ф дуги, переходит на металли-
7* 195
Рис. 5.5. Расположение главных контактов в процессе включения и отклю
чения
Рис. 5.6. Принцип действия дугогасительпой катушки (а) и дугогасительной
решетки (б)
Рис. 5.7. Трехполюсный контактор переменного тока с поворотным якорем
ческис пластины (см. рис. 5.6,6), делится на части и вследст-
вие охлаждения и быстрой деионизации дугового промежутка
в моменты, когда ток проходит через нулевое значение, быстро
гаснет.
Наряду с контакторами с поворотным якорем широко рас-
пространены прямоходовые контакторы, у которых применяется
магнитная система броневого типа с якорем, втягивающимся
внутрь катушки при включении. Связанные с якорем подвиж-
ные контакты при включении контактора перемещаются снизу
вверх. Эти контакторы отличаются большой компактностью.
Сила тока в катушке контактора переменного тока зависит
от зазора между якорем 7 и сердечником 4.
Если поверхности соприкосновения этих деталей покрыты
грязью, то сила тока в катушке превышает допустимое значе-
ние, что вызывает се чрезмерный нагрев. Поэтому контакторы
переменного тока часто изготовляют со сплошным магнитопро-
водом и катушкой, питаемой от сети постоянного тока. Это по-
вышает надежность контактов.
Время включения контактора постоянного тока (0,13—0,4 с)
значительно больше, чем время включения контактора пере-
менного тока (0,035—0,05 с). Контакторы постоянного тока вы-
пускаются на номинальную силу тока до 2500 А, переменного
тока — до 600 А.
Аппараты, на которые непосредственно воздействует опера-
тор при управлении электроприводом, называются командными.
К их числу принадлежат командокоптроллеры, универсальные
переключатели и кнопочные станции.
Командоконтроллер представляет собой многоступенчатый
переключающий аппарат, позволяющий изменить схему соеди-
нений цепи управления (а не силовой цепи). В электроустанов-
ках промыслов наиболее распространены кулачковые командо-
контроллеры серии КА-5000.
При повороте рукоятки командокоптроллера поворачивается
горизонтальный квадратный вал, на котором закреплена кулач-
ковая шайба, состоящая из отдельных кулачков. Под действием
пружины подвижной рычаг стремится занять такое положение,
при котором контактный мостик замыкает неподвижные кон-
такты. При повороте вала против часовой стрелки выступаю-
щая часть кулачка нажимает па ролик и отводит рычаг, вслед-
ствие чего контакт размыкается.
Командокоптроллеры серии КА-5000 па номинальную силу
тока до 15 А имеют до 12 рабочих цепей и кроме нулевого поло-
жения по семь положений рукоятки в каждую сторону. Руко-
ятка может фиксироваться в каждом положении либо иметь
самовозврат в нулевое положение.
Универсальные переключатели (УП) применяются для ра-
боты в маломощных цепях в случае небольшой части операций.
УП состоит из набора кулачковых шайб, укрепленных на изо-
197
лированном валу, снабженном револьверной или овальной ру-
кояткой. При повороте вала кулачковые шайбы переключают
контакты. Число шайб может достигать 16, а число положе-
ний — 8, что позволяет производить переключения в сложных
схемах.
Кнопки управления являются командными аппаратами для
относительно простых и нечастых переключений в цепях управ-
ления. Они выполняются обычно с мостиковыми замыкающими,
размыкающими или теми и другими контактами. Контакты мо-
гут быть с самовозвратом, осуществляемым пружиной, либо без
него. Комплект из нескольких кнопок, смонтированных в одном
корпусе, называется кнопочной станцией.
Рис. 5.8. Конечный выключатель рычажного типа
На промыслах наиболее распространены кнопки нормаль-
ного исполнения серий К и КУ и взрывозащищепные кнопки
серии КУВ. Номинальная сила тока этих кнопок до 20 А.
Автоматическое управление в функции пути или положения
отдельных узлов механизма осуществляется посредством конеч-
ных (путевых) выключателей. С их помощью обеспечиваются
также безопасность обслуживания установок и предотвращение
аварий. В буровых установках, например, конечный выключа-
тель отключает подъемный двигатель, если по недосмотру бу-
рильщика крюк будет поднят выше 26 м над уровнем пола
буровой.
Конструктивные исполнения конечных выключателей разно-
образны. Одно из них показано на рис. 5.8. При воздействии
упора перемещающейся части механизма на рычаг 1 контакт-
ный мостик 2, укрепленный шарнирно на одной оси с рычагом
/, поворачивается вниз и открывает размыкающие контакты 3.
Рычаг приходит в исходное положение под действием двух пру-
жин 4 после отхода упора.
Для переключения контактов в цепях управления буровых
установок в зависимости от пройденного крюком пути приме-
198
няют путевой командоаппарат КА-4658-5. Вал этого командоап-
парата кинематически связан с барабаном лебедки. На валу
укреплены переключающие шайбы с кулачками. Контактная
рейка с подвижными рычагами (несущими контактные мостики)
и защелками, а также гетинаксовая плита с неподвижными
контактами вместе с валом встроены в водозащищенный пыле-
непроницаемый корпус, закрываемый крышкой.
На каждой переключающей шайбе устанавливаются один
выключающий и один отключающий кулачки. Поэтому время,
Рис. 5.9. Резисторы
в течение которого контакт разомкнут или замкнут, определя-
ется расстоянием между включающим и отключающим кулач-
ками. Это расстояние можно регулировать.
К аппаратам управления, при помощи которых ограничи-
вают пусковые точки и регулируют силу тока возбуждения, от-
носятся реостаты (резисторы).
Наиболее распространенные металлические реостаты сос-
тоят из элементов сопротивлений и устройств для их переклю-
чения. При продолжительном режиме работы применяют бес-
каркасные спирали из круглой проволоки или ленты (рис.
5.9, а), закрепленные на раме и обладающие хорошей теплоот-
дачей в окружающую среду. Для кратковременного режима
199
работы применяют резисторы на теплоемком каркасе из жаро-
прочного керамического материала (рнс. 5.9,6), в которых тон-
кая проволока после намотки на цилиндр покрыта слоем
стекловидной эмали для защиты от повреждений. Эти резис-
торы выпускаются с номинальной рассеиваемой мощностью
2,5—150 Вт.
Более мощные резисторы выполняют в виде рамочных эле-
ментов из константана (рис. 5.9, а). Они состоят из стальной
пластинки с надетыми на нее фарфоровыми полуцилиндрами,
на которые намотана проволока или лента. Для присоединения
к электрической цепи служат зажимные винты. Длительная
сила тока рамочных элементов 1,2—42 А.
Резисторы к мощным двигателям представляют собой лен-
точные фехралевые элементы (рис. 5.9,г), состоящие каждый
из стального каркаса, на котором укреплено нагревостойкое ос-
нование (фарфоровое), фехралевая лента в виде спирали намо-
тана на ребро на этом основании. Элементы из фехраля ком-
плектуются в ящики на силу тока 24—215 А. В каждом ящике
размещаются пять элементов.
Пусковые резисторы на значительную силу тока выполняют
из литых зигзагообразных чугунных пластин с отверстиями на
обоих концах (рис. 5.9,6). Чугунные элементы собирают на изо-
лированных стержнях в ящики. Длительная сила тока ящиков
ЯС24 равна 215 А.
По способу охлаждения различают реостаты с воздушным и
с масляным охлаждением. Последние обладают более высокой
теплоемкостью и большей тепловой инерцией.
Реле управления постоянного тока РН-50, РЭ-5000, РЭВ-800
и РЭВ-880 применяются в электрических схемах нефтепромыс-
ловых установок в качестве промежуточных реле, реле напря-
жения и реле времени. Основными деталями этих реле явля-
ются ярмо в виде угольника из толстой полосовой стали, круг-
лый сердечник, приклепанный к ярму, и якорь, представляю-
щий собой пластину, качающуюся на призматической опоре.
К якорю, в месте расположения сердечника, двумя винтами
крепится немагнитная прокладка, которая предотвращает «при-
липание» якоря к сердечнику и обеспечивает стабильность ус-
тавок реле.
Якорь реле притягивается под действием магнитного потока,
создаваемого катушкой, насаженной па сердечник. При отклю-
чении катушки якорь отпадает с некоторой выдержкой времени
вследствие замедленного спадания магнитного потока. Для уве-
личения выдержки времени на сердечник магнитной системы
насаживается демпфер из медной гильзы или в виде коротко-
замкнутой катушки. В новых конструкциях реле его алюминие-
вое основание выполняет функции демпфера. На якоре укреп-
лены подвижные контакты мостикового типа, которые образуют
с неподвижными контактами нормально закрытый контакт реле.
200
При помощи реле РЭВ-880 может быть получена выдержка
времени до 12 с.
Напряжение втягивания реле регулируют изменением воз-
душного зазора при помощи упорного винта и натяжением воз-
вратной пружины при навинчивании гайки. Для регулирования
отпадания реле напряжения или тока имеют достаточно толс-
тую немагнитную прокладку, так как в противном случае из-за
ее деформации уставка в эксплуатации быстро изменится.
Грубая регулировка напряжения отпадания выполняется под-
бором латунных прокладок, тонкая--изменением натяжения
пружины. Применяя съемные дополнительные демпферы из меди
или алюминия, получают различные диапазоны выдержек вре-
мени.
Реле МКУ-48 (малогабаритное многоконтактное) применя-
ется в электрических схемах управления в качестве промежу-
точного. Напряжение втягивающих катушек реле 12, 24, 36, 48,
60, ПО, 127 и 220 В переменного и постоянного тока. Длитель-
ная сила тока контактов 5 А. Магнитная цепь реле состоит из
сердечника Ш-образной формы и плоского якоря. Сердечник
реле согнут из полосовой электротехнической стали. В средней
части расположена катушка с пластмассовым каркасом. Свобод-
ный конец средней части сердечника разделен пазом на два
полюса. На правом полюсе помещен короткозамкнутый виток.
Для реле постоянного тока короткозамкнутый виток изготовля-
ется из стали в служит в качестве полюсного наконечника для
увеличения магнитной проводимости, а также для удержания
катушки реле.
К левой части корпуса двумя винтами прикреплено основа-
ние с контактной группой и якорем, а к правой — ограничитель
хода якоря.
Реле постоянного тока имеет на якоре пластину «отлипа-
ния». Сверху к якорю прикреплена рамка, предназначенная
для переключения контактных пружин. Реле постоянного тока
надежно работает при изменениях напряжения (тока) от 0,8 до
1,1, а реле переменного тока—от 0,85 до 1,1 номинального зна-
чения.
В схемах управления регуляторов подачи долота и других
механизмов буровых установок находят применение бесконтак-
тные сельсины, схема конструкции которых показана на
рис. 5.10.
На статоре расположен пакет основного магнитопровода 1,
в пазах которого уложена обмотка синхронизации 2. Обмотка
возбуждения .7, состоящая из двух катушек, также расположена
на статоре. Два тороидальных магнитопровода 4, которые маг-
нитно замыкаются между собой пакетами внешнего магнито-
провода 5, запрессованы в цилиндрический корпус сельсина 6.
Основной и тороидальный магнитопроводы 1 и 4 набраны из
изолированных листов электротехнической стали, шихтованных
201
по поперечной оси сельсина. Для того чтобы каждый лист не
представлял собой короткозамкнутый виток, пронизываемый
пульсирующим потоком возбуждения, он имеет в одном месте
радиальный разрез. Веерная сборка листов в пакет обеспечи-
вает одинаковую магнитную проводимость по любой оси. Па-
кеты внешнего магнитопровода 5 шихтованы по продольной
оси сельсина.
Ротор сельсина 7 состоит из двух пакетов, разделенных не-
магнитным слоем 8. Каждый пакет собран из изолированных
листов электротехнической стали, причем плоскости листов ро-
Рис. 5.10. Бесконтактный сельсин
тора параллельны продольной оси сельсина. Немагнитный про-
межуток— обычно пластмасса, в которую запрессованы оба
пакета ротора.
Рассмотрим магнитную цепь бесконтактного сельсина и про-
следим путь магнитного потока. Предположим, что в какой-то
момент направление тока в обмотке возбуждения соответствует
тому, которое показано на рис. 5.10. Тогда магнитный поток бу-
дет направлен слева направо (пунктирные линии). Благодаря
немагнитному слою 8 между пакетами ротора поток в некоторой
точке Л меняет свое направление и из левого пакета ротора че-
рез воздушный зазор 61 входит в пакет основного магнитопро-
вода 1 статора и проходит по нему путь 180°. Далее через воз-
душный зазор б2 поток вновь входит в ротор, но в его правый
пакет. В точке В поток раздваивается и через воздушные за-
зоры бз входит в правый тороидальный магнитопровод 4, а по
внешнему магнитопроводу 5 проходит в левый тороидальный
магнитопровод 4. Далее через воздушные зазоры б4 поток вновь
входит в левый пакет магнитопровода ротора и замыкается
в точке А. Переменный во времени поток, пульсируя в основном
магнитопроводе, где уложена обмотка синхронизации, наводит
202
в ней э. д. с. Потокоскопление обмотки синхронизации зависит
от положения ротора и изменяется с поворотом ротора. Поэ-
тому и э. д. с. в обмотке синхронизации изменяется в зависи-
мости от угла поворота ротора.
На базе бесконтактных сельсинов БД-404А выпускаются
сельсинные командоаппараты ручного управления типов СКАР
и СКАЗ (рис. 5.11), являющиеся задатчиками напряжения. При
Рис. 5.11. Габаритный чертеж (а), монтажная схема
ключений микропереключателя (в) сельсинного
СКАР-42-ФНЛ
(б) и диаграмма пере-
командоаппарата типа
повороте рукоятки командоаппарата ротор сельсина поворачи-
вается па соответствующий угол. На выходе сельсина, работаю-
щего в режиме поворотного трансформатора, появляется пере-
менное напряжение, фаза которого зависит от направления по-
ворота рукоятки, а амплитуда прямо пропорциональна синусу
угла поворота ротора сельсина. Однофазная обмотка возбужде-
ния С1—С2 сельсина подключена к сети переменного тока
НО В, 50 Гц; напряжение на выходе аппарата (зажимы Pl, Р2
и РЗ) при угле, поворота ротора сельсина на 60° составляет 43 В.
Ток, потребляемый командоаппаратом, равен 0,44 А при мощ-
ности 15 Вт.
Ротор сельсина вращается с помощью рукоятки через пере-
дачу, состоящую из двух конических шестерен. В нулевом поло-
203
жении рукоятка фиксируется пружинным фиксатором. Угол по-
ворота рукоятки ограничен упорами, причем в любом промежу-
точном положении рукоятка удерживается фрикционом. На
рукоятке имеется рычаг для воздействия на кнопку управления,
а также, кулачок, воздействующий на микропереключатели
МП-1 и МП-2. Диаграмма переключений микропереключателей
показана на рис. 4.11, в. Ладонные кнопки ЛКБ-31 предназна-
чены для аварийных отключений электроприводов. Сельсинные
командоаппараты других типов отличаются конструктивным ис-
полнением, количеством микропереключателей, схемой и пр.
Для непрерывного управления двигателями переменного и
постоянного тока, синхронными генераторами и электромагнит-
ными муфтами применяют магнитные усилители.
Магнитный усилитель — устройство, в котором используется
дроссель насыщения 1 в сочетании с другими элементами (ре-
зисторами, диодами) для усиления и преобразования электри-
ческих сигналов.
Действие магнитных усилителей основано на уменьшении
индуктивного сопротивления дросселя ври увеличении напря-
женности магнитного поля в его стальном сердечнике. Если
пропускать по одной из обмоток дросселя постоянный ток, то
изменится напряженность магнитного поля в магнитопроводе,
а следовательно, и индуктивное сопротивление второй обмотки
переменному току. Мощность, необходимая для подмагничива-
ния постоянным током, незначительна по сравнению с мощно-
стью, пропускаемой обмоткой переменного тока (главной).
Включая в цепь переменного тока сопротивление нагрузки,
можно с помощью малых управляющих сигналов постоянного
тока изменить силу тока (и мощность) в цепи нагрузки.
Простейший магнитный усилитель (рис. 5.12) имеет два
дросселя с подмагничиванием. Магнитопровод усилителя может
быть выполнен в виде двух кольцевых или одного трехстержне-
вого сердечника. В первом случае обмотка постоянного тока
охватывает оба сердечника, а в последнем — она помещается
на среднем сердечнике. Обмотки переменного тока соединяются
между собой так, чтобы в каждый момент времени постоянный
магнитный поток в одном дросселе совпадал по направлению
с переменным, а в другом — был направлен противоположно.
При этом в обмотке постоянного тока не будет индуктироваться
переменная э. д. с. от действия обмоток переменного тока.
Основная характеристика магнитного усилителя представ-
ляет собой зависимость тока нагрузки /п от тока управления /у.
При отсутствии подмагничивания сопротивление обмоток
магнитного усилителя переменному току максимально, так как
магнитная проницаемость материала сердечника велика. При
1 Дроссель насыщения в простейшем виде представляет собой стальной
сердечник с обмотками переменного и постоянного тока.
204
подмагничивании в каждую половину периода попеременно на-
сыщается один из крайних стержней и соответствующие участки
ярма .магнитопровода. Сопротивление обмоток магнитного уси-
лителя переменному току уменьшается, и ток в цени нагрузки
увеличивается.
Если подмагничивание настолько велико, что магнитоировод
остается насыщенным и тогда, когда постоянный и переменный
потоки направлены навстречу, дальнейшее увеличение перемен-
ного тока прекращается. При изменении направления тока в об-
мотке подмагничивания направление тока нагрузки не изменя-
а
Подмагничивание
Рис. 5.12. Схема (а) и характери-
стика (б) простейшего магнитного
усилителя
ется, поэтому характеристика простейшего магнитного усили-
теля симметрична относительно оси ординат.
Отношение приращения тока нагрузки к вызвавшему его
приращению тока в обмотке подмагничивания называется коэф-
фициентом усиления магнитного усилителя по току. Этот коэф-
фициент определяется наклоном характеристики усилителя.
Простейшие схемы магнитных усилителей имеют сравнительно
небольшой коэффициент усиления, поэтому для его увеличения
применяется положительная обратная связь по току нагрузки.
Схема подобного магнитного усилителя показана на рис. 5.13.
Магнитные потоки, создаваемые обмотками переменного тока
при протекании тока нагрузки, одинаковы по направлению и
имеют постоянную составляющую, подмагничивающую сердеч-
ник. Вентили В обеспечивают двухполупериодпое выпрямление
тока нагрузки. Изменение коэффициента усиления магнитного
усилителя с внутренней обратной связью достигается измене-
нием числа витков обмоток переменного тока.
В тех случаях, когда при изменении знака тока подмагничи-
вания магнитного усилителя необходимо изменять направление
тока нагрузки, применяют двухтактные магнитные усилители,
205
состоящие из двух одинаковых магнитных усилителей с началь-
ным подмагничиванием, включенных по дифференциальной или
по мостовой схеме.
Для выпрямления переменного тока и получения нерегули-
руемого или регулируемого напряжения постоянного тока при-
меняются полупроводниковые приборы: диоды и тиристоры.
Принцип действия полупроводниковых приборов основан на яв-
лении односторонней проводимости границы раздела двух полу-
проводников с различными типами электропроводимости —
электронной (n-проводимость) и дырочной (р-проводимость).
Рис. 5.13. Схема (а) и характеристики (б) магнитного усилителя с внутренней
положительной обратной связью по току нагрузки
При непосредственном контактировании таких двух полупро-
водников образуется р- - п переход, сопротивление которого .за-
висит от полярности приложенного напряжения. Это свойство
р — п перехода обусловливает его вентильное действие, т. е. од-
ностороннюю проводимость тока.
У неуправляемых вентилей (диодов) при малых значениях
прямых токов (от р к /i-слою) вентиль имеет достаточно высо-
кое сопротивление. При увеличении прямого напряжения сопро-
тивление вентиля резко уменьшается, а сила тока возрастает
до значений, определяемых сопротивлением нагрузки. При из-
менении полярности приложенного напряжения через вентиль
течет обратный ток, сила которого не превышает 10-3—10-6 по-
минального прямого тока. При некотором обратном напряже-
нии, называемом пробивным, сила обратного тока резко возрас-
тает и наступает необратимый пробой вентиля. Если диоды
включены последовательно, то, чтобы выравнять обратные на-
пряжения на них, параллельно каждому диоду включают ре-
зистор: сила тока, протекающего через него, в 3—4 раза
больше силы обратного тока диода.
Тиристоры (рис. 5.14) представляют собой четырехслойную
кремниевую структуру р—п—р—п с выводами от двух край-
206
них областей (анод и катод) и от одной внутренней, базовой
области (управляющий электрод). Когда на анод подан поло-
жительный потенциал относительно катода, при возрастании
напряжения ток через управляемый диод будет очень неболь-
шим. Это соответствует отключенному состоянию тиристора
(участок /). При достижении напряжения переключения резко
уменьшается внутреннее сопротивление тиристора (участок от-
рицательного сопротивления 2) и он переходит во включенное
состояние (участок 3). Падение напряжения на тиристоре ока-
зывается очень небольшим (единицы вольт и ниже) и сила тока
i практически определяется сопротивлением внешней нагрузки,
включенной в анодную цепь.
Напряжение переключения имеет максимальное значение
при отсутствии тока в цепи управляющего электрода (;уэ==0).
В этом случае оно составляет несколько сотен вольт. При уве-
личении тока управления величина Un max снижается. Практи-
чески при силе тока /уэ порядка 100 мЛ она уменьшается до
нескольких десятков вольт. Выключенное состояние тиристора
при обратном смещении (участок 4) характеризуется допусти-
мым обратным напряжением {70бр, равным нескольким сотням
вольт. Естественно, что указанные значения t706p, t/nmax, iya для
разных типов тиристоров различны и что здесь указаны лишь
приблизительные их значения. Тиристор может оставаться
включенным длительное время даже при отсутствии тока в цепи
управляющего электрода. Тиристоры открываются при токах
г? несколько десятков миллиампер, а номинальные токи их оп-
ределяются сотнями ампер. Тиристор обычно выключается по
току в анодной цепи; он переходит в выключенное состояние при
анодном токе, равном пулю. Однако при небольшом анодном
207
токе можно выключить прибор и по цепи управления. Тирис-
торы относятся к быстродействующим приборам. Время их пе-
реключения определяется единицами — десятками микросекунд.
§ 25. Классификация схем управления
и способы их изображения
Схемы автоматического управления электроприводами вы-
полняют следующие основные функции: пуск двигателей в ход,
регулирование частоты вращения, реверсирование, торможение,
защиту двигателей и приводимых механизмов от различных пе-
регрузок и аварийных режимов, сигнализацию о состоянии ра-
бочих частей машины, осуществление определенной последова-
тельности операций, автоматическое поддержание постоянства
скорости или других параметров электропривода, синхрониза-
цию движения отдельных органов производственных механиз-
мов, слежение за определенными и случайными сигналами, по-
даваемыми на вход схемы.
Сочетание тех или иных функций в одной схеме зависит от
технологических требований, предъявляемых к исполнитель-
ному механизму, от принятой системы электропривода и от сте-
пени автоматизации управления. Чем разнообразнее, сложнее
требования, предъявляемые к системе, и чем выше степень ав-
томатизации, тем сложнее, как правило, схемы автоматического
управления.
Как и ко всякому устройству, к схемам управления электро-
приводами предъявляются определенные требования. Схема
управления должна как можно более полно удовлетворять за-
данному технологическому режиму работы и обеспечивать вы-
полнение всех технических требований, предъявляемых к дан-
ному производственному механизму или объекту и его электро-
приводу. Так, большая часть автоматизированных схем управ-
ления должна обеспечить надлежащее протекание процессов
пуска, реверса, торможения и обязательную защиту при ава-
рийных режимах. В более сложных случаях предъявляются до-
полнительные требования по обеспечению взаимной координа-
ции движений отдельных узлов производственного механизма,
дополнительной автоматизации, точного поддержания регули-
руемых величин и др. Чтобы выполнить указанные требования,
необходимо правильно выбрать и использовать отдельные эле-
менты, а также составить схему управления.
Схема управления не должна быть сложной. Наиболее прос-
той можно считать такую схему, которая позволяет выполнить
технологическое задание при наименьшем количестве простых
элементов, аппаратуры и других устройств.
Электрооборудование нефтяной и газовой промышленности
работает в очень тяжелых условиях. Большая часть установок
устанавливается снаружи и имеет лишь легкие укрытия. Частый
208
демонтаж, монтаж и транспортировка, во время которых элект-
рооборудование подвергается ударам и воздействию влаги, при-
водят к выходу его из строя. Поэтому основное требование
к схемам управления является их надежность, определяемая
надежностью работы применяемых электрических машин, ап-
паратов и других элементов. Надежность достигается путем ис-
пользования правильно выбранных машин, аппаратов других
устройств, обладающих достаточной прочностью и долговечно-
стью, легко переносящих возникающие в работе перегрузки
в определенных пределах н допускающих необходимое число
включений и отключений.
Вместе с тем надежность схемы в большой степени зависит
от ее сложности. Чем проще схема управления и чем меньше
в ней цепей блокировок с большим числом контактов, тем
больше вероятность ее падежной работы.
В зависимости от назначения к устройствам управления мо-
гут предъявляться те или ипые требования относительно их
массы, габаритов и стоимости. Однако стремление к снижению
массы устройства управления может противоречить требова-
ниям надежности, поэтому в каждом конкретном случае рас-
сматривают несколько вариантов схемы управления и выби-
рают вариант, обеспечивающий максимальную производитель-
ность установки при минимуме затрат.
Электроустановки нефтяной и газовой промышленности яв-
ляются источниками повышенной опасности в отношении пора-
жения обслуживающего персонала током. Вместе с тем они мо-
гут быть причиной взрывов и пожаров. Поэтому обычно цепи
управления питают пониженным напряжением 24, 36,110,127 В;
в схемах предусматривают применение аппаратов, обеспечиваю-
щих полное отключение электрических машин при остановках
привода. Там, где это необходимо, предусматривают световую
или звуковую сигнализацию, предупреждающую об опасности
или сигнализирующую о состоянии работы отдельных узлов и
механизмов схемы. Обычно станции и пульты управления стре-
мятся разместить вдали от устья скважин, резервуаров и дру-
гих мест, в которых может образоваться опасное скопление го-
рючих и взрывчатых газов. Если этого недостаточно, то аппа-
ратуру управления монтируют в отдельных помещениях, про-
дуваемых чистым воздухом.
В схемах автоматического управления электроприводами
применяют в различных сочетаниях электрические машины,
контакторы и реле сопротивления, кнопочные станции, магнит-
ные пускатели, командоконтроллеры, путевые и конечные вы-
ключатели, разнообразную аппаратуру защиты и другие уст-
ройства. Все это оборудование называется элементами электри-
ческих схем и изображается при помощи графических условных
обозначений, которые регламентируются Единой системой кон-
структорской документации.
209
В схемах управления все обозначения элементов изобра-
жаются в их нормальном положении.
Электрические мдшины и аппараты, входящие в автомати-
зированную систему, их части и элементы соединяют в электри-
ческую схему.
В электрических схемах различают силовые (или главные)
цепи и цепи управления (или вспомогательные).
Главной цепью называют электрическую цепь, назначением
которой является подача электрической энергии для преобразо-
вания ее в механическую или в электрическую энергию других
параметров или в какой-либо другой вид энергии. Цепью уп-
равления называется электрическая цепь, состоящая из различ-
ных соединений катушек и контактов реле, контакторов и дру-
гих аппаратов управления, позволяющая осуществлять управ-
ление главной цепью.
К главным цепям относятся цепи двигателей, генераторов,
электромагнитов и резисторов, включаемых в эти цепи. Главные
цепи, а также элементы, находящиеся в этих цепях, вычерчи-
вают более толстыми линиями, чем цепи управления и находя-
щиеся в них элементы.
К цепям управления относятся все остальные цепи схемы,
обычно содержащие катушки контакторов и реле, вспомогатель-
ные контакты контакторов, различные элементы автоматики,
контакты реле и других аппаратов управления. К цепям управ-
ления относятся также цепи сигнализации и цепи возбуждения
электрических машин.
На рис. 5.15 показана принципиальная схема пуска асин-
хронного двигателя, на которой четко выделены силовая цепь,
цепи управления и сигнализации.
§ 26. Типовые узлы и схемы управления
электродвигателями
Типовые узлы схем
Рассмотрим узлы, встречающиеся в схемах управления дви-
гателями нефтепромысловых механизмов.
В реверсивных электроприводах недопустимо одновременно
включать контакторы вперед и назад, так как это приводит
к коротким .замыканиям в силовой цепи. С этой целью! в схемах
для управления этими контакторами используют сдвоенные
кнопки с самовозвратом, имеющие по одному замыкающему и
одному размыкающему контакту. Они включаются но схеме,
представленной па рис. 5.16. При нажатии кнопки В (рис.
5.16, а) одним ее контактом включается катушка контактора В,
а другим разрывается цепь питания катушки контактора И, не
позволяя включиться последнему, что в нормальных условиях
2Ю
исключает возможность одновременного включения контакто-
ров В и Н.
Эта схема не предотвращает аварий при одновременном
включении обоих контакторов вручную, а также при привари-
вании одного из контакторов, так как второй контактор в этом
случае может быть включен кнопкой.
На рис. 5.16,6 показан другой вариант управления ревер-
сивными контакторами. Здесь применены одинарные кнопки
с самовозвратом и с одним замыкающим контактом, а управле-
Писк л
Zon Т п
— L-I управления
Л
Цели
сигнали-
зации.
Рис. 5.15. Принципиальная схема пуска асинхронного двигателя:
Д — двигатель: Л — линейный контактор; «Пуск» и «Стоп» — кнопки управления; ЛК
и ЛЗ — красная и зеленая сигнальные лампы
Рис. 5.16. Схемы включения сдвоенных (а) п одинарных (6) кнопок управ-
ления
нис осуществляется размыкающими вспомогательными контак-
тами контакторов В и Н. Эти контакты включены таким обра-
зом, что при включении, например, контактора В его вспомога-
тельный контакт разрывает цепь питания катушки контактора
Н и наоборот. Такая схема допускает при одновременном на-
жатии обеих кнопок кратковременное включение обоих контак-
торов. Поэтому в ответственных электроприводах кроме элек-
трической применяют механическую блокировку, которая жестко
связывает подвижные системы контакторов В и Н между собой
и полностью исключает их одновременное включение.
Для некоторых многодвигательиых приводов предусматри-
вают связи, обеспечивающие согласованность и определенную
последовательность в работе, отдельных двигателей. Простым
примером такой связи является схема, представленная на рис.
5.17, а, не допускающая пуска главного двигателя Д1 без
211
a
Рис. 5.17. Схемы блокиро-
вочных связей двух двига-
тельных приводов:
а — блокировка главного и вспо-
могательного двигателей; б —
блокировка, исключающая од-
новременную работу двига-
телей
Рис. 5.18. Однофазная мосто-
вая схема (а) с неуправляе-
мыми вентилями и диаграммы
токов и напряжений на элемен-
тах схемы (б, в, г, д)
запуска вспомогательного двигателя Д2 и обеспечивающая ав-
томатическое отключение главного двигателя при отключении
вспомогательного. Здесь пуск главного двигателя осуществля-
ется включением контактора А/, питание катушки которого
производится через вспомогательный контакт К2, замкнутый
при работающем двигателе Д2.
При отключении вспомогательного двигателя, в том числе
из-за срабатывания теплового реле РТ2, главный двигатель ав-
томатически отключается, так как цепь питания контактора Л7
разрывается вспомогательным контактом Д2.
Часто необходимо исключить возможность одновременной
работы двух двигателей. Так, недопустимы одновременное вклю-
чение и работа двигателей привода лебедки и приводного дви-
гателя автомата подачи долота (рис. 5.17,6). В качестве
приводного двигателя лебедки служит асинхронный двигатель
с фазным ротором Д1. Привод подачи осуществляется двига-
телем ДЗ, питаемым по системе генератор—двигатель от гене-
ратора Г, вращаемого двигателем Д2. Контакторы В, И и Л1
включаются кнопками Д,, W.i и 11.
Исключение одновременной работы приводов производится
с помощью размыкающих контактов В и Н в цепи катушки кон-
тактора Л2 и контактов Л2 в цепи питания катушек контакто-
ров В и Н. Включение контактора Л2 возможно только после
включения контактора Л1 при условии, что контакторы В и И
отключены. Для остановки двигателей служат кнопки Стоп 1 и
Стоп 2. Аппараты, управляющие резисторами в цени ротора дви-
гателя Д1, на данной схеме не показаны.
Для преобразования переменного тока в постоянный нашли
применение схемы выпрямления. Рассмотрим некоторые из них
при чисто активном сопротивлении нагрузки. На рис. 5.18 при-
ведена однофазная мостовая схема выпрямления с неуправляе-
мыми вентилями и даны диаграммы токов и напряжений в раз-
личных точках выпрямительного устройства. На этих и
последующих диаграммах кроме координаты времени ус-
ловно указывается также соответствующий электрический
угол.
Одна диагональ моста включается на переменное напряже-
ние вторичной обмотки трансформатора, а другая—па нагру-
зочный резистор.
Вентили включаются так, что в один из полупериодов в про-
ведении тока участвуют вентили В1 и ВЗ и ток проходит по на-
правлению, отмеченному сплошными стрелками, в другой по-
лупериод в проведении тока принимают участие вентили В2 и
В4 и ток проходит по направлению, указанному пунктирными
стрелками.
Таким образом, через нагрузку ток ф проходит всегда в од-
ном направлении. При этом во вторичной обмотке трансформа-
тора проходит чисто переменный ток.
213
Положительным полюсом выпрямителя мостовой однофаз-
ной схемы является точка связи вентилей В1 и В2 (катоды),
отрицательным — объединенная точка анодов ВЗ и В4.
Среднее значение выпрямленного напряжения в этой схеме
Ud 0,9 U.„
л
откуда
Таким образом, связь между средним значением выпрям-
ленного напряжения и действующим значением переменного
напряжения при чисто активной нагрузке определяется в этой
системе тем же соотношением, которым связаны среднее и дей-
ствующее значение синусоидального напряжения:
средняя сила выпрямленного тока
, Ud .
d" Rd ’
средняя сила тока через вентиль
максимальная сила тока через вентиль
Диаграмма напряжения на сопротивлении нагрузки и тока
через него приведена на рис. 5.18,6. Обратное напряжение на
вентиле в этой схеме определяется фазным напряжением, по-
скольку при работе, например В1 и ВЗ, В2 и В4 подключены
на полное напряжение вторичной обмотки трансформатора
(сети): одна точка вентилей В2 и В4 подключена непосредст-
венно к сети, а другая — через проводящий вентиль В1 или ВЗ.
При этом падением напряжения на диодах пренебрегаем.
Диаграмма напряжения на вентиле и тока, проходящего че-
рез него, приведена на рис. 5.18, в, д. Кривая первичного тока
(рис. 5.18,г) повторяет кривую вторичного тока.
При работе управляемой однофазной мостовой схемы
(рис. 5.19, а) управляющие импульсы должны подаваться од-
новременно на два тиристора схемы, расположенные диаго-
нально: Т1 и ТЗ, Т2 и Т4.
Например, в момент /( (рис. 5.19,6) на тиристоры Т1 и ТЗ
поданы управляющие импульсы. Тиристоры отпираются, и
в интервале Т—t2 ток протекает через сопротивление нагрузки
R,i. В момент 12 ток проходит через пуль, и тиристоры Т1 и ТЗ
запираются.
214
В интервале С—С все тиристоры закрыты. Далее, в мо-
мент /3 подаются управляющие импульсы на следующую пару
тиристоров Т2 и Т4. Тиристоры Т‘2 и Т4 работают аналогично
предыдущей паре, но только со смещением по фазе на 180°.
Кривые выпрямленного напряжения и выпрямленного тока
(Ud и id) этой схемы приведены на рис. 5.19,6.
Среднее значение выпрямленного напряжения
Рис. 5.19. Управляемая однофазная
мостовая схема (а) и диаграммы то-
ков и напряжений на элементах
схемы (б, в, г)
Предельный угол регулирования в однофазной мостовой
схеме с активной нагрузкой равен 180°.
На рис. 5.19, в приведена кривая напряжения на тиристоре.
Максимальное значение обратного напряжения па тиристорах
равно амплитуде напряжения вторичной обмотки трансформа-
тора:
; Lt/об max = Г2С/2ф=1,42С/2ф.
Максимальное значение прямого напряжения на тиристоре
зависит от угла регулирования следующим образом:
^пр max = ^2ф Sin а.
Среднее значение силы тока через каждый тиристор
/ = -^-
в 2 ’
Форма кривой тока в первичной обмотке трансформатора
аналогична форме кривой тока вторичной обмотки (рис. 5.19,а).
215
Схемы пуска электродвигателей переменного тока
Существуют четыре основных функциональных принципа
автоматического пуска двигателей: скорости, тока, времени и
пути.
Управление в функции скорости основано на непосредствен-
ном или косвенном контроле изменения скорости (центробеж-
ные реле, реле напряжения, тахогенераторы).
При управлении в функции тока работа аппаратов, шунти-
рующих пусковые сопротивления (контакторов ускорения), за-
висит от силы тока двигателя. Катушки контакторов ускорения
включаются непосредственно в главную цепь двигателя либо ис-
пользуются реле, включенные в главную цепь двигателя, а ка-
тушки контакторов включаются в цепь управления.
При управлении в функции времени контакторы ускорения
переключают реле, выдержка времени которых устанавлива-
ется при наладке и не зависит от условий пуска.
Управление в функции пути осуществляется командоаппа-
ратами, устанавливаемыми в различных точках пути, совершае-
мого рабочим органом машины, например, в схемах управления
приводом буровой лебедки.
Пуск асинхронных короткозамкнутых двигателей на нефте-
промыслах осуществляется прямым подключением обмотки
статора к сети. Для пуска асинхронных двигателей с фазным
ротором применяют схемы- управления в функции тока или
в функции времени, а также в функции, зависимой от тока вы-
держки времени.
Запуск синхронных двигателей, применяемых в буровых ус-
тановках, осуществляется прямым включением статора двига-
теля в сеть с глухоподключенным возбудителем. Это наиболее
простая и надежная схема.
Для пуска асинхронных короткозамкнутых двигателей на-
пряжением до 1 000 В мощностью до 75 кВт применяют магнит-
ные пускатели.
Магнитные пускатели состоят из одного или двух контакто-
ров, смонтированных на общей панели и помещенных в метал-
лический корпус. Большая часть пускателей снабжена также
встроенным тепловым реле. Магнитный пускатель с одним кон-
тактором называется нереверсивным. Он осуществляет пуск,
отключение, защиту двигателя от самопроизвольных включе-
ний при появлении напряжения и защиту от перегрузок. Пус-
катель с. двумя контакторами называется реверсивным и вы-
полняет помимо перечисленных функций управление реверсом
двигателя. В реверсивных пускателях применена механическая
блокировка, исключающая одновременное включение обоих
контакторов. Па рис. 5.20 показана схема соединений реверсив-
ного магнитного пускателя, позволяющая автоматически пус-
кать, останавливать, а также изменять направление вращения
216
асинхронного двигателя. Основными элементами в данной
схеме являются два трехполюсных контактора — В «Вперед» и
Н— «Назад», каждый из которых снабжен замыкающим вспо-
могательным контактом для шунтирования соответствующей
пусковой кнопки. Для защиты двигателя от перегрузки в глав-
ную цепь его включены нагревательные элементы тепловых
реле PT 1 и РТ2, защита от коротких замыканий осуществля-
ется предохранителями П.
Командным аппаратом является кнопочная станция, состоя-
щая из трех кнопок: «Вперед», «Назад» и «Стоп». Чтобы пу-
Рис. 5.20. Управление асинхронным короткозамкнутым двигателем при по-
мощи реверсивного магнитного пускателя
стить двигатель вперед, нажимают на кнопку «Вперед», замы-
кая тем самым цепь катушки контактора В. Главные контакты
его В закрываются. Двигатель оказывается подключенным
к сети и начинает вращаться. Одновременно закрывается за-
мыкающий вспомогательный контакт В, который шунтирует
контакты пусковой кнопки «Вперед», благодаря чему дальней-
шее воздействие на эту кнопку становится излишним, так как
катушка контактора В питается через вспомогательный кон-
такт В. При работе «Вперед» двигатель может автоматически
останавливаться под действием тепловой и нулевой защит.
Чтобы «заставить» двигатель вращаться в обратном направ-
лении, необходимо нажать на пусковую кнопку «Назад». При
этом образуется цепь питания катушки контактора Н; усилием
этой катушки будут замкнуты главные контакты контактора Н
и его вспомогательный контакт, и двигатель подключится к сети
для работы — в обратном направлении. Останавливается дви-
гатель после этого так же, как и при управлении работой «Впе-
ред», т. е. кнопкой «Стоп».
217
Пуск асинхронных короткозамкнутых двигателей напряже-
нием до 1 000 В мощностью более 75 кВт осуществляется кон-
такторами переменного тока; двигатели напряжением более
1 000 В запускаются контакторами, а при малой частоте пус-
ков — масляными выключателями.
Пример схемы автоматического управления асинхронным
двигателем с фазным ротором рассмотрен в гл. 7.
В схемах управления синхронными двигателями обычно пре-
дусматривается автоматизация управления цепями статора, по-
дачи питания в обмотку возбуждения, отключения двигателя
при перегрузках и защиты в аварийных режимах, торможения
двигателей.
Процессы, происходящие при пуске синхронных двигателей,
рассмотрены в гл. 3, а конкретные схемы пуска.— в гл. 7, 9 и 11.
В схемах управления синхронными двигателями применя-
ется разнообразная защита. Ее выбирают, исходя из конкрет-
ных условий работы привода, мощности и напряжения установ-
ленного двигателя, а также в зависимости от степени ответст-
венности данного электропривода.
Для небольших синхронных двигателей напряжением до
1 000 В защита статорных цепей принципиально одинакова
с защитой короткозамкнутых асинхронных двигателей.
В ответственных электроприводах с мощными синхронными
двигателями напряжением выше 1 000 В функции зашиты рас-
ширяются с применением дополнительной аппаратуры защиты.
Синхронные двигатели могут отключаться от сети при значи-
тельных посадках (падениях) напряжения, вызываемых корот-
кими замыканиями в энергосистемах.
С целью предупреждения таких отключений применяют фор-
сировку возбуждения. При снижениях напряжения на 15—20%
от номинального устройство форсировки автоматически прихо-
дит в действие и закорачивает сопротивление в цепи обмотки
возбуждения возбудителя. Возбуждение двигателя увеличива-
ется, и двигатель, не выпадая из синхронизма, продолжает ра-
ботать. Так как время восстановления нормального режима
в энергосистемах не превышает нескольких секунд, режим фор-
сировки не бывает длительным.
Электроприводы с синхронными двигателями обычно имеют
защиту от обрыва в цепи возбуждения, от затянувшегося пуска
и от пуска при неподготовленной схеме управления. На нефте-
и га.зопромыслах для управления синхронными двигателями
чаще всего применяют схемы прямого пуска с глухоподключен-
ным возбудителем.
Глава 6
Взрывобезопасность
электрического оборудования
Большое число помещений, в которых размещаются техно-
логические установки нефтяной и газовой промышленности,
а также некоторые установки, монтируемые на открытом воз-
духе, характеризуются наличием горючих газов и паров, кото-
рые могут создавать с воздухом, кислородом и с другими газа-
ми-окислителями взрывоопасные смеси. К таким помещениям
и установкам относятся, например, нефтенасосные и газовые
компрессорные станции, фонтанные скважины, трапы, замерные
емкости, резервуарные парки, электрообезвоживающие и обес-
соливающие установки и др.
Для взрывоопасных установок должно применяться специ-
альное взрывозащищенное электрооборудование (машины, ап-
параты управления) и специальные виды прокладки проводов.
§ 27. Классификация взрывоопасных смесей
и помещений в нефтяной и газовой промышленности
Согласно Правилам изготовления взрывозащищенного и
рудничного электрооборудования (ПИВРЭ) взрывоопасные
смеси паров легковоспламеняющихся жидкостей или горючих
газов с газами-окислителями классифицируются по категориям
и группам.
Пары горючих жидкостей относятся к взрывоопасным, если
температура вспышки паров этих жидкостей не превышает
45°C. Горючие газы относятся к взрывоопасным при любой
температуре окружающей среды.
Взрывоопасные смеси разбивают па категории исходя из
следующего принципа. Если заполнить взрывоопасной смесью
оболочку, части которой сочленяются между собой при помощи
плоских фланцев, а между ними имеется зазор, и эту оболочку
поместить в камеру, тоже заполненную взрывоопасной смесью,
то при воспламенении смеси в оболочке пламя через фланце-
вые зазоры оболочки может поджечь смесь в окружающей ка-
мере. При определенном составе смеси можно подобрать та-
кой размер зазора в оболочке, при котором воспламенение
смеси вне оболочки будет происходить только в половине опы-
тов, т. е. число воспламенений смеси в камере составит 50% от
числа воспламенений смеси в оболочке. Величина зазора зави-
сит от состава смеси: для медленно горящих смесей она больше,
чем для быстро горящих.
219
В зависимости от способности передачи взрыва через зазоры
в оболочке устанавливаются четыре категории взрывоопасных
смесей:
Категория
взрывоопасной
смеси
1
2
3
4
Зазор (в мм) между поверхностями
фланцев шириной 25 мм при объеме
оболочки 2,5 л, при котором частота
передачи взрывов составляет 50%
Болес 1
Свыше 0,65 до 1,0
Свыше 0,35 до 0,65
Менее 0,35
Взрывоопасные паро- и газовоздушные смеси разбивают на
группы исходя из температуры их самовоспламенения, т. е.
температуры, до которой должна быть равномерно нагрета
смесь, чтобы она воспламенилась без воздействия на нее извне
открытого пламени:
Группа взрыво-
опасной смеси
Температура самовоспла-
менения смеси, 'С
Т1 Свыше 450
Т2 Свыше 300 до 450
ТЗ (’выше 200 до 300
Т4 Свыше 135 до 200
Т5 Свыше 100 до 135
Категории и группы взрывоопасности некоторых горючих
веществ, встречающихся в нефтяной и газовой промышленно-
сти, представлены в табл. 6.1.
Таблица 6.1
Категории и группы взрывоопасности горючих веществ
Категория взрыво- опасной смеси Группа взрывоопасной смеси
TI Т2 ТЗ Т4 Т5
1 Аммиак, изобутилен, метан Бутиловый спирт (третичный) Уайт-спирит — —
2 Ацетон, бензин Б-ЮО, бензол, про- пан, толуол, окись угле- рода Бензин Б-95/130, бутан, спир- ты: н-бутило- вый, метило- вый, этило- вый Бензины: А-72, А-76, Б-70; нефть сырая ромаш- кинская
3 Этилен Окись пропи- лена, окись этилена — Серный эфир —
4 Водород — Сероводород — Серо- углерод
220
Таблица 6.2
Классы помещений, граничащих с взрывоопасными
Класс смежное от » помещения, отделенного иры неопасного
Класс взрывоопасного помещення ОДНОН CTC'llOl": с дверью двумя стенами с дверями, образующими коридор или тамбур
В-1 В-1а В-16 В-1а В-16 Невзрыво- и непожаро- опаспос 1. Невзрыво-и непожа- | роопасное
Согласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ)
взрывоопасные помещения и наружные установки делятся на
шесть классов. К нефтяной и газовой промышленности отно-
сятся четыре класса: В-I; B-Ia; В-16 и В-1г.
I. В класс В-I входят помещения, в которых взрывоопасные
смеси могут образоваться при нормальных недлительных режи-
мах работы, например при загрузке или разгрузке технологи-
ческих аппаратов, при хранении или переливании легковоспла-
меняющихся и горючих жидкостей, находящихся в открытых
сосудах.
2. К классу В-Ia относятся помещения, в которых образова-
ние взрывоопасных смесей возможно лишь при авариях и неис-
правностях.
3. В класс В-16 входят те же помещения, что и в класс В-1а,
но имеющие такие особенности:
горючие газы в этих помещениях обладают высоким нижним
пределом взрываемости (15% и более) и резким запахом при
предельно допустимых по санитарным нормам концентрациях;
образование в помещениях в аварийных случаях общей
взрывоопасной концентрации по условиям технологического
процесса исключается, возможна лишь местная взрывоопасная
концентрация;
горючие газы, легковоспламеняющиеся и горючие жидкости
имеются в помещениях в небольших количествах, не создающих
общей взрывоопасной концентрации, и во время работы с ними
не применяется открытое пламя; если работа на этих установ-
ках производится в вытяжных шкафах пли под вытяжными зон-
тами, эти установки относятся к невзрывоопасным.
4. В класс В-1г входят наружные установки, содержащие
взрывоопасные газы, пары, горючие и легковоспламеняющиеся
жидкости (например, газгольдеры, емкости, сливно-наливные
эстакады и т. п.), где появление взрывоопасных смесей воз-
можно только в результате аварии или неисправности. Для на-
ружных установок взрывоопасными считаются зоны в преде-
лах:
221
до 20 м по горизонтали и вертикали от места открытого
слива и налива—для эстакад с открытым сливом и наливом
легковоспламеняющихся жидкостей;
до 3 м по горизонтали и вертикали от взрывоопасного тех-
нологического оборудования и 5 м по вертикали и горизонтали
от дыхательных и предохранительных клапанов — для осталь-
ных установок.
Наружные открытые эстакады с трубопроводами для горю-
чих газов и легковоспламеняющихся жидкостей относятся к не-
взрывоопасным.
Производственные помещения, не содержащие пожаро- или
взрывоопасного технологического оборудования и материалов,
но граничащие с взрывоопасными помещениями, относятся
к классам, определяемым по табл. 6.2.
Согласно ПИВРЭ взрывозащищенное оборудование может
иметь различные средства взрывозащиты, под которой понима-
ются соответствующие конструктивные и схемные меры, обес-
печивающие отсутствие воспламенения окружающих взрыво-
опасных смесей от электрических искр, дуг, пламени и нагре-
тых частей электрооборудования. Предусматривается восемь
видов взрывозащиты: взрывонепроницаемая оболочка, повы-
шенная надежность против взрыва, продувание под избыточным
давлением, .заполнение оболочки маслом, искробезопасность,
кварцевое заполнение, автоматическое отключение от электри-
ческой сети, специальные средства, не предусмотренные другими
видами взрывозащиты.
§ 28. Электрооборудование
с взрывонепроницаемой оболочкой
Электрооборудование в этом исполнении снабжено оболоч-
ками, выдерживающими максимальное давление при взрыве
внутри оболочки без ее повреждения и обеспечивающими лока-
лизацию пламени внутри оболочки, т. е. внутреннее воспламене-
ние не может распространиться через зазоры и отверстия в ок-
ружающую взрывоопасную среду.
Возможность проникновения взрывоопасных смесей внутрь
корпуса электрооборудования нс исключается, т. с. полная гер-
метичность оболочек нс обеспечивается. Но конструкция и раз-
меры зазоров в местах сопряжения отдельных частей оболочки
таковы, что продукты взрыва внутри оболочки охлаждаются
при помощи этих зазоров настолько, что не могут воспла-
менить внешнюю взрывоопасную среду, окружающую эту
оболочку.
Источником воспламенения взрывоопасной смеси внутри
оболочки электрооборудования могут быть искрение контактов
при нормальной работе, искрение и нагрев при перегрузках,
коротких замыканиях и других аварийных режимах.
222
Взрывонепроницаемое исполнение электрооборудования
маркируется буквой В, Обычно на корпусах электрооборудова-
ния в таком исполнении указываются также категория и группа
взрывоопасной смеси, для которой это оборудование предпаз-
Рис. 6.1. Электродвигатель серии ВАО2:
/ — пакет статора; 2 — цилиндрический корпус; 3 — ребра; 4 — трубки циркуляции внут-
реннего воздуха; 5 — вентилятор внутреннего воздуха; 6 — ротор; 7 — вентилятор обдува
наружным воздухом; 8 — лапы; 9 — обмотка статора; 10 - подшипниковый щит; 11 —
подшипниковый узел
5
Рис. 6.2. Электродвигатель серии ЛСВ:
/ — ротор; 2 — статор; 3 и 4 — подшипниковые щиты; 5 вводное устройство
качено. Например, обозначение В2Т2 относится к оборудованию
с взрывонепроницаемой оболочкой, предназначенному для ра-
боты в среде взрывоопасных смесей до 2-й категории и группы
Т2 включительно (например, бутана). В СССР изготовляется
223
несколько типов трсхфа.зных асинхронных двигателей в таком
исполнении.
Асинхронные короткозамкнутые двигатели единой всесоюз-
ной серии ВАО рассчитаны на применение во взрывоопасных
помещениях и наружных установках всех классов, где воз-
можно образование взрывоопасных смесей 1, 2, 3-й категорий
и групп Tl, Т2, ТЗ, Т4 (исполнение ВЗТ4), Они изготовляются
на синхронную частоту вращения 600--3000 об/мин для мощ-
ностей от 0,27 до 100 кВт и от 132 до 315 кВт при напряжениях
220—380—660 В на 750—3000 об/мин для мощностей от 200 до
2000 кВт при напряжении 6000 В. Выпускается модернизиро-
ванная серия двигателей ВЛО2 мощностью от 132 до 315 кВт
Рис. 6.3. Взрывобезопасные выключатели типа ВВ-5 (а) и ВВ-6 (б)
(рис. 6.1), и начат выпуск двигателей серии В в исполнении
ВЗТ4, которые заменят все взрывозащищенные двигатели.
Для привода вентилей и задвижек выпускаются двигатели
серии АСВ в исполнении ВЗТЗ, рассчитанные на повторно-крат-
ковременный режим работы, па напряжения 380/220 В, синхрон-
ную частоту вращения 1500 об/мии, мощностью до 4,5 кВт, за-
крытой конструкции без обдува (рис. 6.2).
Пусковая и пускорегулирующая аппаратура обычно устанав-
ливается за пределами взрывоопасных помещений. В этих по-
мещениях устанавливают лишь аппараты управления и комму-
тационные аппараты, механически связанные с технологическим
оборудованием: кнопочные посты управления, колонки управле-
ния, конечные выключатели и др. Эти аппараты во взрывоне-
проницаемом исполнении содержат корпус и крышку, в соеди-
нениях между которыми используется щелевая (при помощи
зазора) защита от передачи пламени. Ввод проводов осущест-
вляется через специальную вводную муфту, куда заводится
бронированный кабель или провод, проложенный в стальной
трубе.
На рис. 6.3 показаны взрывобезопасные выключатели, рас-
считанные па установку в помещениях, где возможно образова-
ние взрывоопасных смесей 1-й категории группы Т1.
224
§ 29. Электрооборудование повышенной надежности
против взрыва
В этом исполнении электрооборудование должно быть изго-
товлено с такой степенью надежности, при которой не смогли
бы возникать искрение или электрическая дуга, а также нагрев
до опасных температур там. Если в электрооборудовании есть
части, которые искрят при нормальной работе, они должны
иметь другое взрывозащищенное исполнение.
Исполнение электрооборудования с повышенной надежно-
стью против взрыва обозначается буквой Н. В том случае,
когда в конструкции электрооборудования такого исполнения
имеются и взрывонепроницаемые элементы, то за буквой Н
ставится цифра, указывающая категорию смеси. Если таких
элементов нет, то ставится 0. За цифрой ставится буква, харак-
теризующая группу смесей. Например, обозначение Н2Т2 от-
носится к электрооборудованию повышенной надежности против
взрыва, имеющему взрывонепроницаемый элемент (например,
к двигателю с контактными кольцами, закрытыми взрывоне-
проницаемым колпаком), рассчитанный на смесь 2-й категории
групп Т1 и Т2. Обозначение Н0Т2 указывает на то, что взрыво-
непроницаемых элементов в конструкции этого электрооборудо-
вания не содержится. Повышенная надежность против взрыва
достигается следующим образом. В электрооборудовании при-
меняются изоляционные материалы высокой надежности, тем-
пература нагрева изолированных обмоток при работе снижа-
ется относительно допустимой нормами для изоляции данного
класса. Поверхности частей электрооборудования имеют наи-
большие температуры, более низкие, чем температура само-
воспламенения взрывчатых смесей.
Контактные соединения токоведущих частей выполнены
столь тщательно, что обеспечивается сохранение надежного
контакта без искрообразований и нагрева выше допустимых
значений в течение всего гарантированного срока работы. Ис-
ключена возможность поверхностного пробоя изоляции и воз-
никновения искры или дуги между токоведущими частями,
имеющими разные потенциалы.
Применяются прочные материалы для оболочек и опорных
конструкций и т. д.
В помещениях классов В-I и В-П, где возможно образова-
ние взрывоопасных концентраций смесей паров и смесей газов
с окислителями при нормальном технологическом режиме, не
допускается применение электрооборудования в исполнении по-
вышенной надежности против взрыва.
Специальных двигателей такого исполнения наша промыш-
ленность в настоящее время не выпускает. Но асинхронные
короткозамкнутые двигатели во взрывонепроницаемых исполне-
8 Заказ № 2719
225
ниях В1Т1, В2Т2, ВЗТЗ, нс имеющие искрящих частей при нор-
мальной работе, эксплуатируются как двигатели повышенной
надежности против взрыва для установок со средами более
высокой категории, чем та, для которой они изготовлены как
взрывонепроницаемые. При этом их тепловой режим поддер-
живается в соответствии с требованиями для машин повышен-
ной надежности. Это означает, что нагрузка двигателей дол-
жна быть снижена против номинальной, что гарантируется
установкой соответствующей тепловой защиты.
Рис. 6.4. Распределительный пункт типа РПВ
В качестве примера коммутационного оборудования в ис-
полнении повышенной надежности против взрыва можно отме-
тить распределительный пункт типа РПВ, имеющий исполнение
НЗТЗ (рис. 6.4). У этого пункта в исполнении повышенной на-
дежности изготовлены сборные шины, помещенные в пыле-
влагонепроницаемую оболочку и имеющие надежные контакт-
ные соединения. Остальное оборудование имеет взрывонепро-
иицаемое исполнение ВЗТЗ.
§ 30. Электрооборудование, продуваемое
под избыточным давлением
В этом исполнении выпускается крупное электрооборудова-
ние (мощные электродвигатели, иногда щиты управления),
предназначенное для стационарной установки во взрывоопас-
ных помещениях.
226
Части такого электрооборудования помещаются в плотно
закрытые оболочки, продуваемые чистым воздухом (или инерт-
ным газом), поток которого создается специальной системой
вентиляции. При этом внутри оболочек создается избыточное
давление воздуха, препятствующее проникновению взрывоопас-
ных смесей из окружающего пространства.
Те части электрооборудования, которые не могут быть про-
дуваемы воздухом (например, вводные коробки электродви-
гателей), заключают во взрывонепроницаемую оболочку
или делают в другом
взрывозащищенном испол-
нении.
Продуваемое под избы-
точным давлением взрыво-
защищенное электрообору-
дование маркируется ана-
логично оборудованию по-
вышенной надежности, по
вместо первой буквы ста-
вится буква П. Например,
обозначение П0Т4 относится
к продуваемому под избы-
точным давлением оборудо-
ванию без взрывопепрони-
цаемых элементов, пригод-
ному для взрывоопасных
смесей до группы Т4 во всех
Рис. 6.5 Общий вид синхронного элект-
родвигателя СДКП-14-44-12 в исполне-
нии ПОТ4
четырех категориях.
Эксплуатация электрооборудования такого исполнения до-
пустима при наличии специальных блокировок, обеспечиваю-
щих:
подачу напряжения на электрооборудование только после
того, как вступила в работу система вентиляции и осуществила
продувку оболочек электрооборудования и всех элементов си-
стемы вентиляции чистым воздухом или инертным газом в раз-
мере пятикратного объема оболочек и системы вентиляции;
автоматическое отключение электрооборудования от всех ис-
точников питания электроэнергией в помещениях класса В-I и
приведение в действие сигнализации в помещениях класса В-1а
и при снижении статического давления на приборах контроля
давления в системе продувки до установленных значений;
автоматическое включение резервной вентиляционной уста-
новки при снижении статического давления ниже установлен-
ного для электрооборудования с элементами, имеющими более
высокую температуру, чем допустимая для взрывоопасной
среды данного помещения.
Электрические машины в исполнении, продуваемом под из-
быточным давлением, выпускаются в СССР нескольких серий
8*
227
мощностью от 320 до 12 500 кВт марок П0Т5 и П1Т5, допускае-
мых к эксплуатации в условиях взрывчатых смесей всех кате-
горий. Для привода поршневых компрессоров выпускаются син-
хронные двигатели серин СДКП, продуваемые чистым возду-
хом (рис. 6.5), на 250—600 об/мин, мощностью 320—6300 кВт
на напряжение 6000 В.
Схемы вентиляции таких двигателей осуществляются по
разомкнутому и замкнутому циклам. На рис. 6.6, а показана
схема вентиляции двигателя по разомкнутому циклу для слу-
чая, когда внутри машины потоки воздуха входят в междупо-
люсные окна ротора с обеих торцовых сторон электродвига-
Рис. 6.6. Схемы вентиляции элсктродвш ате ieii СДКП:
а — по разомкнутому циклу; б—по замкнутому циклу: / — электродвигатель; 2 — напор-
ный вентилятор; 3 — задвижка; 4 воздуховоды; .5- воздухоотводы; 6 — вентилятор
поддува; 7 — воздуховоды подпитки; 8 — воздухоохладитель
теля и выходят через вентиляционные каналы сердечника ста-
тора в камеру корпуса статора (встречная система вентиля-
ции). Из подводящего воздуховода чистый воздух поступает
к днищу электродвигателя через нагнетательный патрубок и по
выходе из двигателя направляется в уплотненную яму, откуда
уходит через воздуховод.
В схеме вентиляции двигателя ио замкнутому циклу для
случая встречной системы (рис. 6.6, б) охлаждающий чистый
воздух циркулирует в замкнутой, тщательно уплотненной си-
стеме и охлаждается водой в воздухоохладителях.
Избыточное давление воздуха в системе обеспечивается ра-
ботой вентилятора подпитки. Как при разомкнутом, так и при
замкнутом циклах вентиляции температура воздуха на входе
в двигатель не должна выходить за пределы (- 15) — (+3(1)°С.
Избыточное статическое давление в фундаментной яме должно
быть не менее 3,5- 10’4 МПа, а в камере корпуса статора и под
щитом двигателя - не менее 2,5- 10”4 МПа.
Для привода центробежных компрессоров и насосов выпус-
каются синхронные электродвигатели серии С'ГДП мощностью
228
630—12 500 кВт на 6 и 10 кВ, 3000 об/мин. Циркулирующий
внутри двигателя воздух охлаждается водяными воздухоохла-
дителями, которые устанавливают рядом с двигателем.
Для центробежных компрессоров и насосов выпускаются
также асинхронные короткозамкнутые двигатели серии 2Л мощ-
ностью 500—5000 кВт на 6 кВ и синхронной частотой вращения
3000 об/мин, продуваемые под избыточным давлением, рассчи-
танные для работы в условиях взрывчатых смесей всех катего-
рий и групп. Их воздушное охлаждение может осуществляться
при помощи вентиляции, действующей как по разомкнутому,
так и но замкнутому циклам.
§ 31. Маслонаполненное электрооборудование
Взрывозащнщенпое электрооборудование в этом исполнении
изготовляется таким образом, что все его искрящие и неискря-
щие токоведущие части помещены в трансформаторное масло
пли в другую жидкость, свойства которой соответствуют свойст-
вам этого масла. При этом предотвращаются соприкосновение
между токовсдущими частями и контакт их с взрывоопасными
средами и исключается воспламенение последних.
Если погружение всех частей машины или аппарата в масло
невозможно, отдельные части изготовляют в другом взрывоза-
щнщенном исполнении.
Неизолированные токоведущие части, присоединительные
зажимы, детали, где имеется искрение в нормальных условиях,
должны быть покрыты маслом настолько, чтобы его минималь-
ный уровень находился на 10 мм выше этих элементов, причем
температура верхнего слоя масла не должна быть выше 100° С.
Кроме того, маслонаполненные коммутационные аппараты дол-
жны выдерживать в течение 0,25 с допустимый для них ток
короткого замыкания без нарушения взрывозащищенности. Ап-
параты, установленные в цепях питания короткозамкнутых
асинхронных двигателей, должны иметь контактную систему,
обеспечивающую нормальный разрыв цепи при токе, превы-
шающем по крайней мере в 6 раз поминальную силу тока
двигателя наибольшей мощности.
Маслонаполненное электрооборудование может быть приме-
нено во взрывоопасных помещениях и наружных установках
всех перечисленных выше классов.
Маслонаполненное исполнение электрооборудования марки-
руется буквой М, далее ставится 0 или цифра, указывающая
категорию смеси, если в конструкции имеются и взрывонепро-
ницаемые элементы, а за цифрой ставится буква, характери-
зующая группу смесей. Например, обозначение МЗТ1 относится
к маслонаполненному оборудованию, имеющему взрывонепро-
ницаемый элемент, рассчитанный на смесь 3-й категории груп-
пы Т1, а обозначение М0Т5 — к маслонаполненному оборудова-
229
нию без взрывозащищенных элементов, пригодному для работы
при взрывоопасных смесях всех групп и категорий.
Взрывозащпщенные электрические машины в маслонапол-
ненном исполнении изготовляются в СССР небольшой мощно-
сти (2 - 7 кВт) и имеют в нефтедобывающей промышленности
ограниченное применение (главным образом для привода пе-
ремешивающих устройств п центрифуг) из-за сложности их уст-
ройства и эксплуатации.
Обычно такие двигатели характеризуются полной изоляцией
обмоток от соприкосновения с окружающей средой, наличием
Рис. 6.7. Кнопочный пост управления:
/ — кнопочный элемент; 2 — корпус; 3 — болт внутреннего заземления; 4, 3, // — специ-
альные гайки; 5-—нажимная шайба; 6’— заглушка; 7 — уплотнительное кольцо; 9— крон-
штейн; 10 — отражатель; 12 -окно: 13 — пружинное кольцо; 14, 17 —- скобы; 15 — крышка;
16 — стержни; 18 — специальный болг; 19 - пиит наружного заземления; 20 — валик
с рукояткой; / — неподвижный контакт; // - подвижный контакт; ///—корпус; IV —
пружина; V — шток
принудительного масляного или водяного охлаждения, отделе-
нием полости статора от полости ротора экранирующей гиль-
зой. Обмотка статора п выводная коробка омываются транс-
форматорным маслом. Питание подводится к статору кабелем
с маслостойкой изоляцией. Наружный кожух двигателя герме-
тичный п рассчитан на достаточно высокие давления масла.
Полость же ротора заполняется инертным газом, находящимся
под избыточным давлением, которое постоянно поддерживается
при работе двигателя.
Наиболее широкое распространение имеет нзрывозащищен-
иая маслонаполненная пускорегулирующая аппаратуэа, кото-
рую можно устанавливать не только во взрывоопасных поме-
щениях всех классов, по и в агрессивных средах. Ее нс реко-
мендуется применять в местах, где не исключены сильные
вибрации или удары.
230
Примером таких аппаратов может быть кнопочный пост
управления типа КУ-700 м/2 с ручным управлением (рис. 6.7),
имеющий два кнопочных элемента, снабженных одним замы-
кающим и одним размыкающим контактами.
§ 32. Электрооборудование искробезопасное,
с кварцевым заполнением и специального исполнения
Взрывозащшцепность искробезопасного электрооборудова-
ния достигается тем, что токи и напряжения в цепях, где оно
устанавливается, снижаются до таких значений, при которых
мощность электрических разрядов (искрение, дуга, тлеющий
разряд и др.) в нормальных и аварийных условиях недоста-
точна для воспламенения взрывоопасных смесей.
Конструктивно же искробезопасное электрооборудование не
отличается от общепромышленного невзрывозащищепного
электрооборудования, только отдельные части его могут быть
заключены во взрывонепроницаемую оболочку.
Искробезопасное исполнение ввиду малых значений про-
пускаемой оборудованием мощности, которым соответствует
энергия разрядов, недостаточная для воспламенения взрывча-
тых смесей, применяется для устройств слабого тока: устройств
связи, контрольно-измерительной аппаратуры, регулирующей
аппаратуры. Первая буква в обозначении оборудования этого
исполнения И.
Электрооборудование с кварцевым заполнением выполня-
ется так, что оболочка с. токоведутцимп частями засыпается
кварцевым песком. Электрооборудование этого исполнения
имеет первую букву обозначения К.
В электрооборудовании специального исполнения защита
против взрыва обеспечивается применением специальных
средств, отличных от средств, которые используются в рас-
смотренных шести исполнениях. В частности, к специальному
исполнению можно отнести оборудование в оболочках с избы-
точным давлением инертного газа, оборудование с заливкой
эпоксидными смолами и т. и. Электрооборудование этого ис-
полнения имеет первую букву обозначения С.
В нефтяной и газовой промышленности наиболее распро-
странено силовое электрооборудование в исполнениях: с взры-
вонепропинаемой оболочкой, повышенной надежности против
взрыва, продуваемом под избыточным давлением, с заполне-
нием оболочки маслом.
Взрывозащита путем автоматического отключения от сети
при любом конструктивном исполнении электрооборудования
снимает напряжения с токоведущих частей при нарушении за-
щитной оболочки за время, исключающее воспламенение смеси.
Первая буква обозначения этой взрывозащиты А.
231
§ 33. Особенности устройств электроснабжения
взрывоопасных установок
Размещение распределительных устройств на напряжения
до 1000 В и выше во взрывоопасных помещениях всех классов
нс допускается. Исключение составляют распределительные
щитки и ящики кольцевого питания во взрывозащищенном ис-
полнении.
Допускается размещать распределительные устройства
в специальных помещениях, встраиваемых во взрывоопасные
помещения классов B-Ia, В-16 и В-Па и изолированных от
последних глухими несгораемыми стенами и перекрытиями,
с пределами огнестойкости не менее 1 ч, а также удовлетво-
ряющих некоторым другим специальным требованиям относи-
тельно выходов, отверстий для вывода проводов и кабелей
и др.
В помещения указанных классов допускается встраивать
комплектные трансформаторные подстанции при условии вы-
полнения требований, изложенных в ПУЭ.
Допускается расположение подстанций в помещениях, при-
строенных к взрывоопасным помещениям всех классов, если
эти помещения не имеют дверей, окон, проемов, через которые
возможно сообщение со взрывоопасными помещениями. Стены,
смежные с этими помещениями, должны быть несгораемыми
с пределом огнестойкости нс менее 1,5 ч. Должны быть при-
няты меры, чтобы ни при каких условиях в помещение под-
станции не могли проникнуть взрывоопасные смеси. В частно-
сти, в этом помещении должно быть создано избыточное дав-
ление чистого воздуха.
При сооружении отдельно стоящих подстанций вблизи зда-
ний с взрывоопасными помещениями или вблизи наружных
взрывоопасных установок должны быть выдержаны определен-
ные расстояния между этими подстанциями и указанными зда-
ниями и установками.
Все электрические силовые цепи переменного тока во взры-
воопасных установках всех классов независимо от числа фаз
этих цепей при глухозаземленной нейтрали питающего источ-
ника должны выполняться с отдельной жилой провода или
кабеля, предназначенной для заземления. Это увеличивает
надежность работы электрической защиты и снижает напряже-
ние прикосновения (см. § 87).
Площади сечений — изолированных проводов и кабелей на
ответвлениях к короткозамкнутым электродвигателям на на-
пряжения до 1000 В, установленным во взрывоопасных уста-
новках (за исключением помещений класса В-16 и наружных
установок класса В-1г), должны быть такими, чтобы длительно
допустимая для них сила тока превышала номинальный ток
электродвигателя не менее чем на 25%.
232
Рис. 6.8. Переходная чугун-
ная коробка типа КСВ
с заделкой кабеля:
/ — изолированный провод; 2 —
соединительная гильза; 3 —
жилы кабеля
Все электродвигатели и линии на 6—10 кВ, расположенные
в помещениях и наружных установках, опасных в отношении
взрыва, должны иметь кроме соответствующих защит также
защиту от однофазных замыканий на землю, действующую на
отключение. Наличие такой защиты сокращает время воздей-
ствия на взрывоопасную среду дуги или искры, возникающих
при возможных однофазных замыканиях на землю.
Электрическая проводка в таких помещениях и на наруж-
ных установках выполняется бронированными или неброниро-
ванными кабелями, проложенными
в стальных трубах, либо открыто и
изолированными проводами в сталь-
ных трубах.
Плотность соединений стальных
труб электропроводки после монтажа
испытывается избыточным давлением
от 0,05 до 0,25 МПа в зависимости
от класса помещения; причем в тече-
ние 3 мин давление не должно сни-
жаться более чем на 50%.
Род прокладки проводов определя-
ется классом помещения и наличием
или отсутствием механических и хи-
мических воздействий на проводку.
В помещениях и наружных уста-
новках классов В-I и В-la должны
прокладываться провода и кабели
с медными жилами, а в помещениях
и установках остальных классов могут
применяться проводники как с мед-
ными, так и с алюминиевыми жилами.
При этом площадь сечения медных
жил должна быть не менее 1,5 мм2,
а алюминиевых — не менее 2,5 мм2.
Соединительные и ответвительные
кабельные муфты внутри взрывоопасных помещений и во взры-
воопасных наружных установках устанавливать не разрешается.
Заделки концов кабелей и проводов должны отвечать специаль-
ным требованиям.
Для соединения и ответвления проводов, проложенных
в стальных трубах, применяются специальные фитинги, имею-
щие взрывонепроницаемое исполнение.
Для протяжки, соединения и ответвления проводов, прокла-
дываемых в стальных трубах во взрывоопасных помещениях
классов В-16, В-Па, В-1г, применяются пыленепроницаемые ко-
робки, а для перехода с кабеля па изолированный провод
с площадью сечения 35 мм2 и выше — чугунные коробки, зали-
ваемые компаундной массой (рис. 6.8).
Глава 7
Электрооборудование
буровых установок
§ 34. Общие положения
Процесс сооружения скважин вращательным способом со-
стоит из повторяющихся операций: спуска бурильных труб с до-
лотом (инструмента) в скважину, разрушения породы на за-
бое— собственно бурения, наращивания колонны труб по мере
углубления скважины, подъема труб для замены изношенного
долота. Для выполнения этих операций, а также для крепления
ствола скважины используют буровые установки, представляю-
щие собой сложный комплекс производственных механизмов.
В состав этого комплекса входят подъемная система с индиви-
дуальными приводами для подъема, спуска п подачи инстру-
мента, буровые насосы, ротор, механизмы для приготовления
и очистки бурового раствора, погрузочно-разгрузочных работ,
обеспечения установки сжатым воздухом и пр. Основные (ро-
тор, буровая лебедка с талевой системой и буровые насосы)
и вспомогательные механизмы буровой установки приводятся
в действие от силового привода, гни которого выбирают в за-
висимости от условий бурения, конструкции механизмов и дру-
гих факторов.
Привод основных производственных механизмов может быть
автономным — независимым от энергосистем (дизельный, ди-
зель-электрический, газотурбоэлектрическпй) и неавтоном-
ным— с питанном от сетей государственных энергосистем
(электрический па переменном или постоянном токе). При ав-
тономном приводе основных механизмов буровой установки
вспомогательные .механизмы оснащаются индивидуальными
электроприводами.
В СССР около 25% буровых установок изготовляются
с электроприводом основных механизмов, причем эти установки
обеспечивают выполнение около 70% всего объема буровых
работ. Опыт использования электропривода в СССР показал,
что производительность буровых установок с электроприводом
на 25—50% выше производительности аналогичных буровых
установок с дизельным приводом. Это объясняется значительно
более высокой надежностью и долговечностью электропривода
по сравнению с дизельным, а также значительно лучшими ха-
рактеристиками электропривода (более высокими КПД и пе-
регрузочной способностью, удобством монтажа _п демонтажа,
2.34
простотой кинематических схем, меньшей стоимостью эксплуа-
тации) .
За рубежом, в основном в США, развитию неавтономного
привода препятствует неэкономичность применения в бурении
централизованного электроснабжения. Однако вследствие уве-
личения глубин бурения скважин, широкого развития бурения
на внешних и внутренних водоемах, потребности в передвиж-
ных установках и стремления к полной автоматизации процес-
сов бурения промышленность США начала выпускать буровые
установки г днзсль-электрическим приводом. За последние
годы 10% изготовляемых в США буровых установок оснаща-
ютс я д и з ел в -электрическим при иодом.
Число основных и вспомогательных механизмов и их элекг-
ронооружсниость определяются классом и назначением буровой
установки. 15 настоящее время в пашей стране действует
ОСТ 26-02-807—73, который регламентирует основные иара-
Таблица 7.1
Технические данные нормального ряда буровых установок
Тип буровом установки
О
Показатели е о о О g
7 1 . 40 "JU >—,
US US US a uu US
Условная глубина бурения при массе бурильной колонны 30 К'/И, м 2000 2500 3000 4000 5000 6500 8000 10 000
Нагрузка на крю- ке, допускаемая в процессе про- водки и крепления скважины, тс 120 140 170 200 250 320 400 500
Наибольшая оснастка талевой системы 4x5 4 X 5 Ь X () 5x6 6X7 6X" 6x7 7x8
Наибольшая ско- рость нодтд'ма крюка, м/с 1,8 1,8 1 ,7 1 7 1,6 1,6 1 ,6 1,6
Мощность на барабане лебедки, кВт .440 550 660 -880 1100 .. -1600 >2200 :.s2940
Число буровых насосов 1 -2 2 2 2 2 ’10 9 9
11риводная мощность буро- вого насоса, к[3т 600 • 730 .9 180
Наибольшее давление на выхо- не насоса, МПа 15 12 (2 40 40
235
метры буровых установок. Согласно этого ОСТ предусматри-
вается выпуск восьми классов буровых установок, однако еще
находится в эксплуатации большое число буровых установок,
изготовленных в соответствии с более ранними стандартами.
В ОСТ оговорены параметры, определяющие производитель-
ность основных механизмов, мощности, передаваемые на вал
этих механизмов, а также характеристики буровых сооруже-
ний, вспомогательных агрегатов и др. Некоторые технические
данные буровых установок согласно ОСТ 26-02-807—73 приве-
дены в табл. 7.1.
Наглядное представление о составе и расположении обору-
дования буровой установки дает рис. 7.1.
На основании вышки установлен ротор 1, предназначенный
для вращения бурильного инструмента, поддержания и враще-
ния колонны бурильных или обсадных труб при свинчивании
и развинчивании. Для подъема и спуска бурильного инстру-
мента и обсадных труб и передачи вращения ротору 1 исполь-
зуется буровая лебедка 2 с приводными двигателями 4. Она
может применяться также при различных вспомогательных
операциях, особенно в случае отсутствия специальной вспомо-
гательной лебедки.
Привод ротора / может осуществляться через карданный
вал или цепную передачу от приводного вала лебедки 2. Воз-
можен также индивидуальный привод ротора.
Буровые установки комплектуются автоматическим регуля-
тором подачи долота, исполнительный двигатель 16 которого
кинематически связан е валом буровой лебедки. При эксплуа-
тации бывают случаи, когда из-за отсутствия электроэнергии,
поломки приводных двигателей и других причин для предот-
вращения прихвата инструмент поднимают аварийным приво-
дом, функции которого выполняет двигатель 16. Он получает
питание от двигатель-генератора 15, который в свою очередь
питается от аварийной дизель-электростанции 8.
В привышечных сооружениях установлены два буровых на-
соса 12 с приводными двигателями 11, обеспечивающие подачу
бурового раствора в скважину. Для снабжения установки сжа-
тым воздухом служат компрессоры с приводными двигате-
лями 13.
Для торможения подъемного вала буровой лебедки 2 в про-
цессе спуска инструмента используется вспомогательный тор-
моз 3 (гидравлический или электромагнитный). Вспомогатель-
ные механизмы буровой установки — вибросита, крап-балка,
водяной насос и др.— оснащаются индивидуальным электро-
приводом. Для перемещения и расстановки свечей имеется ав-
томат спуско-подъема с электрическими приводами перемеще-
ния тележки и стрелы.
Аппаратура управления двигателями лебедки смонтирована
в станциях управления 14, буровых насосов — в станциях 10,
2.36
I
J .
Рис. 7.1. Схема расположения обору
дования буровой установки «Урал-
маш-1 25БЭ»
а дизель-электростанции, вспомогательных механизмов и авто-
матического регулятора подачи долота в станциях 5, 6 и 9.
Управляется буровая установка с пульта бурилыцика 17.
В непосредственной близости от буровой установки монти-
руется распределительное устройство 6 кВ 7, в котором кроме
ячеек комплектного распределительного устройства могут быть
установлены также понижающие трансформаторы.
В СССР бурение скважин осуществляется вращательным
способом, при котором долото приводится во вращение с по-
верхности ротором через колонну бурильных труб или с по-
мощью погружных двигателей, турбобуров или электробуров.
В последнем случае комплект буровой установки дополняется
понижающим трансформатором и станцией управления элект-
робуром.
§ 35. Распределение электроэнергии
на буровых установках
Буровые установки с неавтономным приводом основных ме-
ханизмов, предназначенные для работы в электрифицирован-
ных районах (БУ-75БрЭ, «Уралмаш-125БЭ» и «Уралмаш-4Э»),
получают питание от одной линии напряжением 6 кВ, а буро-
вые установки БУ-5000 ЭИ и БУ-6500Э — от двух ЛЭП 6 кВ.
Для распределения электроэнергии на этих установках исполь-
зуются унифицированные распределительные устройства 6 кВ
КРНБ-6У, состоящие из шести ячеек, и пусковые устройства
ПБГ-6 наружной установки.
Варианты схем распределения электроэнергии на буровой
установке приведены на рис. 7.2. От воздушной линии 6 кВ
напряжение подводится, как правило, отдельными ответвле-
ниями: к ячейке № 1 трансформатора ТС вспомогательных
приводов — непосредственно от линии, к ячейке ввода № 3 —
через установленный на концевой опоре воздушной линии разъ-
единитель. В ячейке № 1 установлены разъединитель и предо-
хранители для включения и защиты трансформатора ТС пита-
ния приводов вспомогательных механизмов установки.
В ячейке ЛЬ 2 установлены разъединитель, измерительный
трансформатор напряжения TH, контрольно-измерительная ап-
паратура и вентильный разрядник. Защита трансформатора
TH осуществляется предохранителями, а включение — разъеди-
нителем.
Благодаря наличию разъединителя перед ячейкой № 3
ввода трансформатор ТС и измерительные приборы могут по-
лучать питание при снятом с остальных ячеек напряжении, что
создает удобство для обслуживания распределительного уст-
ройства и при ремонтных работах.
В ячейке № 3 установлены разъединитель и масляный вы-
ключатель ВМ ввода, через который подается напряжение на
шипы ячеек № 4, 5 и 6 питания двигателей основных механиз-
238
мов. Ячейки № 4 и 5, служащие для включения синхронных
двигателей буровых насосов, содержат разъединители, а также
нереверсивные вакуумные контакторы (i кВ.
В ячейке № 6, предназначенной для включения приводного
двигателя буровой лебедки, установлены разъединитель и два
вакуумных контактора высокого напряжения, включенные по
реверсивной схеме.
Рис. 7.2. Схемы распределения
электроэнергии па буровых ус-
тановках.
а БУ*755рЭ и «Уралмаш-125БЭ»;
и - БУ-25ООБ», в «Урал.иакг-
1603»; ТС — силаной трансформатор
для питания вспомогательных при-
водов; TH - н «мерительный транс-
форматор напряжения. С.ДН, СДЛ
и СЦЛ синхронные двигатели П1)П
вода насосов, лебедки и преобра-
зовательного агрегата, ЛДН и
АДЛ — асинхронные двигатели на-
соса и лебедки; ЭЛМ4 — электро-
маги итп ан муфта; ДР — двигатель
ротора; ГН и ГР — генераторы по-
стоянного тока для питания при-
водов насоса и ротора
В отличие, от однодвигательного привода лебедки буровой
установки БУ-75БрЭ па установках «Уралмащ-125БЭ» и
«Уралмаш-4Э» предусмотрено по два электродвигателя ле-
бедки, в связи с чем для управления вторым двигателем
в комплект электрооборудования включено пусковое устрой-
ство ПБГ-6, по схеме и конструкции идентичное ячейке № 6
распределительного устройства К.РНБ-6У. Питание па пуско-
вое устройство подается воздушной перемычкой с ячейки № 6
распределительного устройства.
Распределительные устройства КРНБ-6У для всех буровых
установок с электроприводом идентичны по схеме и различа-
ются только параметрами защитных элементов. Все разъедини-
тели ячеек снабжены заземляющими ножами. Во всех ячейках,
за исключением ячейки № 1, и в пусковых устройствах ПБГ-6
установлены трансформаторы тока, предназначенные для пита-
239
ния катушек реле максимального тока и электроизмерительных
приборов.
Реле максимального тока, установленные во вводной ячейке
и в ячейках витания электродвигателей, настраивают таким
образом, чтобы ври всрсгрузке двигателей отключался соответ-
ствующий контактор, а при коротких замыканиях- -вводный
масляный выключатель. Такая селективность действия защиты
обеспечивает предохранение контакторов от разрыва токов ко-
роткого замыкания.
Ячейки К.РНБ-6У и ПБГ-6 комплектуют аппаратурой высо-
кого напряжения.
Технические данные аппаратов высокого напряжения
Силл тока, Л Напряжение, В
Масляный выключатель
ВМП-ЮК 600 10 000
Контактор высокого напряже-
ния вакуумный КВВ-6,320 . . 320 6000
Разъединитель РВФ-6,400 II . 400 6000
Трансформатор тока
ТПЛ-10-0,5,11 .............. 30,5,75,5 и 6000
200.-5
Т рансформатэр напряжения
HTMII-6 ........................... — 6000/100/100 j/"3
Предохранитель I1KT-I0 ... — 10 000
Разрядник РВМ-6 ................... — 6 000
Учет активной и реактивной энергии осуществляется счетчи-
ками, установленными в ячейках № 1 и 3.
Таблица 7.2
Технические данные трансформаторов для буровых установок
Тип трансформатора
«э «э «э «э О
Hapaveipw § оо о СО
сч
н Н —1
Номинальная мощюсть, кВ-Л Номинальное напряжение, кВ: 100 180 170 260 300 560
первичной обмотки 6,3 6,3 6,3 6,3 6,3 6,3
вторичной обмотки 0,4 0,525 0,4 0,4 0,525 0,525
Коэффициент полезного действия при поминальной нагрузке и 97,09 97,30 98,05 98,24 97,72 97,87
cos ф2।, % Изменение вторичного напряжения 2,50 2,35 1,89 2,37 2,35 1,80
при номинальной нагрузке и cos <р2 - 1, % 4,7
Напряжение короткого замыкания, % от номинальною напряжения 5,5 5,5 5,05 5,5 5,5
Ток холостого хода, % от но.ми- 6,5 6,0 5,57 3,68 6,0 6,0
нального тока Масса трансформатора, ki 890 1230 1510 1300 2050 3040
240
Поскольку буровая лебедка установки «Уралмаш-4Э» имеет
двухдвигательиый привод низкого напряжения, осуществляе-
мый двигателями на напряжение 500 В, в этой установке при-
менены понижающие трансформаторы, монтируемые на транс-
форматорной подстанции буровой установки вблизи от распре-
делительного устройства напряжением 6 кВ. Трансформаторы
(табл. 7.2) подключают к ячейке № 6 распределительного уст-
ройства КРНБ-6У и к пусковому устройству ПБГ-6 вместо при-
водных двигателей лебедки.
Для бурения на море разработаны шкафы серии КРУБ,
монтируемые в виде комплектного блока, с общей крышей и
коридором обслуживания. Электрическая схема блока обеспе-
чивает ввод электроэнергии от двух ЛЭП-бкВ и взаимное ре-
зервирование ячеек. Исполнение блоков — Ml. В связи с ро-
стом мощностей предполагается в новых районах бурения пи-
тать буровые установки по ЛЭП-10 кВ.
Двигатели и трансформаторы присоединяют к ячейкам рас-
пределительного устройства шланговыми кабелями или же
выполняют соединения между остальными элементами электро-
оборудования.
§ 36. Электропривод долота
Электропривод ротора
В зависимости от способа вращательного бурения меняются
требования, предъявляемые к приводу ротора. Если при буре-
нии погружными двигателями ротор используется в основном
для производства вспомогательных операций, то при роторном
бурении через ротор передается вращение долоту.
Режим работы приводного двигателя ротора в процессе ро-
торного бурения продолжительный, а мощность Рр, которую
он должен развивать в процессе бурения, можно выразить фор-
мулой
Рр -P6^Pn,
(7-1)
где Рс> - мощность, затрачиваемая непосредственно на бурение
(включая потери трения долота); Ргг— мощность, необходимая
для покрытия потерь в буровой установке (сумма потерь в по-
верхностном оборудовании и на трение колонны труб о стенки
скважины и жидкость, а также на вибрацию колонны).
Мощность Рп, теряемая при роторном бурении, составляет
значительную часть (до 80%) мощности, развиваемой привод-
ным двигателем. Для расчета потерь мощности в буровой уста-
новке пользуются формулами Б. М. Плюща или В. С. Федо-
241
рова [15]. Эти формулы получены в результате обработки экс-
периментальных данных и содержат множество эмпирических
коэффициентов.
Значение мощности P<j может быть ориентировочно опреде-
лено по удельному расходу мощности на 1 см2 площади забоя,
которую для роторного бурения шарошечными долотами можно
принять 35—150 Вт/см2 [14].
В процессе бурения неоднородных пород момент сопротив-
ления на долоте непрерывно изменяется. Наибольшие колеба-
ния момента наблюдаются при долотах режущего типа, наи-
меньшие— при шарошечных долотах. Колебания момента со-
противления на долоте передаются по колонне бурильных труб
приводному двигателю ротора в виде упругих волн кручения,
продольных колебаний и других возмущений, распространяю-
щихся в стальных трубах со скоростью около 3 км/с.
В результате отражения волн кручения, вызванных заклини-
ванием долота, напряжения кручения, пропорциональные ча-
стоте вращения труб, возрастают, что в конечном итоге может
вызвать поломку труб. Поскольку при мягкой механической ха-
рактеристике приводного двигателя ротора частота его вра-
щения уменьшается, то и напряжения кручения в трубах через
одно и то же время при мягкой механической характеристике
привода будут меньше, чем при жесткой. Таким образом, и
с точки зрения ограничения напряжений в трубах и защиты их
от поломок следует отдавать предпочтение приводу с мягкой
механической характеристикой.
При заклинивании долота, когда низ колонны бурильных
труб оказывается неподвижным, а ротор продолжает вра-
щаться, закручивая трубы, момент двигателя может достигнуть
своего максимального значения. Чтобы ограничить возникаю-
щие при этом напряжения кручения в трубах, следует ограни-
чить момент, передаваемый от двигателя ротору. Это может
быть достигнуто применением двигателей со сравнительно не-
большой кратностью максимального момента 2.^ 1,8—2, либо
применением в приводе ротора средств ограничения момента.
С заклиниванием долота связан также процесс передачи
колонне бурильных труб кинетической энергии, запасенной во
вращающихся частях поверхностного оборудования привода
ротора. С точки зрения уменьшения кинетической энергии, пе-
редаваемой трубам, целесообразно иметь привод ротора с ми-
нимальным моментом инерции вращающихся частей.
Следовательно, при роторном бурении привод ротора дол-
жен иметь мягкую механическую характеристику, по возмож-
ности минимальный момент инерции и ограниченный макси-
мальный момент.
Увеличение частоты вращения ротора, т. е. долота, влечет за
собой увеличение механической скорости бурения. Для основ-
ного типа долот, применяемых в бурении, — шарошечных
242
вследствие увеличения износа долота при высоких частотах
вращения время работы долота в забое и проходка на долото
тем больше, чем меньше частота вращения ротора. Наряду
с сокращением срока службы долота при больших частотах
вращения ротора повышается износ бурового оборудования
вследствие увеличения вибрации. Поэтому оптимальные значе-
ния частоты вращения ротора (так же как и нагрузки на до-
лото) целесообразно определять экономическим расчетом, ис-
ходя из минимальной стоимости 1 м проходки.
Как показали расчеты, бесступенчатое регулирование ча-
стоты вращения ротора при бурении глубоких скважин может
обеспечить увеличение механической скорости бурения до 30%
и рейсовой скорости — до 20%. Диапазон регулирования ча-
стоты вращения, определенный технико-экономическим расче-
том, составляет 5 : 1—7 : 1. Регулировать частоту вращения це-
лесообразно при постоянном моменте.
Поскольку при помощи ротора выполняются аварийные и
некоторые вспомогательные работы, привод ротора должен
иметь оперативный реверс.
В отечественных буровых установках в основном применен
групповой привод лебедки и ротора. Так как приводная мощ-
ность лебедки значительно больше приводной мощности ротора,
приводные двигатели при роторном бурении оказываются недо-
груженными. В некоторых серийных и bhobi> разрабатываемых
буровых установках предусмотрен индивидуальный привод
ротора.
Схема индивидуального электропривода ротора ио системе
генератор-двигатель буровой установки «Уралмаш-бОООЭ» по-
казана на рис. 7.2, в. Генератор ротора ГР(П 142-6к, 400 кВт,
460 В) входит в состав трехмашинного преобразовательного аг-
регата, вращаемого синхронным двигателем СДА (СДЗ 13-34-6,
500 кВт, 6 кВ, 1000 об/мин).
Генератор ГР питает двигатель постоянного тока привода
ротора ДР (II 127-8к, 250 кВт, 330 В). Обмотка возбуждения
генератора ГР питается от реверсивного однофазного тиристор-
ного преобразователя, управляемого магнитным усилителем,
а обмотка возбуждения двигателя ДР — от нереверсивного од-
нофазного тиристорного преобразователя, который управляется
своим магнитным усилителем. В качестве датчика скорости ро-
тора используется тахогенератор постоянного тока.
Двигатель ДР вращает ротор через двухскоростную меха-
ническую передачу, что дает возможность обеспечить требуе-
мые скорости и моменты как в рабочем, так и в аварийном
режимах. В схеме управления предусмотрены защиты и блоки-
ровки от превышения тока в якорной цепи машин ГР и ДР, от
исчезновения поля двигателя ДР и отключения асинхронных
двигателей вентиляторов, охлаждающих ДР и ГР. При указан-
ных нарушениях работы привода автоматически отключается
243
питание обмоток возбуждения генератора и двигателя, что де-
лает невозможной дальнейшую работу. Путем применения раз-
личных обратных связей в системе автоматического управле-
ния формируются требуемые статические и динамические ха-
рактеристики привода. В последних разработках для пита-
ния двигателя ДР используется реверсивный силовой тирис-
торный преобразователь, аналогичный представленному на
рис. 3.13.
Многие задачи привода ротора весьма просто решаются пу-
тем применения электромагнитных муфт, устанавливаемых ме-
жду приводными двигателями и ротором. Пуск и регулирование
частоты вращения ротора связаны с потерями в электромаг-
нитных муфтах, которые нагревают последние. В случае необ-
ходимости большого и плавного диапазона изменения частоты
вращения ротора электромагнитные муфты с водяным (жидко-
стным) охлаждением нполне могут обеспечить надежную ра-
боту. Однако, как указывалось ранее, для привода ротора
в большинстве случаев необходим ограниченный диапазон ре-
гулирования частоты вращения. При этом находят применение
более простые электромагнитные муфты с воздушным охлаж-
дением в сочетании с многоскоростной коробкой перемены пере-
дач, вращаемой .многоскоростными асинхронными двигателями.
Возможное™ плавного регулирования частоты вращения в диа-
пазоне, определяемом допустимыми потерями в муфте, позво-
ляет в данном случае па каждой механической и электриче-
ской ступени иметь дополнительное плавное регулирование ча-
стоты вращения в ограниченном диапазоне. Это обеспечивает
в целом довольно широкий диапазон регулирования частоты вра-
щения ротора.
Помимо регулирования частоты вращения ротора электро-
магнитные муфты ограничивают передаваемый момент, а также
придают большую гибкость приводу ротора при производстве
аварийных работ, связанных с освобождением из скважины
упущенного бурового инструмента. Они обеспечивают плавное
закручивание г. раскручивание бурильных труб и возможность
кратковременного получения высоких значений моментов на
низких скоростях при ликвидации аварий. В зависимости от
системы и рода привода лебедки и ротора могут быть осу-
ществлены различные схемы применения электромагнитных
муфт.
Перспективно применение привода ротора по системе управ-
ляемый тиристорный выпрямитель - двигатель постоянного
тока, которая широко распространена в плавучих буровых уста-
новках в СССР и за рубежом.
Требуемые механическая характеристика и диапазон регу-
лирования частоты вращения двигателя могут быть получены
изменением выпрямленного напряжения, снимаемого с. тири-
сторного выпрямителя.
244
Электробур
Идея переноса электродвигателя на забой скважины была
СССР в 1937—1940 гг. В дальнейшем
погружными электродвигателями
впервые реализована в
оборудование для бурения
(электробурами) совершен-
ствовалось, и в настоящее
время объем бурения
электробурами составляет
2,5—5% от общего объема
бурения скважин. Схема ус-
тановки для бурения элект-
робуром показана на рис.
7.3. Долото 1 с электробу-
ром 2 опускается в скважи-
ну на бурильных трубах 3.
Внутри каждой трубы вмон-
тирована кабельная секция,
состоящая из отрезка ка-
беля 4, контактного стержня
и муфты. Муфта и стержень
закреплены в замковом сое-
динении трубы.
Электроэнергия от рас-
пределительного устройства
14 через трансформатор 15
и станцию управления 16
с помощью наружного ка-
беля 9 через токоприемник
8, кабельную секцию в ве-
дущей трубе 7 и двухжиль-
ный шланговый резиновый
кабель с гибкими медными
жилами площадью сечения
2x35 или 2x50 мм'2 подво-
дится к электробуру. В ка-
честве третьего провода Рис. 73 Схема установки для бурения
в системе питания двига- электробуром
теля электробура исполь-
зуются бурильные трубы. Шланговый кабель выполняется из
отдельных отрезков (секций), которые автоматически соединя-
ются в электрическую цепь при свинчивании бурильных труб.
Для этой цели каждый отрезок кабеля, снабженный на одном
конце контактным стержнем, а на другом — контактной муфтой,
закрепляется внутри труб на опорах, установленных в замко-
вом соединении бурильных труб (рис. 7.4).
По сравнению с трехироводпым токоподвод по системе два
провода—труба обладает повышенной надежностью (вследст-
245
Рис. 7.4. Контактное соединение в замке бурильных
труб:
/ — муфта замка; 2 — ниппель замка; .? — места вулкани-
зации; 4 - контактная муфта; 5 — контактный стержень;
(> — контакты
муфтой. В верхней
Рис. 7.5. Схема конструкции электробура с маслона-
полненным шпинделем:
/ — контактный стержень кабельного ввода; 2 - лубрикато-
ры двигателя; 3 — верхнее сальниковое уплотнение вала
двигателя; 4 — пакеты магпитопроводнон стали статора
двигателя; 5 — немагнитные пакеты статора; tf — обмотка
статора; 7 - нижнее сальниковое уплотнение вала двигате-
ля; 8 - упорный шариковый подшипник шпинделя; 9 -
сальниковое уплотнение вала шпинделя; 10 ~ вал шпинделя
вне уменьшенного числа контактов) и
представляет собой меньшее гидравличе-
ское сопротивление (вследствие уменьшен-
ного диаметра кабеля).
Буровой раствор, прокачиваемый через
буровой шланг 10, вертлюг 11, ведущую
трубу 7 (см. рис. 7.3), бурильные трубы,
полый вал электробура, долото, выходит
в затрубное пространство.
Вращение бурильных труб для произ-
водства вспомогательных операций осуще-
ствляется при помощи ротора 5. Нагрузка
на долото создается силой тяжести буриль-
ных труб. Для подачи долота на забой
служит автоматический регулятор подачи
долота 13, связанный ценной передачей
с буровой лебедкой 12. Для управления
электробуром служит пульт, установлен-
ный у рабочего места бурильщика.
Электробур (рис. 7.5) состоит из двух
основных частей: погружного двигателя и
шпинделя с пятами для передачи нагрузки
на долото. Вал двигателя соединяется с ва-
лом шпинделя зубчатой соединительной
части электробура имеется переводник для
захвата его элеватором, а внизу наружу выходит вал шпинделя,
на который навинчивается долото.
246
Двигатель работает в скважине на большой глубине в среде
бурового раствора, давление которого может достигать 40—
50 МПа. Для предохранения двигателя электробура от про-
никновения бурового раствора, которое может вызвать пробой
изоляции обмоток и преждевременный абразивный износ его
узлов и деталей, применяют систему масляной защиты. Внут-
реннюю полость двигателя электробура заполняют трансфор-
маторным маслом, давление которого превышает на 0,05—
0,25 МПа давление окружающей среды. Герметизация внут-
ренней полости двигателя электробура обеспечивается тор-
цовыми уплотнениями вращающихся валов и резиновыми
кольцами в неподвижных соединениях (резьб корпусов
и т. д.).
Современный серийный двигатель электробура является
асинхронным двигателем высокого напряжения с короткозамк-
нутым секционированным ротором. Статор двигателя разме-
щается в цилиндрических корпусах, соединенных между собой
коническими резьбами. В корпусе статора запрессованы пакеты
магнитной стали, чередующиеся с немагнитными пакетами. По-
следние устанавливаются для того, чтобы избежать шунтирова-
ния магнитного потока через шарикоподшипники и уменьшить
потери от вихревых токов, возникающих в местах расположе-
ния промежуточных опор ротора. Обмотка статора располо-
жена в пазах. Ее выводные концы соединены кабелем с кон-
тактным стержнем, при помощи которого двигатель подклю-
чают к кабелю, расположенному в бурильных трубах. Ротор
двигателя имеет полый вал с центральным каналом для про-
хода бурового раствора. На валу насажены секции ротора
с алюминиевой «беличьей клеткой»; между ними расположены
промежуточные подшипники.
Лубрикаторная система для создания избыточного давления
внутри двигателя, для компенсации утечки масла через уплот-
нения и изменения объема масла при нагревании обычно со-
стоит из трех труб, расположенных в верхней части двигателя.
Две трубы заполнены трансформаторным маслом и сообща-
ются с внутренней полостью двигателя, третья, заполняемая
более вязким маслом, соединяется с центральной частью верх-
него сальника.
Внутри трубы лубрикатора расположен поршень с пружи-
ной, вверху имеется крышка, а снизу — воронка. При заполне-
нии двигателя маслом поршень поднимается и сжимает пру-
жину. Верхняя часть поршня сообщается с окружающей сре-
дой. Таким образом, поршень каждого лубрикатора находится
под давлением бурового раствора и пружины, поэтому неза-
висимо от давлений окружающей среды внутри двигателя
всегда создается избыточное давление, под влиянием которого
масло вытекает наружу, препятствуя этим проникновению бу-
рового раствора внутрь машины.
247
На коническую резьбу нижнего соединительного корпуса
двигателя навинчивается корпус шпинделя, в котором установ-
лены радиальные и упорные подшипники. Шпиндель служит
для восприятия и передачи механических нагрузок, а также
для передачи вращающего момента от двигателя к долоту. На-
грузка, создаваемая силой тяжести сжатой части бурильной
колонны, передается на долото через корпус электробура,
пяту и вал шпинделя. Удары и вибрация, возникающие при бу-
рении, передаются таким же путем на колонну бурильных труб,
минуя вал двигателя. Шпиндель, имеющий свою лубрикатор-
ную систему, заполняют вязким маслом. У электробура име-
ется запас масла для нормальной работы в течение 15—20 ч.
За этот промежуток времени для смены долота электробур
поднимают на поверхность и, если необходимо, добавляют ма-
сло в лубрикаторы.
При проектировании двигателей электробуров стремятся
добиться максимальной мощности при наименьших размерах,
определяемых диаметром долота и технологией бурения. Син-
хронную частоту вращения двигателя можно определить, ис-
ходя из максимально допустимой частоты вращения долота, ко-
торая по нормам не должна превышать 1 000 об/мин. Конструк-
тивно трудно изготовить погружной двигатель промышленной
частоты с синхронной частотой вращения менее 500 об/мин..
Следовательно, синхронная частота вращения двигателей элек-
тробуров может быть 500, 600, 750 или 1000 об/мин. Опыт бу-
рения глубоких скважин электробурами свидетельствует о це-
лесообразности снижения частоты вращения вала электробура
в сочетании с увеличением его момента. Это достигается при-
менением электробура с зубчатым редукторов-вставкой. У дви-
гателей редукторных электробуров синхронная частота враще-
ния равна 1500 об/мин.
Если при роторном бурении желательно иметь мягкую ха-
рактеристику и минимальный момент инерции приводного дви-
гателя для предотвращения поломки труб, то при бурении по-
гружными двигателями этой опасности нет. С точки зрения
улучшения отработки долот целесообразно, чтобы их частота
вращения при толчках нагрузки мало изменялась. Толчки на-
грузки должны преодолеваться за счет высокой перегрузочной
способности двигателя. Диаметр погружных двигателей неве-
лик, поэтому момент инерции их роторов незначителен. Вслед-
ствие этого двигатели электробуров должны иметь жесткую
механическую характеристику и значительную кратность мак-
симального момента.
Особенностями двигателей электробуров являются повы-
шенное скольжение в режиме номинальной нагрузки и значи-
тельный пусковой момент, достигающий (1,2—1,7) М„. Выбор
такой характеристики обусловлен стремлением обеспечить мак-
симально возможный пусковой момент, сопровождаемый не-
248
Рис. 7.6 Схема управления двигателем электробура
большой кратностью пускового тока. Однако опыт эксплуата-
ции показал, что, несмотря на снижение напряжения при пуске
двигателя до (0,75— 0,8) UH, время его разгона до номинальной
частоты не превышает 0,2—0,3 с. Поэтому для электробуров
необходимо применять двигатели нормального исполнения,
имеющие высокие КПД и cos <р, а не двигатели с повышенными
пусковым моментом и скольжением (табл. 7.3).
Электробур получает питание от сети через ячейку с вы-
ключателем распределительного устройства напряжением 6 кВ
(схема этой ячейки аналогична схеме ячейки № 3 КРНБ-СУ,
см. рис. 7.2) и трансформатор СТ, понижающий напряжение до
249
Основные данные серийных электробуров
Таблица 7.3
Тип электро- бура • Номинальная мощность Р , кВт Напряжение, В Номинальная сила тока, Л Номинальная частота вращения, об/мин Вращающий момент, кН-м Длина, м Масса, т Минимальный диаметр долота, мм Площадь забоя 5, см* Удельные энергетические параметры
= Е § p„/s, | кВт, см2 sfx «max'4’’ Н • м/см-
Э290-12 240 1750 165 455 5,1 1 1 14.0 5,1 394 1220 0,2 4,2 9
Э250-8 230 1650 160 675 3.32 7,5 13,0 3,6 295 683 0,34 4,9 11
Э240-8 210 1700 144 690 2,97 7,6 13,4 3,5 269 568 0,37 5,2 13,4
Э215-8м 175 1550 131 680 2.5 5,5 13,9 2,9 243 465 0,38 5,4 11,8
Э185-8 125 1250 130 676 1,8 3,6 12,5 2,0 214 360 0,35 5,0 10,0
Э170-8м 75 1300 83,5 695 1,1 2,4 12,2 1,8 190 284 0,26 3,9 8,5
Э164-8м 75 1300 87,5 685 1,1 2,4 12,3 1,7 190 284 0,26 3,9 8,5
* Обозначения в типе электробуров: Э — электробур; трехзначное число — диаметр электробура, мм; цифра после тире — число полюсов
двигателя; буква М — модернизированный.
необходимой величины, которая зависит от длины токоподвода
к двигателю электробура (рис. 7.6). У применяемых для этой
цели трансформаторов имеются отводы на первичной и вторич-
ной обмотках; необходимое напряжение устанавливают при
помощи переключателей, смонтированных внутри трансформа-
тора.
Вторичную обмотку трансформатора СТ присоединяют ка-
белем к пинцетам разъединителя Р камеры станции управле-
ния. В этой камере кроме разъединителя смонтированы транс-
форматоры напряжения ТН1 и ТН2 и тока ТТ1—ТТ5, питаю-
щие цепи защиты, измерения и автоматики, контактор Л, при
помощи которого подается напряжение к щеткам кольцевого
токоприемника, и предохранители П1—ПЗ.
Одну фазу цепи питания заземляют путем замыкания на
корпус нижнего кольца в токоприемнике; в нижней части ко-
ловши бурильных труб присоединяют одну из фаз обмотки дви-
гателя через погружной разъединитель КП. Этот разъедини-
тель предназначен для отключения заземленной фазы обмотки
двигателя электробура от колонны бурильных труб и для из-
мерения сопротивления изоляции двух других фаз во время
спуска электробура на забой скважины.
Включающим аппаратом разъединителя КП является мас-
лонаполненный электромагнитный контактор па ток 175 А,
с электромагнитами которого связаны два открытых парал-
лельно соединенных контакта. При включении электробура ток
двух фаз протекает через катушки электромагнитов контактора
и последний замыкает на колонну бурильных труб одну фазу
обмотки статора двигателя. Отключение электробура вызывает
автоматическое отсоединение обмотки двигателя от колонны
бурильных труб.
Чтобы разъединитель КП включался при отсутствии тока
в заземленной фазе, т. с. контакты разъединителя КП не вклю-
чали пусковой ток двигателя, последовательно с контактом кон-
тактора Л в заземленной фазе включены контакты кон-
тактора К. Этими контактами замыкается цепь тока заземлен-
ной фазы, поскольку контактор К включается с некоторой
выдержкой времени после включения контактора Л.
Включению двигателя электробура предшествует включе-
ние разъединителя и масляного выключателя в ячейке комп-
лектного устройства высокого напряжения, разъединителя Р и
автоматического выключателя А (см. рис. 7.6). Эти операции
приводят к тому, что па силовые цепи и цени управления по-
дается напряжение, а также замыкаются контакты КСА-М и
КСА-Р в цепи катушки контактора Л. ,
В результате подачи напряжения на цепи управления в ка-
тушках реле РП2, РВ1 и РВЗ, питаемых постоянным током от
выпрямителя ВС, будет протекать ток. Якори этих реле притя-
нутся, и реле мгновенно закроют свои замыкающие контакты
251
в цепи катушек контактора Л и реле времени РВ4. Последнее
мгновенно притягивает свой якорь и закрывает замыкающий
контакт в цепи катушки контактора Л. Одновременно откры-
ваются размыкающие контакты реле РВ1, РВ2 и РВЗ в цепи
катушек сигнальных реле РС2, РСЗ и контактора К.
Нажатие кнопки «Пуск» вызывает включение контактора Л,
который замыкает свои главные контакты в цепи питания дви-
гателя электробура ЭВ, что в свою очередь приводит к протека-
нию тока в цепи катушек погружного разъединителя 1\П. По-
следний замыкает одну фазу обмотки двигателя на трубу.
Включение контактора Л приводит также к открыванию его
размыкающих и закрыванию замыкающих вспомогательных
контактов. Это влечет за собой обесточивание катушки реле
времени РВЗ, которое с выдержкой времени закроет свой раз-
мыкающий контакт в цепи катушки контактора К и откроет свой
замыкающий контакт в цепи катушки реле времени РВ4. Таким
образом, катушка контактора К получает питание с выдержкой
времени после включения контактора Л и замыкает цепь за-
земленной фазы двигателя электробура. Если по какой-либо
причине контактор К нс включился за время выдержки реле
времени РВ4, последнее открывает свой контакт в цепи кнопки
«Пуск» и разрывает цепь катушки контактора Л, что вызы-
вает его отключение и, следовательно, возврат схемы в перво-
начальное состояние.
Если же пуск двигателя электробура произошел нормально,
кнопка «Пуск» и контакт РВ4 оказываются шунтированными
закрывшимися вспомогательными контактами Л и К. Для оста-
новки двигателя электробура нажимают кнопку «Стоп», разры-
вающую цепь катушки контактора Л.
В схеме предусмотрена мгновенная защита от коротких за-
мыканий в токоподводе, осуществляемая реле РМ1 и РМ2, ко-
торые срабатывают при токе, большем на 15% пускового тока
двигателя электробура. Срабатывание реле РМ1 или РМ2 вы-
зывает разрыв цепи катушки реле РП2, которое своим замы-
кающим контактом разрывает цепь катушки контактора Л, от-
ключающего двигатель ЭБ. Одновременно включаются сигналь-
ные реле PCI и промежуточное реле РП1. Последнее откры-
вает свой размыкающий контакт с ручным возвратом в цепи
катушки реле РП2, препятствуя повторному включению контак-
тора Л на короткое замыкание.
Для защиты от перегрузок служит реле РМП, а от закли-
нивания долота — реле РМЗ. Реле РМП срабатывает при
токе 1,2/п, а реле РМЗ — при токе1,6/„. Сработав, эти реле раз-
рывают цепи катушек реле времени РВ1 и РВ2 соответственно,
которые с выдержкой времени разрывают цепь питания ка-
тушки контактора Л. Выдержка времени реле РВ1 больше вы-
держки времени реле РВ2, поэтому кратковременные пере-
грузки не вызывают отключения двигателя электробура.
252
В схеме предусмотрена сигнализация положения контак-
тора Л и причин его отключения. При отключенном контак-
торе Л горит зеленая лампа ЛЗ, при включенном — красная
лампа ЛК- Если контактор отключил реле РМ1, РМ2, РМП или
РМЗ, загорается желтая лампа ЛЖ. Срабатывание этих реле
вызывает также включение соответствующих сигнальных реле
PCI, РС2 или РСЗ, поэтому обслуживающий персонал может
узнать, какой защитой отключен электробур. Белая лампа ЛБ
служит для освещения станции управления электробуром.
Токи всех трех фаз двигателя электробура измеряются ам-
перметрами Л/, А2 и ЛЗ, а напряжение--вольтметром В. Воз-
можно также включение ваттметра для измерения мощности,
потребляемой электробуром (ваттметр в схеме не показан).
Для определения времени работы двигателя электробура слу-
жит счетчик (в схеме не показан). Трансформаторы тока ТТ1
и ТТ2 питают схему автоматического регулятора подачи долота
АВТ1 или АВТ2, которые описаны в § 37.
В схеме предусмотрены блокировки, исключающие ошибоч-
ные действия персонала и его прикосновение к токоведущим
частям, находящимся под напряжением.
Так, при открывании двери ячейки высокого напряжения
станции управления дверной выключатель ВД1 отключает мас-
ляный выключатель в комплектном распредустройстве. Выклю-
чатель ВД2 отключает контактор Л, если открыта дверь ка-
меры включения радъединителя Р. Предусмотрены механиче-
ские блокировки, исключающие включение разъединителя Р
при включенном контакторе Л и открывание двери ячейки вы-
сокого напряжения при включенном разъединителе Р.
На кафедре электрооборудования и электрических машин
МИНХ и ГП им. Губкина был разработан погружной бескон-
тактный отделитель, схема которого показана па рис. 7.7, а. Со-
гласно этой схеме, в фазу А обмотки двигателя включены не-
управляемый полупроводниковый диод НВ и тиристор УВ, со-
единенные по встречно-параллельной схеме. При подведении
к токоподводу электробура переменного рабочего напряжения
t/раб в течение одного полупериода открыт диод НВ, а в течение
второго полупериода открыт тиристор УВ, так как на него по-
дается управляющий сигнал от устройства управления УУ. Это
устройство может получать питание от фазных проводов токо-
подвода через трансформатор и разделительную емкость, либо
управляться падением напряжения в диодах.
После отключения рабочего напряжения Ц,аб контакто-
ром Л (см. рис. 7.6) оба вентиля закрываются и к цепи токо-
подвода может быть присоединен источник измерительного на-
пряжения (см. рис. 7.7) постоянного тока. Измерительный
ток будет определяться сопротивлением изоляции. Источником
измерительного тока и прибором для измерения сопротивления
изоляции является ламповый мегомметр, к которому при
2.53
помощи пробника во время спуско-подъемпых операций присое-
диняют фазы токоподвода. При наличии бесконтактного отде-
лителя не нужны контактор К и реле времени РВЗ и РВ4, по-
казанные на рис. 7.6.
Рис. 7.7. Схема (а) и конструкция (6)
бесконтактного отделителя
В корпусе 1 погружного бесконтактного
отделителя (рис. 7.7, б) монтируется кон-
тейнер 4 с коммутирующим узлом 3. Жила
кабеля, соединяющая фазу обмотки с бу-
рильной трубой, вводится в контейнер 4
посредством герметичного ввода 5. По-
лость контейнера не заполнена жидкостью
для выравнивания давления, поскольку гер-
метичный ввод может противостоять дав-
лению, превышающему 50 МПа.
Для улучшения условий охлаждения
вентилей коммутирующего узла 3 послед-
ние расположены в верхней части контей-
нера 4, которая наиболее интенсивно ох-
лаждается промывочной жидкостью, за-
качиваемой в скважину. Для упрощения монтажа вентилей по-
следние укреплены в переходной детали 2 из материала, обла-
дающего высокой теплопроводностью. Длина отделителя в кор-
пусе составляет 2190 мм, наружный диаметр 170 мм, номиналь-
ный ток 200 Л.
При бурении глубоких скважин электробуром, когда время,
затрачиваемое на спуско-подъемные операции, велико, целесо-
234
образно стремиться к увеличению проходки на долото даже
ценой некоторого снижения механической скорости бурения.
Экспериментами установлено, что понижение частоты враще-
ния долота (вала двигателя электробура) с 680 до 375 об/мин
при глубине бурения 4 000 м дало повышение рейсовой скоро-
сти на 40—50%. Частоту вращения долота можно уменьшить,
понижая частоту питающего тока, для чего на поверхности
земли устанавливается преобразователь частоты.
Блок-схема элек-
тромашинного преоб-
разователя с преде-
лами бесступенчатого
регулирования часто-
ты 20—50 Гц показана
на рис. 7.8. От сети
6 кВ подается питание
на приводной двига-
тель ПД (630 кВт,
985 об/мин), вращаю-
щий генератор посто-
янного тока Г (685 кВт,
680 В, 1000 об/мин).
Генератор Г питает по
системе генератор —
приводной двигатель
постоянного тока Д
(600 кВт, 680 В,
500/1000 об/мин) син-
хронного генератора
СГ (1100/330 кВ-А,
825/248 кВт, 3150/945
В, 1000/300 об/мин),
от которого через станцию управления и токоподвод Т пита-
ется двигатель электробура ЭБ.
Системой генератор — двигатель обеспечиваются необходи-
мые пределы регулирования частоты вращения синхронного ге-
нератора СГ, частота тока которого устанавливается вручную
регулятором РЧ цепей возбуждения двигателя Д и генератора Г
системы генератор — двигатель.
Система автоматического регулирования предусматривает
режим автоматического поддержания напряжения на зажимах
двигателя электробура ЭБ. Необходимое напряжение задается
задатчиком напряжения ЗН. Сигнал обратной связи снимается
с выхода датчика обратной связи ДОС, который измеряет на-
пряжение на зажимах двигателя электробура ЭБ. Датчик об-
ратной связи ДОС работает по наземным параметрам, вводи-
мым с трансформаторе тока ТТ и напряжения TH. Сравнение
сигналов ЗН и ДОС происходит на входе предварительного
255
полупроводникового усилителя ППУ. Выходной магнитный уси-
литель Л4У питает обмотку возбуждения возбудителя синхрон-
ного генератора ВСГ (29 кВт, 84 В, 1460 об/мин).
Для регулирования частоты вращения электробуров можно
применять тиристорные преобразователи частоты.
С целью повышения технико-экономических показателей
электробурения предусматривается создание электробуров, пи-
таемых по схеме один провод — труба с одножильным кабелем
и одноконтактными соединениями, простейших по конструкции
электровибробуров, а также электробуров на шлангокабеле.
§ 37. Автоматические регуляторы подачи долота
Под подачей долота понимают последовательное опускание
верхней точки бурильной колонны в процессе разрушения по-
роды. В установившемся режиме бурения скорость подачи до-
лота должна быть равна скорости разбуривания породы. Если
скорость подачи долота будет превосходить скорость разбури-
вания породы, то нагрузка на забой будет расти, что может
повлечь за собой искривление ствола скважины или поломку
бурильных труб. Если скорость подачи долота будет ниже ско-
рости разбуривания, нагрузка на забой будет уменьшаться, что
приведет к уменьшению скорости бурения.
При ручной подаче бурильщик, руководствуясь показаниями
приборов (амперметра в цепи статора бурового двигателя и ин-
дикатора веса), периодически растормаживает барабан ле-
бедки, что приводит к подаче долота. Таким способом весьма
трудно осуществить плавную и равномерную подачу долота.
Автоматизация во многом устраняет эти недостатки.
При использовании автоматических регуляторов долото по-
дается на забой автоматически, в зависимости от параметров,
характеризующих режим бурения, например давления на забой
или тока бурового двигателя. В настоящее время существует
несколько десятков различных конструкций автоматических
регуляторов подачи долота. В зависимости от места располо-
жения автоматические регуляторы подачи бывают наземными
или глубинными (погружными). Наземные автоматические ре-
гуляторы подачи по конструктивному признаку силового узла
можно разделить на электромашинные, гидравлические и фрик-
ционные. Конструкция силового узла позволяет только опускать
бурильную колонну с различной скоростью (такие автоматиче-
ские регуляторы называются пассивными) или не только опу-
скать, но и приподнимать колонну (такие регуляторы называ-
ются активными). Применение наземных автоматических регу-
ляторов подачи долота по сравнению с ручной подачей обеспе-
чивает увеличение механической скорости бурения и проходки
на долото на 5—15%, что полностью окупает затраты на их из-
готовление и обслуживание.
256
Автоматический регулятор РПДЭ-3 (рис. 7.9) предназначен
для поддержания режимов бурения скважин турбобуром и ро-
тором. Этот регулятор входит в комплект всех серийных буро-
вых, а также вновь разрабатываемых установок. Регулятор
РПДЭ-3 обеспечивает режим поддержания заданного значения
нагрузки на долото (веса инструмента на крюке) — основной
режим; режим поддержания заданного значения скорости по-
дачи пли подъема инструмента — вспомогательный режим.
Рис. 7.9. Упрощенная электрическая схема регулятора РПДЭ-3
Регулятор состоит из следующих основных частей:
рессорного датчика веса ДВР-26, устанавливаемого на не-
подвижном конце талевого каната и служащего для измерения
веса на крюке; датчик состоит из рессор и сельсина СД;
узла уставки веса и скорости, состоящего из сельсина-при-
емника СП уставки веса и задающего сельсина СЗ уставки
скорости; оба сельсина связаны через зубчатую передачу с об-
щей рукояткой управления, расположенной вместе с универ-
сальным переключателем УП на пульте управления регуля-
тором;
станции управления с реверсивным магнитным усилителем
СМУ, состоящим из двух магнитных усилителей МУ1 и МУ2,
для усиления сигнала (усилитель питает обмотки возбуждения
генератора ОВГП) и с предварительным полупроводниковым
фазочувствительным усилителем ППУ-1, служащим для усиле-
ния управляющего сигнала;
двигатель-генсратора (двухмашинного агрегата), состоя-
щего из приводного асинхронного двигателя АДГ и генератора
постоянного тока ГП, который управляет двигателем Д/7;
9 Заказ № 2719 257
силового узла, состоящего из червячно-цилиндрического ре-
дуктора, двигателя постоянного тока ДП с пристроенными вен-
тилятором и тахогенератором и электромагнитного колодочного
тормоза; редуктор соединяется цепной передачей с лебедкой
буровой установки.
В основном режиме работы при помощи переключателя УП
к источнику переменного тока присоединяется усилитель ППУ-1
и обмотка возбуждения сельсина-датчика СД, работающего
в паре с сельсином-приемником СП в трансформаторном ре-
жиме. Питание обмотки возбуждения сельсина СЗ в этом слу-
чае отключено.
Напряжение- па зажимах обмотки возбуждения сельсина СП
зависит ог угла рассогласования роторов сельсинов СД и СП.
При согласованном положении роторов это напряжение равно
нулю, вследствие чего токи на выходе ППУ-1 и С МУ и напря-
жение па якоре генератора ГП равны нулю, а вал двигателя
ДП неподвижен. Под действием веса колонны бурильных труб
и неподвижного конца талевого каната ротор сельсина СД по-
ворачивается на некоторый угол, зависящий от веса колонны.
Перед началом бурения, когда долото находится над забоем,
с помощью рукоятки па пульте управления ротор сельсина СП
ставят в согласованное с ротором сельсина СД положение,
в результате чего вал двигателя ДП будет неподвижным. Эта
операция называется «взвешиванием» инструмента. Далее с по-
мощью рукоятки устанавливают по шкале, находящейся па
пульте управления, требуемое .значение нагрузки па долото
(веса па крюке), т. е. ротор сельсина СП поворачивают па оп-
ределенный угол. На зажимах обмотки возбуждения сель-
сина СП возникает такое напряжение, что вал двигателя ДП
начинает вращаться в сторону подачи инструмента с частотой,
зависящей от угла рассогласования роторов сельсинов СД и
СП. Как только долото коснется забоя, осевая нагрузка на
долото начнет увеличиваться, а вес иа крюке — уменьшаться.
При этом ротор сельсина-датчика будет поворачиваться в сто-
рону уменьшения угла рассогласования роторов СД и СП. В ре-
зультате управляющий сигнал (напряжение па зажимах об-
мотки возбуждения сельсина СП) и частота вращения двига-
теля ДП будут уменьшаться до тех пор, пока нагрузка па до-
лото не достигнет значения, близкого к заданному, и пока уста-
новится режим, при котором скорость подачи долота будет
равна скорости бурения.
В дальнейшем заданная нагрузка на долото поддержива-
ется автоматически (с определенной точностью), независимо
от твердости породы, износа долота и пр. Например, при по-
падании долота из твердой в более мягкую породу в первый
момент нагрузка на долото несколько уменьшится, ротор сель-
сина СД повернется в направлении увеличения угла рассогла-
сования роторов сельсинов СД и СП, управляющий сигнал увс-
258
дичится и скорость подачи долота возрастет до такого значе-
ния, при котором установится режим бурения с большей скоро-
стью при нагрузке па долото, близкой к заданной. При резком
увеличении твердости породы может даже произойти кратко-
временный нриподъем инструмента, предотвращающий чрез-
мерное увеличение нагрузки на долото. При бурении в породах
с резко изменяющейся буримостью регулятор РПДЭ-3 обеспечи-
вает автоматическое поддержание заданной нагрузки па долото
с точностью ±20 кН.
Во вспомогательном режиме поддержания заданного зна-
чения скорости подачи или подъема инструмента переключате-
лем УП питание подастся на обмотку возбуждения сельсина СЗ
уставки скорости, а питание ППУ-1 и датчика веса отключа-
ется. Напряжение с обмоток синхронизации сельсина СЗ посту-
пает непосредственно на обмотки управления магнитных усили-
телей МУ/ и МУ2, минуя ППУ-1. В среднем (нулевом) поло-
жении рукоятки управления задающий сигнал па входе СМУ
равен нулю и вал двигателя ДП неподвижен. При повороте ру-
коятки в направлении «подъем» или «подача» на выходе СМУ
(в обмотках возбуждения ОВГП генератора ГП) появляется
ток топ или иной полярности, на зажимах якоря ГП возникает
напряжение, а двигатель ДП начинает вращаться с частотой
и направленном, зависящими от положения рукоятки управ-
ления.
Вспомогательный режим используется при аварийном подь-
еме в случае отказа главного привода лебедки, при проработке
скважины, подъеме или опускании вышки с помощью силового
узла РПДЭ-3, а также при бурении в случае выхода из строя
датчика веса пли ППУ-1. Поскольку в этом режиме указан-
ные элементы в работе не участвуют, их можно отключить от
схемы для проведения ремонта.
Для стабилизации и увеличения быстродействия в схеме
применены отрицательные обратные связи по напряжению
якоря генератора ГП и частоте вращения двигателя ДП. Ма-
шины ДП и ГП защищены от перегрузок в установившемся и
переходном режимах, от коротких замыканий в цепи их якорей
и от разрыва цепи обмотки возбуждения ОВДП двигателя ДП.
В зависимости от типа буровой установки в РПДЭ-3 применя-
ются асинхронные двигатели мощностью 28—55 кВт, генера-
торы постепенного тока 27—50 кВт и двигатели постоянного
тока 25—42 кВт.
Для автоматизации подачи долота при бурении электробу-
ром применяют регуляторы АВТ1 и АВТ2. В основу работы
этих регуляторов, так же как и регулятора РПДЭ-3, положена
система генератор — двигатель с регулированием частоты вра-
щения двигателя постоянного тока в широких пределах.
В схеме регулятора АВТ1 регулирование подачи долота осу-
ществляется в функции нагрузки на долото и тока статора дви-
9* 259
гателя электробура, причем бурильщик может устанавливать
два заданных значения уставки — осевой нагрузки на долото и
тока электробура. Однако при этом всегда будет поддержи-
ваться близким к заданному только один из параметров: в ма-
лоэнергоемких породах--нагрузка на долото, а в более энер-
гоемких—ток двигателя электробура. Второй параметр будет
усилитель регулятора
РПДЭ-З
[’не. 7.10. Схема автоматического регулятора подачи долота
АВТ2
в этом случае всегда меньше заданного. Регулятор АВТ1 также
может работать в режиме поддержания постоянной скорости
подачи или подъема инструмента.
Параметры отдельных частей схемы подобраны так, что
в установившемся режиме отклонение силы тока электробура
не превышает ±5% номинальной, а отклонение усилия, дей-
ствующего на забой, — не более 20 кН. Основные узлы регу-
260
лятора АВТ1 (датчик веса, силовой узел, двигатель—генера-
тор) такие же, как и в автоматическом регуляторе РПДЭ-3.
При бурении малоэнергоемких пород целесообразнее исполь-
зовать в качестве параметра регулирования активную состав-
ляющую тока двигателя электробура. Поэтому в регуляторе
АВТ2” имеется узел, вводящий в схему сигнал, пропорциональ-
ный активной составляющей тока двигателя электробура.
Принципиальная схема регулятора АВТ2 показана па рис. 7.10.
В датчике 3 по току и напряжению, снимаемым с трансформа-
тора тока / и с трансформатора напряжения 2, включенных
в цепь питания электробура, вырабатывается сигнал U\, про-
порциональный активной составляющей тока двигателя элек-
тробура. Сигнал U{ сравнивается с сигналом U2 задатчика 4.
Разностный сигнал через ограничитель 5 поступает в модуля-
тор 6 и далее на сумматор 7 и вход ППУ-1 регулятора РПДЭ-3.
В датчике 8 вырабатывается сигнал, отражающий изменение
осевой нагрузки па долото. Этот сигнал сравнивается с сигна-
лом задатчика 9. Разностный сигнал поступает на фазочувстви-
тельный усилитель 10 и далее па сумматор 7.
Если бурение ведется при больших значениях удельного мо-
мента и двигатель электробура работает с нагрузкой, близкой
к номинальной, то напряжение £73 будет иметь такую фазу,
что сигнал Up будет равен нулю. В этих условиях сигнал от
датчика осевой нагрузки не поступает на сумматор, и подача
долота осуществляется в функции активной составляющей тока
статора.
Если процесс бурения характеризуется небольшим удельным
моментом, то значение активной составляющей невелико — и
регулятор повысит осевую нагрузку на долото. При повышении
активной составляющей тока до уровня его ограничения на-
пряжение на выходе ограничителя 5 и, следовательно, напря-
жение Ua будет поддерживаться постоянным со знаком, соот-
ветствующим подаче долота. Если осевая нагрузка достигнет
установленного значения, на выходе фазочувствительного уси-
лителя 10 появится сигнал U'v, препятствующий дальнейшему
повышению осевой нагрузки.
При переходе на бурение с большими значениями удельного
момента регулятор вновь начнет поддерживать заданное значе-
ние активной составляющей тока статора, а контур осевой на-
грузки автоматически отключится.
В буровых установках, оборудованных электромагнитными
порошковыми тормозами (ТЭП), последние используются во
время бурения в качестве пассивных регуляторов подачи до-
лота. Тормозной момент, развиваемый ТЭП, постоянен и не за-
висит от частоты вращения вала, причем значение тормозного
момента почти однозначно определяется током возбуждения
тормоза и на рабочем участке характеристики связано с ним
линейной зависимостью.
261
Если в процессе бурения установить некоторую осевую на-
грузку на долото и уравновесить момент от усилия па крюке
тормозным моментом, барабан лебедки будет неподвижен.
Несколько уменьшив ток возбуждения тормоза, достигают
медленного вращения барабана лебедки. Вследствие углубле-
ния долота в породу нагрузка па долото уменьшается, а мо-
мент на валу барабана, увеличиваясь, становится больше тор-
мозного момента, и барабан начинает вращаться, обеспечивая
плавную подачу инструмента. Если пренебречь трением труб
о стенки скважины, то нагрузка на долото всегда будет равна
разности между весом инструмента и тормозным усилием ТЭП.
§ 38. Электропривод буровой лебедки
Характеристика и мощность электропривода
Помимо главных операций — непосредственно подъема или
опускания бурильных труб — при помощи лебедки часто свин-
чивают и развинчивают трубы, переносят их и устанавливают,
поднимают и опускают незагруженный элеватор, подают долото
на забой и пр. Так как все эти операции требуют различной
мощности н характеристик электропривода, в новейших и про-
ектируемых буровых установках для вспомогательных опера-
ций применяются отдельные механизмы с индивидуальным
электроприводом. Лебедка с ее электроприводом используется
только для подъема и опускания бурильных труб, причем для
подъема труб служат приводные двигатели, а для торможения
при опусканиивспомогательные тормоза или приводные дви-
гатели.
Подъем бурильных труб состоит из отдельных циклов, число
которых равно числу свечей: за время одного цикла произво-
дится подъем па высоту одной свечи (25--27 м), затем ее от-
винчивают, переносят и устанавливают, после чего цикл повто-
ряется. Таким образом, по мере подъема вес колонны буриль-
ных труб дискретно уменьшается и, следовательно, уменьша-
ется момент статического сопротивления на валу приводного
двигателя. Диапазон изменения момента статического сопро-
тивления определяется отношением веса максимального груза
к весу крюка с незагруженным элеватором и составляет 14: 1 —
20: 1, причем больший диапазон относится к лебедкам большей
грузоподъемности. Поскольку время работы привода лебедки
при подъеме бурильных труб перемежается паузами для отвин-
чивания, переноса и установки труб, а также для спуска крюка
с незагруженным элеватором, режим работы привода ле-
бедки — повторно-кратковременный, с относительной продол-
жительностью включения 25—40%.
При уменьшающемся моменте статического сопротивления
на валу двигателя некоторой мощности Р может быть достиг-
262
пута наибольшая производительность лебедки (без учета вре-
мен переходных процессов), если по мере подъема труб ско-
рость подъема будет увеличиваться, т. е. если будет выпол-
нено условие
p=j4cO6 = c0nstj (72)
п
Рис. 7.11. Характеристики
привода лебедки:
/ — теоретическая; 2 — при че-
тырех скоростях и жесткой ме-
ханической характеристике дви-
гателя; 3 — то же, но при мяг-
кой механической характери-
стике двигателя
где Мс — момент на валу барабана лебедки; — частота вра-
щения барабана лебедки; г] — КПД передач от двигателя к ба-
рабану лебедки.
Для выполнения условия (7.2) частоту вращения барабана
лебедки (скорости подъема груза) можно изменять ступенчато
при помощи многоскоростных транс-
миссий, либо бесступенчато при по-
мощи турботрансформаторов или
электропривода с широким диапазо-
ном регулирования частоты враще-
ния. Возможно также уменьшение
числа ступеней механической пере-
дачи до двух при наличии электро-
привода с ограниченным диапазоном
регулирования частоты вращения.
При бесступенчатом изменении
скорости подъема упрощается кон-
струкция лебедки, однако ее привод
будет сложнее и дороже; при ступен-
чатом изменении усложняется кон-
струкция лебедки, но уменьшается
сложность и стоимость привода. Тех-
нико-экономические расчеты показы-
вают, что чем больше глубина бурения, тем эффективнее при-
менение регулируемого электропривода.
Характеристика привода с четырехскоростной лебедкой
(рис. 7.11) имеет вид ломаной линии, ступени которой соответ-
ствуют скоростям лебедки. Если механическая характеристика
двигателя жесткая, то ступени практически параллельны оси
абсцисс; при мягкой механической характеристике скорость
подъема повышается, приближаясь к скорости, соответствую-
щей теоретической характеристике (Р= const).
В выпускавшихся до 1967 г. буровых установках электро-
привод лебедки осуществлялся асинхронными двигателями
с фазным ротором. Применение асинхронных короткозамкнутых
и синхронных двигателей для привода лебедок было ограни-
чено тем, что эти двигатели не допускали большой частоты
включений, необходимой для выполнения не только главных, но
и вспомогательных операций при спуске и подъеме труб, а си-
стемы их управления не позволяли получать простыми и на-
дежными средствами плавный разгон, реверсирование и сни-
263
жение частоты вращения привода. Применение специальных
механизмов для вспомогательных операций при спуске и подъ-
еме инструмента значительно упрощает требования, предъяв-
ляемые к приводу лебедки (сокращение частоты включений,
устранение необходимости в снижении частоты вращения и ре-
версировании двигателей. Поэтому в новейших и проектируе-
мых буровых установках для привода лебедки используют в со-
четании с электромагнитными муфтами синхронные двигатели,
работающие в режиме постоянного вращения.
Двигатель лебедки должен обладать достаточно большим
максимальным моментом для получения больших ускорений
при разгоне труб на высших скоростях лебедки, а также для
освобождения бурильной колонны в случае прихвата ее по-
родой. Кратность максимального момента Z = 2,54-2,8 можно
считать достаточной.
Электропривод лебедки при отсутствии механизма аварий-
ного подъема должен быть двухдвигательпым, что способствует
повышению его надежности. В установках, комплектуемых ре-
гуляторами подачи долота, способными обеспечить аварийный
подъем инструмента максимального веса, наряду с двухдви-
гательными применяются и однодвигательные электроприводы.
Двигатели лебедки мощностью до 200—250 кВт целесооб-
разно выбирать на напряжение 380, 500 или 660 В, так как для
управления цепями статора этих двигателей можно применить
контакторную аппаратуру низкого напряжения. При мощности
двигателей более 250 кВт целесообразно выбирать их па на-
пряжение 6 000 В, что позволяет устранить промежуточную
трансформацию напряжения.
В результате технико-экономического сравнения вариантов
электропривода буровой лебедки может оказаться, что наиболее
целесообразным является электропривод постоянного тока.
Этот электропривод выгоднее всего делать безредукторным.
Применение безредукторного привода позволяет существенно
упростить конструкцию лебедки и устранить ряд звеньев (цеп-
ные передачи, подшипники, шинно-пневматические муфты), бо-
лее всего подверженных износу. Связь приводного двигателя
непосредственно с барабаном лебедки позволяет использовать
двигатель и в качестве элсктротормоза. Электропривод постоян-
ного тока для лебедок всех буровых установок может оказаться
перспективным после создания падежных и дешевых мощных
тиристорных выпрямителей.
Точно определить мощность Рл. п двигателей лебедки трудно,
поскольку эти двигатели при спуско-подъемных операциях ра-
ботают в повторно-кратковременном режиме с переменными
продолжительностью цикла и моментом статического сопротив-
ления на валу. Поэтому сначала по основным параметрам бу-
ровой лебедки, пользуясь приближенными формулами, ориен-
тировочно определяют Р;[. и, а затем, выбрав двигатель и рас-
264
считав его действительную нагрузочную диаграмму с учетом
выполнения вспомогательных операций, выполняют провероч-
ный расчет мощности методом эквивалентного тока или мо-
мента.
Наиболее простой для предварительного определения по-
требной мощности двигателя является формула
Ря.п = -^р—; (7-3)
Цп.у!
где Qn — номинальная грузоподъемность на крюке, кН; U|(p. 0 =
= 0,4—0,5 м/с — установившаяся скорость подъема крюка с по-
минальной нагрузкой, соответствующая оптимальному значе-
нию мощности; г]п. у = 0,7—0,8 — КПД подъемной установки от
вала двигателя до крюка при номинальной грузоподъемности;
1=1,3—1,45 — коэффициент возможной перегрузки двигателей.
Можно также, не пользуясь формулой (7.3), предварительно
выбрать двигатель лебедки, руководствуясь данными табл. 7.1.
При двухдвигатсльном приводе лебедки каждый двигатель
берется половинной мощности с обязательной проверкой воз-
можности подъема одним двигателем инструмента максималь-
ного веса на первой передаче лебедки.
Выбрав предварительно двигатель по известной мощности
[см. формулу (7.3)] и частоте вращения, определяемой ио задан-
ной скорости подъема и передаточному числу трансмиссии,
можно построить действительную нагрузочную диаграмму дви-
гателя и вычислить его эквивалентный момент при работе на
всех передачах лебедки по формуле (4.14). Эквивалентный мо-
мент должен быть меньше номинального момента двигателя,
выбранного предварительно. В противоположном случае нужно
выбрать двигатель следующего габарита или увеличить пере-
даточное число трансмиссии, вновь построить нагрузочную
диаграмму и повторить расчет эквивалентного момента.
Если для привода лебедки применен двигатель постоянного
тока с регулированием частоты вращения изменением магнит-
ного потока, а продолжительность периодов пуска двигателя
переменного тока составляет существенную часть времени
цикла, двигатель следует проверять по методу эквивалентного
тока [см. формулу (4.13)], который хотя и более сложен, однако
даст более точные результаты, чем метод эквивалентного мо-
мента.
Критерием для определения целесообразной мощности дви-
гателей лебедки могут служить также затраты па подъемные
операции за цикл бурения скважины. При увеличении мощно-
сти привода лебедки сокращается машинное время подъема ин-
струмента, вследствие чего уменьшается условная годовая по-
требность в буровых установках для выполнения заданного объ-
ема буровых работ. Одновременно возрастают отчисления за
амортизацию электрооборудования и стоимость израсходовап-
265
ной электроэнергии. Поэтому суммарные расходы на подъем
инструмента имеют минимум при некоторой мощности двига-
теля, которая и является рациональной.
Для торможения барабана лебедки при спуске инструмента
в современных буровых установках применяют электромагнит-
ные тормоза, которые характеризуются развиваемым тормоз-
ным моментом и способностью рассеивать энергию торможения.
Максимальные установившиеся скорости спуска инстру-
мента отечественных буровых установок обычно соответствуют
частоте вращения барабана лебедки 500 об/мин. Что касается
частот вращения, соответствующих плавной безударной посадке
инструмента на ротор, то они составляют 50 об/мин. В процессе
спуска инструмента нередко возникает необходимость экстрен-
ного торможения в любой момент спуска. Путь экстренного
торможения обычно задается, и электромагнитные тормоза
должны обеспечить надежное торможение на этом участке. Вы-
сокая кратность максимального момента электромагнитных тор-
мозов при форсировке, возбуждения позволяет осуществлять
экстренное торможение до полной остановки при порошковых
тормозах и до «ползучих» скоростей при индукционных.
Для буровых установок можно принять следующий порядок
расчета и выбора электромагнитных тормозов:
на основании известного веса инструмента определяют не-
обходимый поминальный тормозной момент (для индукцион-
ных тормозов при частоте вращения 50 мин ');
определяют максимальный тормозной момент, обеспечиваю-
щий экстренное торможение инструмента па заданном пути;
определяют среднюю мощность тепловых потерь при спуске
всей колоппы бурильных труб;
по полученным данным выбирают электромагнитный тормоз.
Двигатели и станции управления
В буровых установках БУ-75БрЭ, «Уралмаш-4Э» и «Урал-
маш-4000БЭ» для привода буровой лебедки и ротора применяют
асинхронные двигатели с фазным ротором. Эти двигатели яв-
ляются модификацией двигателей единой серии Л, они рассчи-
таны па эксплуатацию в неотапливаемых помещениях с нор-
мальной средой при температуре окружающего воздуха ±40° С
п с относительной влажностью 90% при 20° С (исполнение У2).
Исполнение двигателей брызгозащищепное с влагостойкой
изоляцией, горизонтальное с самовентиляцией; вал на щитовых
подшипниках качения с одним свободным концом под полу-
муфту. Двигатели приспособлены для монтажа и транспорти-
ровки в полевых условиях. Обмотки статора и ротора соеди-
нены в звезду.
Технические данные двигателей привода лебедки приведены
в табл. 7.4.
266
Буровые магнитные станнин типа СБ, применяемые для уп-
равления приводными двигателями лебедки и ротора, конструк-
тивно выполнены в виде металлического шкафа с дверцами
Рис. 7.12. Схема управления электроприводом буровой лебедки со стан-
цией СБ-64-500 (ШГШ-6704-58Б1)
1 zi'MtiifiUH'j'j контактов
ирного игрек orc ,j. 'елг. К К
с четырех сторон и имеют исполнение У2. Каркас станций мон-
тируется на салазках, что позволяет транспортировать станции
волоком в пределах буровой установки.
Во всех станциях типа СБ для уменьшения числа контактор-
ных ступеней применена схема дроссельного пуска (см. § 18).
267
Принципиальные схемы управления двигателями при помощи
станций типа СБ мало различаются. Рассмотрим схему управ-
ления двигателем буровой лебедки установки со станцией
СБ-64-500 (ШГШ-6704-58Б1) (рис. 7.12).
Управление электроприводом лебедки осуществляется коман-
доконтроллером ЛХ с пульта бурильщика.
Для включения двигателя АД лебедки (второй двигатель
находится в резерве) предварительно включают двигатель на-
соса, подающего смазку в редуктор (контакт ПМ закрывается).
При всех остальных защитах и блокировках, находящихся во
включенном положении, втягивается якорь контактора КП (при
нулевом положении командокоптроллера КК).
Контактор КН включается и шунтирует своим замыкающим
вспомогательным контактом контакт / командокоптроллера КК.
При включении КН выпрямленное напряженно, равное
170 В, поступает на зажимы цепей управления. Одновременно
Таблица 7.4
Технические данные асинхронных двигателей привода лебедки
Тип двигателя 1 Номинальная мощность, кВт Номинальное 1 напряжение, В При поминальной нагрузке Даиные ротора
, частота вра- щения, об/мин 1 сила тока , статора, А кпд. COS Ф напряжение, Б 1 ток, А
А КБ-114-6 320 500 980 455 92,5 0,88 2,5 608 328
А КЗ-12-39-6 320 6000 985 37,5 91,5 0,88 2,3 560 355
АУБ-13-62-8 500 6000 740 59 93,5 0,87 2,5 870 350
Продолжение табл. 7.4
Тип двигателя Момент инерции ротора, кг-м- Масса, кг Станция управления Буровая установка
АКБ-114-6 2,25 2150 ШПП-6401-65А1 «Уралмаш-4Э-61»
А КЗ-12-39-6 4 2810 1ПГШ-6703-55М БУ-75БрЭ
ЛУБ-13-62-8 10,7 4820 П1ГП1-6704-58Б1 «Ура.чмаи1-4000БЭ»
268
КН подготовляет цепь питания катушек контакторов В и Н.
В цепи этих контакторов введены размыкающие контакты реле
времени РВ1 и РВ2, которые осущеетвляют дуговую блокировку
и исключают одновременность включения контакторов В и II.
Двигатель разгоняется в четыре ступени в функции времени.
При повороте ручки КК вправо в третье положение включается
контактор В, запуская двигатель ЛД и размыкающий вспомо-
гательный контакт В разрывает цепь катушки РУ1. Отключаясь,
РУ1 с выдержкой времени замыкает цепь катушки контактора
У1. Контактор ускорения У1 замыкает первую ступень резисто-
ров в цепи ротора асинхронного двигателя и своими размыкаю-
щими вспомогательными контактами разрывает цепь катушки
реле РУ2, которое с выдержкой времени замыкает размыкаю-
щий вспомогательный контакт в цепи катушки У2. Контактор
У2 выводит вторую ступень резисторов и размыкает цепь ка-
тушки РУЗ-, с выдержкой времени включается контактор УЗ и
выводит третью ступень резисторов.
Предусмотрена возможность длительного включения первой
и второй ступеней ускорения для работы па низких частотах
вращения, при этом К К остается в первом или во втором поло-
жении и цепь УI и У2 разомкнута.
Для устранения ударных нагрузок в кинематических пере-
дачах в схеме предусмотрена предварительная ступень включе-
ния приводного двигателя с малым моментом, создающая воз-
можность предварительного натяжения во всех звеньях пере-
дачи. Первая ступень ускорения обеспечивает плавный съем
инструмента с клиньев ввиду малого превышения момента, раз-
виваемого двигателем, над моментом нагрузки; вторая — интен-
сивный разгон после снятия инструмента с клиньев; третья —
разгон инструмента до максимальной скорости.
Механическая характеристика привода имеет высокое за-
полнение при ограниченном количестве контакторов, что повы-
шает надежность работы привода. Требуемая форма механиче-
ской характеристики обеспечивается влючением дросселя и ак-
тивного сопротивления в роторную цепь. В процессе разгона
двигателя на ступенях ускорения частота тока в роторе умень-
шается, вследствие этого индуктивное, сопротивление дросселя
ДР в цепи ротора снижается от некоторого максимального зна-
чения практически до пуля. Благодаря этому явлению сила тока
в роторе и статоре и момент двигателя незначительно уменьша-
ются с увеличением скорости за период разгона, что позволяет
обеспечить плавный и достаточно интенсивный разгон лебедки.
Тем не менее при переходе с одной ступени ускорения на дру-
гую наблюдается скачкообразное изменение момента.
В схеме управления двигателей лебедки предусматриваются
следующие защиты и блокировки:
нулевая блокировка, препятствующая произвольному пуску
двигателей после срабатывания защиты (контактор КН)-,
269
защита от перегрузок и двухфазных включений (токовые
реле PT 1 п РТ2 с ограниченно зависимой выдержкой времени);
блокировка, предотвращающая работу двигателей лебедки
при неработающем маслонасосс (вспомогательный контакт ПМ
магнитного пускателя двигателя маслонасоса);
блокировка, исключающая возможность повреждения стрелы
АСП-3 талевым блоком подъемной системы (контакты путе-
вого комапдоаппарата КЛ и реле блокировки стрелы РРС
включены в цепь катушки контактора КН; КЛ2 размыкается
на высоте 20 м, РБС отключается при подходе стрелы ЛСП-3
к центратору, поэтому, если стрела находится у центратора,
талевый блок остановится, не доходя до его уровня);
блокировка от одновременного подключения двигателя ле-
бедки и регулятора подачи к барабану лебедки (конечный вы-
ключатель ВКН кулачковой муфты регулятора подачи, кон-
такт которого включен в цепь катушки контактора КН);
защита от удара талевым блоком по кронблоку (па рис. 7.12
не показана).
Для контроля за работой двигателя в режиме подъема ин-
струмента и бурения ротором в схеме предусмотрен ампер-
метр Л, контролирующий силу тока статора приводного двига-
теля лебедки. Для защиты двигателя ЛД служат реле РМ1 и
РМ2, контакты которых включены в цепь катушки реле РП!.
Электропривод с электромагнитными муфтами
и тормозами
Применение электромагнитных муфт, устраняя скачкообраз-
ное изменение момента в процессе разгона, обеспечивает плав-
ный и интенсивный разгон привода, значительно упрощает си-
стему привода и открывает широкие возможности внедрения
в электропривод лебедки синхронных и асинхронных с коротко-
замкнутым ротором двигателей. Относительная простота кон-
струкции этих двигателей (особенно синхронных), их повышен-
ные надежность и энергетические показатели приводят к за-
метному повышению технико-экономических показателей элек-
тропривода лебедок. Электропривод лебедки с электромагнит-
ными муфтами позволяет значительно повысить надежность
электрооборудования, улучшить условия его эксплуатации, мак-
симально использовать установленную мощность приводных
двигателей и соответственно увеличить производительность,
уменьшить износ механического оборудования, а также умень-
шить силу тока и, следовательно, потерю напряжения в питаю-
щих линиях. Последнее особенно важно для мощных приводов
лебедки буровых установок тяжелого типа.
Кроме того, электромагнитные муфты позволяют в наиболь-
шей степени осуществить унификацию буровых установок с ди-
зельным и электрическим приводами, относительно просто рс-
270
шить вопросы автоматизации управления приводом лебедки
с возможностью форсирования переходных процессов, что обес-
печивает повышение производительности подъемных операций.
В электроприводе лебедки электромагнитные муфты уста-
навливаются между приводными двигателями и трансмиссией.
При производстве спуско-подъемных операций приводной дви-
гатель работает в режиме постоянного вращения на естествен-
ной характеристике.
Привод лебедки пускают включением электромагнитной
муфты путем подачи тока в обмотку возбуждения. Система уп-
равления может быть выполнена автоматической или полуавто-
матической с возможностью оперативного вмешательства бу-
рильщика. Формирование необходимых динамических характе-
ристик может быть получено регулированием тока возбуждения.
Привод с электромагнитными муфтами обеспечивает непре-
рывный переход от натяжки талевой системы к подъему ин-
струмента, остановку колонны бурильных труб на заданной
высоте, полную загрузку приводных двигателей и равномерное
распределение нагрузки между ними.
В качестве вспомогательных тормозов буровых лебедок
нашли применение гидравлические и электрические тормоза.
Иногда для торможения могут быть использованы приводные
двигатели лебедки. Для буровой лебедки наиболее рационально
в качестве вспомогательного применять электромагнитный
тормоз.
В электромагнитных индукционных и порошковых тормозах
вся энергия торможения превращается в тепло, для отвода ко-
торого предусматривается водяное или, реже, воздушное ох-
лаждение. Относительно простая конструкция, отсутствие фаз-
ной обмотки, плавность, удобство и легкость управления тор-
мозным моментом позволяют считать электромагнитные тор-
моза наиболее перспективными тормозными устройствами для
буровых лебедок.
Электромагнитные тормоза обычно сочленяются с валом ба-
рабана лебедки с помощью шинно-пневматических муфт. Си-
стема водяного охлаждения устанавливается рядом или выно-
сится за пределы буровой площадки. Станция управления элек-
тромагнитным тормозом может быть расположена в любом
удобном месте па буровой или за ее пределами. Управление
тормозом осуществляется с пульта бурильщика и при необхо-
димости может быть связано с рукояткой механического тор-
моза.
При спуске инструмента процессом торможения управляют
изменением силы тока возбуждения электромагнитного тор-
моза. Система управления так же, как и в электромагнитных
муфтах, может быть выполнена автоматической или полуавто-
матической с возможностью оперативного вмешательства бу-
рильщика.
271
Основное преимущество электромагнитных тормозов заклю-
чается в возможности плавного регулирования в широких пре-
делах тормозного момента, а также в относительной простоте и
легкости автоматизации процесса торможения.
Технические данные отечественных электромагнитных муфт
и тормозов для буровых установок приведены в табл. 7.5.
Рис. 7.13. Структурная схема управле-
ния возбуждением синхронного двига-
теля буровой лебедки
Примером буровой ус-
тановки с электромагнит-
ной муфтой и тормозом мо-
жет быть буровая установ-
ка БУ-2500 БрЭ. В этой ус-
тановке привод буровой ле-
бедки осуществляется син-
хронным двигателем типа
СДЗБ-42-8 (450 кВт, 6 кВ,
750 об/мин). Вал этого
двигателя сочленен с транс-
миссией, от которой движе-
ние передается к ротору
посредством электромагнит-
ной муфты скольжения
ЭМС-750 либо ИЭМ-800.
Ток возбуждения синхрон-
ного двигателя и электро-
магнитной муфты скольже-
ния регулируется автомати-
чески с помощью раздель-
ных регуляторов.
Структурная схема уп-
равления возбуждением
синхронного двигателя, раз-
работанная Львовским по-
литехническим институтом,
показана на рис. 7.13. Автоматический регулятор возбуждения
(АРВ) синхронного двигателя СД обеспечивает двукратную
форсировку возбуждения при посадках напряжения ниже
0,8 номинальный ток возбуждения в интервале изменения
Таблица 7.5
Технические данные отечественных электромагнитных муфт
и тормозов для буровых установок
Тип Л<н» кН м /Wmax’ к1Ьм п л, мин р возб’ кВт Масса, кг Момент инерции. кг-м2
ЭМС-750 7,5 16,0 750 4,0 3400 7,75
ИЭМ-630 0,3 12,0 750 4,2 2400 6,7
ИЭМ-800 8,0 16,0 750 <5,4 2900 8,4
ЭМТ-4500 45,00 60,0 500 16,25 6000 26,0
ИЭТ-4500 45,0 65,0 500 8,8 6000 26,0
272
напряжения сети от 0,8 Z71I0M до Ull0y, при нагрузке меньше но-
минальной, увеличивает возбуждение пропорционально актив-
ному току в момент перегрузок и обеспечивает регулирование
только по активному току при напряжении выше номинального.
Регулятор измеряет и контролирует основные параметры (ак-
тивный ток и напряжение) и в зависимости от их значения вы-
бирает наиболее целесообразный в данный момент параметр
регулирования.
Входными устройствами АРВ являются дискретные датчики
напряжения ДН1, ДН2 и датчик активного тока ДАТ. Принцип
работы датчиков заключается в следующем. Фазное напряже-
ние U\ с измерительного трансформатора (для датчиков напря-
жения) или с трансформатора тока, включенного в фазу А ста-
тора двигателя (для ДАТ) выпрямляется двухполупериодным
выпрямителем и через периодически открывающийся с часто-
той 100 Гц транзисторный ключ подводится к запоминающему
конденсатору. Работа дискретных датчиков задается устройст-
вом ЗУ, которое формирует из линейного напряжения UBc
(в моменты его прохождения через нулевые значения) короткие
импульсы, открывающие транзисторные ключи на 100—
150 мкс. Поскольку векторы напряжений URC и U\ сдвинуты
на 90° в момент открывания ключа запоминающий конденсатор
оказывается подключенным к амплитудному значению напря-
жения UA, а в случае применения ДАТ — к напряжению, прямо
пропорциональному активной составляющей тока статора СД.
Зафиксированное значение напряжения па запоминающем кон-
денсаторе действует до следующего срабатывания ключа.
Необходимая сила тока возбуждения СД зависит от уровня
напряжения питающей сети и действительной нагрузки СД. Со-
ответствующий закон регулирования тока возбуждения выбира-
ется логическим устройством переключения каналов ЛУПК.
Выходное напряжение устройства ВУ зависит от уровня на-
пряжения питающей сети и нагрузки на валу СД. Уровень на-
пряжения на выходе ВУ влияет на фазу импульсов системы
импульсно-фазового управления СИФУ, изменяющей угол отпи-
рания тиристоров возбудителя ТВ п, следовательно, силу тока
возбуждения СД.
Когда напряжение сети становится ниже установленного ми-
нимального уровня и срабатывает датчик ДН1, осуществляется
кратковременная форсировка (устройство УФ) тока возбужде-
ния. Если напряжение питающей сети ниже номинального, но
превышает значение, при котором наступает форсировка, проис-
ходит регулирование поддержания постоянства напряжения
сети. В этом случае, учитывая длительность возможных сни-
жений напряжения, ток возбуждения двигателя поддержива-
ется постоянным и равным номинальному.
При увеличении напряжения сети выше номинального дат-
чик ДН2 через сравнивающее устройство СУ воздействует на
273
ЛУПК и происходит регулирование по активной составляющей
тока двигателя. При этом, поскольку напряжение питающей
сети выше номинального, СУ выдает сигнал па ЛУПК о пере-
ходе на регулирование по активному току (капал ДАТ- -
ЛУПК—ВУ). В этом случае ток возбуждения зависит от на-
грузки, что создает возможность путем выбора нужного коэф-
фициента усиления по каналу ДАТ обеспечить устойчивость ра-
боты приводного синхронного двигателя лебедки.
При холостом ходе СД АРВ устанавливает неизменный ток
возбуждения, равный (0,6—0,7) inn и определяемый из условия
Рис. 7.14. Упрощенная схема управления возбуждением электромагнитной
муфты скольжения
устойчивости работы двигателя п минимума потерь электро-
энергии. В периоды максимальной нагрузки, достигающей дву-
кратного значения, сигнал от ДАТ становится наибольшим и
проходит через ЛУПК сквозным каналом на выход регуля-
тора, определяя ток возбуждения двигателя независимо от
уровня напряжения питающей сети. Это обеспечивает падежную
и устойчивую работу синхронного двигателя в момент включе-
ния максимальной нагрузки.
Схема управления возбуждением электромагнитной муфты
ЭМС-750 (рис. 7.14) обеспечивает плавное приложение мо-
мента нагрузки к валу синхронного двигателя и достаточно
интенсивный разгон барабана лебедки.
Обмотка возбуждения муфты ОВ ЭМС получает питание от
нереверсивного тиристорного преобразователя, состоящего из
тиристоров Т1 и Т2 и трансформатора Тр. Последний получает
питание от сети переменного тока через магнитный пускатель
ПМ и автомат АВ. В цепи катушки магнитного пускателя ПМ
274
(па схеме не показана) предусмотрены защиты п блокировки,
аналогичные блокировкам рис. 7.12.
Управление углом отпирания тиристоров осуществляется по-
средство.м магнитного усилителя МУ, суммирущего сигналы за-
дающий (зажимы 3 и 4), отрицательной обратной связи по ско-
рости (зажимы 5 и 6) и отрицательной обратной связи по току
возбуждения ЭМС (зажимы 7 и 3). Напряжение на все эти
зажимы подается от сельсинного комаидоаппарата СКАЛ, та-
.хогеператора ТГ и резистора Р. Тахогенератор ТГ приводится
во вращение ведомым валом муфты через ценную передачу.
Магнитный усилитель МУ получает питание от сети перемен-
ного тока (зажимы 1 и 2); с выхода МУ (зажимы 9 и 10) от-
пирающие импульсы поступают на управляющие электроды ти-
ристоров. Требуемые динамические характеристики привода
формируются соотвстствущими обратными связями.
В качестве вспомогательного тормоза лебедки служит элек-
тромагнитный порошковый тормоз ТЭП-4500. Этот же тормоз
используется в качестве автоматического регулятора подачи до-
лота.
В схеме управления электромагнитным порошковым тормо-
зом ТЭП-4500 обмотки возбуждения тормоза (этот тормоз яв-
ляется двухобмоточным) получают питание от сети перемен-
ного тока чере.з диодно-тиристорный регулятор. Последний
обеспечивает постоянство заданной скорости спуска бурильной
колонны и ее регулирования (обратная связь по скорости сни-
мается с тахогенератора), форсировку тока возбуждения, раз-
магничивание тормоза, и стабилизацию тока возбуждения (при
работе тормоза в качестве регулятора подачи инструмента во
время бурения). Управление торможением осуществляется с по-
мощью командоконтроллера.
§ 39. Электропривод буровых насосов
Характеристики и мощность
Буровой насос служит для создания циркуляции промывоч-
ной жидкости, очищающей забой и передающей энергию тур-
бине при турбинном способе бурения. В бурении в основном
применяются поршневые насосы со сменными цилиндровыми
втулками, позволяющие в определенных пределах изменять по-
дачу насоса при постоянном числе ходов поршней в минуту.
При неизмененных глубине бурения, конструкции скважины и
бурильной колонны и качестве бурового раствора момент на
приводном валу бурового насоса связан параболической зави-
симостью с частотой вращения этого вала. Постоянная пара-
болы зависит от конструктивных данных насоса, диаметра при-
меняемой втулки, параметров бурового инструмента и качества
прокачиваемой жидкости.
275
В начале бурения скважины давление, создаваемое насо-
сом, невелико. Однако по мерс углубления скважины вслед-
ствие увеличения гидравлического сопротивления труб увели-
чивается и давление на выходе насоса, которое ограничено
прочностью деталей насоса. Поэтому, начиная с определенной
глубины скважины, подачу насоса приходится ограничивать.
Частично эта задача решается при нерегулируемом электропри-
воде сменой цилиндровых втулок насоса, однако недоиспользо-
вание мощности при таком регулировании весьма существенно.
Наплучшее использование мощности и работа па оптимальных
технологических режимах возможны только при плавном регу-
лировании частоты вращения привода.
Более полное использование мощности насосов при регули-
руемом приводе практически выражается в том, что при том
же максимальном допустимом давлении в нагнетательной си-
стеме подача насосов в абсолютном большинстве рейсов может
быть выше, чем при нерегулируемом приводе. Благодаря этому
при всех видах бурения улучшается очистка забоя, что ведет
к увеличению механической скорости бурения, а также созда-
ется возможность дальнейшего увеличения скорости вследствие
повышения нагрузки на долото. Одновременно возрастает про-
ходка на долото, поскольку уменьшается степень повторного
разрушения породы. В результате увеличения проходки на до-
лото сокращается время спуско-подъема и ряда вспомогатель-
ных и подготовительно-заключительных операций.
При турбинном бурении, кроме того, механическая скорость
растет вследствие увеличения частоты вращения долота и сред-
ней мощности, подводимой к долоту.
Регулирование подачи насоса необходимо в осложненных
условиях бурения, а также при восстановлении циркуляции. Та-
ким образом, для бурового насоса было бы целесообразно при-
менять регулируемый электропривод. Причем регулирование
необходимо осуществлять при постоянном моменте, определяе-
мом допустимым усилием па шток насоса или допустимым дав-
лением в гидравлической системе буровой установки.
Поскольку достаточно простой, надежный и экономичный
мощный регулируемый электропривод переменного тока отсут-
ствует, для буровых насосов в большинстве случаев применяют
нерегулируемый электропривод переменного тока. В качестве
приводных двигателей используются синхронные двигатели, яв-
ляющиеся одновременно источниками реактивной энергии. Из-
менение подачи насосов осуществляется сменой цилиндровых
втулок, а уменьшение подачи на время восстановления цирку-
ляции — открыванием задвижки на сливе из насоса.
В случае применения для привода насоса асинхронного дви-
гателя с фазным ротором возможно регулирование его частоты
вращения вниз от номинальной. Так как отношение диаметров
соседних типоразмеров втулок составляет 0,85—0,9, между
276
двумя сменами втулок целесообразно регулировать частоту вра-
щения приводного двигателя насоса на 20—30% вниз от номи-
нальной. Такое регулирование частоты вращения может быть
получено при помощи резистора в цепи ротора двигателя. Од-
нако такое регулирование связано с существенными потерями
энергии, поэтому в новых буровых установках предусмотрено
регулирование подачи насосов путем регулирования частоты
вращения асинхронного двигателя по схеме электрического кас-
када (см. рис. 7.2).
Всптпльно-машшшый каскад, применяемый в установке
«Уралмаш-5000Э», состоит из асинхронного двигателя с фаз-
ным ротором АДН, трехфазного выпрямительного моста ВК,
преобразующего энергию скольжения двигателя в энергию по-
стоянного тока, и источника э. д. с., в качестве которого ис-
пользуется генератор постоянного тока ГН (П127-8к, 250 кВт,
330 В, 750 об/мин) с приводным синхронным двигателем СДА.
Ток ротора асинхронного двигателя АДН выпрямляется выпря-
мителем ВК и поступает в цепь якоря машины постоянного тока
ГН. Эта машина работает в двигательном режиме, а СДА —
в генераторном режиме, вследствие чего энергия скольжения
возвращается в сеть.
Изменяя э. д. с. ГН, можно регулировать частоты вращения
АДН\ чем больше сила тока возбуждения ГН, тем меньше ча-
стота вращения АДН. Обмотка возбуждения ГН получает пи-
тание от реверсивного тиристорного возбудителя, управляемого
сельсинным командоаппаратом. В схеме управления предусмот-
рены обратные связи, способствующие стабилизации характе-
ристик двигателя. Рассмотренная схема позволяет снижать ско-
рость АДН на 40% от номинальной.
Для пуска двигателя АДН используется масляный рео-
стат РМ.
В буровых установках глубокого бурения подача насоса
в широких пределах регулируется при помощи привода посто-
янного тока по системе тиристорный преобразователь—двига-
тель.
Мощность приводного двигателя насоса может быть опреде-
лена по формуле
р _ ФпФтРД (7
'Пн'Пп. н
где QT — максимальная теоретическая подача, рассчитанная по
диаметрам цилиндра и штока, ходу поршня и числу ходов
поршня в 1 с, м3/с; р--полное давление нагнетания при макси-
мальной производительности, Па; ср,, — коэффициент подачи;
г)к—полный КПД насоса; т]„. п—КПД передач между двигате-
лем и насосом; а—коэффициент, учитывающий возможность
длительной перегрузки насоса.
277
Значение полного давления нагнетания определяется в со-
ответствии с. формулами из курса бурения; значения коэффи-
циентов: <рп = 0,9; г]н = 0,8; Цп. н = 0,96; а = 1,054-1,1.
Поскольку режим работы насоса продолжительный, двига-
тель насоса выбирают таким образом, чтобы его номинальная
мощность была несколько больше или равна мощности, вычис-
ленной по формуле (7.4). Номинальное напряжение обмоток
двигателя должно быть равно напряжению питающей сети (6
или 10 кВ). Номинальная частота вращения двигателя опреде-
ляется кинематикой насоса и клипоременной передачи; для су-
ществующих поршневых насосов она составляет 750 об/мин.
Двигатели и станции управления
В серийных электрифицированных буровых установках для
привода насосов применяются синхронные двигатели, рассчи-
танные для эксплуатации в неотапливаемых помещениях с нор-
мальной средой при температуре окружающего воздуха ±40° С
и относительной влажностью 90°/о при 20° С (исполнение У2).
Исполнение двигателей — брызгозащищенное с влагостойкой
изоляцией, горизонтальное с самовентиляцией; вал на щито-
вых подшипниках — со свободным концом под шкив для клино-
ременной передачи. На верху корпуса двигателя смонтирован
возбудитель, связанный клиноремепной передачей с валом дви-
гателя. Номинальное напряжение двигателей 6000 В, поминаль-
ная частота вращения 750 об/мин.
Обмотка статора двигателя соединена в звезду, ротор
с явно выраженными полюсами, пусковая обмотка в виде ла-
тунных стержней, расположенных в башмаках полюсов. Дви-
гатель снабжен грелкой для обогрева обмотки при перерывах
в работе в зимнее время.
Технические данные синхронных двигателей привода насо-
сов приведены в табл. 7.6.
Таблица 7.6
Технические данные синхронных двигателей привода насосов
Тип двигателя Номинальная мощность. кВт При номиналь- ной нагрузке Кратность по отношению к поминальному Масса, кг
сила тока статора. А КПД. % COS Ф пускового тока нанального пускового момента входного момента максималь- но! и момён'1а
СДЗ-12-46-8Л 320 36,7 94 0,9 5,5 1,3 1,2 1,8 3200
СДБ-13 42-8Л 450 46,2 93 1,0 6,0 1,8 0,6 1,46 4050
СДЗ Б-13-42-8 450 51,5 94 0,9 5,4 1,8 0,6 1,9 4050
СДЗ-13-52-8 А 630 63,5 95 1,0 6,0 1,8 0,6 1,44 5420
СДБО-99/49-8/А2 630 71 94,5 0.9 6,9 1,8 0,6 2,2 5600
СДБ-14-46-8 850 96 94,5 0,9 5,5 0,87 0,79 2,2 6500
278
Принципиальная схема управления синхронным двигателем
насоса буровой установки «Уралмаш-4000 БЭ» показана на
рис. 7.15. Поскольку условия пуска двигателя бурового насоса
являются сравнительно легкими (момент статического сопро-
тивления на валу двигателя составляет примерно 20% от номи-
нального момента двигателя, время разгона 3—4 с, мощность
сетей, как правило, достаточная), в схеме предусмотрен его
прямой пуск с наглухо подключенным возбудителем.
К трансформатору
Рис. 7.15. Схема управления синхронном двигателем бурового насоса
Управление пуском и остановкой двигателя насоса СД — ди-
станционное посредством переключателя У/7/ со станции управ-
ления ПГЛ 7002-01А1, установленной в насосном блоке; отклю-
чение возможно также и с пульта бурильщика переключателем
У/72. Поворот рукоятки УД/ в правое положение вызывает (при
наличии напряжения 6 кВ контролируемого реле РП1 и разомк-
нутой цепи катушки реле РП2) включение реле РВ и контак-
тора КВ. Контактор КВ замыкает цепь обмотки возбуждения
ОВВ возбудителя В на его якорь и включает свою катушку на
самопитание, а реле РВ замыкает цепь катушки контактора
высокого напряжения К.
Этот контактор своими главными контактами подает пи-
тание на обмотку статора двигателя СД, а вспомогательным
279
контактом включает свою катушку на самопитание. Начина-
ется асинхронный пуск синхронного двигателя СД; напряжение
возбудителя В по мере разгона двигателя увеличивается, и, сле-
довательно, нарастает его ток возбуждения; при достижении
подсинхронной частоты вращения ротор двигателя под дейст-
вием входного момента втягивается в синхронизм. Ток возбуж-
дения двигателя регулируется реостатом ШР, установленным на
пульте.
Для повышения устойчивости двигателя насоса при сниже-
ниях напряжения предусмотрено форсирование возбуждения
двигателя. Контроль за напряжением осуществляется с по-
мощью реле РФ, которое при снижении напряжения на 15% и
более отпускает якорь и закрывает свой контакт в цепи ка-
тушки контактора форсирования КФ. Последний своим замы-
кающим контактом закорачивает часть реостата I1IP-, напря-
жение возбудителя поднимается, возрастает ток в обмотке воз-
буждения ОВ СД двигателя, а следовательно, увеличивается и
его максимальный момент.
Форсирование возбуждения синхронных двигателей целесо-
образно также и потому, что оно способствует повышению
устойчивости всей энергосистемы, так как при аварийных ре-
жимах перевозбужденные синхронные двигатели, работая как
генераторы реактивной энергии, поддерживают напряжение
в сети. После восстановления напряжения сети до номинального
значения реле РФ вновь включается и форсировка автомати-
чески снимается.
Для остановки двигателя необходимо повернуть либо руко-
ятку У/7/ в левое положение, либо рукоятку УП2 в любое по-
ложение. Это приводит к одновременному разрыву цепей ка-
тушек контактора КВ и реле РВ. Контактор КВ разрывает
цепь обмотки возбуждения возбудителя, обеспечивая гашение
поля двигателя СД. Реле РВ с выдержкой времени около 1,5 с
разрывает цепь катушки контактора К и отключает обмотку
статора двигателя СД от сети. Такая последовательность опе-
рации при отключении двигателя снижает перенапряжения
в обмотке статора и на контактах контактора К при его от-
ключении.
Защита двигателя от перегрузок и от асинхронного режима
осуществляется при помощи реле РТ/ и РТ2, которые с выдерж-
кой времени закрывают свои контакты в цепи катушки реле
РП2, отключающего контактор К. Реле РП1 (его катушка на
схеме не показана) своим размыкающим контактом РП1 осуще-
ствляет блокировку, при помощи которой цепь управления дви-
гателем СД отключается, если отсутствует напряжение 6 кВ
цепи питания двигателя.
Для контроля за работой привода насоса в схеме предусмот-
рены приборы измерения напряжения и силы тока в цепях ста-
тора и обмотки возбуждения: вольтметры VI и V2, амперметры
280
At и A2. Чтобы исключить перемагничивание возбудителя при
пуске двигателя, в цепь обмотки ОВВ включен кремниевый
диод ВД.
Наличие в описанном приводе бурового насоса электрома-
шипиого возбудителя, имеющего щеточный контакт, а также
колец и щеток для токоподвода к обмотке возбуждения дви-
гателя приводит к снижению надежности привода. Кроме того,
двигатели СДЗ, СДЗБ и СДБ не предназначены для работы
Рис. 7.16. Двигатель СДБО-99/'49-8ХЛ2:
/ — статор; 2 —станина; 3 - ротор; 4 — охладитель; 5 и 6— подшипниковые щиты; 7 —
подшипники; 8—коробка выводов статора; 9 и 10 — кожухи; //--возбудитель перемен-
ного тока; /2 — вращающийся полупроводниковый преобразователь; 13 — датчик тока;
14 — вентилятор наружного обдува
в условиях холодного климата. Поэтому был разработан бес-
щеточный синхронный двигатель типа СДБО-99/49-8ХЛ2, кото-
рый может быть использован для привода буровых насоса и ле-
бедки (рис. 7.16). В двигателе применена бесщеточная система
возбуждения (рис. 7.17), которая состоит из синхронного воз-
будителя ВбС, вращающегося преобразователя ПбВ и устрой-
ства бесконтактного измерения тока ротора КН1-3 и обеспе-
чивает генерацию энергии возбуждения, ее бесконтактный под-
вод к обмотке ротора и измерение. Устройство управления
электродвигателем обеспечивает его пуск и остановку, защиту
от перенапряжений при пуске и других переходных процессах
и управление возбуждением.
В работающем двигателе обмотка возбуждения ВбС пита-
ется от сети собственных нужд буровой установки с помощью
281
согласующего трансформатора Tpl и статического управляе-
мого однофазного выпрямителя с нулевым выводом ПбС.
Для обеспечения необходимого пускового момента и за-
щиты от перенапряжений вентилей ПбВ и ротора двигателя
в схеме предусмотрено пускозащитное устройство ПЗУ, в ка-
честве которого применен тиристор, подключенный встречно-
параллельно одному из вентилей ПбВ. Тиристор открывается
Рис. 7.17. Структурная схема управления бесщеточным двигателем:
М — синхронный двигатель; ВбС — возбудитель бесщеточный синхронный; ПЗУ— пуско-
защитное устройство; ДНТ — датчик напряжения и тока; ССУ—сумматор сигналов уп-
равления; ОТР — ограничитель тока ротора; РВП — реле времени пуска; ИУ — импульс-
ное устройство; КЗЗ — защита от короткого замыкания; ПбС — преобразователь стати-
ческий; ИП — источник питания; Эн1 — Энб — электронагреватели; ФСУ — формирова-
тель сигнала управления; ПА — пусковая аппаратура; ВА1 и ВАЗ — автоматические вы-
ключатели; К — контактор; КН1-3 — измерители тока возбуждения
под действием отрицательной полуволны э. д. с., па веденной
в роторе полем статора двигателя, с помощью стабилитронов,
включенных в цепь управляющего перехода тиристора. После-
довательно с тиристором включен разрядный резистор, обеспе-
чивающий быстрое гашение поля ротора и закрытие пускового
тиристора по окончании пуска. Так как момент подачи возбуж-
дения может оказать существенное влияние только на синхро-
низацию двигателей с большим моментом сопротивления и
значительной инерционной постоянной, то в схеме применено
полупроводниковое реле времени РВП, обеспечивающее подачу
возбуждения в конце пуска до вхождения двигателя в синхро-
низм. В схеме предусмотрена защита от коротких замыканий
282
Рис. 7.18. Принципиальная схема вентиль-
ного двигателя:
1 — автоматический выключатель; 2 — токоотрапи-
чивающие реакторы; 3 — регулируемый выпрями-
тель; 4 — инвертор; 5 — синхронный двигатель;
6 -- тиристорный возбудитель; 7 — датчик поло-
жения ротора; 8 — тахогенератор; 3 —система
нмпульсно-фазового управления выпрямителем;
10 — система управления инвертора; // — пульт
управления
во вращающемся преобразователе (КЗЗ). Защита реагирует на
пульсации тока возбуждения возбудителя, которые в случае ава-
рии во вращающемся преобразователе достигают значительной
величины, и вызывает срабатывание сигнализации и отключение
двигателя. Управление возбуждением возбудителя, а следова-
тельно, и двигателя осуществляется с помощью автоматиче-
ского регулятора (АРВ) по заданному закону.
Регулятор выполнен по принципу запоминания сигналов тока
и напряжения статора в каждый период напряжения сети. Та-
ким образом, с динамиче-
ской точки зрения регу-
лятор обладает характе-
ристикой импульсного
элемента с периодом
квантования 0,02 с, что
обеспечивает его высокое
быстродействие и малые
пульсации выходного сиг-
нала.
Регулируемый элек-
тропривод бурового на-
соса на базе вентильного
двигателя (рис. 7.18) со-
стоит из преобразователя
частоты со звеном посто-
янного тока и серийной
синхронной машины 5 и
обеспечивает плавное и
экономичное регулиро-
вание в диапазоне свыше
1 : 20. Для управления
инвертором используется бесконтактный датчик положения ро-
тора в сочетании с датчиком напряжения на зажимах машины.
Благодаря этому регулировочные свойства электропривода ана-
логичны свойствам электропривода постоянного тока. Выпрям-
ленное напряжение через сглаживающий реактор РФ подается
па вход инвертора 4. Тиристоры инвертора отпираются системой
управления 10 в зависимости от сигналов датчика положения
ротора 7. Ток возбуждения вентильного двигателя регулируется
возбудителем 6 в зависимости от нагрузки двигателя 5.
В буровых установках для бурения скважин глубиной 7—
10 км для электропривода насосов У8-7 служат двигатели по-
стоянного тока П172-12к (950 кВт, 550 В, 750/900 об/мин). Каж-
дый из трех двигателей насосов получает питание по системе
генератор — двигатель от одного из главных генераторов уста-
новки. Обмотка возбуждения двигателя питается от силового
нереверсивного магнитного усилителя. Пуск двигателя осу-
ществляется путем оперативного управления напряжением
283
генератора с помощью переключателя, установленного на пульте
управления насоса.
Сменой цилиндровых втулок и поршней обеспечивается из-
менение подачи насоса в четыре ступени. При неизменном диа-
метре втулки частота вращения двигателя и подача насоса из-
меняются автоматически вследствие нелинейной обратной связи
по давлению (или по току двигателя), воздействующей на си-
стему возбуждения двигателя насоса, причем в определенном
диапазоне мощность поддерживается постоянной.
§ 40. Дизель-электрический привод
Дизельный привод главных механизмов буровых установок
имеет существенные недостатки. Стремление улучшить характе-
ристики дизельного привода, упростить кинематику и повысить
производительность буровых установок, увеличить срок службы
дизеля и улучшить условия труда буровых бригад привело
к созданию гидравлических и электромашинных передач от ди-
зеля к исполнительным механизмам.
Введение гидравлических передач (турботрансформаторов)
увеличивает перегрузочную способность привода по моменту,
исключает ряд нежелательных явлений при совместной работе
дизелей на общую трансмиссию, улучшает условия работы ди-
зелей и в ряде случаев увеличивает скорости подъема инстру-
мента.
Электромашинные передачи постоянного тока дают почти те
же результаты и, кроме того, позволяют упростить кинемати-
ческую схему установки и улучшить условия пруда буровой
бригады.
Применение электромашинных передач переменного тока
имеет те же цели, а также дает возможность упразднить вспо-
могательные дизель-электростанции, поскольку двигатели вспо-
могательных механизмов получают питание от генераторов
электромашинной передачи. При наличии электромашинных пе-
редач переменного тока наиболее благоприятны условия для
унификации буровых установок, предназначенных для работы
в электрифицированных и неэлектрифицированных районах.
Однако во всех случаях применение электромашинных и
в особенности гидравлических передач связано с потерями мощ-
ности. Кроме того, в ряде, случаев может оказаться, что элек-
тромашинные передачи усложняют обслуживание привода, уве-
личивают его массу или снижают надежность.
Применение дизель-электрического или дизель-гидравличе-
ского привода вместо чисто дизельного не всегда целесообразно,
так как в каждом отдельном случае нужно сделать соответ-
ствующий технико-экономический сопоставительный анализ
с учетом конкретных условий работы установки: способа и вре-
мени проходки скважин; расстояния, на которое нужно перево-
284
зить установку; геологических условий проходки скважин; ква-
лификации обслуживающего персонала; наличия в УРБ элек-
троремонтной базы и пр.
Наибольшее развитие дизель-электрический привод полу-
чил в зарубежных буровых установках. Согласно литературным
данным, за рубежом определились следующие области эффек-
тивного применения буровых установок с дизель-электрическим
приводом:
для эксплуатационного и разведочного бурения глубоких и
сверхглубоких нефтяных и газовых скважин;
для передвижных и полупередвижных наземных установок
(глубина бурения 2000—2500 м);
для всех видов бурения во внешних и внутренних водоемах
(морские и озерные баржи, плавучие основания, платформы
и пр.);
для бурения на пересеченной местности и в густонаселен-
ных районах.
На плавучих буровых установках и полупогружных плат-
формах применен дизель-электрический привод, принципиаль-
ная схема которого показана на рис. 7.19. В этом приводе ди-
зели Д/—Д5 вращают генераторы переменного тока Г1—Г5,
работающие на общие секционированные главные шины ГIII
6 кВ. Генераторы Г1—Г5 имеют тиристорные возбудители
ВГ1—ГВ5. Вспомогательные генераторы Гб и /'7, вращаемые
дизелями Д6 и Д7, питают шины 0,4 кВ переменного тока, ко-
торые через трансформаторы связаны с шинами 6 кВ. Большое
число выключателей обеспечивает возможность присоединения
любого из генераторов к любой системе шин.
Электродвигатели буровой лебедки ДЛ1 и ДЛ2, буровых и
цементировочных насосов ДН1—ДН4 и ДЦН1, ДЦП2\ ротора
ДР получают питание от реверсивных и нереверсивных тири-
сторных преобразователей. Таким образом, привод основных
механизмов буровой установки осуществляется на постоянном
токе. Двигатели гребных винтов ДВ1—ДВ4 и винтов динами-
ческого уравновешивания корабля ДВ5—ДВ9 — асинхронные
с короткозамкнутым ротором. Пуск этих мощных асинхронных
двигателей производят, поочередно присоединяя один из глав-
ных генераторов. Такая схема пуска позволяет избежать влия-
ния пусковых токов на работу остальной системы привода.
Наличие двигателей постоянного п переменного тока при-
мерно одинаковой установленной мощности, по работающих не
одновременно позволяет при такой системе привода уменьшить
установленную мощность генераторов переменного тока.
Управление главными электроприводами осуществляется
в цепях управления тиристорных преобразователей; релейно-
контактная аппаратура используется только для подготовки
схемы к работе и для обеспечения требуемых защит и блоки-
ровок.
285
Рис. 7.19. Принципиальная схема дизель-электри
iccKoro привода постоянно-переменного тока
§41. Электрооборудование морских буровых установок
Скважины на море бурят с морских оснований, с плавучих
или полупогружных буровых установок. В случае бурения
с морских оснований применяются серийные буровые установки
с электроприводом. Электроснабжение таких установок осуще-
ствляется кабельными линиями 35 и 6 кВ, проложенными по
эстакадам, а комплект электрооборудования такой же, как и
для установок для бурения на суше.
В случае бурения с индивидуальных морских оснований при-
меняют буровые, установки с автономным приводом (чаще всего
дизельным). Электродвигатели привода вспомогательных ме-
ханизмов получают питание от дизель-генераторов напряже-
нием 0,4 кВ, расположенных на основании.
Плавучие полупогружные буровые, установки (платформы,
баржи, суда), как правило, снабжаются дизель-электрическим
приводом постоянно-переменного тока (см. рис. 7.19). В зави-
симости от условий, глубины бурения и глубины моря число
силовых агрегатов, их мощность, число и мощность приводных
электродвигателей основных и вспомогательных механизмов мо-
гут быть различными. Однако техническое решение, согласно
которому для привода основных механизмов применяют двига-
тели постоянного тока, а для привода вспомогательных меха-
низмов — асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором,
является неизменным как в плавучих буровых установках
«Азербайджан» и «Хазар», так и в буровых установках зару-
бежных фирм.
В морских буровых установках возможно образование взры-
воопасной зоны вокруг наружных установок (вибросит, жело-
бов, приемных емкостей, дегазаторов) в нормальных условиях
эксплуатации буровой установки при циркуляции в системе
промывочной жидкости, содержащей до 10% добавок нефти.
Опасность возникновения взрывоопасных смесей нефтяных па-
ров с воздухом существует также в закрытых помещениях бу-
ровых и цементировочных насосов и в помещениях для хране-
ния бурового раствора.
По классификации взрывоопасных смесей пары нефти отно-
сятся ко 2-й категории и группе ТЗ, а помещения морских бу-
ровых установок могут быть отнесены:
к категории 1а — зоны расположения желобовой системы,
приемных емкостей и других открытых установок, ограничен-
ные расстоянием до 3 м во всех направлениях от указанных
установок; помещения, где расположены емкости для бурового
раствора;
к категории Па — район расположения устья скважины;
определяемый пространством ограниченным цилиндром ради-
усом 15 м от оси скважины, высотой 3 м над полом буровой и
до 9 м — под полом буровой; район расположения дегазато-
288
ров, пескоотделителей и других закрытых наружных установок,
определяемый пространством, ограниченным расстоянием до
3 м во всех направлениях от указанных установок; помещения,
где располагаются буровые, цементировочные насосы (взрыво-
опасное пространство — объем всего помещения).
В соответствии с изложенным электрооборудование, уста-
новленное стационарно, должно быть следующего исполнения:
взрывозащищенное с уровнем взрывозащиты не ниже взрыво-
безопасного — в помещениях и открытых пространствах катего-
рии 1а; взрывозащищенное с любым уровнем взрывозащиты
в помещениях и открытых пространствах категории Па.
§ 42. Электрооборудование вспомогательных механизмов
Независимо от типа электропривода главных механизмов
привод большей части вспомогательных механизмов осущест-
вляется асинхронными двигателями с короткозамкнутым рото-
ром напряжением 380 В с дистанционным управлением. Элек-
тропривод компрессора низкого давления после его пуска уп-
равляется автоматически в зависимости от давления сжатого
воздуха. После увеличения давления до 0,8—0,9 МПа реле дав-
ления отключает электропривод; при снижении давления до
0,6—0,7 МПа — вновь отключает его.
В схемах управления предусмотрены различные блокировки,
обеспечивающие требуемую последовательность включения
вспомогательных и главных механизмов. Все двигатели вспо-
могательных механизмов имеют нулевую защиту, защиту от
коротких замыканий, перегрузки и однофазного включения, осу-
ществляемую расцепителями установочных автоматов и тепло-
выми реле пускателей. Все аппараты сосредоточены на соответ-
ствующих станциях и пультах управления.
В установках с неавтономным приводом главных механиз-
мов питания электроприводов вспомогательных механизмов по-
дается от электрической сети через трансформатор 6000/400 В.
От этого же трансформатора питаются цепи освещения. При
перерывах в электроснабжении буровой установки необходи-
мые вспомогательные механизмы питаются от резервной ди-
зель-генераторной электростанции. В установках с автономным
приводом (дизельных или дизель-электрических) независимо
от рода тока электроприводов главных механизмов двигатели
вспомогательных механизмов питаются от дизель-генераторпой
электростанции переменного тока мощностью 100 кВт. Для ав-
томатического регулирования напряжения этой электростанции
применена схема регулятора с фазным компаундированием типа
УБКО, которая подробно описана в гл. 12.
Современные буровые установки оснащены комплексом ме-
ханизмов для автоматизации спуско-подъема ДСП, позволяю-
щим совмещать развинчивание, свинчивание и перестановку
Ю Заказ № 2719 289
свечей с перемещением порожнего элеватора. В качестве при-
вода тележки и стрелы механизмов ДСП применены асинхрон-
ные двигатели с короткозамкнутым ротором /НТК-111-6
(3,5 кВт, 380 В, 870 об/мин при ПВ = 25%). Принципиальная
схема управления ДСП показана на рис. 7.20.
Напряжение на цепи управления подается через автомати-
ческий выключатель В2. Перемещением тележки или стрелы
управляют постановкой соответствующего командоаппарата
{ККТ или ККС) в нужное положение {«вправо» или «влево»,
«назад», или «вперед»). Остановка полностью зависит от опе-
ратора. Включают и отключают двигатели АТ и ДС пускатели
с тепловой защитой. В исходном положении все контакты в це-
пях катушек пускателей замкнуты и схема подготовлена к ра-
боте. Исходным (нулевым) положением тележки и стрелы
принято считать такое положение, когда тележка находится
точно между магазинами, а стрела — в крайнем, отведенном
от центра скважины положении (в этом положении нажат ко-
нечный выключатель ВКС1). Для выдвижения стрелы вперед
оператор включает командоконтроллер ККС в положение «впе-
ред» (контакт ККС — 1 закрыт), при этом включается пуска-
тель ПВ и подключает двигатель стрелы ДС к сети. Стрела вы-
двигается до упора в свечу.
Для защиты двигателя от стопорного режима служит ша-
риковая муфта, которая в момент упора стрелы в свечу начи-
нает проворачиваться. Оператор поворотом командоконтрол-
лера ККС в нулевое положение отключает двигатель ДС от
сети. Движение стрелы «назад» происходит аналогично.
Схема управления тележкой подобна схеме управления
стрелой. Контакты командокоптроллера ККТ включают пуска-
тели ПП {«вправо») или ПЛ {«влево») в зависимости от вы-
бранного магазина. Точность остановки тележки напротив лю-
бой из кассет полностью зависит от оператора.
В цепях управления тележкой н стрелой имеются блоки-
ровки, которые не допускают одновременного включения пу-
скателей ПП и ПЛ, ПВ и ПН, а также блокировки от удара
талевым блоком по стреле. Блокировки осуществляются при
помощи конечных выключателей стрелы ВКС1 и ВК.С2. Конеч-
ный выключатель ВКС1 срабатывает, когда стрела полностью
убрана от центра скважины, а выключатель ВКС2—когда
стрела выдвинута на 1,5 м от нулевого положения.
Для сигнализации положения стрелы служат лампы
ЛК и ЛЗ. Кратковременное включение двигателя тележки
при не полностью убранной стреле возможно с помощью
кнопки КТ.
При наличии в буровой установке вспомогательной ле-
бедки для ее привода применяют асинхронный двигатель с фаз-
ным ротором МТВ-312-6 (16 кВт, 380 В, 960 об/мин при
ПВ = 25%).
290
Для плавного пуска и кратковременного регулирования ско-
рости в цепь ротора двигателя включены резисторы; управление
осуществляется контроллером.
Привод вспомогательной лебедки плавучих морских буро-
вых установок осуществляется двигателем постоянного тока,
питаемым от тиристорного выпрямителя.
Для повышения надежности работы основного электрообо-
рудования в схемах принято раздельное питание цепей осве-
щения и управления. Освещение буровой установки общей
мощностью 14 кВт разбито на группы: вышка освещена 14 све-
тильниками; буровая площадка п блок двигателей—16 све-
тильниками; насосный блок, система глиноприготовлепия и тер-
ритория— 12 светильниками; освещение «безопасности»— 12 В;
аварийное освещение получает питание от аккумуляторной ба-
тареи. Члены буровой бригады и электромонтеры снабжены
также переносными аккумуляторными фонарями.
Глава 8
Электрооборудование
для насосной эксплуатации
нефтяных скважин
Значительную долю добываемой в СССР нефти получают
из скважин, оборудованных для механизированной добычи на-
сосным и компрессорным способами.
Насосная эксплуатация возможна при помощи как штанго-
вых плунжерных насосов, так и бесштанговых погружных цен-
тробежных электронасосов. Область экономически целесооб-
разного применения того или другого вида насосной установки
определяется сочетанием суточной производительности сква-
жины Q и глубины подвески насоса Н„.
Для глубиннонасосных штанговых установок эта область ха-
рактеризуется значениями Q = 5—50 м3/сут при Н„ до 1 600 м
и доходит до Q = 300 м3/сут при уменьшении Нп до 400 м.
Бесштанговые погружные насосы используются на скважи-
нах с форсированным отбором жидкости при значениях Q =
= 400—500 м3/сут и на скважинах с меньшей производитель-
ностью Q = 40—300 м3/сут при Нп от 2 800 до 400 м.
§ 43. Глубиннонасосные штанговые установки
В глубиннонасосной установке (рис. 8.1, а) плунжерный глу-
бинный насос 1 подвешивается на колонне насосных труб 3. При
помощи колонны штанг 4 плунжеру насоса сообщается воз-
вратно-поступательное движение и передается энергия от ба-
лансира 7 станка-качалки. Станок-качалка с электродвигате-
лем /2 и редуктором 10 преобразует вращательное движение
в возвратно-поступательное движение балансира.
Собственно насос (рис. 8.1, б) состоит из цилиндра /, внутри
которого перемещается плунжер 2. При ходе плунжера вверх
открывается нижний (приемный) клапан 4 при закрытом верх-
нем клапане плунжера 5. Жидкость из скважины засасывается
в цилиндр насоса.
При ходе плунжера вниз клапан 4 закрывается, а нефть
через открывающийся клапан 5 выдавливается в пространство
насосных труб, идущих от устья скважины, к которым прикреп-
лен насос с помощью верхней муфты 3.
Колонна штанг в нижней части соединена с плунжером на-
соса 2 (см. рис. 8.1, а), а на устье скважины она через устьевой
шток 5 соединена с головкой балансира станка-качалки 6.
293
Балансир 7 с помощью шатунов 8 связан с кривошипами 9, вал
которых через редуктор 10 и клиноременпую передачу 11 свя-
зан с электродвигателем 12.
Изменяя расстояние от кривошипного вала до месте, присо-
единения шатунов к кривошипу, можно в определенных преде-
Рис. 8.1. Основные элементы глубинпонасосной установки:
а — общая схема установки; б — схема устройства глубинного плунжерного насоса
лах регулировать ход устьевого штока, т. е. длину хода точки
подвеса штанг, а значит, и плунжера насоса.
Для уравновешивания нагрузки подвижной системы станка-
качалки и двигателя при ходе колонны штанг вниз и вверх
применены балансирный 13 и кривошипный 14 противовесы.
Число качаний балансира может изменяться за счет установки
шкивов различных диаметров у клиноременной передачи И.
Диапазон изменения числа качаний у разных типов станков-
качалок составляет от 4,7 до 15 в минуту.
294
На промыслах распространены станки-качалки нормального
ряда по ГОСТ 5866—66, согласно которому предусматривалось
девять базовых моделей станков-качалок от 1 СК до 9СК-
ГОСТ 5866—76 предусматривает 13 типоразмеров станков-
качалок от СК2-0,6-250 до СК20-4.5-12500 с наибольшей допу-
стимой нагрузкой на устьевой шток от 20 до 200 кН и макси-
мальной длиной хода устьевого штока от 0,3 до 6 м.
Если не снабдить станок-качалку приспособлениями для
уравновешивания, то нагрузки приводного электродвигателя при
ходе плунжера вверх и вниз будут резко отличаться друг от
друга, что сильно ухудшит энергетические показатели привода.
При ходе плунжера вверх в точке подвеса штанг приложена
статическая нагрузка, создаваемая весом столба жидкости над
плунжером, весом самих штанг и силами трения. Последние
обусловлены трением плунжера о стенки цилиндра насоса, тре-
нием штанг о жидкость и внутреннюю поверхность насосных
труб, гидравлическими сопротивлениями при перемещении
жидкости через насос и трубы.
Эта нагрузка не прикладывается внезапно, а постепенно воз-
растает в начальный период хода вверх благодаря демпфирую-
щему действию упругих деформаций штанг и труб. Кроме ста-
тической нагрузки к точке подвеса штанг оказываются прило-
женными и динамические силы, возникающие из-за инерционных
свойств масс штанг и столба жидкости и продольных колебаний
последних.
Результирующая сила, приложенная в точке подвеса штанг,
при ходе плунжера вверх направлена против движения и со-
здает момент сопротивления, который преодолевается двига-
телем. При ходе плунжера вниз результирующая статическая
нагрузка в точке подвеса штанг действует в направлении дви-
жения и разгружает двигатель. Она определяется весом штанг
за вычетом веса занимаемого ими объема жидкости и сил тре-
ния. Вес жидкости над плунжером не действует на штанги.
Так как верхний клапан насоса открыт, а нижний закрыт, то
этот вес через нижний клапан передается насосным трубам.
При изменении направления движения плунжера усилие
в точке подвеса не принимает мгновенно своего установив-
шегося значения, а постепенно убывает из-за упругих деформа-
ций штанг и труб.
Момент, обусловленный динамическими силами, при ходе
плунжера вниз направлен против движения. Результирующий
момент сопротивления при ходе плунжера вниз у неуравнове-
шенного станка-качалки много меньше, чем при ходе плунжера
вверх, и в ряде случаев он может менять знак, т. е. совпадать
по направлению с направлением движения. При этом двига-
тель переходит на генераторный режим и работает в качестве
рекуперативного тормоза с отдачей в сеть электрической энер-
гии. Точка подвеса штанг А (см. рис. 8.1, а) при работе станка-
295
качалки совершает колебательное движение, перемещаясь по
вертикали благодаря цепной подвеске устьевого штока. Соот-
ветствующий конец балансира перемещается по дуге. В связи
с этим скорость перемещения точки А изменяется по закону,
близкому к гармоническому. При определенной нагрузке, при-
ложенной к точке подвеса штанг, момент и мощность будут из-
меняться гармонически во времени. На эти основные пульсации
мощности накладываются дополнительные затухающие со вре-
менем пульсации, возникающие в результате продольных коле-
баний штанг.
На рис. 8.2 показаны графики мощности электродвигателя
уравновешенного и неуравновешенного станков-качалок, соответ-
ствующие 10 качениям в минуту.
Р, нВт
6
Р,нВт
Рис. 8.2. Графики мощности Р на валу
электродвигателя станка-качалки:
а — уравновешенного; б — неуравновешенного
За одип цикл работы насоса
(одно качание) каждый из
показанных графиков имеет
два максимума и два
минимума. Максимумы от-
носятся к средним положе-
ниям балансира, а мини-
мумы— к крайним. Станок-
качалка уравновешивается
специальными противове-
сами, которые устанавли-
вают на плече балансира,
противоположном точке
подвеса штанг, либо на
кривошипах. В первом случае говорят о балансирном уравно-
вешивании, во втором — о кривошипном уравновешивании. Ча-
сто применяют комбинированное уравновешивание (см.
рис. 8,1, а), при котором противовесы размещаются и на балан-
сире и на кривошипах.
При уравновешивании станка-качалки исходят из необходи-
мости обеспечения наименьшего среднеквадратичного значения
вращающего момента за полный цикл работы, которому соот-
ветствуют ходы плунжера вверх и вниз. Опыт показывает, что
при этом практически обеспечивается равенство максимумов
вращающего момента за оба полуцикла, т. е. при ходе плун-
жера вверх и при ходе его вниз, а также равенство работ, со-
вершаемых двигателем за оба полуцикла.
Таким образом, достаточно уравновесить станок-качалку,
чтобы соблюдалось условие равенства максимумов момента за
оба полуцикла. Соблюдение этого условия может быть очень
просто проверено, если вращающий момент электродвигателя
пропорционален силе тока.
В этом случае по пиковым значениям тока статора двига-
теля /в при ходе плунжера вверх и /„ — вниз можно судить
о моментах. У применяемых для привода станков-качалок ко-
роткозамкнутых асинхронных двигателей при достаточно боль-
296
шой загрузке ток статора и момент без больших погрешностей
можно принимать пропорциональными друг другу. Поэтому
при идеальном уравновешивании /в = /н.
Степень неуравновешенности станка-качалки характеризу-
ется величиной
е = 2
/в-/н
7в “F 7н
(8.1)
При этом считается, что станок-качалку следует доуравнове-
сить, если е^0,1. Силу тока обычно измеряют измерительными
клещами, не включая прибор в рассечку провода сети.
§ 44. КПД и коэффициент мощности электродвигателя
станка-качалки
Даже при идеальном уравновешивании станка-качалки гра-
фик нагрузки двигателя остается неравномерным, так как не
уничтожаются ее пульсации, определяемые законом изменения
скорости точки подвеса штанг. Вследствие этого КПД и cos ср
асинхронного двигателя снижаются против номинальных, соот-
ветствующих постоянной нагрузке, даже при условии равен-
ства номинальной мощности Р,, среднеквадратичной мощности
нагрузки Рэ.
При ухудшении уравновешивания увеличивается коэффици-
ент формы нагрузочной кривой К$- Недогрузка двигателя по
нагреву, т. е. работа при Рэ<Рн, в свою очередь снижает его
КПД и cos <р.
При работе двигателя с периодически меняющейся нагруз-
кой его КПД и cos <р зависят от коэффициента формы нагру-
зочной кривой /Сф и соответственно от КПД и cos ср при посто-
янной во времени нагрузке.
При переменной циклической нагрузке КПД двигателя при-
вода станка-качалки за цикл нагрузки выразится равенством
где РСр — среднее значение мощности на валу двигателя за
цикл; \Р — среднее значение потерь мощности в двигателе
за цикл.
Выбрав двигатель по эквивалентной (среднеквадратичной)
мощности Рэ(Рн^Р=,) и обозначив КПД, соответствующий эк-
вивалентной мощности, т]э получим
АР = 1-~tls-P3. (8.3)
Ьъ
297
р
Подставив выражение (8.3) в равенство (8.2) при—- — Кф,
Р ср
получим
Т]ц =-------------------------------. (8.4)
р । 1—Ли р Лэ -|- (1 — Лэ) Кф
* ср п------‘ э
Ли
Выражение (8.4) показывает, что т]п тем сильнее зависит от
коэффициента формы нагрузочной кривой, чем меньше ц,.
Эксплуатационный коэффициент мощности при циклической
нагрузке cos <р1( определяется из выражения
cos <рц flcp — , (8.5)
где Р\ ср — средняя активная мощность, потребляемая трехфаз-
ным двигателем из сети за цикл нагрузки; /|Э— среднеквад-
ратичное за цикл нагрузки значение тока статора двигателя;
U\ —линейное напряжение сети.
Учитывая, что
р ____Рср Рэ
г1ср------— 1
Ли АфЛц
получаем
cos qp„ =----. (8.6)
Коэффициент мощности при постоянной нагрузке, равной
среднеквадратичной, за цикл
С05(Рэ- t^— • (8-7)
Т]э J <5 С/1 / 1 Э
Из выражений (8.6) и (8.7) получаем
cos фц = cos<p3 —. (8.8)
АфЛц
Заменяя т]ц его выражением из (8.4), имеем
cos фц — cos <рэ — Пэ + О- (8.9)
\ Аф )
Таблица 8.1
ц и cos <р электродвигателя привода станка-качалки
при различных значениях
’Ъ COS ф9 COS фц
1 0,3 1 0,3 неуравнове- шенный станок ПОЛНОСТЬЮ уравновешен- ный станок неуравнове- шенный станок ПОЛНОСТЬЮ уравновешен- ный станок
1 0,3 1 0,3 1 0,3 1 0,3 0,507
0,88 0,8 0,83 0,68 0,65 0,5 0,834 0,731 0,312 0,274 0,605
298
При помощи формул (8.4) и (8.9) можно вычислить значе-
ния т]ц и cos фц и зависимости от коэффициента формы кривой
Лф для различных степеней загрузки двигателяК3 =—э-. От
Р и
величины Кл зависят г]э и cos фэ данного двигателя. Как указы-
валось ранее, чем лучше уравновешен станок-качалка, тем
меньше Например, для станка-качалки, приводящего в дей-
ствие насос диаметром 56 мм, при ускорении перемещения
точки подвеса штанг 0,5 м/с2 коэффициент формы нагрузочной
кривой изменяется от 1,46 при идеально уравновешенном стан-
ке-качалке до 3,94 при неуравновешенном.
Если применять здесь электродвигатель ЛОП2-52-4 мощ-
ностью 10 кВт, 1465 об/мин, то для него при К-,,— 1 г]э = 0,88 и
cos(pa = 0,83 и при /<3 = 0,3 г]э = 0,8 и cos <рэ = 0,68.
Пользуясь выражениями (8.4) и (8.9), находим значения
т]и и cos (рц при полностью уравновешенном и неуравновешенном
станке-качалке и при загрузке двигателя ио нагреву К3= 1 и
К3=0,3. Результаты представлены в табл. 8.1. Как показы-
вают данные табл. 8.1, при полном использовании двигателя
по нагреву (Л';|=1) КПД цикла при переходе от уравновешен-
ного станка к неуравновешенному снижается от 0,834 до 0,65,
a cos <рц — от 0,605 до 0,312.
Эти коэффициенты еще сильнее уменьшаются, если двига-
тель не полностью нагружен, т. е. /<э<;1.
Но при самых благоприятных условиях, соответствующих
А3=1, и при полностью уравновешенном станке-качалке, двига-
тель будет работать, имея т|ц = 0,834 и сояф = 0,605 вместо г|э =
= 0,88 и соэф=0,83, соответствующих постоянной нагрузке.
§ 45. Определение мощности электродвигателей
для станков-качалок
Для определения мощности электродвигателя для привода
станка-качалки необходимо знать подачу насоса и глубины его
подвески, а также некоторые параметры насоса и станка.
Существует несколько формул для определения мощности.
Остановимся на двух из них, дающих достаточно хорошие ре-
зультаты при выборе двигателей по нагреву для станков-кача-
лок нормального ряда.
Согласно формуле, предложенной сотрудниками ЛЗИН-
НЕФТЕХИМА им. Лзизбекова Б. М. Плющом и В. О. Саркися-
ном, эффективная мощность электродвигателя
Рэ = —(Ki-bK2Gs)n, (8.10)
Лп
где G — масса (в кг) столба жидкости над плунжером, опреде-
ляемая полной площадью плунжера и высотой подачи жидко-
сти; s —длина хода устьевого штока, м; п — число качаний в 1с;
299
т]п — КПД передачи от вала электродвигателя к валу криво-
шипа, которым учитываются потери в редукторе и клиноремен-
ной передаче (0,96—0,98); A'i — коэффициент, зависящий от
типа станка-качалки; К2— коэффициент, значение, которого мо-
жет быть найдено для насосов диаметром 28—120 мм из выра-
жения
К2 = 1,26-10-2
0,28(1 + 3,6 ~ Ю5? + а2п .
(8.П)
Здесь d — диаметр плунжера насоса, мм; ап — коэффициент по-
дачи установки, представляющий собой отношение фактической
подачи установки Q к теоретической подаче QT, определяемой
полным объемом, описываемым плунжером при равенстве хода
последнего ходу устьевого штока S.
Фактически ход плунжера меньше S из-за деформации штанг
и труб. Часть объема, освобождающегося под плунжером при
ходе его вверх, остается незаполненной вследствие наличия газа
в цилиндре и запаздывания открытия и закрытия клапанов;
часть жидкости утекает через неплотности. Значения ап прини-
маются для условий нового насоса и лежат в пределах 0,8—0,85.
Производительность насосной установки
Q- = 0,785ап 5«+10~ам3/с. (8.12)
Ориентировочные значения коэффициента Ki
Станок-качалка Ki Станок-качалка Ki
СК2-0,6-250 1,2 СК 10-3-5600 9,6
СКЗ-1,2-630 2,1 СКЮ-4,5-8000 13,2
СК5-3-2500 6,0
Согласно формуле Лзипмаш эффективная мощность элект-
родвигателя
Рэ = l,7KoKad2HsnlO-'1 + Po,
(8.13)
где Ко — относительный коэффициент кривой вращающего мо-
мента на валу электродвигателя, равный отношению фактиче-
ского коэффициента формы кривой к коэффициенту формы для
синусоиды, равному 1,11, т. с.К0 ~ -; Кл — поправочный ко-
эффициент, зависящий от отношения истинного пробега плун-
жера к длине хода устьевого штока (учитывающий влияние
деформации штанг и труб); Н — высота подвеса насоса, м; Р» —
постоянные потери в станке-качалке, не зависящие от нагрузки
(потери «холостого хода»), кВт.
Например, для станка-качалки 8СК при s = 3,5 м, d==44 мм,
//=1200 м и «=10 качаний в минуту /СО=2,62; Ха = 0,91; Ро=
=0,3 кВт и по формуле (8.13) получаем РО=33,7 кВт.
300
По значению Р3, найденному по формуле (8.10) или (8.13),
подбирается двигатель с номинальной мощностью Ри так, чтобы
Рп^Рэ- При разработке новых серий электроприводов станков-
качалок или при выполнении специальных исследований,
когда необходимо получить более точные данные для вы-
бора двигателя, строят нагрузочные диаграммы P = По-
строение последних, а также исследование переходных
процессов электроприводов основываются на составлении и ре-
шении уравнений движения электропривода. Имея нагрузоч-
ную диаграмму, методом эквивалентного тока или мощно-
сти находят необходимую номинальную мощность электродви-
гателя.
Выбранный по условиям нагрева двигатель не во всех слу-
чаях будет удовлетворять требованиям работы в приводе стан-
ка-качалки. Он должен удовлетворять условиям пуска станка-
качалки и условиям преодоления пиков нагрузочного момента
при работе установки. При пуске станка-качалки двигатель
должен развивать момент, обеспечивающий преодоление ста-
тического момента сопротивления системы и некоторый избыточ-
ный момент, необходимый для ее разгона до установившейся
скорости. Статический момент сопротивления системы при пуске
превышает соответствующий момент при установившемся ре-
жиме из-за увеличенных сил трения, обусловленных заеданием
движущихся частей, выжиманием смазки, наличием песчаных
пробок.
Протекание пускового процесса зависит также от начального
положения кривошипа станка и от того, как изменяется на-
грузка непосредственно после начала пуска.
Следует также учитывать, что в случае снижения напряже-
ния в питающей сети во время пуска двигателя соответственно
уменьшается начальный пусковой момент двигателя.
Расчеты и практика показывают, что при Мл/М„ = 2 успешно
запускаются все типы станков-качалок, причем время разгона
для малых и средних станков составляет 0,5—5 с, а для неко-
торых типов тяжелых станков возрастает до 4—10 с. Двигатели
с кратностью пускового момента 1,8—2 следует считать при-
годными для привода станков-качалок.
Что касается кратности максимального момента /CCT. тах =
= Л4Ст. тах/Л4н, то необходимое значение ее составляет 1,8—1,9
при хорошем уравновешивании станка-качалки. Вероятность пе-
регрузок двигателя возрастает в случае использования насосов
малых диаметров при больших числах качаний и длинах хода,
большой глубине подвески насоса. Поэтому большие значения
Кет. max ОТНОСЯТСЯ К ЭТИМ УСЛОВИЯМ.
Обычно величина Кет. max У асинхронных двигателей привода
станков-качалок составляет 2,1—2,8, что обеспечивает надеж-
ную работу электропривода с перегрузками и при значитель-
ных снижениях напряжения в питающей сети.
301
§ 46. Электродвигатели для станков-качалок
Наиболее распространенными для привода станков-качалок
в последние годы являются короткозамкнутые асинхронные дви-
гатели в закрытом обдуваемом исполнении единой серии АОП2
с повышенным моментом, у которых Ми/Мц = 1,84-2 при крат-
ности пускового тока, равной 5,5—7. Так как двигатели с син-
хронной частотой вращения 1500 об/мин имеют более высокие
КПД и cos ф и меньшую массу, чем двигатели с меньшей син-
хронной частотой вращения, им отдают предпочтение. Лишь
при малых числах качаний (менее восьми) станка-качалки,
Рис. 8.3. Общий вид (разрез) электродвигателя АОП2
когда при минимальном диаметре сменного шкива двигателя
и нормальном редукторе не обеспечивается нужное число кача-
ний, применяют двигатели на 1 000 об/мин.
На рис. 8.3 показан общий вид (разрез) двигателя АОП2
(табл. 8.2). Начат выпуск электродвигателей единой серии 4А,
которые в диапазоне мощности от 1,1 до 11 кВт и для мощно-
стей 15; 18,5; 20 и 30 кВт при частоте вращения 1500 об/мин
имеют кратность пускового момента МП/Л4П = 2.
Эти двигатели имеют меньшие по сравнению с двигателями
АОП2 габаритные размеры, и в них применена более тепло-
стойкая изоляция. Двигатели серии 4/\ начинают применять для
новых установок станков-качалок.
Вычисленные по формуле (8.3) коэффициенты мощности, со-
ответствующие номинальным значениям cos <ря двигателей АОП2,
для практических условий эксплуатации станков-качалок лежат
в пределах 0,55—0,84 в зависимости от .значения и номи-
нальной мощности применяемых двигателей. Для повышения
cos ф на подстапция.х, питающих глубиннонасосные скважины,
302
были разработаны приводы с синхронными двигателями для
станков-качалок. Развитие полупроводниковой техники позво-
лило применить в этом случае маломощные синхронные двига-
тели с питанием обмотки возбуждения от сети переменного
тока через компактные полупроводниковые выпрямители.
В Фи.зико-энергстическом институте Академии наук Латвий-
ской ССР были разработаны бесконтактные синхронные двига-
тели. Двигатели типа СДБ-81-4 и СДБПК-81-4 мощностью 20 кВт
прошли успешно опытную эксплуатацию на нефтепромысле
объединения Азиефть для привода станков-качалок. Намечен
серийный выпуск подобных двигателей для нефтяной промыш-
ленности на 380 В, 1500 об/мин.
Синхронные двигатели для станков-качалок
Тип Мощность, кВт КПД Тип Мощность, кВт КПД
СДБ-31-4Н 1,5 0,78 СДБ-71-4Н 11,0 0,89
СДБ-41-4Н 3,0 0,87 СДБ-81-4Н 20,0 0,91
СДБ-51-4Н 5,5 0,88
Пусковой момент этих двигателей лежит в пределах (1,2—
1,8) М,„ пусковой ток /„= (3,5—5/Д), входной момент Мвх —
(0,25 —0,35)М,, максимальный момент /Ист. шах^ 1,7МП.
Несмотря на небольшую величину Мвх, двигатели СДБ при-
вода станка-качалки надежно втягиваются в синхронизм в пе-
риоды минимума нагрузки (ход плунжера вниз).
Бесконтактные синхронные электродвигатели серии СДБ
(рис. 8.4, а) имеют внешний .магнитопровод (станина, подшип-
никовые щиты, ротор с когтеобразными полюсами) и обмотки
Таблица 8.2
Основные технические данные двигателей АОП2
на 380 В мощностью 4—55 кВт для станков-качалок
Тип двиг ателя
Параметры 1 ЛОП2-41-4 1 i АОП2-42-4 t-lS-oUOV АОП2-52-4 ЛОП2-61-4 АОП2-62-4 АОГ12-71-4 АОП2-72-4 АОП2-81-4 ЛОП2-82-4
Номинальная 4,0 5,5 7,5 10 13 17 22 30 46 55
мощность Ри, кВт Частота вращения, 1440 1450 1460 1465 1440 1140 1440 1450 1470 1470
об/мин кпд, % 85 87 88 88 88 88 89,5 90 91 92
cos ср 0,81 0,82 0,83 0.83 0,84 0,84 0.85 0,85 0,89 0,89
Мп/М„ 1,8 1,8 1,8 1,8 1.8 1,8 1,8 1.8 1,8 1,8
Мтах/Мн 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2
Л1/Л| 7 7 7,5 7,5 7,5 7,5 7,5 7,5 7,5 7,5
Масса, кг 55.5 (16,5 93 107 134 152 208 235 335 415
303
возбуждения, расположенные в подшипниковых щитах. Роторы
двигателей снабжены пусковой беличьей клеткой, полюсными
наконечниками прямоугольной формы и торцовыми короткоза-
мыкающими кольцами (рис. 8.4,6).
Питание обмотки возбуждения (рис. 8.4, в) осуществляется
от сети переменного тока через полупроводниковый выпрями-
тель. Имеется схема питания этой обмотки через систему авто-
матического регулирования напряжения возбуждения и управ-
ления пуском электродвигателя. Эти двигатели при номиналь-
Рис. 84. Бесконтактный син-
хроппын двигатель для при-
вода станка-качалки:
а — конструкция: 1 — статор; 2 —
обмотка возбуждения; 3 — ротор;
6 — ротор; в — принципиальная схе-
ма включения статора и обмотки
возбуждения
пой нагрузке работают с cos<p=l, а при снижении нагрузки ге-
нерируют реактивную мощность, отдавая ее в питающую сеть
и тем самым повышая результирующий cos ф сети, к которой
подключены асинхронные двигатели.
Как применяемый в настоящее время па всех промыслах
СССР асинхронный привод, так и новый синхронный привод
станков-качалок не предусматривают регулирования частоты
вращения электродвигателя. Между тем условия эксплуатации
глубиннонасосной установки требуют применения регулируемого
привода. Во-первых, в начальный период эксплуатации сква-
жины должен быть установлен оптимальный режим, обуслов-
ленный геологическими и технико-экономическими факторами.
Для установления такого режима необходимо плавно изменять
число качаний балансира, соответственно меняя темпы отбора
жидкости из скважины и определяя ее дебит при каждом новом
положении динамического уровня. Во-вторых, с течением вре-
304
мени по мере использования насоса производительность сква-
жины начинает уменьшаться, все больше отклоняясь от опти-
мальной. Длительная работа скважины в оптимальном режиме
может быть обеспечена, если по мере износа насоса будет со-
ответственно увеличиваться число качаний станка-качалки.
В настоящее время скважину останавливают и насос извле-
кают из нее для ремонта при уменьшении коэффициента подачи
насоса в 2 раза против начального значения. При регулируемом
электроприводе возможно увеличение межремонтного периода
работы насоса и сокращение времени простоев скважины, обу-
словленных необходимостью смены насоса.
В-третьих, имеются такие скважины, па которых необходимо
постепенно увеличивать число качаний после пуска скважины
вследствие большого содержания песка в откачиваемой
жидкости.
Применяемая в настоящее время для изменения числа кача-
ний смена шкивов нс дает возможности плавно изменять число
качаний, вызывает простои скважины па время перестановки
шкивов и может приводить к нежелательным изменениям ре-
жима скважины. Поэтому актуальной является разработка но-
вого регулируемого электропривода станков-качалок.
Для регулирования частоты вращения двигателей может быть
предложено несколько решений: использование асинхронных ка-
скадов, двигателей постоянного тока, питаемых от регулируемых
выпрямителей, мпогоскоростных асинхронных или синхронных
двигателей с коробками передач и др. Возможно применение
синхронных двигателей с плавным регулированием их скорости
за счет изменения частоты, достигаемого применением полупро-
водникового преобразователя частоты.
Исследования в области создания регулируемых приводов по-
стоянного тока с двигателями, питаемыми через управляемые
выпрямители, а также частотно регулируемых приводов пере-
менного тока для станков-качалок ведутся в ЛЗИННЕФТЕХИМ
им. Азизбекова. Институтом Лзпииэти разработан короткоцик-
ловый электропривод станков-качалок на основе двухскорост-
ного асинхронного двигателя на 750 и 1500 об/мин.
Этот привод может работать в следующих режимах: длитель-
ном па низшей скорости; циклическом с чередованием двух ско-
ростей; длительном на высшей скорости.
Среднее число качаний п за время цикла Т определяется
продолжительностью t\ работы электродвигателя на низшей Л
и высшей /2 частотах вращения, чему соответствуют П\ и п2—
низшее и высшее число качаний:
„ »i6 + ni4 /я 1
Число п может изменяться от щ до п2, с изменением 1\ и /2.
Общая продолжительность цикла равна 10 мин.
305
§ 47. Схемы питания, самозапуск электродвигателей
станков-качалок и аппаратура управления
Остановка большей части глубиннонасосных установок в слу-
чае прекращения подачи электроэнергии связана только с поте-
рей нефти, определяемой прекращением ее откачки из скважины,
и не вызывает серьезных осложнений при дальнейшей эксплуа-
тации. Такие установки относятся ко 2-й категории надежности
электроснабжения.
Глубинпонасосныс установки в нефтеносных районах со
сложными условиями эксплуатации, где остановка насоса при-
а
Рис. 8.5. Схемы питания глубиинопасоспых установок: схема питания при на-
пряжении распределительной сети 6 (а) и 0,38 (6) кВ
водит к осложнениям при последующем пуске скважин (напри-
мер, вследствие образования песчаных пробок), относятся к пер-
вой категории.
Глубинпонасосныс установки питаются при напряжении
0,38 кВ от устанавливаемых на скважинах комплектных транс-
форматорных подстанций (КТП) 6/0,4 кВ, которые в свою оче-
редь питаются от воздушных линий (рис. 8.5, а).
На некоторых промыслах сохранились схемы с подведением
к двигателям станков-качалок напряжения 380 В непосредст-
венно от промысловых понижающих подстанций 6/0,4 кВ также
при помощи воздушных линий (рис. 8.5,6).
В качестве КТП использовались главным образом подстан-
ции, основное назначение которых — питание сельскохозяйствен-
ных п бытовых потребителей.
В настоящее время имеются специальные подстанции для пи-
тания станков-качалок типа КТПСК мощностью от 25 до
250 кВ-Л, рассчитанные на работу при температурах от —40° С
до +40° С.
306
Рис. 8.6. Комплектные
трансформаторные под-
станции типа КТПСК.
Общий вид подстанции
nepjoii модификации (а)
и второй модификации
(б/
/ — тгсек — 0.38 кВ; 2 —
трансформатор 6/0,4 кВ;
3 — этсек — 6 кВ; 4 — осно-
ванье; в — принципиальная
электрическая схема
Имеются три модификации КТПСК: первая— для одиноч-
ных скважин, вторая и третья — для кустов скважин (рис. 8.6).
В соответствии с мощностью (4—55 кВт) и напряжением
(380 В) асинхронных электродвигателей станков-качалок для
них применяется относительно несложная пусковая и защитная
аппаратура.
Условия действия ее зависят от способа самозапуска двига-
телей — индивидуального или группового (магистрального). При
индивидуальном самозапуске после исчезновения или глубокого
снижения напряжения двигатель автоматически отключается от
питающей сети и после восстановления нормального папряже-
307
Рис. 8.7. Схема аппарата управления
двигателем станка-качалки при груп-
повом самозапуске
ния вновь автоматически подключается с заданной выдержкой
времени. При этом для включения разных групп двигателей,
питаемых от одного источника, задаются разные выдержки вре-
мени. Это предотвращает наложение пусковых токов боль-
шого числа одновременно пускаемых двигателей, что приводило
бы к понижению напряжения и уменьшению пусковых момен-
тов двигателей, при котором они не могли бы разогнаться.
Обычно двигатели с индивидуальным самозапуском, питае-
мые от одной подстанции 6/0,38 кВ или от одной линии 6 кВ,
разбиваются на несколько
групп: в первой группе вы-
держка времени отсутствует,
т. е. они запускаются непос-
редственно после восстановле-
ния напряжения; во второй, в
третьей группах и т. д. двига-
тели включаются с выдержкой
времени, возрастающей при пе-
реходе от группы к группе. На-
ибольшая выдержка времени
зависит от типа реле времени,
установленного в пусковой ап-
паратуре, и составляет 14 или
20 с.
При групповом самозапус-
кс в случае исчезновения или
глубокого снижения напряже-
ния в сети каждый отдельный
двигатель станка-качалки не
линии. Отключаются сами ма-
гистрали на питающей подстанции. Самозапуск осуществляется
включением магистралей в определенной последовательности
с разными выдержками времени. При включении магистрали
начинается пуск всех подключенных к ней двигателей.
При групповом самозапуске для электродвигателя станка-ка-
чалки в качестве пускового и защитного может быть применено
устройство (рис. 8.7), содержащее автоматический выключатель
с электромагнитным расцепителем максимального тока и трех-
полюспый контактор КЛ с биметаллическими тепловыми реле
РТ. В этом случае выключатель защищает двигатель от корот-
ких замыканий, а тепловые реле - - от перегрузок. Исчезновение
напряжения приводят к отключению двигателя от источника
питания, а при появлении напряжения двигатель немедленно
присоединяется к источнику контактами контактора, катушка
которого остается подключенной к питающим проводам. Опера-
тивное отключение может быть осуществлено автоматическим
выключателем и ключом Л’ в цепи катушки контактора. Если
самозапуск двигателя должен быть исключен, то в качестве
отключается от питающей его
308
пускового и защитного устройства может быть применен аппа-
рат, содержащий установочный автомат и магнитный пускатель.
Промышленность СССР выпускает специальные блоки уп-
равления электроприводами станков-качалок серии БГШ
(рис. 8.8,а), заменяющие ранее выпускавшиеся блоки БУ-ЗМ,
в
а
ЗЮв
КП
PI РТ1 РТ2 PZ
Аппарат местного
освещения
Af
ЦП
кп\
Pt РТ1 РТ2 Р2
КП
Р5
Р5
а — с самозапуском, управлением
местным и с диспетчерского пунк-
та; б —с автоматическим управле-
нием в зависимости от давления
в выкидном коллекторе скважины;
в — с автоматическим управле-
нием в режиме периодической экс-
Рис. 8.8. Схемы блока БГШ
управления электродвигателем
станка-качалки:
КП
плуатации
шР т
4М, 5М. Блоки БГШ могут быть также использованы при груп-
повом самозапуске и при отсутствии самозапуска вообще. По
номинальной силе тока в главной цепи (выключателя А1) раз-
личают блоки на 15, 20, 40 и 100 Л.
Конструктивно блок выполнен в виде металлического шкафа
водо- и пылезащищенного исполнения, предназначенного для ра-
боты на открытом воздухе. В шкафу смонтирована вся аппара-
тура блока. Снаружи закреплен привод с рукояткой для, вклю-
чения автоматического выключателя Л1. На боковую стенку
шкафа выведена рукоятка управления универсального кулачко-
вого переключателя УП; здесь же расположен штепсельный
разъем ШР, предназначенный для подключения переносного
электрифицированного инструмента и рукоятка пакетного
выключателя В1. Автоматический выключатель А1 с электромаг-
нитным расцепителем служит для защиты двигателя от токов
короткого замыкания и отключения блока и двигателя от сети
309
при осмотрах и ремонтах. Автоматический выключатель А2 за-
щищает от токов к. з, переносный электрифицированный ин-
струмент. Управление двигателем осуществляется при помощи
переключателя УН, имеющего одно фиксированное (нулевое)
положение рукоятки с самовозвратом в это положение.
Для пуска двигателя вручную на месте установки блока
после включения выключателя Al рукоятка переключателя УП
переводится в крайнее правое положение, что приводит к замы-
канию его контактов 1 — 1 и 2—2.
Катушка контактора КЛ возбуждается без выдержки вре-
мени, главные контакты А',-7 подключают двигатель к сети.
При отпускании рукоятки переключатель возвращается в по-
ходное положение, контакты 1— 1 размыкаются, а контакты 2—2
замкнуты и двигатель остается в работе.
В случае исчезновения или резкого снижения напряжения
во время работы двигателя он отключается от сети, так как пре-
кращается питание катушки КЛ. Последующее восстановление
напряжения приводит к возбуждению катушки реле времени
РВ. Через установленное время замыкается контакт РВ и по-
лучает питание катушка КЛ. Двигатель стаика-качалки под-
ключается к сети, осуществляется его самозапуск. Катушка
реле РВ обесточивается размыкающим вспомогательным контак-
том КЛ. Контакт РВ размыкается, по катушка КЛ остается
под током, так как нет. этого контакта зашунтирована замы-
кающим контактом КЛ.
Для отключения электродвигателя без последующего само-
запуска рукоятку переключателя переводят в левое положение.
Оба его контакта размыкаются, обесточивается катущка КЛ и
двигатель отключается от сети.
При дистанционном управлении с диспетчерского пункта
переключатель УП также переводится в левое положение, а уп-
равление электродвигателем производится при помощи контакта
ДУ аппарата, находящегося на диспетчерском пункте. Самоза-
пуск исключается.
При аварийном состоянии скважины (обрыв штанг, штока,
заклинивание плунжера и т. д.) замыкается контакт инерцион-
ного магнитного выключателя ПМВ. Возбуждается и самобло-
кируется своим замыкающим контактом реле Р2.
Размыкающий контакт Р2 обесточивает катушку контактора
КЛ, что приводит к отключению двигателя.
После ликвидации аварии реле Р2 приводится в исходное
положение путем отключения автоматического выключателя
А1. Замыкается контакт реле Р2 в цепи катушки КЛ и возмо-
жен пуск двигателя.
Реле РЗ осуществляет защиту от обрыва фаз. В случае ис-
чезновения напряжения между фазами оно размыкает свой
контакт РЗ в цепи реле Pl и обесточивает последнее. Контакт
Р1, размыкаясь, лишает питания катушку контактора КЛ.
310
В том случае, когда применяется групповой самозапуск или
блоки управления при индивидуальном самозапуске устанавли-
ваются в группе двигателей, запускаемых после восстановления
напряжения без выдержки времени, реле времени РВ не мон-
тируются, а замыкающий вспомогательный контакт КЛ шун-
тируется перемычкой. Кроме описанной схемы блока сущест-
вуют еще три ее модификации.
В первой из них (рис. 8.8,6) предусматривается управление
двигателем станка-качалки в зависимости от давления в выкид-
ном коллекторе. При отсечении скважины па приеме групповой
установки резко увеличивается давление в выкидном коллек-
торе и замыкается контакт ВД электроконтактного манометра.
Реле Р5 возбуждается и самоблокируется своим контактом, дру-
гой контакт этого реле Р5 разрывает цепь катушки КЛ, что при-
водит к отключению двигателя. При достижении давлением
нормального значения замыкания контакта НД манометра, воз-
буждается катушка реле Р4, обесточивается реле Р5 и контакт
последнего восстанавливает цепь питания катушки КЛ и реле
времени РВ, в результате чего осуществляется самозапуск уста-
новки.
Во второй модификации (рис. 8.8, я) предусматривается уп-
равление двигателем в режиме периодической эксплуатации
скважины. Для этой цели применяется реле времени Р4, кото-
рое своим контактом по заданной программе попеременно за-
мыкает и размыкает цепь катушки КЛ, чем определяется про-
должительность включенного и отключенного состояния двига-
теля. Промежуточное реле Р5. служит для возврата реле Р4
в исходное положение.
Периодическая эксплуатация необходима в тех случаях,
когда приток нефти настолько мал, что не обеспечивает нор-
мального заполнения насоса при непрерывной откачке насосами
малого диаметра с минимальным числом качаний.
Третья модификация схемы предусматривает управление
двухскоростпым двигателем короткоциклового электропривода.
§ 48. Установки с погружными бесштанговыми насосами
Погружные бесштанговые центробежные насосы приводятся
в действие электродвигателем, помешенным в скважине, сов-
местно с насосом. Благодаря этому устраняется длинная дви-
жущаяся механическая связь (штанги) между приводом и на-
сосом, входящая основным элементом в глубиннонасосную
установку с плунжерными насосами. Это позволяет повысить
мощность погружного насоса, т. е. его напор и подачу, применить
центробежный тип насоса, наиболее подходящий для больших
отборов жидкости из скважины. Полезные мощности бесштан-
говых насосов, достигаемые при эксплуатации скважин, в 1,5 -
3 раза больше, мощностей штанговых.
311
Вместе е тем при использовании бесштанговых насосов, хотя
и упрощается комплекс сооружений на поверхности, но сильно
усложняется, погружное оборудование.
Бесштанговая насосная установка с погружными центробеж-
ными насосами состоит из следующих основных элементов
(рис. 8.9): погружной центробежный насос 1
с сетчатым фильтром и специальный электро-
двигатель 3 с гидрозащитой (протектором) 2,
подвешенные в скважине на насосных трубах;
специальный питающий кабель 5, крепящийся
в скважине к насосным трубам с помощью
скоб кабель, намотанный на барабан 4; транс-
форматор или автотрансформатор 7 и стан-
ция управления 8. В колонне труб выше на-
соса устанавливается обратный клапан 6,
предназначенный для удерживания столба
жидкости при остановке насоса и облегчения
условий последующего пуска. Выше обрат-
ного установлен спускной клапан 9, обеспечи-
вающий слив жидкости при подъеме агрегата.
Погружной насос имеет большое число ступе-
каждая из них состоит из рабочего колеса и направляю-
ней,
щего аппарата, собранных на валу и вставляемых в стальную
трубу—корпус насоса. Нижняя часть насоса с полостью всасы-
вания жидкости отделена от протектора и двигателя специаль-
ным сальником.
312
В СССР серийно выпускаются центробежные насосы ЭЦН
около <30 типоразмеров с подачей от 40 до 500 м3/сут с номи-
нальным запором от 445 до 1480 м.
Для работы в сильнообводненных скважинах с содержанием
в жидкости повышенных количеств песка были разработаны и
внедрены в эксплуатацию специальные износоустойчивые на-
сосы ЭЦНИ с некоторыми конструктивными изменениями (при-
менены резина, пластмасса, хромистые стали), что повысило
стойкость насоса против износа и коррозии.
§ 49. Погружные электродвигатели и их гидрозащита
Для привода центробежных погружных насосов изготовля-
ются специальные погружные электродвигатели ПЭД, которые
должны удовлетворять следующим требованиям работы в сква-
жине:
диаметр двигателя должен быть несколько меньше нормаль-
ных диаметров применяемых обсадных колонн (обычно двига-
тели имеют диаметры 103, 123 и 170 мм); при заданной мощ-
ности выполнение двигателя с малым диаметром вызывает уве-
личение его длины, достигающей 7—8 м;
для уменьшения размеров агрегата и увеличения его подачи
желательно применение высокоскоростных двигателей, поэтому
двигатели ПЭД рассчитывают па синхронную частоту враще-
ния 3000 об/мин при частоте 50 Гц;
двигатель должен быть защищен от попадания внутрь пла-
стовой жидкости, поэтому применяют маслонаполненные ма-
шины, внутри которых поддерживается избыточное давление до
0,2 МПа относительно внешнего гидростатического давления
в скважине;
двигатель должен быть рассчитан на работу при повышен-
ной температуре окружающей среды, т. е. при температуре
жидкости скважины в месте погружения двигателя; обычно изо-
ляцию двигателей выбирают маслостойкой г теплостойкой, и
двигатель рассчитывают на внешнюю температуру до 70° С.
Устройство погружного двигателя ПЭД показано па рис. 8.10.
Корпус статора 2 представляет собой стальную трубу, в которую
запрессованы магнитные пакеты статора 9 длиной 320—450 мм,
набранные из электротехнической стали. Статор состоит из от-
дельных магнитных пакетов (секций), разделенных короткими
пакетами 8 из немагнитного материала. Двухполюсная обмотка
статора 3 выполнена общей для всех его секций. Ротор 7 также
состоит из отдельных секций с длиной каждой секции, отвечаю-
щей магнитному пакету статора. Каждая секция ротора создает
свою короткозамкнутую электрическую цепь (беличье колесо),
нс связанную с цепями других секций ротора, сидящих па об-
щем валу. Между секциями ротора установлены промежуточ-
ные подшипники качения 1, опирающиеся на немагнитные
313
Рис. 8.10. Погружной электродвигатель
пакеты 8 статора, предотвращающие касание ротора о статор,
которое было бы неминуемым при длинном роторе и малых воз-
душных зазорах, нс превышающих у этих машин 0,4 мм.
Ротор закрепляется в верхней части двигателя — подвеши-
вается на верхнем подпятнике — радиально-упорном подшип-
нике 6. Корпус двигателя заканчивается в верхней части голов-
кой 5, которая закрывает лобовые части обмотки, содержит узел
вывода статорной обмотки 4 и обеспечивает присоединение про-
тектора. Нижние лобовые части, обмотки закрываются основа-
нием двигателя 12, н котором размещаются масляный фильтр 11
и клапан 13.
Внутренняя полость двигателя заполнена специальным ма-
ловязким маслом, которое циркулирует внутри машины под дей-
ствием турбинки 10, насаженной на вал ротора. Оно проходит
по отверстию внутри вала двигателя, по каналам между корпу-
сом и внешней поверхностью статорных пакетов и попадает
в фильтр 11. Благодаря циркуляции масла достигается более
интенсивное охлаждение электродвигателя с выравниванием
температур наиболее нагретых и менее нагретых частей ма-
шины. Полость двигателя заполняется маслом через клапан 13.
Для защиты двигателя от попадания внутрь его корпуса
пластовой жидкости применяется специальная гидро.чащита.
Для двигателей, выпускавшихся до 1973 г. и широко распро-
страненных па промыслах, в качестве гидрозащиты применя-
ется протектор (рис. 8.11, а). Корпус протектора 7 представляет
собой стальную трубу несколько меньшего диаметра, чем у дви-
гателя, внутри которой ниппель создает две камеры 6 и 12, за-
полненные соответственно густым и жидким маслом. Внутри
протектора проходит вал, соединяющий двигатель с насосом.
Вал отделяется от камер втулками 5 и 11. Через отверстия 4
в корпусе протектора поршню 8, находящемуся в камере 6, пе-
редается гидростатическое давление жидкости в скважине.
Кроме этого давления на поршень 8 действует также усилие
пружины 9. Густое масло под избыточным давлением проходит
в нижнюю камеру протектора 12 через зазор между валом, че-
рез трубку 5 и трубку отстойника 3. Жидкое масло проходит
из камеры 12 в полость электродвигателя через отверстие 2
в трубке 11. При возможных утечках масла через резьбовые и
фланцевые соединения этим поддерживается заполнение полости
двигателя жидким маслом под избыточным давлением, равным
давлению жидкости в скважине, сложенному с давлением, соз-
даваемым пружиной 9. Густое масло, как более тяжелое, нахо-
дится па дне отстойника и не смешивается с жидким. Камера 12
протектора заполняется жидким маслом через клапан 1 или че-
рез нижний клапан двигателя. При этом должна быть вывин-
чена пробка 10 для выпуска воздуха.
Для повышения надежности работы насосного агрегата и
увеличения продолжительности межремонтного периода были
315
а б
ZZZZZZZZZZZZZZZZZZ3
разработаны новые конструкции гпдрозащиты (типов ГД и Г),
которые могут быть применены к ранее изготовленным насосам
и двигателям.
С 1977 г. погружные агрегаты выпускаются промышлен-
ностью с гидрозащитой типа Г, в которой применяется только
один вид масла (маловязкого), не создающей в системе двига-
теля избыточное давление. Гидрозащита состоит из двух узлов:
компенсатора 2, присоединяемого к нижней части электродви-
гателя 1, и разделительной камеры (протектора) 3, устанавли-
ваемой между электродвигателем и насосом 12 (рис. 8.11, б).
Компенсатор 2 с гибким эластичным элементом 15 предназна-
чен для. передачи давления в скважине маслу в электродвига-
теле. В корпусе протектора 3 размещена гибкая диафрагма 4,
разделяющая его на две полости 9 и 14.
В верхней части полости 9 имеется уплотнение 5, нижняя
часть ее сообщается с полостью электродвигателя.
Обратный клапан 7 при его открытии пропускает в полость
14 пластовую жидкость, а трубка 8 соединяет верхнюю и ниж-
нюю части этой полости, когда диафрагма прилегает к стенкам
корпуса (показана в этом положении пунктиром).
Осевая опора вала насоса помещена в протекторе и выполне-
на в виде двусторонней пяты 16. На валу 6 предусмотрено еще
одно торцевое уплотнение 17, что позволяет обойтись без созда-
ния избыточного давления в системе электродвигатель-компен-
сатор.
Валы двигателя 10, протектора 6 и насоса 11 соединяются
между собой шлицевыми муфтами.
Обе полости 9 и 14, как и двигатель, залиты жидким маслом.
После включения двигателя в работу находящееся в его кор-
пусе масло нагревается, увеличиваясь в объеме, что приводит
к увеличению объема гибкого элемента компенсатора 2. Вслед-
ствие давления столба жидкости в скважине па гибкий элемент
компенсатора 15 объем внутренней полости 9 протектора будет
заполняться маслом из двигателя, а масло из полости 14 будет
выходить в зону над уплотнением 5 к пяте 16 и торцевому уплот-
нению 17. Масло из полости 14 расходуется более интенсивно,
чем оно поступает из двигателя через торцевое уплотнение 5.
Диафрагма 4 будет постепенно расширяться и перемещаться
к стенкам корпуса 3.
317
После того как из полости 14 израсходуется все масло, в нее
начнет поступать через клапан 7 скважинная жидкость. Нефть
всплывает вверх и поступает к пяте 16, смазывая ее, а вода
осаждается внизу. Трубка 8, соединяющая нижнюю часть
полости 14 с верхней, способствует поступлению скважин-
ной жидкости в верхнюю часть этой полости после того как диа-
фрагма 4 прижмется к внутренней стенке корпуса 3 протектора.
Если в скважине окажется вода, она будет в полости 14
скапливаться внизу под маслом, а пята 16 будет смазываться
находящимся над водой маслом.
С расходом масла из полости 9 се объем будет уменьшаться;
гибкая диафрагма 4 будет сокращаться по диаметру и в по-
Таблица 8.3
Технические данные погружных электродвигателей ПЭД
Тип двигателя
Параметры ПЭД10-103 1 ПЭД20-103 ПЭД28-103 ПЭД40-103 ПЭД45-И7 ПЭД65-117 ПЭД17-123
Номинальная мощность Рп. кВт 10 20 28 40 45 65 17
Частота вращения, об/мин 2820 2800 2790 2745 2820 2850 2880
Напряжение, В 350 700 850 1000 1400 2000 400
кпд, % 70 74,5 73 72 81 80,5 76
COS <Р 0,7 0,76 0,73 0,78 0,845 0,84 0,79
Мп/Мн 2,8 2,5 2,5 2,5 2,0 2,0 2,6
Температура окружающей среды 0О.'с, СС 70 70 70 55 50 50 80
Продолжение табл. 8.3
Параметры Тип двигателя
ПЭД35-123 1 ПЭД46-123 i ! ПЭД55-123 ПЭД75-123 ПЭД100-123 ПЭД125-138
Номинальная мощность Рм, кВт Частота вращения, об/мин Напряжение, В КПД, % cos <р 34п/Д1ц Температура окружающей среды 0О. с, °C 35 2850 550 77 0,83 2,0 70 46 2830 700 77 0,84 2,0 80 55 2830 800 78,5 0,81 2,2 70 75 2805 915 78,5 0,82 2,1 55 100 2775 950 79 0,83 2,2 60 125 2820 2000 84 0,83 2,0 50
318
Лость 14 начнет проникать скважинная жидкость через кла-
пан 7.
При периодических пусках п остановках погружного агрегата
масло соответственно будет нагреваться и остывать и в основном
будет работать компенсатор.
Клапан 7 откроется лишь тогда, когда все масло уйдет из
полости 14 и давление в ней будет меньше давления жидкости
в скважине.
Полость над уплотнением 17 соединена с пространством сква-
жины отверстием 13, что обеспечивает выравнивание давлений.
На рис. 8.11,н показана конструкция компенсатора типа
Г 51.020. Он состоит из каркаса 1, резиновой диафрагмы 2,
которые образуют камеру 6, заполненную трансформаторным
маслом, и корпуса 3, предохраняющего диафрагму от повреж-
дения. Полость снаружи резиновой диафрагмы сообщается по-
стоянно с затрубным пространством через отверстия 4 и 5.
Технические данные некоторых типов погружных электродви-
гателей для привода центробежных насосов приведены
в табл. 8.3.
Двигатели могут длительно работать с мощностью, отличаю-
щейся от мощности Р„ при температуре окружающей среды,
отличной от указанной в табл. 8.3. Например, двигатель
ПЭД 55-123 с Рп = 55 кВт при 0о. с = 70°С может нагружаться до
61 кВт при 0о. с 60° С и до 46 кВт при 70° С<0о. cs790° С.
§ 50. Устройства и схемы питания энергией установок
с двигателями ПЭД
Подвод электрической энергии к погружному электродвига-
телю осуществляется специальным маслонефтестойким трех-
жильным кабелем с резиновой или полиэтиленовой изоляцией,
прикрепляемым к насосным трубам с помощью металлических
поясов. Верхний конец кабеля намотай на барабан, служащий
для транспортировки кабеля и его спуска—подъема.
Кабельная линия в скважине выполняется плоским кабелем
марки КРПБ (с резиновой изоляцией) или марки КПБП (с по-
лиэтиленовой изоляцией) на конечном участке вдоль насоса
и круглым кабелем марки КРБК (КПБК) —на остальной длине
линии. При этом 1лощадь сечения плоского кабеля берется на
одну ступень ниже площади сечения круглого кабеля. Примене-
ние плоского кабеля обусловлено необходимостью уменьшить
поперечные размеры погружного устройства. Выпускаются ка-
бели площадью сечения 3X16; 3X25; 3X35 мм2.
Кабели с резиновой изоляцией! рассчитаны на номинальное
напряжение 1100 В, на работу при температуре окружающей
среды от +90 до —30° С и давлении до 10 МПа.
Кабели с полиэтиленовой изоляцией рассчитаны на номи-
нальное напряжение 2300 В, на работу при температуре окру-
319
жающей среды +90 до —55° С и давление до 20 МПа. Они
обладают большей газостойкостью.
Для поддержания необходимого напряжения па зажимах по-
гружного двигателя при изменениях потерь напряжения в ка-
беле и других элементах питающей сети, а также для питания
двигателей ПЭД с различными номинальными напряжениями
при стандартных напряжениях промысловых сетей применяются
трансформаторы и автотрансформаторы. Зажимы низшего на-
пряжения (первичные) присоединяются к промысловой сети,
а вторичные - к кабелю КРБК (КПБК).
На промыслах имеются трансформаторы выпусков прошлых
лет, а также автотрансформаторы, выполненные сухими, трех-
фазными с шестью выводами у каждой фазной обмотки на сто-
роне вторичного напряжения. При этом у автотрансформаторов
можно изменять вторичное напряжение ступенями по 30 В,
а у трансформаторов — ступенями ио 50, 55, 60, 70, 80 В (для
разных типов).
В настоящее время для питания погружных электронасосов
промышленность СССР выпускает силовые масляные трансфор-
маторы типов ТМП и ТМПН мощностью от 40 до 400 кВ-А.
Эти трансформаторы рассчитаны на эксплуатацию в районах
с умеренным или холодным (исполнение ХЛ) климатом
(табл. 8.4).
Коэффициент мощности установок с погружными электрона-
сосами, определяемый в основном cos <р электродвигателя, зна-
чительно выше, чем коэффициент мощности установок со стан-
ками-качалками. Как видно из табл. 8.3, значения costp дви-
гателей серии ПЭД лежат в пределах 0,7—0,85 при номиналь-
ной нагрузке. Они могут снижаться до 0,6—0,75 при недо-
грузках.
Установки центробежных электронасосов (ЭЦН) питаются
по различным схемам:
Данные некоторых трехфазных
Параметры Типы
ТМП-40/463 ТМП-63/611 1 ТМП-63/856 ТМП-100/736
Номинальная мощность, кВ-А Номинальное напряжение первичней сб- мотки, В Напряжение, холостого хода вторичной обмотки, В Ступень регулирования, В Потери холостого хода, кВт Потери короткого замыкания, кВт Напряжение короткого замыкания, % Ток холостого хода, 40 380 370--195 31 0,19 0,88 5.5 3.0 61 380 391—675 32 0,265 1,28 5,5 2,8 63 389 657-1023 41 0,265 1,28 5,5 2,8 100 380 475-736 27-32 0,365 1,97 5,5 2,6
320
Г) от сети 6 кН с промежуточной трансформацией напряже-
ния на скважине до 0,4 кВ, подводимого к автотрансформато-
рам или трансформаторам установки ЭЦН (двойная трансфор-
мация на скважине). Такая схема питания в настоящее время
является наиболее распространенной;
2) с подведением к скважинам напряжения 0 кВ и монта-
жом на каждой скважине трансформатора, понижающего это
Рис. 8 12 1\1)М.1.1сктн;1,1 трансформаторная подстанция типа К'ГПИН:
и - общий вид: / РУ 6 кВ; 2 трансформатор; <3—РУ 0,4 кВ и сианция управления
I [|Д. ; р;; м;;: <, . тио,1 ч ценна я схема
напряжение до величины, необходимой для питания двигателя
насоса с исключением из состава установки ЭЦН автотрансфор-
маторов пли трансформаторов (аналогично схеме рис. 8.5, а);
Таблица 8.4
масляных трансформаторов
граксформа торов
ТМИ 100 8-U ТМП-'.ОО 1170 1 TMII-100 1610 i 1 " I 086I/0014HV1
100 100 100 100
380 зко 380 380
633-958 920 117(1 1270- -1610 17,50 -2210
33 - 38 63 85 115
О.Ф-5 0,36.» ( ,365 0,365
1 ,97 1,97 . .97 1 .97
5,5 5,3 5,5 Л
2,6 2,6 2,6 J.6 1
11 Закат № 2719
1МГ1-1601007 1 ТАН 1-200 6 00S-I11IW1 С5 СЭ Н
160 200 320 400
380 6000 6000 6000
756 -1136 1900- 2200 1898- 2355 1872--2500
16 73 -1 1 — 103 5.5 89
0,5-1 0,78 1.0В 1. J8
2,65 3,0 3,9 5 5
5.5 •1 ,0 5.0
2,1 2,3 2.1
321
в этом случае на подстанции у каждой скважины должен быть
предусмотрен еще и дополнительный трансформатор 6/0,4 кВ
для питания цепей управления, сигнализации, освещения, подо-
грева и др. Можно обойтись и одним трехобмоточным трансфор-
матором, одно из вторичных напряжений которого соответст-
вует необходимому напряжению двигателя (7Д|1, а второе —
0,4 кВ (установки с питанием при напряжении 6 кВ без двой-
ной трансформации на скважине начинают внедряться);
3) от подстанции 6/0,4 кВ магистралями с напряжением
0,38 кВ (аналогично схеме рис. 8.5,6).
Такие схемы питания иногда встречаются при небольших
удаленностях скважин от промысловых понижающих подстан-
ций 6/0,4 кВ и небольших .мощностях двигателей ПЭД.
Для питания действующих установок по схеме (и. 1) при-
меняются комплектные трансформаторные подстанции общепро-
мышленного назначения.
Разработаны и изготовлены опытные образцы специальных
подстанций типа КТППН (рис. 8.12) мощностью 63—400 кВ-А
для питания одиночных скважин и кустов скважин по схемам
п.и. 1) и 2).
Подстанция КТППН рассчитана па работу в условиях хо-
лодного климата (исполнение ХЛ1).
Аппаратура этих подстанций общепромышленного назна-
чения, поэтому в кабинах, где она размещается предусмотрен
электрический обогрев кабин,
§ 51. Станции управления погружными электродвигателями
Управление и защита электродвигателей погружных центро-
бежных насосов осуществляются с помощью комплекса аппара-
туры, смонтированной в станции управления.
Промышленностью СССР с 1968 по 1978 г. выпускались
станции управления погружными электродвигателями серии
ПГХ-5071 и ПГХ-5072.
Станции управления ПГХ-5071 применяются для комплекта-
ции установок с автотрансформаторами в цепи погружного дви-
гателя. Эти станции снабжаются защитой, мгновенно отклю-
чающей установки при появлении тока замыкания на землю
2 А и более в погружном электродвигателе, кабеле или авто-
трансформаторе. Станции управления ПГХ-5072 применяют для
комплектации установок с трансформаторами в цепи погруж-
ного двигателя и вместо токовой защиты от замыканий па землю
снабжены устройством непрерывного контроля состояния изо-
ляции погружного электродвигателя, кабеля и вторичной об-
мотки трансформатора с действием на отключение без выдержки
времени при уменьшении сопротивления изоляции ниже 30 кОм.
Схемы станций ПГХ-5071 и ПГХ-5072 аналогичны и отлича-
ются упомянутыми элементами защиты от замыканий на землю.
322
(2 1978 г. взамен станций серин ПГХ промышленность СССР
выпускает станции ШГС-5802. Станции ШГС рассчитаны на
управление установкой, в которой погружной двигатель пита-
ется через масляный трансформатор ТМП.
Схема станции ШГС-5802 приведена на рис. 8.13. Эта стан-
ция. как и станция ПГХ-5702, дает возможность ручного и авто-
матического управления, управления с диспетчерского пункта,
работы установки по программе.
-- '№в
Рис 8.13. Схема стагции управления типа ШГС-5802
В главной цепи до трансформатора установлен переключа-
тель III, обеспечивающий видимый разрыв цепи и заземление
on-точенного участка, автоматический выключатель В1 и кон-
тактор А'.7. Ште тельный разъем ШР1 (с пакетным выключате-
лем й-7) предназначен для подключения переносных токоприем-
ников с током фазы не более 60 Л, а разъем ШР2 па 6 Л,
220 В (с выключателем В4) предназначен для подключения
геофизических приборов.
Обмотки всех реле управления и контактора питаются вы-
прямленным током, для чего в схему введены полупроводнико-
вые диоды. Аппараты, находящиеся постоянно под напряже-
Ч* 323
кием выше 660 В, расположены внутри шкафа станции в от-
дельном высоковольтном отсеке.
Имеется механическая блокировка, предотвращающая доступ
в этот отсек при включенном аппарате П1 и электрическая бло-
кировка, отключающая контактор КЛ при открывании двери
шкафа (контакт В6).
При автоматическом пуске установки рукоятка переключа-
теля В2 должна находит),ся в положении «Лвт.», при котором
его контактами замыкается цепь между точками схемы 25- 23
и 68- 69, получает питание первичная обмотка трансформатора
Тр и включается па питание обмотка реле РП1. Последнее сра-
батывает и замыкает свои контакты РП1-1 и РП1-2. Контакт
РП1-2 возбуждает катушку реле времени РВ1, которое с вы-
держкой времени замыкает свои контакты РВ1-1 и РВ1-2 в це-
пях катушек РВ2 и РП2. После замыкания контакта РВ1-2 сра-
батывает реле РП2 и замыкает контакт РП2-1, подготавливая
цепь самоблокировки.
Другой контакт этого реле РП2-2, замыкаясь, подготавли-
вает к включению катушку контактора КЛ, а контакт РП2-3, за-
мыкаясь, включает реле РПЗ и РП4. Контакт РП2-4, размы-
каясь, обесточивает цепь резистора R1. Далее реле РПЗ \\РП4,
получив питание, замыкают свои контакты РПЗ-1, РП4-1, РП4-2
в цепи катушки реле РВ2 и контакт РПЗ-2 в цепи катушки реле
РП5. Последнее возбуждается, самоблокируется контактом
РП5-1, замыкает контакт РП5-2 в цепи реле РВ2, размыкает
контакт РП5-3 в цепи независимого расцепителя выключателя
В1,\\ замыкает контакт РП5-4. Обмотка реле РПЗ обесточива-
ется, замыкая контакт РПЗ-З. Срабатывает реле РВ2, самобло-
кируется своим контактом РВ2-1 и размыкает контакт РВ2-2,
чем предотвращается повторное включение реле РП2 после его
отключения при срабатывании реле защиты от перегрузок РМ1,
РМ2.
Замыкается контакт РВ2-3 в цепи катушки контактора КЛ,
который своими главными контактами в силовой цепи включает
па питание первичную обмотку трансформатора, питающего по-
гружной электродвигатель. Замыкается вспомогательный кон-
такт контактора КЛ-2 в цени катушки реле РП2, Размыкаются
КЛ-1, а также КЛ-3 в цепи катушки реле РВ1 и КЛ-4 в цепи
катушки реле РВ2. Реле РВ1, обесточпваясь, размыкает свои
контакты РВ1-1 и РВ1-2.
После окончания пуска электродвигателя реле минимальной
нагрузки РМП остается включенным п его контакт РМП-/ ра-
зомкнут. Реле РМП, реагирующее на перегрузку дви ателя,
после окончания пуска разрывает свой контакт РМП-1. Па этом
заканчивается работа схемы при самозануске. В этом режиме
обеспечивается самозапуск установки после восстановления на-
пряжения вслед За его исчезновением. Установка запускается
с выдержкой времени от 0,5 до 10 мин, создаваемой реле PBL
324
При ручном управлении рукоятка переключателя В2 уста-
навливается в положение «Ручн.», при котором цепь между точ-
ками схемы 68—69 оказывается разомкнутой, а между точками
23—25 — замкнутой. Первичная обмотка трансформатора Тр
находится под напряжением, реле РП1 возбуждено, но реле РВ1
обесточено. Для пуска нажимается кнопка КП. Возбуждается
реле РП2 и в дальнейшем операции пуска осуществляются ана-
логично описанному для автоматического управления, причем
пуск осуществляется без выдержки времени, которая в режиме
автоматического управления задается реле времени РВ1. От-
ключение установки производится, установкой рукоятки пере-
ключателя В2 в положение «Откл.». В режиме ручного управ-
ления при перерыве в снабжении электроэнергией самозапуск
установки после восстановления питания не производится.
При управлении установкой с диспетчерского пункта по за-
данной программе, а также в зависимости от давления в выкид-
ном коллекторе рукоятка переключателя. В2 должна устанав-
ливаться в положение «Авт.».
При управлении с диспетчерского пункта в схему станции
между точками 64—65 включается контакт выходного реле те-
леуправления со снятием соединяющей их перемычки.
Для работы по заданной программе используется моторное
реле времени КЭП-12у, двигатель которого подключается
между точками схемы 64—0, а контакт — между точками 64—65
со снятием перемычки.
Для автоматического включения и выключения установки
в зависимости от давления в выкидном коллекторе скважины,
осуществляемых с помощью электроконтактного манометра,
должны быть сняты перемычки 65—66, 51—87 и 87—99. Кон-
такт ВД манометра при высоком давлении должен замыкать
цепь между точками 87 - 98 и возбуждать реле РП6.
Контакт РП6-2 при этом размыкает цепь между точками
65—66 схемы, что приводит к выключению установки. При сни-
жении давления в выкидном коллекторе реле РП6 должно от-
ключиться и восстановить контактом РП6-2 цепь 65--66. Даль-
нейшее снижение давления приводит к замыканию контакта
НД низкого давления, соединяющего точки 87—99 схемы, воз-
буждению реле РП1 и пуску установки.
При срабатывании максимальной токовой защиты, комплек-
туемой из токовых реле РМ1 и РМ2, настраиваемых на ток сра-
батывания, равный (1,4—1,7)/[Г,1М с выдержкой времени около
1 с размыкаются контакты РМ1-1, PM2-I. Обесточивается ка-
тушка реле РП2. Контакт РП2-2 размыкает цепь катушки кон-
тактора КЛ, РП2-1 снимает самоблокировку, РП2-3 отключает
реле РПЗ н РП4.. контакт РП2-4 включает цепь греющего тока
теплового реле РТН1. Последнее через 20 с размыкает свой
контакт РТП1-1 с ручным возвратом, лишая питания все цепи
управления и отключая установку без последующего самоза-
325
пуска. При коротких замыканиях на участке от автоматического
выключателя В1 до первичной обмотки силового трансформа-
тора цепь отключается этим выключателем.
При перегрузках по току, составляющих (1,15—1,2)/,Юм.
а также при срыве подачи, когда ток снижается до 0,85/рил,
соответственно срабатывают реле РМП или реле РМН. Кон-
такт РМП-1, шунтируя катушку реле РП4, включает цепь грею-
щего тока теплового реле РТН2.
Аналогично контакт РМН-1 включает па питание тепловое
реле РТНЗ. Контакты РТН2-1 или РТНЗ-1 с ручным возвратом
через 20 с размыкаются, что приводит к отключению уста-
новки без последующего самозапуска.
Если перегрузка пли недогрузка двигателя длится менее
20 с, тепловые реле не срабатывают и установка не отключа-
ется.
Контроль сопротивления изоляции осуществляется, как и
в станции ПГХ-5072, прибором УКИ, обеспечивающим измере-
ние сопротивления изоляции в системе кабель-электродвигатель
и отключение установки при уменьшении этого сопротивления
ниже 30 кОм. В последнем случае контакт УКИ-1 размыкается
и обесточивает реле РП5. Контакт PI15-3 включает катушку не-
зависимого расцепителя выключателя В1, который без выдержки
времени своим контактом В1 -1 снимает питание с цепей управ-
ления, отключая двигатель.
Для контроля питающего напряжения и воздействия на цепи
управления двигателем при отклонении напряжения га 10%
выше и на 15% ниже номинального к сети 380 В через выклю-
чатель В5 и фильтр напряжения прямой последовательности
включен контактный миллиамперметр КМЛ. При отклонении
напряжения за допустимые пределы стрелка прибора КМЛ вы-
ходит .за пределы рабочей зоны, один из контактов КМА-1 или
КМЛ-2 шунтирует цепь реле РП1, контакт РП1-2 в цепи реле
РВ1 размыкается, чем предотвращается автоматическое повтор-
ное включение электродвигателя. Контакт РП1-1, размыкаясь,
подготавливает реле РВ2 к отключению при перегрузке или не-
догрузке двигателя по причине отклонения напряжения. Реле
РВ2 питалось по цепи, замкнутой контактами РВ2-1, РПЗ-1,
РП4-2, РП5-2 и реле РТН1. Если двигатель перегружается из-за
отклонения напряжения, срабатывают реле РМН или РМП.
Вслед за этим контакты РПЗ-1 или РП4-2, размыкаясь, обесто-
чивают реле РВ2, которое с выдержкой времени 10 с. контактом
РВ2-3 обесточивает катушку контактора КЛ, а контактом
РВ2-4 размыкает цепь реле РП2. Контакт РП2-3 разрывает
цепь греющего тока реле РТН2 и РТНЗ, что исключает разрыв
цепей управления контактами РТН2-1 и РТНЗ-1 и позволяет
осуществить самозапуск установки после восстановления нор-
мального напряжения.
После восстановления последнего и размыкания контактов
326
КМА-l и KMA-2 возбуждается реле РП1, что приводит к само-
запуску установки.
11рн ручном управлении схема позволяет включить уста-
новку кнопкой КП при отклонении напряжения ниже 0,85 и
выше 1,1 Ь’п, возбудив реле РВ1 по цепи, содержащей контакт
КЛ-4.
§ 52. Выбор электрооборудования бесштанговой
насосной установки
При выборе электрооборудования для бесштанговой насос-
ной установки в первую очередь определяют мощность погруж-
ного электродвигателя, которая должна соответствовать пара-
метрам выбранного насоса.
Номинальные подача и напор, развиваемые насосом, должны
соответствовать оптимальному дебиту скважины и полному на-
пору, необходимому для подъема жидкости.
Мощность на валу центробежного насоса
Р _ Q//p9,81 10_3, (8J5)
'Пнас
где Q — подача насоса, м3/с; Н— напор, развиваемый насо-
сом, м; р — плотность жидкости, кг/м3; T)na<:—КПД насоса.
Величины Q и Н определяются точкой пересечения харак-
теристик насоса и скважины. В каталоге насосов указывается
и соответствующий данному типу насоса электродвигатель.
Например, насосу 1ЭПН6-500-450 с поминальной подачей
500 м3/сут и номинальным напором // = 445 м соответствует дви-
гатель ПЭД-46-123 номинальной мощностью Рн = 46 кВт. Обычно
насос выбирают так, чтобы подача Q соответствовала оптималь-
ному дебиту скважины. Если при этом напор Н равен полному
напору, необходимому для подъема жидкости Пс, то скважина
и насос будут работать в оптимальном режиме. Если Не^>Н, то
насос будет работать с подачей, мепыией оптимального дебита
СКВаЖИПЫ, II С НИЗКИМ Т)па<-
Если Н>1Ц, то насос будет работать с подачей, превышаю-
щей оптимальный дебит скважины. При этом КПД насоса бу-
дет снижен, а большой приток жидкости в скважину может
ухудшить условия ее эксплуатации.
Площадь сечения кабеля КРБК (КПБК) выбирают с учетом
потери напряжения в нем A.UU, определяемой по формуле (1.17).
При этом индуктивное сопротивление кабеля может быть при-
нято равным
лгкл; Е Ю"4 Ом, (8.16)
здесь L — длина кабеля, м,
а активное сопротивление
г = (164,5л-0,70) — 10-4 Ом, (8.17)
<7
327
где 0 — средняя температура кабеля по всей длине, включая
участки в скважине и на барабане; q — площадь сечения жилы
кабеля, мм2.
Потери напряжения (и мощности) в кабеле желательно сде-
лать возможно меньшими, но при этом увеличение сечения ка-
беля ограничено поперечными размерами установки, допусти-
мыми для примененной в скважине обсадной колонны. Напри-
мер, для питания двигателей ПЭД-10-103 и ПЭД-20-103 при
глубине подвески агрегата, которой соответствует развиваемый
насосом напор И до 780 м, часто применяется кабель марки
КРБК. с площадью сечения 3X16 мм2, а при напоре Н до
1500 м — с площадью сечения 3X25 м.м2. Для двигателей
ПЭД-46-123 при Н до 875 м сечение кабеля 3x25 мм2, а при И
до 1315 м оно равно 3X35 мм2.
Трансформатор выбирается из расчета, чтобы номинальный
ток его вторичной обмотки был не менее рабочего тока двига-
теля, а ее напряжение при холостом ходе равнялось номиналь-
ному напряжению двигателя, сложенному с потерей напряже-
ния в кабеле и в трансформаторе.
Расход электроэнергии на откачку жидкости из скважины
при насосной эксплуатации определяется из следующих сообра-
жений.
Полезная мощность, затрачиваемая па подъем жидкости из
скважин,
Рп --- Q/y„p9,81 10-3 кВт,
где Н„ ••- высота, на которую подается жидкость, м; а осталь-
ные обозначения те же, что в формуле (8.15).
Если активная мощность, потребляемая двигателем из сети
Pi (в кВт), то отношение
<818)
г I
представляет собой полный коэффициент полезного действия на-
сосной установки.
Удельный расход энергии на откачку жидкости
Р.Ю-3 Рп103 9,81 п , ,о
IL,- —-=-—5—Дж/кг-м. (8.19)
уд pQ// HPQ// 1]
Для установок с погружными центробежными электронасо-
сами общий КПД установки
П ПДпасПдЛкабЛт. (8.20)
где т|г — КПД, учитывающий гидравлические потери на трение,
связанные с движением жидкости в напорной системе, зависит
от расхода жидкости и диаметра насосных труб (при отсутст-
вии дросселирования равен 0,94—0,98); т]па<: — КПД насоса, рав-
ный при номинальной производительности 0,34 -0,58; т]д — КПД
328
погружных электродвигателей, равный при номинальной на-
грузке 0,7—0,84 и при недогрузках 0,65—0,78; т)Каб — КПД, учи-
тывающий потери в кабельном токоподводе, принимающий зна-
чения от 0,8 до 0,95; t]T — КПД трансформатора (автотрансфор-
матора), равный 0,97—0,98.
Общий КПД установки находится в пределах 0,16—0,40.
Для установок же с глубинными плунжерными насосами
Л -= Пп. зПс. кПц, (8-21)
где т]п. з—КПД подземной части установки, учитывающий по-
тери в подземной части (гидравлические, потери при движении
жидкости, механические потери на трение), равный 0,73—0,89;
т]с.„.-КПД станка-качалки, равный 0,7—0,9; цц—КПД дви-
гателя при циклической нагрузке, принимающей значения от
0,65 до 0,88.
КПД глубпнпонасосиых установок ц может изменяться
в весьма широких пределах--от 0,20 до 0,7. Он зависит от ре-
жима работы насоса и резко уменьшается при его износе. Чем
меньше диаметр, тем меньше КПД установки в целом.
Удельный расход электроэнергии при добыче нефти центро-
бежными погружными электронасосами выше, чем при добыче
глубинными штанговыми, что определяется в основном более
низким КПД самого центробежного насоса.
Глава 9
Электрооборудование
промысловых компрессорных и насосных станций,
установок подготовки нефти
§ 53. Компрессорные, насосные и установки
комплексной подготовки нефти
в системах сбора нефти и газа
На нефтяных промыслах, введенных в эксплуатацию еще до
недавнего времени (1965 1970 гг.), применялось несколько си-
стем сбора нефти, в частности самотечная, система Бароняна и
Везирова и др. В последнее время площади нефтяных место-
рождений обустраивают с применением высоконапорных гер-
метизированных систем сбора. В этих системах поддержива-
ется давление 1,5—2 МПа; в них исключается потеря легких
фракций. Относительно простыми средствами обеспечивается
комплексная автоматизация.
В состав систем сбора нефти и попутного газа входят ком-
прессорные установки для сжатия попутного газа, выделяюще-
гося в сепараторах подаваемого потребителям впе промысла
(газобензиновые заводы и др.), и для подачи газа в скважины
в качестве рабочего агента на промыслах, где применяется
компрессорная эксплуатация скважин (газлифт).
Существуют также компрессорные станции закачки газа
в пласт для поддержания пластового давления. В некоторых
случаях для закачки в скважину используют воздух (эрлифт-
ные скважины), что определяет сооружение воздушных ком-
прессорных станций. Последние не следует рассматривать как
элемент системы сбора нефти и газа.
На газовых промыслах используются газовые компрессорные
станции для повышения давления газа, поступающего из сква-
жин п направляемого в магистральные газопроводы. Эти стан-
ции, как п промежуточные компрессорные станции для пере-
качки газа па магистральных газопроводах, рассматриваются
в гл. 11.
Для впутрппромысловой перекачки нефти от пунктов се сбора
до установок подготовки и товарных нарков применяются до-
жимные насосные станции. На установках подготовки нефти
применяются насосы для нефти, подачи жидких химических
реагентов и др. Располагающиеся на площадях нефтяных место-
рождений головные нефтеперекачивающие насосные станции,
закачивающие товарную нефть в магистральные нефтепроводы,
330
рассматриваются в гл. 11. Особое место занимают водяные на-
сосные станции, располагаемые в районе промыслов, для за-
качки воды в пласт с целью поддержания пластового давления.
Водяные насосные установки на промыслах широко применя-
ются для производственного и бытового водоснабжения, в част-
ности для шпаппя водой буровых установок, охлаждения комп-
рессоров и т. п. Большая часть компрессорных установок и
почти все насосные установки нефтяных и газовых промыслов
снабжаются электроприводом.
Па промыслах используют специальные электрические уста-
новки по обезвоживанию и обессоливанию нефти, работающие
на основе воздействия электрического поля на водонефтяные
.эмульсии.
§ 54. Электрооборудование промысловых
компрессорных установок
На пефте-газопромысловых компрессорных установках при-
меняют преимущественно поршневые компрессоры. В восточных
районах СССР ш ряду с поршневыми компрессорами применяют
ротационные и центробежные.
Поршневые компрессоры для сбора и перекачки нефтяного
газа имеют подачу 0,2—0,4 м3/с при рабочем давлении 0,4—
5,0 МПа; потребляемая ими мощность 160—180 кВт.
Поршневые компрессоры, применяемые для повышения дав-
ления воздуха или газа, .закачиваемого в пласт, с подачей 0,6—
0,9 м3/с создают давление на выходе 10—65 МПа и снабжа-
ются приводными двигателями мощностью 200—220 кВт.
Отмеченные поршневые компрессоры имеют вертикальное
расположение цилиндров. Частота вращения их приводных ва-
зон 365 об/мин, механическое соединение последних с валом
электродвигателя осуществляется при помощи клиноременной
передачи. Это позволяет применять электродвигатели с большей
частотой вращения, чем у вала компрессора.
В системах транспорта газа на промыслах применяют цент-
робежные компрессоры с подачей 1,5 -8,3 м-'/с с давлением на
выходе. 0,68 5,7 МПа с двигателями па 3000 об/мин, приводя-
щими в движение компрессоры через повышающие редукторы.
При нормальном пуске компрессора в ход его клапаны от-
крыты, п приводной электродвигатель может успешно завершать
пуск при моменте на его валу, не превышающем 0,4- 0,5 номи-
нального. Тем не менее при определении пускового момента дви-
гателя исходят п.з того, что момент не должен быть меньше
поминального. Эю определяется чем, что в случае кратковре-
менного исчезновения или резкого снижения напряжения в пи-
тающей сети с последующим восстановлением нормального пи-
тания двигатель будет разгоняться при нагруженном компрес-
соре.
331
Номинальная мощность электродвигателя для привода ком-
прессора обычно задастся заводом-изготовителем. В тех случаях,
когда такие данные отсутствуют или необходимо их определить
по другим причинам, мощность (в кВт) двигателя может быть
приближенно найдена по формуле
Рп
ю-3
'Пинд'Пмех'Нпер
zni
т — 1
(9.1).
где т][111Д--индикаторный КПД компрессора при политропиче-
ском сжатии («0,6-0,8); т]м(.х—КПД, учитывающий механи-
ческие потери в компрессоре (як0,88 0,92); т]цер— КПД пере-
дачи от вала электродвигателя к валу компрессора (як0,96—
0,98); z — число ступеней компрессора; т показатель поли-
тропы (для воздуха примерно 1,35; для нефтяного газа при-
мерно 1,25); pi и Р2 — абсолютные давления сжимаемого газа
или воздуха на входе и выходе компрессора, Па; ип - подача
компрессора, отнесенная к давлению и температуре на входе,
м;|/с; Д.— коэффициент запаса, принимаемый равным 1,1 —1,2,
учитывающий отклонения режима работы компрессора от рас-
четного, снижение напряжения в сети, питающей двигатель,
и др. Обычно компрессор охлаждается водой, по практически
не. все тепло, выделяемое при сжатии агента — газа или воз-
духа, уносится с водой, а часть его идет па повышение тем-
пературы агента. Таким образом, процесс сжатия нс удается
сделать изотермическим, наиболее экономичным; он протекает
по политропическому циклу. Это обстоятельство и учтено в фор-
муле (9.1) введением
Газовые компрессорные станции на промыслах являются
взрывоопасными установками. Помещения этих станций относят
к классу В-1а.
В тех установках, где мощности двигателей не превышают
150—200 кВт и напряжение питания установок до 1000 В, це-
лесообразно применять асинхронные короткозамкнутые двига-
тели во взрывопспроппцаемом исполнении, например ВАС)
(ВАО2), выпускаемые для мощностей 132- 315 кВт па 600 —
3000 об/мин, и синхронные в исполнении, продуваемом под из-
быточным давлением, например ВСДКП 15—21- 12 УЗ на
200 кВт, 500 об/мин.
Чаще всего па промысловых компрессорных установках
с поршневыми компрессорами используются двигатели на на-
пряжение 6 кВ мощностью 160—220 кВт. Здесь наибольшее рас-
пространение получили электродвигатели в исполнении, проду-
ваемом под избыточным давлением. По условиям пуска здесь
с успехом могут применяться как асинхронные короткозамкну-
тые, так и синхронные двигатели. Последние обладают извест-
ными преимуществами в отношении КПД, коэффициента мощ-
332
пости и большей стабильности вращающего момента при сни-
жениях напряжения, поэтому им следует отдавать предпочтение.
Из выпускаемых в настоящее время синхронных машин в та-
ком исполнении для компрессорных станнин могут быть приме-
нены электродвигатели серин СДК.П (см. § 30).
Для привода центробежных газовых компрессоров в настоя-
щее время применяются синхронные двигатели на 6 и 10 кВ,
3000 об/мин, в частности, серии СТДП с бесщеточной системой
возбуждения.
На компрессорных станциях для газлифтной эксплуатации
скважин, сооруженных 10 лет назад и более, распространенных
в Азербайджане, применены двигатели па 6 кВ с синхронной
частотой вращения 750 об/мин: асинхронные, продуваемые под
избыточным давлением, мощностью 200 кВт с прямым пуском
при полном напряжении сети и синхронные — открытого типа
с машинным возбудителем в защищенном исполнении и асин-
хронным пуском при полном напряжении сети.
Такие синхро иные двигатели устанавливают вне помещения
компрессоров, а вал двигателя через проем в стене, снабжен-
ный сальниковым уплотнением, выводится в это помещение.
Компрессорные станции для сбора газа на нефтяных про-
мыслах восточных районов тоже в большинстве случаев были
оборудованы асинхронными электродвигателями серии ДАМСО,
где вал двигателя соединен с валом ротационного компрессора
через редуктор. Но в последние годы асинхронные двигатели
были заменены здесь синхронными. Новые станции оборудуются
синхронным электроприводом.
Компрессорные станции, па которых повышают давление воз-
духа, относятся к певзрывоопасиым установкам и здесь приме-
няются электродвигатели п прочее электрооборудование нор-
мального (иевзрывозащищенпого) исполнения.
Промысловые компрессорные станции для закачки газа пли
воздуха в пласт, где устанавливают до 16 компрессоров, явля-
ются весьма энергоемкими потребителями. Они относятся к 1-й
категории надежности электроснабжения.. Это определяется тем,
что даже при кратковременном прекращении их работы и вы-
званном этим снижении давления рабочего агента в линиях,
подающих послетний в скважины, нарушается технологический
режим работы скважин. Особенно тяжелые последствия имеет
перерыв в иода1с рабочего агента для скважин, где жидкость
содержит значительное количество песка. Здесь для восстанов-
ления нормального режима извлечения жидкости па поверх-
ность может потребоваться ремонт скважины и, следовательно,
длительный перелив в ее работе.
Компрессорные станции, предназначенные для подачи газа
потребителям 1-й категории, например электростанциям, тоже
относятся к 1-й категории надежности. Для питания электро-
энергией электрооборудования компрессорных станций при
333
напряжении 6 кВ непосредственно при компрессорной сооружа-
ется трансформаторная подстанция. 35/6 или 110/6 кВ. В тех
случаях, когда к компрессорной может быть подведено питание
при напряжении 6 кВ от какой-либо промысловой подстанции,
сооружается только распределительное устройство.
На рис. 9.1 показана принципиальная схема питания электро-
оборудования компрессорной станции. Выключатели линий, пи-
тающих двигатели, в распределительном устройстве 6 кВ спаб-
антаппя э.ieinроооорудозаппя ком
станции
Рпс. 9.1. Схема
жены дистанционным управлением из помещения, где установ-
лены двигатели компрессоров. РУ 6 кВ питается двумя ли-
ниями. Питающие вводы 6 кВ присоединены к двум секциям
ниш, оборудованным in111юсоедииiггелыiым выключателем. При
отключении одной из пи тающих линий этот выключая ель соеди-
няет обе секции шип, переводя питание всех потреби гелей на
линию, оставшуюся в рабою. Кроме линий, подводящих энергию
к каждому двигателю, в распределительном устройстве преду-
смотрены две линии для iрапсформаюров 6/0,4 кВ, предназна-
ченных для питания вспомогательных устройств компрессорной
станции: двш ате.теп насосов охлаждения, системы вентиляции,
электрического освещения, цепей управления и сигнализации
и т. д.
Так как в результате выхода из строя насоса или системы
вентиляции главных двига телей компрессоров прекращается ра-
334
бота компрессоров, надежность питания вспомогательных уст-
ройств должна быть такой же, как и надежность питания
главных двигателей. Поэтому предусмотрены два трансформа-
тора 6/04 кВ, две секции сборных шин 0,4 кВ с шиносоедини-
тельным автоматом, обеспечивающим автоматический перевод
питания всех потребителей на оставшийся в работе трансформа-
тор в случае отключения одного из них.
14а рис. 9.2 представлен вариант схемы управления и зашиты
асинхронного, электродвигателя па 6 кВ привода компрессора
с силовым выключателем 6 кВ, снабженным пружинным приво-
дом ПН-61. В схеме используется оперативный переменный ток.
Рис. 9.2. Вариант схемы управления и .защиты асинхронного двигателя при-
вода компрессора
Зашита двигателя от коротких замыканий н перегрузок осу-
ществляется с помощью токового реле РМ. с ограниченно-зави-
симой характеристикой, подключенного к трансформаторам
тока TTI и ТТ2 и встроенного в привод силового выключателя.
Предусмотрено отключение двигателя при исчезновении или
резком снижении напряжения, осуществляемое при помощи
реле минимального напряжения PH, также встроенного в при-
вод выключателя.
Для оперативного пуска двигателя компрессора в ход нажи-
мается кнопка «Пуск», что приводит г: возбуждению катушки ди-
станционного включения КВ через замкнутый вспомогательный
контакт вала выключателя ЛВ и замкнутый при заведенных
пружинах контакт КГП. Отключение двигателя осуществляется
нажатием кнопки «Стоп», что приводит к включению катушки
дистанционного отключения КО через замкнутый вспомога-
тельный контакт Л В. Заводящее устройство привода ДП при
помощи путевого выключателя ВК автоматически включается
в момент срабатывания включающих пружин и автоматически
отключается после их завода.
33.5
Здесь предусматривается возможность автоматического по-
вторного включения выключателя после его отключения в ре-
зультате срабатывания реле PH. Для подготовки к работе си-
стемы ЛИВ включается выключатель В. Действие ЛИВ осно-
вано на том, что во время отключения выключателя Л В
проскальзывающий контакт его вала (ЛВ в цепи, содержащей
В} даст импульс на катушку включения КВ. Это происходит
только после отключения от защиты, при котором контакт БКЛ
Рис. 9.3 Схема \ правления и лнцпты ciiiix|><'iiiioi и •>лектроднигате.-я 6 кВ
привода компрессора
замкну!. Этот контакт связан с валом привода выключателя и
замыкается при повороте последнего па включение.
Обратное движение (размыкание) БКЛ осуществляется пру-
жиной, срабатывающей при ручном и дистанционном отключе-
нии выключателя. Если же отключение произошло от реле за-
щиты, то контакт БКА не размыкается.
При действии реле РМ система ЛИВ не срабатывает, так
как цепь питания катушки КВ разрывается контактом PC.
На рис. 9.3 представлен вариант принципиальной схемы уп-
равления и защиты синхронного электродвигателя компрессора,
пускаемого в ход при включении статора на полное напряжение
сети, снабженного машинным возбудителем, глухо подключен-
ным к ротору двигателя. Эта схема рассчитана на использова-
ние электромагнитного привода для силового выключателя.
336
В ней содержатся элементы, обеспечивающие форсировку
возбуждения и автоматическое повторное включение. Здесь АПВ
осуществляется за счет действия релейной схемы.
При повороте универсального переключателя УП в первое
правое положение через его контакты 3—3 возбуждается ка-
тушка контактора КТВ и контакты КТВ включают на питание
включающий электромагнит ЭВ привода выключателя Л В. По-
лучает питание статор Д и двигатель запускается в асинхрон-
ном режиме.
При повороте переключателя УII в левое положение его кон-
тактами / — / замыкается цепь питания отключающего электро-
магнита 30 привода, и выключатель отключает статорную цепь
двигателя. Контакты УП возвращаются автоматически в пуле-
вое положение как пз первого правого, так и пз первого левого
положения, размыкая свои контакты. Защита от сверхтоков
осуществляется с помощью реле Т1 и Т2 с ограниченно-зависи-
мой характеристикой, а защита от замыканий па землю при
токах на землю, превышающих 10 А, токовым реле ТЗ, вклю-
ченным через трансформатор тока пулевой последовательности.
Предусмотрено также отключение при исчезновении напря-
жения питания, для чего в цепь 100 В трансформатора напря-
жения включено реле минимального напряжения РНВ, которое
через реле времени РВ2 действует па отключающий электромаг-
нит выключателя ЛВ. Указание па то, какая защита срабо-
тала, дают сигнальные реле PCI, РС2, РСЗ.
Форсировка возбуждения срабатывает при снижении напря-
жения в питающей сети более чем на 15 % от поминального.
В этом случае замыкается контакт реле РФ, возбуждается ка-
тушка контактора форсировки КФ, который своим контактом
КФ шунтирует реостат в цепи обмотки возбуждения возбуди-
теля овв.
Напряжение возбудителя и ток возбуждения синхронного
двигателя возрастают до наибольшего допустимого значения.
Для подготовки к работе схемы АПВ переключатель УП
ставится во второе правое положение и его контакт 2—2, остаю-
щийся после возврата рукоятки в нулевом положении, .замы-
кает цепь катушки реле времени РВ1. Последняя возбуждается
при замыкании контакта ЛВ после, отключения силового вы-
ключателя. Далее реле РВ1 с установленной выдержкой вре-
мени замыкает свой контакт в цепи катушки реле РП1, кото-
рое возбуждается, самоблокирустся и своими контактами воз-
действует на привод выключателя.
Па рис. 9.1 представлен вариант схемы управления и защиты
синхронного элекiродвпгателя (БСДКП) на 380 В привода ком-
прессора. Двигатель снабжен бесщеточной системой возбужде-
ния п пускается в ход при полном напряжении сети.
Для пуска в ход включается на питание катушка контак-
тора КЛ с помощью кнопки «пуск».
3.37
Система возбуждения содержит блок управления Л..7У, бес-
щеточный возбудитель — обращенный трехфазный синхронный
генератор ВБС, вращающийся диодный преобразователь ПБВ,
тиристорный ключ ТК, выпрямитель ПБС, питающий обмотку
возбуждения генератора ВБС, трансформаторы Тр1 и Тр‘2.
В пусковых режимах обмотка возбуждения двигателя
Д(ОВД) и вентили преобразователя ПБВ шунтируются тири-
сторным ключом ТК, состоящим из тиристора и стабилитрон-
ной цепочки. Это обеспечивает защиту ОВД и ПБВ от перена-
моа
Рис. 9.4. Схема управления и защиты синхронного двигателя БС.ДКП с бес-
щеточным возбуждением
пряжений и получение достаточного вращающего момента. Дви-
гатель Д разгоняется в асинхронном режиме при отсутствии
тока возбуждения. После включения контактора КЛ его замы-
кающий контакт запускает электронное реле времени РВ. Че-
рез установленное время (установка реле времени от 0,1 до
2,8 с) реле РВ запускает систему ФИК, вырабатывающую им-
пульсы на открытие тиристоров выпрямителя ПБС, подается
ток возбуждения в обмотку ВБС, появляется выпрямленный ток
в обмотке возбуждения двигателя Д, который втягивается в син-
хронизм.
Кроме автоматической подачи возбуждения двигателя Д по
окончании пуска система возбуждения обеспечивает:
стабилизацию заданной силы тока возбуждения при измене-
нии напряжения сети в пределах (0,8—1,1) Un (параметриче-
ский регулятор возбуждения РгВ);
338
изменение уставки силы тока возбуждения в диапазоне 0,3—
1,1 поминального значения (РгВ);
автоматическую форсировку возбуждения при снижении на-
пряжения на зажимах двигателя не менее чем на 20% от Un
(система БЛФ).
Воздействия па силу тока возбуждения двигателя Д оказы-
ваются путем воздействия на нес генератора ВВС изменением
напряжения на выходе блока ПБС. Это напряжение управ-
ляется изменением угла открытия вентилей блока ПБС, опре-
деляемым устройством ФИУ, на которое и воздействует регуля-
тор РгВ. Устройства блока БЛУ питаются от источника пита-
ния ИП.
Защита двигателя от асинхронного хода, перегрузок и ко-
ротких замыканий осуществляется автоматическим выключате-
лем В!.
При недопустимо длительной форсировке возбуждения, не-
исправностях в цепях блока БЛУ, перегреве обмоток возбуди-
теля, коротких замыканиях в цепи возбуждения возбудителя от-
ключается автоматический выключатель В‘2.
§ 55. Самозапуск двигателей промысловых
компрессорных станций
На компрессорных станциях закачки газа в скважины на-
ряду с устройствами ЛИВ, повторно включающими электродви-
гатель после его отключения защитой минимального напряже-
ния, используется самозапуск двигателей.
При коротких замыканиях в электросистеме, питающей ком-
прессорную станцию, резко снижается или полностью исчетает
напряжение на зажимах двигателей на время, зависящее от вре-
мени действия устройств, защищающих поврежденный участок.
Кратковременные исчезновения напряжения возможны при
работе устройств ЛИВ и АВР на линиях и трансформаторах пи-
тающей электросистемы; их продолжительность от 0,5 до 2 с.
При реалшацип самозапуска при кратковременном исчез-
новении пли при снижении питающего напряжения двигатели
не отключаются защитой, а продолжают работать со снижением
частоты вращения. После восстановления нормального напря-
жения они повышают свою частоту вращения и возвращаются
к нормальному режиму. Последнее оказывается возможным,
если при появлении полного напряжения пусковые токи геот-
ключиипых двигателей, которые одновременно начинают раз-
гоняться, не превысят определенных значений. Не должна быть
превышена сила тока, при которой потеря напряжения в питаю-
щей cein будет столь велика, что напряжение на зажимах дви-
гателей окажется недостаточным для создания вращающих мо-
ментов. способных разогнать двигатели до нормальной частоты
вращения.
339
Чтобы обеспечить выполнение этого условия часть двигате-
лей при исчезновении или резком снижении напряжения отклю-
чается, а затем автоматически включается системой ЛИВ. Само-
запуск осуществляется для оставшихся включенными осталь-
ных двигателей. При самозапуеке двигатель работает в двух
режимах: выбега (после снижения пли снятия напряжения)
и пуска (после восстановления напряжения).
Режим пуска начинается не при скольжении S- 1, а при не-
котором меньшем значении скольжения Sn, которое зависит от
длительности выбега и характеристик системы двигатель-комп-
рессор. В процессе самозапуска сопротивление двигателя оп-
ределяется в зависимости от величины Sn, а не режимом корот-
кого замыкания, которому соответствует обычный пуск, начи-
нающийся с S—1. Величина этого сопротивления определяет
ток п напряжение па зажимах двигателя, которые являются
критерием возможности самозапуска.
Например, для асинхронного двигателя, нагруженного меха-
низмом с постоянным пли «вентиляторным» моментом сопро-
тивления, для времени выбега 1 с скольжение Sn= 0,2, а пол-
ное сопротивление Z(),2, соответствующее этому скольжению,
составляет 0,28 от сопротивления Z;) при холостом ходе (при ме-
ханической постоянной времени агрегата двигатель—компрес-
сор, равной 5 с). Для рассматриваемых компрессорных станций
самозапуск асинхронных двигателей может обеспечиваться при
длительности глубокого снижения или полного снятия напря-
жения, не превышающей 1,5 с.
Электродвигатели компрессорной станции для закачки рабо-
чего агента в скважины при числе агрегатов 10 16 разби-
ваются на три группы с приблизительно одинаковым числом их
в каждой гр\пне. Каждый двигатель снабжен защитой от сверх-
токов, обусловленных короткими .замыканиями, и от сверхтоков
перегрузки, появляющихся при самозапуеке, осуществляемой
с помощью токовых реле с ограниченно-зависимой характери-
стикой. Защита от перегрузки действует на отключение двига-
телей при токах, в 3—4 раза превышающих номинальный ток
двигателя и с разными выдержками времени для каждой
из трех групп двигателей: 3 с для первой группы, 5—6 с — для
второй и 8—10 с — для третьей. Двигатели всех трех групп ос-
таются подключенными к сети при глубоком снижении или ис-
чезновении напряжения. После восстановления напряжения на-
чинают разгоняться все двигатели. В том случае, если за 3 с
электродвигатели первой группы не успеют разогнаться так,
чтобы пусковой ток их стал меньше (3—4) они будут от-
ключены токовой защитой. Это приведет к снижению общего
тока, поступающего к двигателям компрессорной станции,
уменьшению потерь напряжения в питающей сети, увеличению
напряжения на оставшихся подключенными двигателях и соз-
данию благоприятных условий для их разгона. Если в тече-
340
ние 5—6 с не закончится самозапуск двигателей второй группы,
они будут отключены защитой, и создадутся благоприятные ус-
ловия для разгона двигателей третьей группы. И, наконец, если
за 8—10 с не разгонятся двигатели третьей группы, и они будут
также отключены.
В систему самозапуска вводятся и асинхронные двигатели
для водяных насосов охлаждения компрессоров, которые снаб-
жаются защитой с выдержкой времени 8—10 с, как у третьей
группы.
В том случае, когда длительность глубокого снижения или
полного исчезновения напряжения превышает 1,5 с, а также
если восстанавливающее нормальное напряжение ниже поми-
нального, то часть двигателей компрессоров снабжается защи-
той, отключающей их от сети, и устройством для автоматиче-
ского повторного включения после завершения самозапуска не-
отключаемых двигателей. Отключаемые двигатели, выделяемые
и.з состава трех групп, имеют защиту минимального напряжения
с напряжением и временем срабатывания соответственно 0,6 Un
и 0,5 с и токовую защиту с выдержкой! времени до 10 с.
Обычно число таких двигателей при 16 компрессорах со-
ставляет 3—4, они пускаются в ход системой ЛПВ при полной
н а г р узк е ко м и ре с с о ра.
Исследования, проведенные на компрессорных станциях
с синхронпымп двигателями СМ-300-750 привода компрессоров,
показали, что чти двигатели с глухополключеппым возбудите-
лем могут успешно разгоняться и входить в синхронизм после
перерыва в питании от 0,6 с и более, если восстановившееся на-
пряжение па зажимах двигателя будет пе ниже 0,85 U,,. Втяги-
ванию в синхронизм способствует форсировка возбуждения,
но только при подсинхронной скорости ротора. Во избежание
бесполезной форсировки возбуждения при больших скольже-
ниях применяют устройство, блокирующее работу реле форси-
ровки в таких режимах. В тех случаях, когда восстановившееся
напряжение па зажимах двигателя нс превышает 0,82 U„, дви-
гатель пе втягивается в синхронизм, а.работает устойчиво
в асинхронном режиме со скольжением около 0,16. Для повы-
шения уровня восстанавливающегося напряжения при снижении
или исчезновении напряжения часть синхронных двигателей
целесообразно отключать защитой с последующим включением
устройством ЛПВ после втягивания в синхронизм оставшихся
пеотключеппыми самозапускающихся двигателей. В частности,
на станции с 16 двигателями пять из них снабжается защитой
минимального напряжения, срабатывающей при 0,45 (7„ с вы-
держкой времени 0,5 с и устройством ЛПВ однократного дей-
ствия, включающего двигатель при нагруженном компрессоре.
Неотключасмыс синхронные двигатели разбиваются так же,
как асинхронные, т. е. па три группы с разными выдержками
времени токовой защиты от перегрузки при самозапуске.
341
§ 56. Электрооборудование промысловых насосных станций,
требования к электроприводу насосов
На промысловых насосных установках применяют центро-
бежные, поршневые и роторные насосы. В центробежных насо-
сах жидкость подается в результате засасывания ее на рабочие
лопатки быстро вращающегося рабочего колеса с выбросом
в спиральную камеру под действием центробежной силы. Из
спиральной камеры, пройдя напорную задвижку и обратный
клапан, жидкость поступает в напорный трубопровод. В начале
работы центробежный насос не может засасывать жидкость,
так как из-за малой плотности воздуха, заполняющего насос,
центробежная сила оказывается недостаточной для выброса
воздуха в нагнетательный трубопровод и создания нужного
разрежения.
Поэтому центробежные насосы в нефтяных насосных уста-
навливают таким образом, чтобы обеспечивался необходимый
подпор жидкости на их приеме, либо снабжаются вакуум-насо-
сами для создания нужного разрежения. Основными преимуще-
ствами центробежных насосов по сравнению с поршневыми яв-
ляются
возможность непосредственного соединения с приводным
двигателем, так как рабочее колесо этих насосов имеет боль-
шую частоту вращения, чаще всего 1500—3 000 об/мин, иногда
750—1 000 об/мин;
малые габариты и масса;
возможность иодачи больших количеств жидкости и регули-
рования ее в широких пределах;
плавная подача жидкости, отсутствие клапанов, возмож-
ность запуска при закрытой задвижке на выходе.
Указанные свойства определяют преимущественное приме-
нение этих насосов на промыслах для перекачки нефтей и
воды.
Поршневые насосы, где жидкость подается за счет возврат-
но-поступательного движения поршня, могут работать при
уровне жидкости, более низком, чем уровень насоса; могут раз-
вивать очень высокие давления; успешно работают при пере-
качке высоковязких жидкостей; имеют более высоки й кпд.
Основная область их применения — перекачка высоковязких
нефтей.
В роторных насосах всасывание и вытеснение жидкости осу-
ществляются воздействием на жидкость вытеснителей, установ-
ленных на роторе, вращающемся в корпусе насоса. В качестве
таких вытеснителей используют зубчатые колеса, винты, пла-
стины и др. Эти насосы характеризуются .малой подачей (на-
пример, для шестеренчатых насосов 0,25—40 м3/ч) и приме-
няются иногда на промысловых установках как вспомога-
тельные.
342
Для перекачки нефти и нефтепродуктов применяются специ-
альные центробежные насосы с подачей от 12 до 4 000 м3/ч
и более, обеспечивающие напор па выходе от 21 до 740 и для
различных типов насосов и режимов их работы.
Некоторые типы этих насосов используются и для закачки
воды в пласт.
Необходимая мощность электродвигателя для привода на-
соса определяется по выражению (8.15) с [(ведением тр11=р—
КПД передачи от двигателя к насосу, равного 1 при непосред-
ственном соединении валов двигателя и насоса, и 0,96—0,98 при
клипоремспиой передаче, и К?,— коэффициента запаса (1,1 —
1,15), учитывающего возможность работы насоса при подаче Q
и напоре Н, отличающихся от рас-
четных.
Подачу Q, напор II и КПД
определяют по данным, получае-
мым из характеристик насоса, со-
ответствующим гидравлической ха-
рактеристике трубопровода.
Рабочая характеристика насоса,
представляющая собой зависимость
напора II, создаваемого па выходе
насоса, от подачи Q при определен-
ной частоте вращения рабочего ко-
леса, известна из паспортных дан-
ных насоса. Гидравлическая харак-
теристика трубопровода, представ-
а*1о\м3/с
Рис. 9.5. Характеристика на-
соса и трубопровода
ляющая собой зависимость необходимого напора в начале тру-
бопровода /7тр от расхода жидкости Q, может быть найдена на
основе сведений о вязкости перекачиваемой жидкости и данных
трубопровода. Координаты точки пересечения М характери-
стик насоса и трубопровода (рис. 9.5) представляют собой зна-
чения подачи Q п напора Н. 11о значению Q, соответствующему
этой точке, находится и КПД насоса. Напор IIгр складывается
из статического напора, определяемого разностью отметок жид-
кости в приемной емкости и в конце напорного трубопровода,
и динамического. Последний представляет собой суммарную по-
терю напора во всасывающем и нагнетательном трубопроводах
и пропорционален Q2. Статический напор можно определить ме-
тодами, изложенными в курсах гидравлики и проектирования
нефтегазопроводов.
Величины, характеризующие работу центробежного насоса,
изменяются в зависимости от частоты вращения его рабочего
колеса таким образом: подача Q-~c_n; напор Н — с2/г2; мощность,
потребляемая па палу Р--гщ3; момент сопротивления на валу
Af=c4rt2, где с1( с2, с3, с4 коэффициенты пропорциональности.
При изменении частоты вращения и меняется зависимость
между подачей Q и напором II, т. е. насос переходит на работу
343
с одной характеристики на другую, в связи с чем изменяется
и КПД насоса. Оптимальный КПД соответствует номинальным
значениям подачи Q и напора Н.
Обычно пуск насосного агрегата производится при заполнен-
ном жидкостью насосе и при закрытой задвижке на выходе.
Для успешного пуска в этих условиях достаточно, чтобы на-
чальный момент, развиваемый двигателем, составлял 0,2.э 0,3
от номинального и при скольжении 0,05 (например, входной мо-
мент синхронного двигателя) — около 0,6 от номинального.
Для тех случаев, когда насос пускается с открытой задвиж-
кой па выходе, а также в случае применения самозапуска элек-
тродвигателей насосов, момент двигателя при скольжении 0,05
должен быть близок к номинальному.
Режим рассматриваемых насосных станций с центробеж-
ными насосами для изменения их подачи и создаваемого ими
напора можно регулировать, меняя число одновременно рабо-
тающих насосов, гидравлическое сопротивление системы за счет
применения регулирующей задвижки на входе или па выходе
насоса, частоту вращения рабочего колеса насоса п.
Регулирование изменением числа параллельно работающих
насосов наиболее экономично в отношении потерь энергии, но
неудобно из-за того, что производительность станции меняется
резкими скачками и тем более резко, чем меньше насосных аг-
регатов содержит установка.
Регулирование задвижкой, установленной па входе в насос,
дает возможность изменения подачи Q в небольшом диапазоне,
так как при больших прикрытиях всасывающего трубопровода
в насосе могут возника ть кавитационные явления.
Регулирование задвижкой па выходе насоса может обеспе-
чивать широкий диапазон изменения подачи Q, но связано с уве-
личением потерь мощности и значительным снижением КПД
установки.
Изменение частоты вращения рабочего колеса насоса может
обеспечить широкий диапазон регулирования 4 с меньшими по-
терями энергии, чем при регулировании задвижкой па выходе.
Но при этом требуется регулируемый электропривод. При ис-
пользовании асинхронного электродвигателя с изменением его
скорости за счет включения реостата в цепь ротора существенно
велики потери в реостате, снижающие общин КПД установки.
Применение регулируемого привода постоянного тока с точки
зрения потерь энергии более экономично, но требует преобра-
зовательной установки для выпрямления переменного тока, по-
лучаемого от промысловых сетей.
На рис. 9.6 приведены кривые, показывающие изменение
потребляемой мощности Р при регулировании центробежного
насоса задвижкой на выходе (1). изменением частоты вращения
за счет введения реостата в цепь ротора асинхронного двига-
теля (2) и при использовании двигателя постоянного тока (3).
.344
О 20 00 60 ВО О, %
Рис. 9.G. Изменение потребляе-
мой мощности при различных
способах регулирования произ-
водительности центробежного
насоса
Например, при снижении подачи насоса Q па 35% потреб-
ляемая двигателем мощность снижается на 25, 55 и 75% (соот-
ветственно кривые 1, 2, 3). При этом одновременно снижается
и развиваемый насосом напор.
В связи с развитием полупроводниковых преобразователей
тока можно ожидать применения для насосных установок регу-
лируемого электропривода переменного тока с частотным ре-
гулированием.
Подача поршневого насоса Q .зависит от числа ходов поршня
в единицу времени, т. о. пропорциональна частоте вращения
приводного вала насоса п п не за-
висит от напора Н, создаваемого
насосом.
Прикрытием задвижки па вы-
ходе поршневого насоса нельзя из-
менять его подачу, зависящую
только от частоты вращения п. При
неизменной подаче насоса уменьше-
ние площади сечения выходного от-
верстия будет приводить к росту
давления, что может вызвать выход
пасоса из строя с предварительной
перегрузкой приводного электродви-
гателя. Здесь режим установки
можно регулировать, изменяя число
работающих насосов, меняя цилин-
дры насосов, применяя регулируе-
мый электропривод.
До сего времени па промыслах электрический привод как
центробежных, так и поршневых насосов осуществляется элек-
тродвигателями без регулирования частоты вращения.
§ 57. Электрооборудование насосных внутрипромысловой
перекачки нефти
На насосных станциях внутрипромысловой перекачки нефти
мощности двигателей и число установленных агрегатов зависят
от принятой схемы сбора нефти и на промыслах, обустроенных
5- 10 лет назад и ранее, варьируются в широких пределах.
Помещения нефтенасосных станций взрывоопасны и отно-
сятся к классу В-Ia. Устанавливаемое в них электрооборудо-
вание должно быть во взрывозащищенном исполнении.
При мощности двигателей до 160 кВт здесь применялись
короткозамкнутые асинхронные двигатели во взрывонепрони-
цаемом исполнении на напряжения до 660 В. Эти двигатели
используются для привода как центробежных, так и поршневых
насосов.
345
Для насосов, требующих мощности выше 160—220 кВт и бо-
лее, применяются двигатели на напряжение 6 кВ в исполнении,
продуваемом под избыточным давлением, короткозамкнутые
асинхронные и синхронные, а также синхронные двигатели
в нормальном исполнении с установкой за пределами взрыво-
опасного помещения. Рассматриваемые насосные станции по
требуемой надежности электроснабжения относятся ко 2-й ка-
тегории, а если они расположены на морских промыслах или
в особо ответственных условиях, их относят к 1-й категории.
Рис 9.7. Общий пид агрегата е центробежным на-
сосом и электродвигателем во взрывопенроницаемом
исполнении
Управление асинхронными короткозамкнутыми двигателями
на напряжение до 660 В осуществляется с помощью магнитных
пускателей по схемам, аналогичным показанным на рис. 5.20.
При необходимости самозапуска катушка линейного контактора
включается кнопкой без самовозврата либо универсальным пе-
реключателем.
На рис. 9.7 показан общий вид насосного агрегата с центро-
бежным насосом п электродвигателем во взрывопепроницаемом
исполнении. Если пусковая аппаратура размещена непосред-
ственно у агрегата, ее выбирают во взрывозащищенном испол-
нении (взрывопепроницаемом, маслонаполненном).
При местном управлении включение и выключение электро-
двигателей насосов, открытие и закрытие задвижек и т. п. осу-
ществляется персоналом непосредственно на месте установки
приводов, управляющих этим оборудованием.
При дистанционном управлении эти операции осуществля-
ются па расстоянии с пункта управления, а при автоматиче-
ском— системой автоматики при получении командного им-
346
пульса от соответствующего управляющего прибора (например,
датчика уровня жидкости).
Неавтоматизированные насосные станции с мощными двига-
телями на напряжение 6 кВ кроме местного снабжаются ди-
станционным управлением. Схемы местного и дистанционного
управления такими двигателями анало1ичиы схемам для дви-
гателей компрессорных станций.
На рис. 9.8 показан вариант схемы электрических соедине-
ний устройства управления задвижкой, построенной на прин-
ципе реверсивного магнитного пускателя. Задвижка может
управляться непосредственно у места ее установки и дистанци-
онно— с диспетчерского пункта. Местное управление осуществ-
ляется с помощью кнопок КО и КЗ. Нажатие первой из них
приводит к возбуждению катушки контактора открытия О,
главные контакты которого О в цени двигателя привода за-
движки Д, замыкаясь, включают двигатель. Задвижка откры-
вается и контакт связанного с ее валом путевого выключателя
открытия ВКО-! обесточивает катушку контактора О, что при-
водит к остановке двигателя.
Задвижка закрывается при замыкании кнопки КЗ. При этом
возбуждается катушка контактора 3, главные контакты кото-
рого включают двигатель для вращения is обратном направле-
нии, которое прекращается при обесточивании катушки кон-
тактора 3 контактом путевого выключателя закрытия ВКЗ-1.
Путевой выключатель ВКМ своим контактом размыкает цепи
управления электроприводом при ручном управлении задвижкой
с помощью маховика.
347
Дистанционное управление с диспетчерского пункта (ДП)
и сигнализация на последнем положении задвижки осуществ-
ляется при помощи двухпроводной линии (Л 1 и Л2). При на-
жатии кнопки ОДП, расположенной на ДИ по жиле Л! прохо-
дит полуволна напряжения, которая через диоды Д1 и Д5 воз-
буждает катушку контактора О, что приводит к открытию
задвижки. Соответственно при нажатии кнопки ДПЗ через жи-
лу ./77 и диоды Д2 и Д6 включается цепь возбуждения катушки
контактора 3 и задвижка закрывается.
Сигнальные лампы ЛО и ЛЗ па ДП включаются контактами
соответствующих путевых выключателей ВКО-2 и ВКЗ-2, замы-
кающих цепи этих ламп через жилу Л2 и соответственно ди-
оды ДЗ—Д9 и Д4—Д10. Предусмотрена защита двигателя от
длительных перегрузок при помощи тепловых реле РТ1 и РТ2,
Защита от коротких замыканий, действующая также на отключе-
ние, когда при закрытии задвижки конечный выключатель не
отключит двигатель точно в момент, соответствующий оконча-
нию ее закрытия, осуществляется автоматическим выключате-
лем В1.
Кнопка КС позволяет остановить двигатель Д при любом
положении задвижки.
В настоящее время насосные станции для внутрипромысло-
вой перекачки нефти строятся исходя из их применения в герме-
тизированных высоконапорных системах сбора нефти (дожим-
ные, станции перекачки с установок подготовки на центральные
товарные парки). Эти станции сооружаются в блочном испол-
нении. Типовые дожимные блочные станции рассчитаны на про-
изводительность 2 000, 3 000, 5 000 т/сут. Станция производитель-
ностью 5 000 т/сут комплектуется из семи блоков, в числе ко-
торых блоки насосов с электродвигателями, и двух блоков
комплектных трансформаторных подстанций. Эта станция содер-
жит три рабочие и один резервный агрегаты с асинхронными
двигателями мощностью 160 кВт, 2950 об/мин.
Для промыслов Западной Сибири блочные насосные комп-
лектуются из насосных блоков, каждый из которых содержит
насос 8М-7 и асинхронный двигатель во взрывопепронпцаемом
исполнении серии ВЛО мощностью от 320 до 500 кВт на 6 кВ.
Число насосных блоков определяется производительностью на-
сосной станции.
Блоки с двигателями мощностью 500 кВт имеют устройства
электроподогрева, действующие во время остановки насоса.
к вспомогательному электрооборудованию этих насосных
станций относятся электроприводы задвижек (7,5 кВт), воздуш-
ные компрессоры для пневмоавтоматики (10 кВт), насосы си-
стемы пожаротушения на пр. Общая расчетная нагрузка вспо-
могательного электрооборудования, питаемого при напряже-
нии 380/220 В, составляет от 200 до 400 кВт.
.348
§ 58. Электрооборудование водяных насосных систем
поддержания пластового давления
Насосные для законтурного и внутриконтурного .заводнения
являются весьма эиер|оемкнмп установками. В нефтяных рай-
онах СССР, ।де большое число скважин находится в режиме
фонтанной эксплуатации, расход электроэнергии на закачку
воды в пласт превышает 60% от общего расхода электроэнер-
гии на добычу нефти.
Необходимость обеспечения непрерывной подачи воды при
больших се расходах и высоких требованиях к ее качеству обу-
словливают создание специальных систем водоснабжения. Воду
для закачки в пласт забирают из рек, озер и водохранилищ.
Используются подземные воды, которым отдается предпочтение,
так как применение, их возможно без очистки и химической об-
работки.
Забираемую из открытых водоемов воду перед подачей
в магистрали системы водоснабжения очищают, с тем чтобы ос-
вободить ее от взвешенных частиц, железа и других примесей,
которые могут засорить поры нефтеносного пласта.
Начальными звеньями системы водоснабжения в этих слу-
чаях являются насосные станции водозабора первого (и вто-
рого) подъема, от которых вода, пройдя через водоочистные со-
оружения, поступает в магистральные трубопроводы. Из по-
следних вода забирается кустовыми насосными станциями
(КИС), где насосы высокого давления повышают ее давление
и по разводящим напорным трубопроводам посылают в сква-
жин ы.
Элоктрообору човашю водонасосны х ста нций может быть
нормального исполнения, так как здссъ взрывоопасные смеси
отсутствуют. По необходимой бесперебойности питания элект-
роэнергией ответственные насосные станции центрального водо-
снабжения следует относить к потребителям 1-й категории на-
дежности. Кустовые насосные могут быть отнесены к 3-й ка-
гегорпи.
Водозаборные насосные станции па открытых водоемах
снабжаются несколькими агрегатами с двигателями мощно-
стью ог 100 до 250 кВт (первого подъема) и 800— 2 500 кВт
на насосных второго подъема. На старых насосных, построен-
ных десять и более лег назад, используются короткозамкнутые
асинхронные двигатели с синхронной частотой вращения
1500 об/мин. 11а современных насосных применяются синхрон-
ные двигатели. В част пости, для объединенного водозабора
грех нефтяных месторождений Западной Сибири применена ус-
тановка с тремя блоками насосов первого подъема 12НДС-60
и 300 Д/90 с электродвигателями 100 и 250 кВт. Насосная стан-
ция второго подъема имеет 12 насосов с электродвигателями
мощностью 1 600 и 250 кВт па 6 кВ.
349
Электроснабжение этой системы осуществляется от транс-
форматорной подстанции 35/6 кВ с двумя трансформаторами
по 10 МВ-А.
Питание потребителей напряжением 380/220 В (двигатели
мощностью 100 кВт, электроосвещение, вентиляторы, электро-
отопление) осуществляется от четырех трансформаторных под-
станции 6/0,4—0,23 кВ.
Рис. 9.9. Насосная станция с насосом ЛТП, установленным на скна/кипе:
1 — скважина; 2 — электродвигатель; 3 — напорный трубопровод
Насосные станции проектируются обычно так, чтобы насосы
при пуске оказались залитыми за счет заглубления последних
либо за счет использования для этого напорных магие,ралеп
и других решений элементов системы водоснабжения. .Чини»
в относительно редких случаях прибегают к установке вакуум-
ных насосов, у которых управление электроприводом связано
с системой пуска основных насосов.
Если водоснабжение основывается на использовании труто-
вых вод, то водозабор осуществляется при помощи специаль-
ных насосных агрегатов, которыми оборудуются скважины
водозабора. Здесь применяются вертикальные глубинные цент-
робежные насосы или погружные насосные агрегаты. На рис. 9.9
показан вариант устройства такой насосной с применением на-
соса типа АТН и вертикального электродвигателя, установлен-
ных на скважине, в павильоне.
Вертикальные погружные центробежные насосы для забора
и нагнетания воды из подрусловых и артезианских скважин
350
типа ЛТП с подачей 35—200 м3/ч при напоре 80—100 м снаб-
жаются асинхронными двигателями мощностью 17—100 кВт,
380 В, 1450 об/мин.
Применяемые для той же пели насосы 1211А с подачей
150 м3/ч и напором 33 -55 м снабжаются двигателями такого же
Рис. 9.10 Вариант схемы э юктроспабжспия БКД1С с двигателями
1250 кВ г
типа мощностью 21- 33 кВт, 1450 об/мин, а насосы АП с пода-
чей 7,2—100 м3/ч п напором 50—280 м- двигателями мощно-
стью 2,5—147 кВт, 2950 об/мин.
Кустовые насосные станции (КНС) располагаются на не-
больших расстояниях от нагнетательных скважин и оборудуются
351
тремя-пятью насосными агрегатами каждая. Здесь использу-
ются центробежные насосы, а иногда поршневые. Частота вра-
щения рабочего вала у первых 3 000 (иногда 1500) об/мин,
у поршневых 375 об/мин.
На КНС, построенных в 60-е годы и ранее, применены син-
хронные двигатели 750—1000 кВт 6 кВ и асинхронные коротко-
замкнутые 450-- 850 кВт, 6 кВ с синхронной частотой враще-
ния 3 000 об/мин, монтируемые так же, как и насосы в зданиях.
Рис. 9.11. Обшиб вид блока распределительного устройства 6 кВ БКНС;
/ — здание Г‘У - G кВ; 2 — основание (понтон); .3 — КРУ — 6 кВ; 4 — станция управления
двигателем: 5 щит станций управления; о — выпрямительное устройство; 7 -- щит уп-
равления; 8 перегородка; 9 — шинный мост; 10— электрокалорнфер
В последние годы строятся и находятся в эксплуатации КНС
в блочном исполнении. Эти станции (БКНС) изготовляются
в заводских условиях и монтируются на месторождении в те-
чение 3 4 месяцев.
Типовыми проектами нормального ряда БКНС предусмот-
рены станции с подачей 150, 300 и 450 м3/ч, с давлениями на
выходе 10 20 МПа, Число установленных агрегатов соответ-
ственно 2,3 и 4, из которых один резервный.
352
Насосы приводятся в действие синхронными двигателями
СТД-1250-2 мощностью 1250 кВт, 6 кВ 3000 об/мин.
БКНС содержит 2—4 насосных блока, блоки низковольтный
и управления, блоки напорного коллектора и блок распредели-
тельного устройства 6 кВ.
В частности, на месторождениях Западной Сибири приме-
няются БКНС подачей 450 м3/ч с насосами ЦНС-180-1422 и
двигателями 1250 кВт и БКНС подачей 2 100 м3/ч с насосами
ЦНС-50-1900 с двигателями 4000 кВт. Двигатели — синхронные,
марки СТД, на 3000 об/мин 6 (10) кВ с бесщеточной системой
возбуждения.
Вариант схемы электроснабжения БКНС с двигателями по
1250 кВт представлен на рис. 9.10, а общий вид блока распре-
делительного устройства 6 кВ — на рис. 9.11.
Синхронные двигатели БКНС снабжены защитой от корот-
ких замыканий (для двигателей па 1250 кВт токовой отсечкой,
а для двигателей на 4000 кВт продольной дифференциальной
токовой отсечкой), от перегрузки, минимального напряжения,
замыканий па землю, асинхронного хода.
Кроме того, предусматриваются защиты, действующие при
падении давления нагнетания, при падении давления масла,
при перегреве подшипников пли масла в конечном участке си-
стемы смазки.
На промыслах встречаются одноагрегатные насосные стан-
ции высокого давления. Эти станции располагаются вблизи на-
гнетательных скважин. Каждая станция закачивает воду под
высоким давлением в одну скважину, обеспечивая оптимальные
условия воздействия па пласт.
В нефтедобывающих районах, содержащих мощные водяные
горизонты, воду закачивают в пласт для поддержания пласто-
вого давления иногда с помощью специальных погружных элек-
тронасосов. Такие насосы откачивают пластовую воду из водо-
заборной скважины и подают ее в напорный трубопровод и да-
лее в нагнетательные, скважины.
В частности, насосы для поддержания пластового давления
УЭЦН-16-3000 и УЭЦН-16-2000-1400 имеют соответственно ио-
дачу 3 000 и 2 000 м3/сут, напор 1000 и 1400 м и снабжаются
погружными двигателями мощностью 500 кВт, питаемыми ана-
логично двигателем ПЭД погружных агрегатов для нефтяных
скважин.
§ 59. Обезвоживание и обессоливание нефти
электрическим полем
Извлекаемая из нефтяных скважин жидкость содержит
в большом количестве воду. Особенно велика обводненность
нефти на промыслах Закавказья, где она достигает 75—77%.
12 Заказ Л'« 2710 35 J
Обводненная нефть представляет собой водонефтяную эмуль-
сию, образующуюся в результате перемешивания воды и нефти
в процессе извлечения жидкости из скважины и прохождения
ее по системе сбора.
Водонефтяные эмульсии содержат большое количество ми-
неральных солей, растворенных в воде, входящей в состав
этих эмульсий. В некоторых случаях нефти содержат и кристал-
лические соли, которые образуются при промысловой обработке
нефти и отделении ее от газа после извлечения из скважины.
В получаемой из скважины нефти содержатся также механиче-
ские примеси, в частности, мельчайшие частицы глины и
песка.
Чтобы исключить действие воды, солей и механических при-
месей нефти на аппаратуру нефтеперерабатывающих заводов,
а также улучшить условия работы сооружений и установок
транспорта и хранения нефти, перед выдачей с промыслов
нефть подтвергают обезвоживанию и обессоливанию на специ-
альных установках.
Так как выдаваемая с промыслов нефть во многих случаях
не освобождается от воды и солей до тех норм, которые отве-
чают требованиям, предъявляемым нефтепереработкой, уста-
новки обезвоживания и обессоливания предусмотрены п па
нефтеперерабатывающих заводах.
Наиболее часто встречаются эмульсии «вода в нефти», в ко-
торых водяные частицы диспергированы в нефти и покрыты
пленкой гидрофобною эмульгатора, препятствующей пх слия-
нию. Стойкость водонефтяных эмульсий определяется структу-
рой поверхностных слоев па границе раздела воды и нефти, фи-
зико-химическими свойствами нефти (вязкость, плотность, со-
держание асфальтово-смолистых веществ и парафина). Чем
больше дисперсность эмульсии, т. е. степень раздробленности
частиц воды, тем труднее разрушить эмульсию. Размер частиц
воды находится в пределах 0,2 - 100 мкм. Уменьшение размеров
механических примесей, имеющих обычно величину 2—50 мкм,
также повышает стойкость эмульсии. С повышением темпера-
туры снижается вязкость нефти и уменьшается стойкость эмуль-
сии, особенно при значительных содержаниях парафина в нефти.
Стойкость эмульсий возрастает со временем, что принято назы-
вать «старением» эмульсии.
Обезвоживание нефти непосредственно после получения се
со скважины, когда эмульсия свежая, требует меньших усилий
и затрат, чем последующая обработка, когда эмульсия «поста-
рела».
Определенное влияние на стойкость эмульсии оказывают
электрические заряды частиц воды. Каждая частица воды об-
ладает электрическим зарядом, равномерно распределенным по
ее поверхности и имеющим положительный или отрицательный
знак в зависимости от кислотности воды. Этот заряд существует
354
вследствие адсорбции ионов электролитов, которые содержатся
в воде.
Дисперсионная среда, окружающая частицу воды, несет за-
ряды, противоположные по знаку заряду воды и распределен-
ные неравномерно. Большую плотность имеют заряды диспер-
сионной среды в слоях, ближайших к частице воды, по мере
удаления от последней плотность этих зарядов убывает. Одно-
именные заряды частиц воды в статическом состоянии эмуль-
сии препятствуют слиянию этих частиц.
При движении эмульсии часть зарядов дисперсионной среды,
расположенных относительно далеко от водяной частицы, ухо-
дит, что приводит к преобладанию заряда водяной частицы
и нарушению электрического равновесия системы.
При разрушении нефтяных эмульсий предварительно осуще-
ствляется слияние мелких частиц диспергированной воды
в крупные капли. Далее, удаляют укрупненные капли за счет
оседания их из нефти в процессе отстоя.
Одновременно с обезвоживанием нефти происходит ее обес-
соливание, так как соли обычно растворены в водяных части-
цах нефтяной эмульсии.
В тех случаях, когда нефть содержит кристаллические соли,
их удаляют промывкой нефти водой с одновременным переме-
шиванием воды и нефти. Кристаллические соли растворяются
в воде и удаляются с ней при обезвоживании возникшей водо-
нефтяной эмульсии.
Существует несколько методов обезвоживания и обессоли-
вания нефтей.
На промышленных установках нефтяных промыслов обычно
используются термохимический, термический и электрический
методы, их комбинации, а также холодный отстой с примене-
нием химических реагентов.
Сущность термохимического метода заключается в том, что
в обводненную нефть вводится деэмульгатор, который хорошо
перемешивается с ней. Далее нефть с. деэмульгатором посту-
пает в подогреватель. Подвергнутая воздействию деэмульгатора
и нагрева нефть отстаивается в резервуарах, где вода отде-
ляется от нефти и удаляется.
Деэмульгаторы представляют собой поверхностно-активные
вещества, т. е. вещества, способствующие снижению поверхно-
стного натяжения. Контакт деэмульгаторов е частицами воды,
диспергированными в нефтях, приводит к уменьшению прочно-
сти защитных оболочек на их поверхности. Это облегчает по-
следующее слияние частиц воды.
Повышение температуры водонефтяной эмульсин приводит
к ослаблению защитных оболочек, состоящих п.з асфальтово-
смолистых н парафиновых веществ, прочность которых с нагре-
вом уменьшается. При нагреве эмульсии уменьшается ее вяз-
кость. С уменьшением вязкости при прочих неизменных усло-
12*
355
виях интенсифицируется движение частиц воды в нефти, от
которого зависит их контактирование друг с другом и
слияние.
Для разрушения водонефтяных эмульсий термическим спо-
собом при высоконапорной герметизированной системе сбора
нефти с 1975—1976 гг. начали применяться типовые автомати-
зированные блочные сепараторы-подогреватели с огневым по-
догревом нефти за счет сжигания части газа, выделяющегося
из нефти.
В частности, установки УДО-2М и УДО-ЗМ производитель-
ностью по жидкости, соответственно 2 000 и 3 000 т/с.ут, рабо-
тают при давлении 0,58 МПа и обеспечивают одновременно
с дегидратацией нефти отбор легких фракций.
Электрический метод основывается на действии электриче-
ского поля на частицы воды. При перемещении эмульсии под
действием внешних сил (сила тяжести, напор насоса и др.) си-
стема вода—нефть перестает быть электрически нейтральной,
так как часть зарядов, удаленных от частиц воды, уносится.
Преобладает избыточный заряд частиц воды (положительный
или отрицательный).
Под действием постоянного электрического поля, создан-
ного приложенным извне напряжением, частицы воды, имеющие
положительный заряд, направляются к отрицательному элект-
роду, а частицы с отрицательным зарядом — к положительному
электроду.
Две частицы воды, разделенные слоем нефти, могут рассмат-
риваться как элементарный конденсатор. Под действием внеш-
него электрического поля эти частицы приобретают разноимен-
ные заряды и стремятся притянуться друг к другу. Это вызы-
вает деформацию защитных оболочек. В том случае, когда поле
неравномерно, заряженные частицы воды будут подвергаться
действию сил, стремящихся переместить их в зону поля с боль-
шим градиентом потенциала.
Под воздействием поля на частицы воды разрушаются за-
щитные оболочки как в результате столкновений частиц, так
и в результате пробоя нефти между соседними частицами. Про-
исходит слияние частиц и оседание капель воды. При внешнем
напряжении определенного значения возможны пробой цепочки,
образованной частицами воды, расположенными вдоль силовых
линий поля, и замыкание электродов через образовавшуюся
водяную токопроводящую нить. Вследствие этого резко увели-
чивается ток и снижается напряжение, действующее на эмуль-
сию, при котором прекратится ее обработка.
При воздействии на эмульсию переменного электрического
поля частицы воды находятся в колебательном движении. За-
щитные оболочки непрерывно меняют направление своей дефор-
мации и разрушаются. Увеличение градиента потенциала поля,
приводящее к повышению интенсивности движения частиц воды
.356
и деформации их оболочек, ограничено определенными преде-
лами. Во-первых, ограничение градиента обусловлено появле-
нием коротких замыканий вследствие пробоя цепочек водяных
частиц, особенно при сильнообводненных нефтях. Во-вторых,
при слишком высоких градиентах наблюдается размельчение
частиц воды в электрическом поле — увеличение дисперсности
эмульсии.
Как на нефтяных промыслах, так и на нефтеперерабатываю-
щих заводах применяются электрообезвоживающие и .электро-
обессоливающие установки, работающие на переменном токе
промышленной частоты (50 Гц). Электрические аппараты, в ко-
торых осуществляется воздействие электрического поля на
эмульсии, принято называть электродегидраторами.
Так как электродегидраторы промышленной частоты хорошо
работают при содержании в обрабатываемой нефти некоторого
количества воды, пе превышающего определенного значения,
то часто на промысловых установках перед подачей нефти
в электродегидратор она предварительно обезвоживается термо-
химическим способом.
При холодном отстое высокоэффективный пеиопогепный де-
эмульгатор дозировочным насосом подается на забой или на
устье скважины. Водонефтяная эмульсия с деэмульгатором на-
правляется в резервуары, где она расслаивается на нефть и
воду в течение 2—3 ч.
Насосы-дозаторы — поршневые, с электроприводом от асин-
хронных двигателей мощностью от 0,27 до 3 кВт, 380 В.
§ 60. Электрообезвоживающие и электрообессоливающие
промысловые установки
В настоящее время применяют отечественные электродегид-
раторы промышленной частоты двух видов: шаровой и гори-
зонтальный.
Шаровой электродегидратор (рис. 9.12) представляет собой
шарообразный сосуд 1 диаметром 10,5 м и вместимостью 600 м3,
рассчитанный на давление 0,6 МПа и производительностью
до 10 000 т/сут. Он содержит три пары электродов, размещенных
в плоскости большого круга сосуда, — верхних 7 и нижних 8.
Верхние электроды подвешены на трех изоляторах 6 к звезде 5.
Верхний электрод 7 содержит один ряд концентрических метал-
лических колец, обращенных в сторону нижнего электрода
и укрепленных кронштейнами. Нижний электрод 8 имеет два
ряда колец, один из которых обращен в сторону верхнего элек-
трода, а другой — в сторону нижней части аппарата.
К электродам через проходные изоляторы 3 подводится на-
пряжение от трансформаторов 4, монтируемых на площадке
над дегидратором.
357
Установлено шесть однофазных трансформаторов с номи-
нальными напряжениями 0,38/11 —16,5—22 кВ мощностью по
30 кВ • А. Каждая пара трансформаторов питает пару электро-
дов на стороне высшего напряжения и обеспечивает напряже-
ние между электродами 22,33 или 44 кВ в зависимости от за-
Рис. 9.12. Шаровой электродегидратор
действованного числа витков вторичных обмоток (отпаек).
На стороне 0,38 кВ обмотки одной пары трансформаторов вклю-
чены параллельно, а все три пары трансформаторов со стороны
своих первичных обмоток соединены треугольником и включены
в трехфазную сеть 0,38 кВ.
В дегидраторе кроме основного электрического поля, соз-
даваемого в междуэлсктродном пространстве полным напряже-
нием питания, создаются вспомогательные поля: между ниж-
358
ним электродом и зеркалом отстоявшейся воды в нижней зоне
аппарата и между электродами и корпусом аппарата. Вспомо-
гательные поля создаются половинным напряжением питания.
По оси каждой пары электродов размещен вертикальный
стояк 10, к которому подводится подлежащая обработке нефть.
Конец стояка содержит распределительную головку 9, через ко-
торую эмульсия поступает в межэлектродное пространство
в виде веерообразной струи, параллельной электродам, т. е.
перпендикулярно к силовым линиям создаваемого между элек-
тродами электрического поля.
После обработки в межэлектродпом пространстве обезво-
женная нефть, поднимающаяся в верхнюю зону аппарата, от-
водится через трубу 2. Осевшая в результате отстоя вода уда-
ляется из дегидратора через трубу 11. В установившемся ре-
жиме работы дегидратора количество воды, поступающей
с эмульсией, равно количеству воды, опускающейся в нижнюю
зону пол электроды, за вычетом небольшой части воды, остаю-
щейся в обработанной нефти, уходящей в верхнюю зону аппа-
рата. При этом в межэлектродной зоне содержится 2—3% воды.
При недостаточном напряжении питания, плохом качестве
или недостаточном количестве деэмульгатора, низкой темпера-
туре эмульсии и слишком большой дисперсности ее слияние
частиц воды в межэлектродпом пространстве замедляется и на-
рушается равновесие между поступающей и удаляемой из ап-
парата водой. .Увеличение количества воды в обработанной
нефти вследствие ухудшения обработки или увеличения обвод-
ненности исходной нефти может привести к пробою изоляторов,
['ели в иодэлсктродпом пространстве б\дет накапливаться ис-
разложившаяся эмульсия, то при достижении ею уровня ниж-
него электрода может произойти замыкание последнего на кор-
пус аппарата.
В последнее время получили большое распространение гори-
зонтальные электродегидраторы. В СССР такие дегидраторы
были разработаны во ВПИИНЕФТЕМАШ. Основная особен-
ность их — возможность деэмульсации нефти при меньших ско-
ростях се движения п значительно больших скоростях оседания
воды в условиях более высоких температур, чем в рассмотрен-
ном дегидраторе. Это делает их более, экономичными.
Разработаны два типа таких дегидраторов: 1ЭГ-160 и
2ЭГ-160.
Поперечный разрез электродегидратора 1ЭГ-160 показан па
рис. 9.13. Подлежащая обработке эмульсия вводится в нижнюю
часть цилиндрического сосуда / дегидратора через коллектор 2,
расположенный вдоль всего аппарата под нижним электродом 3.
Коллектор 2 находится на уровне 20-- 30 см ниже поверхности
отстоявшейся воды. Проходя через слой этой воды, эмульсия
промывается, оставляя основную массу пластовой воды. Далее,
под действием относительно слабого электрического поля, су-
359
ществующего между нижним электродом и корпусом дегидра-
тора, из эмульсионной нефти начинают выделяться и более
крупные частицы воды. В межэлектродное пространство попа-
дает нефть, предварительно несколько обезвоженная. Это ис-
ключает появление токопроводящих водяных нитей между элек-
тродами 3 и 4 и улучшает условия работы установки.
Поток эмульсии движется вертикально по всему сечению
аппарата и распределяется равномерно между электродами.
Рис. 9.13. Поперечный разрез электро дегидратора
1ЭГ-160
Указанные обстоятельства обеспечивают эффективность де-
эмульсации.
Дегидратор работает при давлении 1 МПа при температуре
эмульсии 110е С. Диаметр его 3 400 мм, длина 16 400 мм. Про-
изводительность дегидратора до 400 м3/ч.
На рис. 9.14 представлена схема электрических соединений
электрооборудования электродегидратора 1ЭГ-160.
К электродам дегидратора Э подводится напряжение 22—
44 кВ от двух однофазных повышающих трансформаторов Т1
и Т2 мощностью по 50 кВ • А 0,38/11 — 16,5—22 кВ.
360
В цепь первичной обмотки каждого трансформатора вклю-
чена реактивная катушка Р, ограничивающая ток при повы-
шении проводимости эмульсии и аварийных режимах, вызываю-
щих рост тока. Оперативное включение и отключение дегидра-
тора осуществляется кнопками КВ и КО, которые замыкают
и размыкают цепи катушки контактора Л В.
Одна пара кнопок КВ1 и КО1 установлена на панели уп-
равления в помещении операторной, а дублирующая пара кно-
Рис. 9.14. Схема электрических соединений электрооборудования горизонталь-
ного электродегидратора 1ЭГ-160
пок КВ2 и КО2— в шкафу управления дегидратором. Защита
от сверхтоков обеспечивается максимальными токовыми
реле РМ1 и РМ2, действующими через указательные реле РУ 1
и РУ2 и промежуточное реле РП1 на катушку контактора. При
падении уровня нефти в электродегидраторе ниже определен-
ного значения срабатывает сигнальное устройство СУ, контакт
которого через промежуточное реле РП2 обесточивает катуш-
ку ЛВ и отключает трансформаторы. Доступ к трансформато-
рам и реакторам, установленным на специальной площадке,
возможен лишь при отключении питания дегидратора. Это обес-
печивается введением в схему «дверного» контакта ВКД,
361
отключающего катушку ЛВ при открывании дверей входа иа
площадку. Сигнальные лампы ЛС1 и ЛС2 установлены
на этой площадке для наблюдения за работой трансформа-
торов.
Вольтметр с переключателем, амперметры, сигнальные
лампы ЛСЗ и ЛС4 смонтированы на панели управления в опе-
раторной. Коммутационные аппараты ЛВ, Pl, Р2, трансформа-
торы тока и реле устанавливаются в шкафу управления де-
гидратором.
§ 61. Электрические установки для тепловой обработки
призабойной зоны и депарафинизации скважин
Для снижения фильтрационного сопротивления призабой-
ной зоны нефтяных скважин применяют ее прогрев глубинными
электронагревателями, действующими периодически либо не-
прерывно (стационарными).
Периодическая электротепловая обработка осуществляется
в течение 5—7 суток при помощи электронагревателя мощно-
стью 10—-25 кВт, опускаемого на кабель-тросе в интервал про-
дуктивного пласта после извлечения из скважины глубиннона-
Рис. 9.15. Глубинный электронагреватель:
/ — крепление кабель-троса; 2 — проволочный бандаж; 3 — кабель-трос; 4 — готовка элек-
тронагревателя, 5 — асбестовый шнур; 6 —свинцовая заливка; 7 — нажимная гайка; 8 —
клеммная полость; 9 — нагревательный элемент
сосного оборудования. После окончания прогрева электронагре-
ватель удаляется, устанавливается эксплуатационное оборудо-
вание и возобновляется откачка нефти. При непрерывно
действующих электронагревателях последние стационарно мон-
тируются вместе с глубиннонасосным оборудованием. Осуще-
ствляется непрерывный прогрев пласта или прогрев по задан-
ной программе.
Оборудование для периодической электротепловой обра-
ботки монтируется на самоходной установке. На шасси автомо-
биля ЗИЛ-157Е располагается подъемник с лебедкой, три элек-
тронагревателя с кабель-тросом и вспомогательное .механиче-
362
ское оборудование, а на каждом из трех одноосных прицепов —
по станции управления и автотрансформатору. В новейших ус-
тановках (типа 1УЭС-1500) содержится пять комплектов на-
гревательного оборудования.
Глубинный нагреватель (рис. 9.15) в качестве основного
элемента содержит трубчатые электронагреватели (например,
электронагреватель НММ 17,85/21).
Кабель-трос (тина КТГН-10) содержит три токопроводящие
жилы площадью сечения по 4 мм2 и три сигнальные жилы пло-
щадью сечения по 0,56 мм2. Электронагреватель присоединяется
кабелем к находящемуся на дневной поверхности автотрансфор-
матору, а последний — через станцию управления получает пи-
тание от штепсельного разъема, имеющегося в блоке управле-
ния двигателем станка-качалки. Автотрансформатор с отпай-
ками обеспечивает необходимое для работы электронагревателя
напряжение в зависимости от глубины подвески последнего.
В станции управления предусмотрена подача напряжения
на первичную обмотку автотрансформатора при помощи кон-
тактора, управляемого кнопками. Схема обеспечивает автомати-
ческое возобновление питания нагревателя после восстановления
напряжения, при перерывах электроснабжения.
Предусмотрена защита от коротких замыканий при помощи
автоматического выключателя в силовой цепи с электромагнит-
ным расцепителем. Защита от длительных перегрузок осущест-
вляется тепловыми реле и от замыканий на землю в цепи вто-
ричной обмотки автотрансформатора — токовым реле, включен-
ным во вторичную цепь трансформатора тока ТИП. В установ-
ках 1УЭС-1500, кроме упомяну гою, предусмотрено автоматичес-
кое включение и отключение напряжения питания по сигналам
датчиков температуры электронагревателей. В установках ста-
ционарных электронагревателей энергия от автотрансформатора
подводится но кабелю КРБК (КПБК), прикрепляемому к насос-
ным трубам. Здесь предусматривается также включение и от-
ключение электронагревателя по заданной программе.
При периодическом прогреве расплавляются парафиновые и
асфальтово-смолистые отложения в призабойной зоне. Эти отло-
жения при вводе скважины в эксплуатацию выводятся из
пласта.
При стационарном прогреве вокруг скважины в пласте соз-
дается кольцевая зона с радиусом до 1 м с постоянно сохраня-
ющейся, достаточно высокой температурой, что определяет зна-
чительное снижение вязкости нефти. Тепловая обработка приза-
бойной зоны предотвращает выделение парафина в виде
кристаллов из растворенного состояния.
Для борьбы с отложениями парафина в трубках скважин ис-
пользуют и механические способы. При механическом способе
очистки подъемных труб от парафина применяются скребки той
или иной конструкции, перемещающиеся внутри труб вдоль ко-
363
лонны. При этом скважина не выводится из работы. В частно-
сти, в трубах скважин, оборудованных станками-качалками, от-
ложения парафина удаляются с помощью пластинчатых скреб-
ков, приваренных к штангам.
Находят применение механические депарафинизационные ус-
тановки, в которых скребки движутся вниз под действием силы
тяжести, а вверх поднимаются при помощи канатика, переме-
щаемого лебедкой с электрическим приводом. Управление асин-
хронным двигателем лебедки мощностью 1,7 кВт, 1420 об/мин
может быть автоматическим и полуавтоматическим.
В последнее время на промыслах широко применяют футе-
ровку внутренней поверхности насосно-компрессорных труб
(остеклованием, покрытием эпоксидной смолой), при которой
исключается оседание на них парафина.
Глава 10
Электрическое освещение
нефтяных и газовых промыслов
§ 62. Электрические источники света,
осветительная арматура и светильники
В качестве электрических источников света на нефтяных про-
мыслах применяются лампы накаливания и люминесцентные
лампы. Иногда применяются ртутные лампы высокого и сверх-
высокого давлений, создаваемых парами ртути в колбе.
Лампы накаливания общего назначения мощностью до 40 Вт
выполняются вакуумным, без laaoBoro наполнения. Колбы более
мощных ламп заполняются после откачки смесью инертных
газов.
Тело накала у всех ламп изготовляется из вольфрама. В ia-
зоиолпых лампах мощностью до 100 Вт тело накала выполнено
в виде вольфрамовой бпепирали, а лампы мощностью от 150 до
1 500 Вт изготовляются со спиральным телом накала. Биспи-
ральиые лампы общего назначения с повышенной световой от-
дачей мощностью от 40 до 100 Вт заполняются криптоном в сме-
си с небольшим количеством азота или аргона. Лампы общего
назначения выпускаются па напряжения 12, 36, 110, 127, 220 В.
Мощности ламп находятся в пределах от 15 до 1 500 Вт и соот-
ветствующие световые потоки (при напряжении 127 В)—от
130 до 29 500 лм. Световая отдача (см. § 63) для нормальных
ламп лежит в пределах 8,7—19,7 лм/Вт для ламп па 127 В и
7,0—18,7 лм/Вт для ламп па 220 В. Меньшее предельное значе-
ние световой отдачи относится к лампам мощностью 15 Вт,
а большее — к лампам мощностью 1 500 Вт. Таким образом, све-
товая отдача, характеризующая экономичность ламп, возрастает
с уменьшением номинального напряжения и увеличением элек-
трической мощности лампы. Средний срок службы ламп нака-
ливания 1 000 ч.
Отклонения напряжения питающей сети от номинального
сильно влияют на световой ноток, светоотдачу и срок службы
ламп накаливания. Так, например, при снижении напряжения
на 10 % световой поток уменьшается на 30%, световая отдача
уменьшается па 20 %, срок службы возрастает более чем
в 3 раза. При увеличении напряжения на 10% сверх номиналь-
ного световой поток возрастает на 40%, световая отдача — на
20%, а срок службы снижается па 60%. Люминесцентные
лампы, как п другие газоразрядные источники света, имеют
.365
большую светлую отдачу и больший срок службы, чем лампы
накаливания. Люминесцентные лампы менее чувствительны
к колебаниям напряжения. Они выпускаются мощностью 15,
20, 30, 40, 80, и 125 Вт, на напряжения 127 и 220 В.
Если световая отдача нормальных ламп накаливания лежит
в пределах 7—20 лм/Вт, то для люминесцентных ламп она со-
ставляет 75—80 лм/Вт, а срок службы последних составляет
5 000 ч, превышая в 5 раз срок службы ламп накаливания. Од-
нако люминесцентные лампы имеют и недостатки: необходи-
мость в относительно сложных пусковых устройствах, пульса-
ции светового потока и связанный с ними стробоскопический
эффект при работе на переменном токе, малая пригодность
для местного освещения.
Осветительные приборы ближнего действия, называемые све-
тильниками, содержат источник света и осветительную арма-
туру. Осветительные приборы дальнего действия называются
прожекторами. Арматура служит для перераспределения све-
тового потока источника света в нужном направлении, защиты
глаз работающих от слепящего действия ярких частей источ-
ника света, защиты источника света от механических повреж-
дений, защиты источника света от загрязнений и воздействий
внешней среды.
Применяемые на нефтяных промыслах светильники ио кон-
структивному исполнению различают: открытые, защищенные
(неуплотненные), влагозащищенные, закрытые, взрывозащи-
щен ныс.
Экономичность светильника определяется его коэффициен-
том полезного действия, равным отношению светового потока,
излучаемого светильником, к световому потоку источника света,
заключенного в светильнике.
На рис. 10.1 показаны некоторые стационарные типы све-
тильников прямого света, применяемые иа промыслах. При ре-
монтных работах используются и переносные светильники с лам-
пами, питаемыми при напряжении не выше 36 В, используются
также переносные светильники с автономным питанием, заклю-
ченные во взрывозащищенную арматуру для работы около
скважин и аппаратуры сборных пунктов.
Для освещения открытых пространств применяются про-
жекторы, в которых с помощью специальной оптики световой
поток собирается в концентрированные лучи, обеспечивающие
освещение больших площадей.
Для устройств светоограждения высокогабаритных соору-
жений в целях безопасности полетов применяется светосигналь-
ная арматура 3-го тина ЗОЛ-2 с красным стеклом и специаль-
ной лампой СГ-7 (220 В, 130 Вт),
Светильники, прожекторы и светосигнальная арматура, при-
меняемые на нефтепромыслах, выпускаются в климатических
исполнениях У1, У2, ХЛ1 и Т.
366
При эксплуатации электроосветительных установок вслед-
ствие загрязнения светильников и постепенного уменьшения
светоотдачи ламп полезная часть светового потока уменьшается
и освещенность ухудшается. Поэтому ведут тщательное наблю-
дение за чистотой ламп и светильников и учет длительности
горения ламп. Периодически не реже 1 раза в год проверяются
уровень освещенности в контрольных точках и уровень общей
освещенности помещений.
Рис. 10.1. Некоторые светильники, применяемые на промыслах:
а — «Уннверсаль» с затенителем; б — «Глубокоизлучатель» пыленепроницаемый; в —
ВЗГ-200; г—НОБ-ЗОО; д — ЗОЛ-2 с красным стеклом; е — прожектор иа кронштейне
В сроки, устанавливаемые местными инструкциями, прове-
ряется наличие стекол, решеток и сеток на светильниках, а так-
же исправность уплотнения светильников специального испол-
нения. Осмотр и проверка осветительной сети производятся
в следующие сроки:
исправность автоматов рабочего и аварийного освещения,
а также системы аварийного освещения — не реже 1 раза
в квартал;
испытание и измерение сопротивления изоляции проводов и
кабелей и заземляющих устройств— 1 раз в 3 года;
измерение нагрузок и величин напряжения в отдельных точ-
ках электрической сети — 1 раз в год;
367
испытание изоляции стационарных трансформаторов с вто-
ричным напряжением 12—36 В — не реже 1 раза в год, перенос-
ных трансформаторов— 1 раз is квартал.
Установку и очистку светильников, смену перегоревших ламп
и плавких вставок и ремонт осветительной сети выполняют ра-
бочие, имеющие квалификацию электрика, при снятом напря-
жении, причем квалификация этого персонала должна быть не
ниже 2-й группы. В распоряжении дежурных электромонтеров,
обслуживающих электроосветительные установки, должен
быть запас плавких вставок, предохранителей, ламп, выключа-
телей.
§ 63. Системы и виды освещения
За единицу светового потока, излучаемого источником света
в 1 с по всем направлениям, принят 1 люмен (лм). На одни
квадратный метр поверхности земли в летнее время в солнечный
день падает световой поток 10 000 лм. Лампа накаливания мощ-
ностью 150 Вт излучает световой поток 1845 лм, люминесцент-
ная лампа белого света мощностью 40 Вт - 1 920 лм. Освещен-
ность поверхности, на которую падает световой поток, измеря-
ется в люксах (лк): 1 лк представляет собой освещенность
поверхности в 1 м2, на которую падает световой поток величиной
1 лм. Общая минимальная освещенность объектов нефтепро-
мыслов составляет 2—50 лк, в зависимости от рода выполняе-
мых работ. Для ремонтно-механических работ средней точности
требуется освещенность 50—60 лк.
Для характеристики эффективности и экономичности источ-
ника света применяют термин световая отдача, иод которым
понимают отношение светового потока к его электрической мощ-
ности.
Различают следующие системы и виды освещения. Системы
освещения: общее для освещения какого-либо помещения пли
части помещения с одинаковой освещенностью (равномерное)
или с различной освещенностью (общее локализованное осве-
щение): местное (стационарное и переносное), служащее для
освещения только рабочих поверхностей; комбинированное,
представляющее собой совокупность общего и местного освеще-
ния. При устройстве комбинированного освещения освещенность
па рабочей поверхности от светильников общего освещения дол-
жна составлять не менее 10% от нормы комбинированного ос-
вещения для данного источника света, но не менее 100 лк
при люминесцентных лампах и 30 лк при лампах накали-
вания.
Виды освещения: рабочее, предназначенное для обеспечения
необходимых условий видения при нормальной работе освети-
тельной установки (вдоль границы охраняемой территории ус-
368
танавливается охранное освещение, являющееся разновидностью
рабочего освещения); аварийное, обеспечивающее условия ви-
дения при аварийном погасании рабочего освещения, причем
оно подразделяется на аварийное освещение для продолжения
работы и на аварийное освещение, создающее освещенность,
достаточную для безопасного выхода из помещения.
Для выбора системы освещения, определения типа, числа,
мощности и расположения светильников необходимо знать
нормы освещенности рабочих поверхностей.
Минимальная осве-
Объект щенность общего
освещения, лк
Устья нефтяных скважин, станки-качалки . . 13
Моторные будки станков-качалок, будки с аппа-
ратурой погружных электронасосов ................ 13
Машинные залы компрессорных и насосных
станций и вентиляционных помещений ... 20
Рабочие места при подземном и капитальном
ремонте скважин:
устье скважины ................................ 26
лебедка....................................... 15
подъемная мачта ............................... 2
люлька верхнего рабочей) ..................... 15
приемные мостки............................... 13
Шкалы контрольно-измерительных приборов в
помещениях и наружных установок ................. 50
Нефтяные трапы, газовые сепараторы и пр. . . 20
Резервуарные парки:
дорога на территории парка, охранное осве-
щение ....................................... 0,5
пространство между резервуарами, место за-
мера уровня и управления задвижками . 2
Нефтеналивные и сливные эстакады.................. 5
Нефтеловушки ..................................... 5
Склады:
громоздких предметов .......................... 5
химических реагентов ......................... 20
горюче-смазочных материалов .................. 10
Стоянки автомашин ............................... 10
Механические мастерские ......................... 50
Лаборатории...................................... 75
Нормы освещенности для помещений относятся к поверхно-
стям, находящимся на расстоянии 0,8 м от пола в горизонталь-
ной плоскости.
§ 64. Методы расчета осветительных установок
При проектировании освещения в соответствии с нормами
освещенности выбирают систему освещения, определяют тип,
число, мощность и расположение светильников.
Метод расчета мощности светильников выбирают в зависи-
369
мости от характера освещаемого объекта. Число и мощность
светильников для общего освещения небольших помещений
(при равномерном размещении светильников) определяют ме-
тодом коэффициента использования светового потока. Освеще-
ние открытых пространств, больших цехов, местное и комбини-
рованное освещение рассчитывают точечным методом. Для приб-
лиженного расчета общего освещения прибегают к методу
удельной мощности.
Метод коэффициента использования
светового потока
Этот метод применяется для расчета общего равномерного
освещения, когда свет, отраженный от стен и потолка, имеет су-
щественное значение. Основная формула метода:
л/п
(10.1)
где £— световой поток каждой лампы, лм; £nifn— заданная ми-
нимальная освещенность, лк; К — коэффициент запаса, равный
1,3—1,7 для ламп накаливания и 1,5—2, для люминесцентных
ламп; S — площадь помещения, м2; z = £cp/£min— коэффициент
отношения средней освещенности к минимальной, зависящий
от типа светильников и находящийся в пределах 1,2—1,4;
N—число светильников, которое предварительно задается;
т] — коэффициент использования светового потока.
Коэффициент р является функцией нескольких переменных и
при расчете определяется по таблицам с учетом типа светиль-
ника, коэффициентов отражения стен, пола и потолка, высоты
подвеса светильника над рабочим местом, а также соотноше-
ния между размерами помещения. По расчетному световому
потоку лампы подбирают мощность ближайшей стандартной
лампы. Если задана единичная мощность ламп, то из фор-
мулы (10.1) может быть найдено необходимое число светиль-
ников (так, в частности, рассчитывают люминесцентное осве-
щение).
Точечный метод
Точечный метод применяют для расчета освещения как гори-
зонтальных, так и любых других поверхностей при общем рав-
номерном или локализованном, а также местном освещении,
но при условии, что отраженная составляющая освещенности
невелика.
370
Основная формула метода при расчете освещения горизон-
тальных поверхностен
р IQOOfmin К ( Ю 2)
~ |iS е \ I
где 11=1,14-1,3 — коэффициент дополнительной освещенности,
учитывающий действие удаленных светильников и отраженного
света; 2 е — сумма условных освещенностей, рассчитанных при
условном световом потоке лампы в каждом светильнике
1 000 лм.
Условную освещенность определяют по кривым пространст-
венных нзолюксов в зависимости от высоты подвеса светиль-
ника и расстояния его до данной точки. Эти кривые приво-
дятся в специальных справочниках ио проектированию осве-
щения.
Метод удельной мощности
При расчете по этому методу заранее намечают число све-
тильников и по таблицам (табл. 10.1) находят необходимое для
данных условий значение удельной мощности w (Вт/м2), после
чего мощность каждого светильника определяют по формуле
Таблица 10.1
Удельная мощность освещения для некоторых
нефтепромысловых помещений и объектов
Объекты Удельная мощность (включая все виды освещения;, Вт/м1 В том числе
местного освещения, (от общей) аварийного освещения, (от общей)
Насосные станции перекачки нефти и водоснабжения 15 — 20
Компрессорные станции 15 — 20
Механические и ремонтно-механи- ческие цехи 12-14 12-15 10
Котельные 11 — 20
Г аражи 10 10 —
Пожарные депо 12 2 10
Лаборатории 16—20 10—15 —
Помещения ', правлений 13--15 — —
Склады 10—11 — 10
Столов ые 12—15 — 10
Подстанции и РУ 20—25 — 20
Территории подсобных) предприятий 0,12 — —
Открытые территории насосных стан- ций и нефтесборных пунктов 0,14
371
(10.3)
wS
N ’
где P— мощность ламп в каждом светильнике, Вт; S — площадь
помещения, м2; /V— число светильников.
Фактическую мощность ламп выбирают по стандартам бли-
жайшей к найденному значению мощности Р.
Таблица 10.2
Нормы освещенности и ориентировочное размещение
светильников на буровой установке
Me ста, по д л е ж; 1111 и e освещению Норма осве- щен- ности, лк Место установки светильников Число точек Мощ- ность лампы (не ме- нее), Вт
в ыш- ка 41 м выш- ка 53 м
Ротор 40 На ногах вышки, на высоте 4 м (для вышки 41 м) и б м (для выш- ки 53 м), под углом 45—50' Над лебедкой на высо- те 4 м. под углом 25—30 к вертикали 4 1 4 1 300 300
Щит контрольно-из- мерительных прибо- ров 50 Перед приборами 1 1 100
Полати верхнего ра- бочего 25 На ногах вышки, на высоте не менее 2,5 м от пола полатей, под углом не менее 50°^ i 2 2 300
Путь талевого блока 10 11 а лестничных ' ' пло-“ щадках По высоте вышки, ^под углом не менее 65 -70- 1 1 2 1 300 150
Кронблок 25 Над кронблоком 1 1 150
Приемный мост 10 На передних ногах вышки, на высоте не менее 6 м 2 2 300
Редукторное поме- щение Насосное помеще- ние: а) пусковые ящики 30 50 На высоте не менее 3 м 4 8 150
б) буровые насосы Площадки горюче- смазочных материа- лов 10 На высоте не менее 3 м 3- 5 8 200
372
§ 65. Освещение основных промысловых
объектов
Для осветительных сетей буровых установок применяется
напряжение 220 В, получаемое от трансформатора 6000/380/220 В
(при неавтономном приводе) или от дизель-генератора (при ав-
тономном приводе). В отдельных случаях цепи освещения буро-
вой установки питаются от промысловой осветительной сети.
Присоединение осветительной сети осуществляется через авто-
матический выключатель и магнитный пускатель: кнопку управ-
ления пускателя помещают так, чтобы можно было отключить
освещение при выбросах нефти и газа. Аварийное освещение
для продолжения работы питается от трансформатора 220/12 В;
аварийное освещение для эвакуации людей — от аккумуля-
тора.
Электрическое освещение буровой установки выполняется
в соответствии с данными, приведенными в табл. 10.2.
Для вышки высотой 53 м предусматривается освещение
только одних полатей верхнего рабочего, однако, если работа
ведется с обоих полатей, то вторые также оборудуются двумя
светильниками. Для освещения жалобной системы устанав-
ливают светильники, размещенные на всем протяжении же-
лобов.
При отсутствии газовых проявлений для освещения приме-
няются пылеводонепроницаемые светильники. Если возможны
газовые проявления, устанавливаются светильники повышенной
надежности против взрыва типа НОВ (исключая точки для
наружного освещения, у подстанции, в культбудке и для же-
лобов) .
Источниками питания сети рабочего освещения на нефтяных
и газовых промыслах обычно являются трансформаторы, общие
для силовой и осветительной нагрузок. Площадь сечения про-
водников для осветительной сети выбирают но допустимой по-
тере напряжения и проверяют по условиям нагрева. Освеще-
нием территории промысла и объектов, расположенных па этой
территории, управляют дистанционно, с помощью магнитных
пускателей и контакторов с пунктов, оборудованных аппарату-
рой управления.
Для освещения устья скважин устанавливают закрытый (пы-
леводонепроницаемый) светильник на концевой опоре липин,
подходящей к скважине. Мощность лампы 50—70 Вт. На авто-
матизированных промыслах, где скважины обслуживаются
только в дневное время, установка светильников не обязательна.
Для включения переносных светильников (при проведении ава-
рийных работ в ночное время) у скважины устанавливается
розетка. К этой розетке при подземном ремонте скважин при-
соединяют светильники типа НОВ, располагаемые на опорах
вышек и мачт в верхней их части.
373
Для вышек устанавливают пять светильников: два по 300 Вт
на высоте 3—4 м, освещающие устья со стороны трактора подъ-
емника, и по одному светильнику для освещения пути талевого
блока (на высоте 12 м, лампа 150 Вт); у верхнего рабочего
(лампа 150 Вт) и у кронблока (лампа 100 Вт). Для мачт пре-
дусматривается три светильника: два на высоте 3—3,5 м мощ-
ностью 300 и 150 Вт и один 100 Вт для кронблочной пло-
щадки.
Для общего освещения резервуарных парков и открытых
установок используются прожекторы с лампами мощностью
500 Вт, укрепленные на мачтах на высоте 12—18 м. Число про-
жекторов определяют по формуле
N = SEcpmK_^ (10.4)
Ft]
где S— освещаемая площадь, м2; Еср — средняя норма освещен-
ности, лк; К — коэффициент запаса, равный 1,3; F — световой
поток лампы, лм; г] — коэффициент использования светового
потока прожектора; т. — коэффициент рассеяния (т==1.15 для
больших поверхностей; т=1,5 для узких участков).
В случае необходимости, кроме общего, предусматривается
и местное освещение. В зависимости от числа рабочих смен на-
ружное освещение территории и отдельных объектов допуска-
ется включать только во время осмотра или ремонта оборудо-
вания. Охранное освещение осуществляется прожекторами
ПЗМ-35 или светильниками СГЮ-300 и «Универсаль», устанав-
ливаемыми на высоте 6—7 м. Мощность ламп 100—150 Вт; про-
лет между прожекторами 70—75 м; между светильниками
30—35 м.
Светильники, устанавливаемые стационарно во взрывоопас-
ных помещениях классов В-I а и В-П (газокомпрессорные, газо-
и воздухораспределительные пункты, установки комплексной
подготовки нефти, насосные по перекачке нефти и др.), могут
иметь любое взрывозащищенное исполнение для соответству-
ющих категорий и группы взрывоопасных смесей.
В этих помещениях обычно применяют светильники повы-
шенной надежности против взрыва (НОВ, НОГ) либо взрыво-
непроницаемые типа ВЗГ. Проводка выполняется в стальных
трубах. Ввод в светильники осуществляется через герметизиро-
ванные сальниковые уплотнения.
Переносные светильники для взрывоопасных помещений про-
мыслов должны иметь взрывонепроницаемые, искробезопасное
или специальное исполнение; снаружи светильники защищают
металлической сеткой.
374
В наружных взрывоопасных электроустановках класса В-1г
стационарные светильники могут иметь любое взрывозащи-
щенное исполнение для соответствующих категорий и групп
взрывоопасных смесей, если эти светильники устанавливаются
в пределах взрывоопасной зоны (например, установки с откры-
тым сливом и наливом легковоспламеняющихся жидкостей).
Вне взрывоопасной зоны устанавливаются светильники закры-
того исполнения. Внутри технологического оборудования, содер-
жащего взрывоопасную среду, устанавливать светильники зап-
рещается.
Глава 11
Электрооборудование
компрессорных и насосных станций
магистральных трубопроводов
§ 66. Общие характеристики компрессорных станций
магистральных газопроводов
Для сжатия газа, транспортируемого ио магистральным га-
зопроводам, служат компрессорные станции (КС), оборудован-
ные поршневыми и центробежными компрессорами.
Поршневые компрессоры приводятся в действие от газовых
двигателей внутреннего сгорания (газомоторные компрессоры).
Мощность двигателей этих компрессоров 2 500—4 000 кВт,
а КПД агрегата доходит до 40%.
Основным преимуществом газомоторных компрессоров яв-
ляется возможность широкого регулирования их мощности из-
менением как частоты вращения коленчатого вала двигателя,
так и режима работы самого компрессора. Применение таких
компрессоров наиболее целесообразно при необходимости соз-
дания больших давлений на выходе, например в подземных
хранилищах газа, где давление должно превышать 10 МПа.
В последние годы на рассматриваемых компрессорных стан-
циях широко используют центробежные компрессоры, имеющие
важные преимущества перед поршневыми. К числу этих преи-
муществ, в частности, можно отнести: большую производитель-
ность; отсутствие внутренних трущихся деталей, требующих
смазки; меньшую площадь, требуемую для установки компрес-
сора; более легкие фундаменты вследствие меныней массы аг-
регатов и почти полного отсутствия толчков и вибраций; равно-
мерность подачи газа; меньшую стоимость установки, особенно
с электроприводом.
Основной недостаток центробежных компрессоров опреде-
ляется трудностью регулирования их производительности, тре-
бующего регулируемого приводного двигателя.
Наиболее распространенными видами двигателей для при-
вода центробежных компрессоров в настоящее время являются
электродвигатели и газовые турбины.
Центробежные компрессоры со степенью сжатия, превыша-
ющей 1,1, не снабженные устройствами для охлаждения газа
в процессе сжатия, принято называть центробежными нагне-
тателями.
376
Из центробежных нагнетателей, широко применяемых на ра-
нее построенных КС магистральных газопроводов в сочетании
с электрическим и газотурбинным приводами, можно отметить
нагнетатели типов 280-11-1, 280-11-2, 280-12-2, 280-12-4, обеспе-
чивающие при одиночной работе производительность 184 м!/мин
с номинальной частотой вращения 7 900 об/мин, соединяемые
с приводным двигателем через повышающий редуктор и потре-
бляющие мощность около 4 000 кВт.
Применяются более производительные нагнетатели типов
520-12-1, II Г-280-9, 370-12-1 соответственно с производитель-
ностью при одиночной работе 420, 485, 340 м3/мин и потребляе-
мой мощностью 10 000 кВт при частоте вращения 4 800 об/мин,
9 000 кВт -при 5 000 об/мин, 6 000 кВт—-при 5 000 об/мин и
другие. Они снабжены преимущественно газотурбинным при-
водом.
В дальнейшем будут применять и более мощные установки
с приводом мощностью 16 000 и 25 000 кВт.
На компрессорной станции устанавливают от 4 до 26 цент-
робежных нагнетателей с электрическим или газотурбинным
приводом. Число газомоторных компрессоров на одной станции
достигает 20 и более. Ввиду относительно небольшой степени
сжатия газа, обеспечиваемой центробежными нагнетателями,
последние часто включаются последовательно. Все работающие
агрегаты станции разбивают на параллельно работающие
группы. В каждой из этих групп может работать один нагнета-
тель, либо два-три последовательно соединенных нагнетателя.
Так, на промежуточных (линейных) КС газопровода «Оренбург-
Западная граница СССР» установлено по семь компрессоров,
а па головной КС — одиннадцать с газотурбинным приводом
мощностью 10 000 кВт.
Технологическое оборудование компрессорных станций,
кроме собственно компрессорных агрегатов, имеет систему га-
зовых коммуникаций, масляные системы, системы вентиляции
двигателей, системы водяного охлаждения масла, а иногда газа,
и т. д. В частности, операции при пуске и остановке двигателя
привода центробежного нагнетателя связаны с операциями по
изменению кранов газовых коммуникаций. Рассмотрим схему
газовых коммуникаций компрессорной станции с пятью центро-
бежными нагнетателями, из которых один — резервный (рис.
11.1) Через входной кран № 7 газ из магистрального газопро-
вода 3, пройдя через пылеуловители 4 и маслоуловители 5,
поступает па вход рабочих центробежных нагнетателей /, сое-
диненных попарно-последовательно.
После двухступенчатого сжатия газ через обратные клапаны
и краны № 8 и 8а направляется в магистральный газопровод.
Перемычка с кранами № 6, 6а, 6р, бар и Д между приемным и
нагнетательным шлейфами создает пусковой контур КС. Перед
загрузкой КС в магистраль станция работает на этот контур.
377
Краны № 6р и бар имеют дистанционное управление с главного
щита управления КС. Они служат для регулирования произ-
водительности КС за счет перепуска газа с выхода на прием и
снабжены гидроприставкой, осуществляющей их ступенчатое
открытие и закрытие. При аварийной остановке одного из по-
следовательно включенных центробежных нагнетателей у остав-
шихся в работе нагнетателей данной группы степень сжатия
может превзойти предельно допустимое значение, что вызовет
их неустойчивую работу и поэтому не может быть допущено.
Рис. 11.1. Схема газовых коммуникаций
центробежными нагнетателями:
/ — центробежный нагнетатель; 2 — резервный
стральный газопровод; 4 — пылеуловители; 5 —
компрессорной станции с пятью
центробежный нагнетатель; 3 — маги-
маслоуловители; 6 маслосборник
Поэтому одновременно с аварийной остановкой агрегата ав-
томатически открывается кран № 6 или 6а в соответствии
с тем, в какой группе остановлен агрегат. Во избежание рез-
кого возрастания производительности оставшихся в работе цен-
тробежных нагнетателей при открытии кранов № 6 или 6а
в перемычке пускового контура последовательно с этими кра-
нами смонтирован кран Д с ручным управлением, выполняю-
щий функции дросселя.
Установка обратных клапанов перед кранами № 8 и 8а
предотвращает возможность перепуска газа со стороны выхода
нагнетателя в сторону всасывания при открытии кранов № 6
и 6а, т. с. при переводе КС на пусковой контур.
Если температура газа после сжатия компрессорами пре-
вышает 70° С, его перед подачей в магистральный газопровод
охлаждают. В таких случаях в систему газовых коммуникаций
вводят охладители газа — водяные с циркулирующей водой или
378
воздушные. Краны № 1, 2, Збис, 4, 5, входящие в обвязку
центробежного нагнетателя, имеют автоматическое управление
со щита КС и с местного щита или узла управления краном,
установленного в непосредственной близости от последнего, и
ручное управление.
Краны № 1 и 2 выводят агрегат из общей системы коммуни-
каций и вводят его в эту систему. Кран № 3 (проходной) от-
крыт при неработающем нагнетателе. Кран 4 (загрузочный)
используется для продувки газом контура нагнетателя через
свечу с краном № 5 перед заполнением этого контура газом.
Положение крана № Збис, создающего малый контур нагне-
тателя, дублирует положение крана № 3. Оба крана закрыты
при нормальной работе нагнетателя и открыты при выводе его
на режим холостого хода в процессе загрузки и при остановке.
Питание электроэнергией компрессорных станций с электро-
приводом центробежных нагнетателей, где устанавливаются
крупные высоковольтные электродвигатели и где потребная
мощность составляет десятки тысяч киловатт, как правило, осу-
ществляется от сетей энергосистем.
Компрессорные станции с газотурбинным приводом центро-
бежных нагнетателей или с газомоторными поршневыми ком-
прессорами также получают электроэнергию от сетей энерго-
систем, если они имеются в районе расположения компрессор-
ной станции.
Мощность, необходимая для потребителей электроэнергии
на таких компрессорных станциях, составляет 500—3 000 кВт.
Она определяется работой электропривода циркуляционных на-
сосных установок систем водяного охлаждения и маслонасосов,
вентиляционных агрегатов, насосных станций производствен-
ного и питьевого водопроводов, котельных, механических ма-
стерских, расходом электроэнергии на освещение, коммуналь-
ные нужды жилого поселка и др.
В тех случаях, когда сети энергосистемы в районе газопро-
вода отсутствуют или не могут обеспечить надежного питания,
на площадке такой компрессорной станции сооружают собст-
венную электростанцию переменного тока с двумя-тремя син-
хронными генераторами, приводимыми в действие газовыми
двигателями.
§ 67. Электрический привод центробежных нагнетателей
В состав компрессорного агрегата входят: центробежный на-
гнетатель, повышающий редуктор, устанавливаемый между ва-
лами электродвигателя и нагнетателя, электродвигатель с ап-
паратурой управления, система смазки, вентилятор обдува
электродвигателя, контрольно-измерительные приборы.
Устройство центробежного нагнетателя с осевым подводом
газа и редуктора представлено на рис. 11.2.
379
Редуктор повышает частоту вращения вала двигателя (1 500
или 3 000 об/мин) до величины, необходимой для центробеж-
ного нагнетателя. Потери мощности в нем составляют
около 1,5%.
На действующих КС, построенных 10 лет и более назад,
в качестве электроприводных электродвигателей используют:
а) асинхронные АЗ-4500-1500 с короткозамкнутым ротором,
с глубоким пазом мощностью 4 500 кВт и частотой вращения
Рис. 11.2. Центробежный нагнетатель и редуктор:
/ — улитка; 2 — всасывающий патрубок; 3 — нагнетательный патрубок; 4 — вал ротора
нагнетателя; 5 — опорно-упорный подшипник; 6 — вкладыш переднего подшипника; 7 —
зубчатая муфта; 8 — корпус редуктора; 9 — зубчатая полумуфта
вала 1 480 об/мин; б) синхронные СТМ-4000-2 мощностью 4 000
кВт и частотой вращения вала 3 000 об/мин и СДСЗ-4500-1500
мощностью 4500 кВт и частотой вращения вала 1500 об/мин. Ко-
роткозамкнутые двигатели представляют собой двигатели с фаз-
ным ротором АФЗ-4500-1500, у которых заменены фазные ро-
торы короткозамкнутыми с глубоким пазом. Синхронные
двигатели СДСЗ-4500-1500 выполнены на основе асинхронных
двигателей АФЗ-4500-1500, у которых роторы заменены рото-
рами с обмоткой возбуждения постоянного тока и установкой
на общей раме с двигателем машинного возбудителя.
В последние годы промышленность СССР выпускает син-
хронные двигатели серии СТД на напряжения 6 и 10 кВ, с ча-
стотой вращения 3 000 об/мин, мощностью до 12 500 кВт, ко-
торые применяются и для привода центробежных нагнетателей.
В частности, для мощности 4 000 кВт применяется двигатель
СТД-4000-2. Двигатели имеют исполнение, продуваемое под
380
Рис. 11.3. Синхронный двигатель СТМ-4000-2:
/— железо статора; 2 — лобовые части обмотки статора; 3 — ротор; 4 — лобовые части обмотки ротора; 5 —бандажное кольцо; б —
возбудитель; 7 стойка подшипника; 5—корпус; 9— торцовые щиты; 10 — воздушные уплотнения; // — вентилятор; /2 — патрубок
противопожарного трубопровода J
избыточным давлением; ротор вращается в двух стояковых под-
шипниках скольжения. У асинхронных двигателей вал рассчи-
тан на присоединение к нему с одного конца редуктора, а с дру-
гого конца — тахогенератора. Последний представляет собой
машину постоянного тока мощностью 0,9 кВт и служит для из-
мерения и контроля частоты вращения ротора двигателя. У син-
хронных двигателей СДСЗ и СТМ с одной стороны вала при-
соединяется редуктор, а с другой — машинный возбудитель.
Двигатели АЗ и СДСЗ продуваются по разомкнутому, а ино-
Рис. 11.4. Общий вид электродвигателя СТД с бесщеточным возбудительным
устройством
гда--по замкнутому циклу. Двигатели СТМ и СТД вентили-
руются по замкнутому циклу с водяным охлаждением цирку-
лирующего воздуха.
Статор двигателя СТМ снабжен патрубком, через который
подастся вода под давлением 0,05-0,1 МПа в случае возникно-
вения пожара в двигателе. Общий вид этого двигателя с ма-
шинным возбудителем мощностью 50 кВт, 115 В показан на
рис. 11.3. Двигатели СТД-4000-2 (рис. 11.4) могут снабжаться
возбудителями четырех видов: тиристорным выпрямительным
устройством ТВУ-2, бесщеточным возбудителем БВУ-1, машин-
ным возбудителем ВТ, сидящим на общем валу с основным
двигателем, отдельным двигатсль-генератором IIB-92.
Основные технические данные электродвигателей для при-
вода центробежных нагнетателей приведены в таблице 11.1.
Главные приводные электродвигатели КС устанавливают
вне помещения нагнетателей. Нагнетательный цех отделяется
от машинного зала перегородкой (рис. 11.5). Однако не псклю-
ЗК2
чается возможность установки электродвигателей и компрессо-
ров в общем зале при использовании взрывозащищенных ма-
шин, например электродвигателей СТДП, выпускаемых промы-
шленностью для тех же напряжений, мощностей, что и электро-
двигатели СТД (см. § 30 и 72).
Пуск асинхронных двигателей ЛЗ-4500-1500 и синхронных
электродвигателей СДСЗ и СТД осуществляется при полном
напряжении сети. Для двигателей СТМ-4000-2 на КС приме-
няется асинхронный пуск при пониженном напряжении, для
чего используют автотрансформаторы или реакторы. Возможен
и прямой пуск. Функции пусковой обмотки на роторе двигателя
выполняет массивный ротор. Начальный пусковой момент
у этого двигателя — максимальный. Момент и сила пускового
тока снижаются с уменьшением скольжения.
В схеме управления пуском синхронного двигателя СТМ-
4000-2 (рис. 11.6) при включении выключателя ЛВ2 к статору
Таблица 11.1
Основные технические данные электродвигателей
для привода ЦН
Двиглтель Номи- нальная Мощное кВт Номи- нальное напряже- н ие статора, В Частота враще- ния. об.’мин кпд Крат- ность пуско- вого • то к а Кратность пускового момента
ЛЗ-4500-1500 4 500 6000 1 480 0,95 0,96 4,8 0,85
СДСЗ-4500-1500 4 500 6000 1 500 0,96 - -
СТМ-4000-2 4 000 6000 3 000 0.969 7.6 2,4
СТД-4000-2 4 000 6000 3 000 0,975 7,22 2,07
10 000 0.974
СТД-50С0-2 5 000 6000 3 000 0,976 6,69 1,92
10 000 0,975
СТД-6300-2 6 300 6000 3 000 0,975 6,28 1.62
10 000 0,976
С.ТД-8000-2 8 000 6000 3 000 0,979 6,93 1,76
10 000 0,977
СТД-1000-2 10 000 6000 3 000 0,978 8,1 2,06
10 000 0,979
СТД-12500-2 12 500 6000 3 000 0,979 8,86 2,24
10 000 0,978
II р нмеч а н и о. Для двигателя ЛЗ-4500-1500 cos (f
vos <р - 0.9 (опережающий)
0.87, для остальных двигателей
383
^,00
Рис. 11.5. Разрез по компрессорному цеху компрессорной станции:
/—кран с пневмоприводом; 2 — центробежный нагнетатель; 3 — редуктор, 4 • галоитдслнтель; 5 — аккумулятор масла, 6 — синх
нын злектродзш □ гель; / -> возбудитель; 8 -- воздухоохладитель
рои-
двигателя подается питание через реактор Р. Потери напряже-
ния в реакторе составляют около 35% от номинального напря-
жения. Двигатель разгоняется в асинхронном режиме до 95%
от номинальной частоты вращения. Далее включается катушка
контактора М, контакты которого отсоединяют от обмотки воз-
буждения двигателя гасительное сопротивление СГ и подклю-
чают ее на питание постоянным током от возбудителя В. Дви-
гатель начинает работать в синхронном режиме. Одновременно
Пусковые шипы
Рис. 11.6. Схема управления пуском электродвигателя СТМ-4000-2
включается выключатель Л В, подающий полное напряжение на
зажимы статора, а выключатель ЛВ2 отключается. После этого
регулируется сила тока возбуждения так, чтобы двигатель ра-
ботал с током статора, не превышающим номинального при но-
минальном напряжении сети. При допустимых для двигателя
отклонениях напряжения питания от номинального на ±5%
двигатель отдает номинальную мощность при номинальном ко-
эффициенте мощности. В схеме цепей возбуждения предусмот-
рен контакт контактора форсировки АФ, замыкающийся при
резком снижении напряжения в питающей сети, закорачиваю-
щий реостат в цепи обмотки возбуждения возбудителя ОВВ,
и токовое реле РИТ, контролирующее наличие тока возбуж-
дения.
Асинхронные двигатели типа АЗ привода центробежных на-
гнетателей снабжают максимальной токовой защитой от пере-
13 Заказ .Vs 2719 385
грузок и коротких замыканий, токовой защитой от однофазных
замыканий на землю при силах тока замыкания на землю,
превышающих 10 А, защитой минимального напряжения, а ино-
гда и дифференциальной токовой защитой от внутренних по-
вреждений. В тех случаях, когда предусмотрен самозапуск
электродвигателя, защиту минимального напряжения не уста-
навливают.
Рис. 11.7. Схема управления и защиты синхронного
4000-2 с бесщеточным возбудительным устройством
электродвигателя СТД-
Для двигателя СТМ.-4000-2 предусматривают электрические
релейные защиты: максимальную токовую от перегрузок и ко-
ротких замыканий; дифференциальную токовую от внутренних
повреждений; защиту минимального напряжения от снижения
напряжения ниже 0,6 от номинального на время, превышающее
1 с; токовую от однофазных замыканий па землю при силах
тока замыкания на землю, превышающих 10 А; защиту от пре-
кращения тока возбуждения.
Рассмотрим вариант схемы управления и защиты синхрон-
ного двигателя СТД-4000-2 с бесщеточным возбуждением (рис.
11.7). Выключатель ЛВ снабжен электромагнитным приводом.
386
Обмотка возбуждения возбудителя ОВВ питается от унифици-
рованного регулятора возбуждения РВСД и от трансформатора
напряжения НОМ, подключенного ко входу выпрямителя ВП1.
РВСД питается от трансформаторов тока ТТЗ и ТТ4 и от
трансформатора напряжения НТМИ. Этот регулятор автомати-
чески поддерживает заданный коэффициент мощности при лю-
бых нагрузках и обеспечивает компаундирование, т. с. форси-
ровку возбуждения при увеличении силы тока статора.
Переменное напряжение, частотой 400 Гц, снимаемое
с якоря возбудителя В, после выпрямления мостовым выпря-
мителем ВМ подается на обмотку возбуждения двигателя ОВД.
Тиристорный ключ ТК обеспечивает ограничение перенапряже-
ний в обмотке ОВД в переходных режимах, а также гашение
поля при отключении ОВВ. Ротор возбудителя В, выпрямитель
ВМ и тиристорный ключ ТК находятся па одном валу с рото-
ром двигателя Д. При пуске двигателя в результате действия
цепей управления пуском возбуждается контактор КТВ и сво-
ими контактами включает на питание электромагнит включения
привода ЭВ. Включается выключатель ЛВ. Двигатель разго-
няется в асинхронном режиме. При снижении пускового тока
до величины, соответствующей подсипхронной скорости, токовое’
реле РПТ замыкает свой контакт в цени реле РП1. В резуль-
тате возбуждается реле РП1, обесточивается реле РП2 и с вы-
держкой времени включается контактор КП1, контакт которого
КП1-2 подает питание в обмотку возбуждения возбудителя ОВВ.
После втягивания двигателя в синхронизм реле РМ разры-
вает своим контактом цепь реле времени РВ. Если же пуск
.затянулся и асинхронный режим продолжается длительно, то
реле времени РВ своим контактом возбуждает реле РПЗ, а по-
следнее своим контактом РПЗ-1 подает питание на отключаю-
щий электромагнит ЭО привода выключателя, а контактом
РПЗ-2 замыкает цепь обмотки контактора гашения поля КП2.
Последний своим контактом КП2-2 отключает питание обмотки
ОВВ. Одновременно контактом РПЗ-З отключается и контактор
КП 1. Аналогично схема действует при выходе двигателя из син-
хронного режима.
Реле РМ имеет две обмотки - токовую (РМТ) и напряже-
ния (РМП). Оно реагирует на направление реактивной мощ-
ности, которая в асинхронном режиме поступает из питающей
сети в двигатель.
Кроме форсировки обеспечиваемой регулятором РВСД соз-
дается дополнительно форсировка при снижении напряжения,
осуществляемая реле форсировки РФ и контактором форси-
ровки КФ, шунтирующим своим контактом резистор R4 в цепи
питания обмотки возбуждения ОВВ. Резистор R3 служит для
настройки регулятора РВСД. Оба резистора R3 и R4 служат
для регулирования возбуждения. Защита от пробоя вентилей
цепи возбуждения осуществляется реле РН2, включенным
13'
387
последовательно с конденсатором С. При пробое вентилей в об-
мотке этого реле появляется переменный ток. Реле срабатывает
и своим контактом возбуждает катушку реле РП4, которое кон-
тактом РП4-1 включает электромагнит отключения ЭО привода
выключателя ЛВ.
Одновременно контактом РП4-2 включается контактор КП2
и контакт КП2-2 отключает обмотку возбуждения возбудителя
ОВВ. Таким же образом отключаются Л В и ОВВ при действии:
защиты от понижения напряжения (выходное реле РП5,
действующее от реле РН1);
дифференциальной токовой защиты (выходное реле РП6.
действующее от токового реле, включенного между трансфор-
маторами тока ТТ1 и ТТ5) ;
схемы частотной разгрузки, реле которой действует при сни-
жении частоты в энергосистеме (выходное реле РП7у,
защиты от замыканий на землю (выходное реле РП8, дей-
ствующее при срабатывании токового реле, подключенного
к трансформатору тока нулевой последовательности ТНП)\
технологических защит, кнопки аварийного отключения КО.
Реле дифференциальной токовой защиты, реле частоты и
токовое реле защиты от замыканий на землю на схеме не
показаны. Защита от перегрузок обеспечивается, как видно,
токовым реле РПТ, а от коротких замыканий — дифференци-
альной токовой защитой. Технологические защиты действуют
при ненормальной работе системы смазки и других устройств
компрессорного агрегата. Состояние системы смазки определят
возможность работы агрегата. Система смазки имеет несколько
насосов, маслопроводы низкого, среднего и высокого давлений,
маслоохладители и другие элементы. Маслопроводы низкого и
среднего давлений обеспечивают смазку опорно-упорного под-
шипника нагнетателя (давление масла 0,45 хМПа), редуктора и
электродвигателя (давление 0,05- 0.06 МПа). Масло пз масля-
ного бака подается в маслопроводы при работе агрегата насо-
сом, смонтированным на корпусе редуктора. На ответвлении
от маслопровода среднего давления к маслопроводу низкого
давления установлен редукционный клапан. От маслопровода
среднего давления масло подается также в масляное реле осе-
вого сдвига, смонтированное в нагнетателе и обеспечивающее
остановку агрегата при появлении осевого сдвига ротора на-
гнетателя на 0,7 -0,8 мм.
В периоды пуска и остановки агрегата масло подастся в эти
маслопроводы пусковым масляным насосом, приводимым в дей-
ствие от асинхронного электродвигателя. Для поддержания не-
обходимого давления в маслопроводе при остановке агрегата
из-за исчезновения напряжения в питающей системе перемен-
ного тока или из-за внезапного падения давления масла в си-
стеме предусматривается резервный масляный насос с приводом
от электродвигателя постоянного тока, питаемого от аккуму-
388
ляторной батареи, либо с приводом от электродвигателя пере-
менного тока.
На выходе из нагнетательной улитки (см. рис. 11.2) ротор
нагнетателя снабжен масляным уплотнением, предотвращаю-
щим утечки газа в помещение. Это достигается поддержанием
давления масла иа уровне, превышающем па 0,2—0,3 МПа дав-
ление газа, что обеспечивается регулятором перепада давления
газ — масло.
Для уплотнения и смазки опорного подшипника нагнета-
теля служит маслопровод высокого давления (6,5 МПа), в ко-
торый масло подается из масляного бака винтовым насосом,
приводимым в действие асинхронным двигателем мощностью
20 кВт, напряжением 380 В, с частотой вращения вала
1450 об/мин. Имеются два винтовых насоса (рабочий и резерв-
ный) с автоматическим включением резервного насоса при ос-
тановке основного. В системе три маслоохладителя — низкого,
среднего и высокого давлений, в которых масло охлаждается
циркулирующей водой.
Можно отметить следующие виды технологических защит
компрессорного агрегата, действующих в случаях:
уменьшения перепада давлений масло — газ на уплотнитель-
ном подшипнике до 0,08—0,09 МПа (импульс от регулятора
перепада); падения давления масла в системе смазки подшип-
ников агрегата до 0,025 МПа (от реле пуска резервного насоса
смазки); резкого повышения температуры масла до 80°С на
каком-либо из подшипников агрегата (импульс от электрон-
ного моста контроля температуры); увеличения осевого сдвига
ротора нагнетателя до 0,7—0,8 мм (импульс от реле осевого
сдвига).
§ 68. Вспомогательное электрооборудование
компрессорных станций
Для привода вспомогательных механизмов компрессорных
агрегатов и общестанциопных устройств на компрессорных стан-
циях применяют короткозамкнутые закрытые продуваемые асин-
хронные двигатели единых всесоюзных серий А, АО, АОЛ и А2,
АО2 380/220 В и частично двигатели постоянного тока 220 В.
Для привода насосов градирни, погружных артезианских
насосов используют вертикальные электродвигатели со стани-
ной без лап, с креплением к насосу при помощи фланца, име-
ющегося на щите двигателя. Вентиляционные установки, ра-
ботающие в условиях взрывоопасных сред, оборудуют взрыво-
защищеннымп асинхронными двигателями. Для привода резерв-
ных масляных насосов компрессорных агрегатов применяют
двигатели постоянного тока на 220 В. Пуск, остановка и защита
двигателей осуществляются при помощи автоматических воз-
душных выключателей, контакторов, магнитных пускателей
в нормальном и взрывобезопасном исполнении (см. § 26).
389
Назначение и основные технические данные главнейших эле-
ментов вспомогательного электрооборудования характеризуются
следующим.
На компрессорных станциях с электрическим приводом цент-
робежных нагнетателей к каждому компрессорному агрегату
относятся электроприводы: пускового маслонасоса с асинхрон-
ным двигателем (6 кВт, 725 об/мин); резервного пускового
маслонасоса с двигателем постоянного тока (8,5 кВт,
800 об/мин); насоса уплотнения с асинхронным двигателем
(20 кВт, 1450 об/мин); резервного насоса уплотнения с асин-
хронным двигателем (20 кВт, 1450 об/мин); вентилятора ох-
лаждения главного электродвигателя с асинхронным двигате-
лем (20 кВт, 730 об/мин).
На газотурбинных компрессорных станциях каждый ком-
прессорный агрегат комплектуется электроприводами: пускового
маслонасоса с асинхронным двигателем (20 кВт, 2920 об/мин);
резервного маслонасоса с двигателем постоянного тока (4,2 кВт,
2200 об/мин); аварийного насоса уплотнения с двигателем по-
стоянного тока; валоповоротного устройства для проворачива-
ния роторов перед запуском и во время охлаждения агрегата
после остановки, с асинхронным двигателем (1,7 кВт,
1490 об/мин).
В состав общестапционпых вспомогательных устройств па
электроприводных и газотурбинных КС входят электроприводы:
двух центробежных насосов (рабочего и резервного) гра-
дирни охлаждения воды, охлаждающей маслоохладители с асин-
хронными двигателями (10—28 кВт, 1450—2900 об/мин); вен-
тилятора градирни с двухскоростным асинхронным двигателем
(20—28 кВт, 1450—730 об/мин); кислотного насоса и вакуум-
насоса подкислительной установки для стабилизации времен-
ной жесткости охлаждающей воды с асинхронными двигате-
лями;
несколько шестеренчатых насосов для перекачки масел в мас-
ляном хозяйстве станций с асинхронными двигателями (от 1,7
до 4,5 кВт, 980—1420 об/мин); маслоочистительной установки
с асинхронным двигателем (2,8—4,0 кВт, 1430 об/мин); на-
сосной станции охлаждения газа( если необходимо охлаждение)
с вертикальным асинхронным двигателем (28 кВт,
1450 об/мин); воздушных вспомогательных компрессоров с асин-
хронными двигателями (4,5—20 кВт, 1500 об/мин).
Кроме этих потребителей электроэнергии, на КС имеются
токоприемники, непосредственно не связанные с работой ком-
прессорных агрегатов. К числу таких потребителей относятся
механические мастерские, невзрывоопасные помещения станций,
кондиционеры, насосные котельных и бытового водоснабжения,
освещение территории жилых поселков и др.
Для питания двигателей резервных масляных насосов, ко-
торые должны работать при исчезновении питающего перемен-
390
ного напряжения, питания цепей релейной защиты, сигнализа-
ции, устройств автоматики и дистанционного управления на
КС с электрическим и газотурбинным приводом устанавливают
стационарные аккумуляторные батареи. Эти батареи набирают
из свинцовых кислотных аккумуляторов типа СК с емкостью
при одночасовом разряде от 111 до 370 А-ч; последние обеспе-
чивают выходное напряжение батареи 220 В. Обычно батареи
работают параллельно с подзарядным агрегатом (выпрямите-
лем), который при переменном напряжении питает всю нагрузку
сети постоянного тока, одновременно подзаряжая батарею, ком-
пенсируя се саморазряд. При исчезновении переменного напря-
жения вся нагрузка ложится па батарею.
Распределение электроэнергии при напряжении 380 В на
территории КС при подводе ее к потребителям, непосредственно
обеспечивающим работу компрессорных агрегатов, целесооб-
разно осуществлять по схеме двойных сквозных магистралей,
присоединенных к разным секциям шип щитов 380 В. Этим
обеспечивается высокая надежность питания. Остальные по-
требители питаются по радиальным схемам с подключением
питающей линии к одной секции шин 380 В.
§ 69. Электроснабжение компрессорных станций
с электрическим приводом центробежных нагнетателей
На компрессорных станциях магистральных газопроводов
с электрическим приводом центробежных нагнетателей установ-
ленная мощность потребителей электроэнергии может дости-
гать 100 МВт и более. Питание этих потребителей обеспечива-
ется специальной понизительной подстанцией, сооружаемой
вблизи КС и получающей электроэнергию от энергосистемы
обычно при напряжении НО или 220 кВ при помощи воздуш-
ных линий электропередачи. Пропускная мощность каждой ли-
нии должна соответствовать мощности, потребляемой КС. Ли-
нии должны прокладываться на отдельных опорах и присоеди-
няться к разным, независимым друг от друга, секциям распре-
делительного устройства энергосистемы.
Понижающие подстанции КС выполняются: «тупикового»
типа, т. е. рассчитанные в основном на питание данной КС и
эксплуатируемые персоналом КС; типа районной подстанции,
рассчитанные па питание не только данной КС, но и других
потребителей, и передаваемые после окончания строительства
в эксплуатацию энергосистеме.
Па подстанциях тупикового типа щитовой блок подстан-
ции совмещается с главным щитом управления КС. Распреде-
лительное устройство (РУ) 6 (10) кВ здесь содержит только
ячейки, необходимые для питания потребителей КС. На под-
станциях типа районной щитовой блок совмещается с РУ
391
6 (10) кВ подстанции, а ячейки 6 (10) кВ, относящиеся к по-
требителям КС, выделяются из РУ подстанции и комплектуются
в самостоятельный блок РУ 6 (10) кВ КС.
Рассмотрим схему подстанции тупикового типа (рис. 11.8).
Распределительное устройство НО (220) кВ имеет два ввода.
На подстанции устанавливают нс менее двух силовых транс-
форматоров 110 (220)/6 (10) кВ мощностью от 15000 до
63 000 кВ-Л, обеспечивающих полную нагрузку КС и 100% ре-
зерва. Применяют также схему блока «линия — трансформатор»
(рис. 11.9). В этом случае
силовые трансформаторы
присоединяют на стороне
110 (220) кВ к питающим
линиям через разъедините-
ли и отделители (см. также
рис. 11.19). Возможность
питания обоих трансформа-
торов от одной линии НО
(220) кВ обеспечивается
установкой перемычки, со-
держащей разъединители.
Схема с выключателями
высокого напряжения и ре-
лейной защитой на вводах
110 (220) кВ и секционным
выключателем на шинах
НО (220) кВ является бо-
лее маневренной (см. рис.
11.8). Она позволяет пере-
J//? \_ВЛ
/очкв Ju гн б'/с-'/^гв
Рис. 11.8. Принципиальная схема под-
станции тупикового типа
водить питание подстанции
с одной линии на другую и
переводить питание любого
трансформатора с одной линии на другую без перерыва в элект-
роснабжении.
Схему с отделителями и короткозамыкателями в условиях
Сибири и местностей высоких широт с низкой температурой
воздуха не применяют.
Как главные трансформаторы НО (220)/6 (10) кВ, так и
трансформаторы 6 (10)/0,4 кВ для питания потребителей соб-
ственных нужд КС могут работать раздельно друг от друга и
параллельно. В первом случае один трансформатор питает всю
нагрузку, а другой находится в резерве. Во втором случае оба
трансформатора нагружены до 50—70% номинальной мощности,
а при выходе из работы одного трансформатора второй обес-
печивает полностью питание всех потребителей КС.
Режим параллельной работы предпочтительнее с точки зре-
ния уменьшения потерь энёргии. Однако, учитывая необходи-
мость снижения значений токов короткого замыкания и упро-
392
щения релейной защиты, практически предусматривают раз-
дельную работу питающих линий 110 (220) кВ и трансформа-
торов. При этом воздушные линии передачи оборудуют устрой-
ствами АПВ. Перерыв в питании потребителей на время работы
Рис. 11.9, Принципиальная схема подстанции с блоками «линия -трансфор-
матор»
ЛПВ непродолжителен, так что во многих случаях не приводит
к прекращению их работы. При раздельной работе линий и
трансформаторов предусматривается автоматическое включение
резервной линии или
трансформатора при от-
ключении основных ли-
ний.
Для уменьшения то-
ков короткого замыкания
практикуется применение
трансформаторов 110
(220)/6(10) кВ с расщеп-
ленной вторичной обмот-
кой. В этом случае каж-
дая из вторичных обмо-
ток присоединяется к двум
секциям шин 6(10) кВ,
а число таких секций рав-
но четырем (рис. 11.10).
по(гго)кв
<'0(2?0'кВ
etna к в
1 CtfiiLLX
К сек кич
IV секция
Ш секция
Рис. 11.10. Схема питания от трансформа-
торов с расщепленной вторичной обмоткой
393
Главные трансформаторы обычно снабжают дифференциальной
токовой защитой мгновенного действия, максимальной токовой
защитой от коротких замыканий, токовой защитой от пере-
грузки с действием на сигнал, газовой защитой, температурной
сигнализацией.
Трансформаторы 6 (10)/0,4 кВ для питания потребителей
собственных нужд мощностью 400—630 кВА и выше обычно
снабжают максимальной то-
ВЛ НОкв ВЛИОкв К абонентам
Рис. 11.11. Принципиальная схема под-
станции типа районной
типа выполняются с помощью
ковой защитой от коротких
замыканий, действующей
без выдержки времени, то-
ковой защитой от перегруз-
ки с выдержкой времени,
иногда токовой защитой от
замыканий на землю
Трансформаторы мень-
шей мощности часто защи-
щают плавкими предохра-
нителями. При этом на ли-
ниях трансформаторов вме-
сто выключателей высокого
напряжения устанавливают
выключатели нагрузки.
Рассмотрим вариант
принципиальной схемы по-
низительной подстанции
типа районной (рис. 11.11).
На ней установлены трех-
обмоточные трансформато-
ры 110/35/6 кВ. Посторон-
ние потребители (кроме по-
требителей КС) питаются
при напряжении 35 и 6 кВ.
На всех напряжениях пре-
дусмотрена двойная систе-
ма шин. Конструктивно рас-
пределительные устройства
110 и 35 кВ открытого
гибкой ошиновки. Подвеска
ошиновки п установка аппаратуры осуществляются на сбор-
ных железобетонных конструкциях, иногда на стальных (см.
§ 15).
Распределительные устройства 6 кВ закрытого типа наби-
рают из комплектных шкафов типа КРУ. Когда в схеме пуска
необходимо применить реакторы (например, для двигателей
СТМ-4000) в зданиях РУ 6 кВ, относящихся к КС, устанавли-
вают и реакторы для ограничения пусковых токов двига-
телей.
394
§ 70. Электроснабжение компрессорных станций
с газотурбинным и газомоторным приводами компрессоров
Для электроснабжения компрессорных станций с газотур-
бинным или газомоторным приводом компрессоров требуется
мощность в пределах 500—3000 кВт. Питание электроэнергией
осуществляется от сетей энергосистем при напряжении 6—10—
35 кВ двумя линиями; от неразветвленпой или тупиковой сети
энергосистемы одной линией 6 — 10—35 кВ с резервированием;
от собственной электростанции.
В случае основного питания и резервирования от сетей энер-
госистемы при напряжении питающих вводов 6 (10) кВ на тер-
ритории КС сооружают понижающую трансформаторную под-
станцию.
Комплектная трансформаторная подстанция (КТП) может
быть выполнена в отдельно стоящем здании, в пристройке
к зданию компрессорной либо на открытом воздухе. На под-
станции устанавливают не менее двух понизительных трансфор-
маторов, которые выбирают таким образом, чтобы была воз-
можна их параллельная работа. Мощность применяемых транс-
форматоров лежит в пределах от 180 до 2500 кВ-А. На стороне
6 (10) кВ применяют одинарную систему шин, секционирован-
ную силовым выключателем. На питающих вводах устанавли-
вают силовые выключатели или только разъединители.
Предусматриваются АВР на стороне напряжения 6 (10) кВ
и на стороне 400 В, где шипы также секционированы при по-
мощи контактора или автоматического выключателя.
Возможны и другие схемные решения.
Рассмотрим вариант схемы (рис. 11.12.) электрических со-
единений подстанции 35/6 (10) и 6 (10)/0,4 кВ, питаемой двумя
линиями от энергосистемы и отдающей часть энергии удален-
ным потребителям при напряжении 6 (10) кВ. Предусмотрено
АВР на стороне 6 (10) кВ и па стороне 400 В.
На газотурбинных КС перерывы в питании электродвигате-
лей вспомогательных механизмов турбоагрегатов при работе
турбин под нагрузкой снижают надежность отдельных узлов
газовой турбины. При прекращении питания электроэнергией
турбина должна быть немедленно разгружена и может быть
оставлена на холостом ходу только на короткое время, необхо-
димое для включения резервного питания.
При питании КС от двух независимых источников линия от
основного источника должна иметь АПВ однократного действия
с выдержкой не более 1 мин, после чего через 4 мин должна
действовать система АВР, включающая резервный источник.
Учитывая возможность перебоев (хотя и кратковременных)
в электроснабжении электродвигателей вспомогательных ме-
ханизмов турбин, па газотурбинных КС предусматриваются ав-
томатические устройства, разгружающие турбины и переводя-
395
щие их в режим холостого хода на время, необходимое для
включения резервного питания.
При питании потребителей собственных нужд КС одной ли-
нией 35 кВ с резервированием собственной электростанцией
последняя берет на себя всю нагрузку при исчезновении напря-
жения в питающей линии. В этом случае сборные шины 35 кВ
и 6 (10) кВ не секционируются. К шинам 6 (10) кВ подключа-
Рис. 11.12. Вариант схемы подстанции 35/6(10) и 6(10)/
/0,4 кВ
ется генератор резервной электростанции (рис. 11.13), который
включается в работу автоматически, принимая нагрузку через
1 мин.
Питание компрессорного цеха осуществляется от двух сек-
ций шин 0,4 кВ.
На электрических станциях для питания КС с газотурбинным
или газомоторным приводом компрессоров, где нет линий от
энергосистемы, устанавливают два-три агрегата (в том числе
один резервный), состоящих каждый из газового двигателя и
синхронного генератора с возбудителем.
Число агрегатов определяют, исходя из того, чтобы номи-
нальная мощность рабочих агрегатов соответствовала 85%
396
среднесуточной нагрузки станции. Общее число установленных
агрегатов принимают равным числу рабочих агрегатов с добав-
лением одного резервного. На КС, построенных до 1965 г., в ос-
новном применяют агрегаты, состоящие из газового двигателя
6ГЧ36/45 номинальной мощностью 405 кВт с частотой враще-
ния 375 об/мин и синхронного генератора МСД-322-6/16,
410 кВт, 6300 или 400/230 В, cos<p = 0,8. Позднее стали приме-
Рис. 11.13. Схема питания с резервированием соб-
ственной электростанцией
пять агрегаты, состоящие из газового двухтактного двигателя
мощностью 1105 кВт с частотой вращения 750 об/мин и син-
хронного трехфазного генератора типа ГСД-1708-8, мощностью
1000 кВт на напряжение 6,3 кВ или 0,4 кВ. Эти генераторы
снабжаются машинными возбудителями. Выбор напряжения
генератора — 400/230 или 6300 В— определяется расположе-
нием потребителей электроэнергии относительно площадки КС,
на которой размещена электростанция. В тех случаях, когда
потребители находятся па значительном удалении от КС, це-
лесообразно принять генераторное напряжение равным 6300 В
и питать удаленных потребителей при этом напряжении с
397
установкой понизительных подстанций 6000/400—230 В у потре-
бителей. Если основные потребители расположены сравнительно
недалеко от КС и могут быть обеспечены питанием электро-
энергией на напряжении 400/230 В при приемлемых потерях
в сетях, то генераторное напряжение принимается равным 400/
230 В.
К потребителям, удаленным от электростанции, электроэнер-
гия подается по линиям напряжением 6 или 10 кВ, для чего
вблизи электростанции
сооружают повышающую
подстанцию (рис. 11.14).
Существуют также пе-
редвижные и стационар-
ные автоматизированные
электростанции с ди-
зельными или газовыми
двигателями. Передвиж-
ной автоматизированной
установкой является
газотурбинная станция
ПАЭС-2500-Т/6Д на
2500 кВт 6.3 или 10 кВ,
двигатель которой может
работать на газе и на ке-
росине. Станция смонти-
рована в двух прицепах-
фургонах. Она снабжена
системой автоматического
пуска с приемом нагруз-
ки за время до 5 мин и
может после этого непре-
рывно работать без об-
служивания в течение
250 ч. Автоматизированной стационарной электростанцией яв-
ляется, например, станция АСДА, которая может быть изготов-
лена для работы на дизельном топливе или ла природном газе.
Агрегаты этих станций имеют мощность 1000 кВт для на-
пряжений 0,4; 6,3; 10,5 кВ; 1600 и 2000 кВт — для напряжения
10,5 кВ. Запуск прогретого агрегата с приемом полной нагрузки
осуществляется за время до 1 мин с последующей работой
на автоматическом управлении в течение 250 ч. Имеются ма-
ломощные автоматизированные передвижные электростанции
серии ДГА с двигателями внутреннего сгорания, работающими
на жидком топливе па напряжение 0,4 кВ, мощностью 100, 200,
400 кВт с временем запуска и приема нагрузки до 35 с. Эти
электростанции целесообразно использовать как резервные ис-
точники для питания аварийного освещения, устройств связи,
при пуско-наладочных работах на трассе газопровода и т. п.
398
§ 71. Общие характеристики насосных станций
магистральных трубопроводов (нефтепроводов)
Магистральные нефтепроводы предназначены для тран-
спорта нефти из района ее добычи па морские, речные, желез-
нодорожные пункты налива, на нефтеперерабатывающие за-
воды, а магистральные продуктопроводы—для транспорта
нефтепродуктов из района их производства до наливных стан-
ций или нефтебаз, расположенных в местах потребления.
Магистральные псфте- и продуктопроводы имеют насосные
перекачивающие станции (НПС) — головные и промежуточ-
ны е^
Головные станции располагаются в начале трубопровода и
служат для перекачки нефти или нефтепродуктов из емкости
в магистральный трубопровод. Промежуточные станции пред-
назначены для повышения давления перекачиваемых продук-
тов в магистральном трубопроводе.
В состав сооружений головной НПС всегда входят резер-
вуарный парк и подпорная насосная станция, совмещенная с ос-
новной насосной или расположенная в отдельном здании. Под-
порная насосная служит для подачи жидкости па вход основ-
ных насосов, так как при откачке из безнапорных резервуаров
основные насосы не в состоянии вести откачку без предвари-
тельного создания давления жидкости на их входе. На многих
трубопроводах, находящихся в эксплуатации, промежуточные
насосные станции также имеют емкости для нефти или нефте-
продуктов и ведут откачку из этих емкостей.
Промежуточные перекачивающие станции имеют так же, как
и головные, подпорные насосы.
На всех новых и строящихся трубопроводах промежуточные
резервуары не предусматриваются и перекачка жидкости ве-
дется по системе «из насоса в насос». При работе по системе
«из насоса в насос» в установке подпорных насосов на проме-
жуточных станциях нет необходимости.
Кроме рассматриваемых здесь перекачивающих насосных
станций, па магистральных трубопроводах существуют налив-
ные насосные, располагаемые при резервуарных парках налив-
ных станций.
На НПС. (рис. 11.15) центробежные насосы подачей от 360
до 10 000 м3/ч, с напором 210—260 м используются как основные
и насосы с подачей 360—5000 м3/ч с напором 28—90 м — как
подпорные.
На головных станциях часто устанавливают четыре насоса,
из которых один резервный. Насосы включают последовательно,
например на станции с четырьмя насосами, по два-три, чем обес-
печивается необходимое давление на выходе станции. Мощ-
ность, необходимая для приведения в действие насоса с подачей
10 000 м3/ч, составляет от 6300 до 8000 кВт.
39»
.-’псссчао
Рис. 11.15. Состав установок и технологическая схема нефтеперекачивающей насосной станции
На головных станциях устанавливают два (иногда три) под-
порных насоса, из которых один резервный. Подпорный насос
должен обеспечивать подачу, равную подаче главного насоса,
и создавать необходимое давление перед главным насосом (на-
пример, 0,28—0,9 МПа). На ранее построенных промежуточных
НПС с промежуточными емкостями установлены один-два под-
порных насоса, без резерва. Мощность, необходимая для работы
этих насосов, составляет 320 -800 кВт.
Для привода центробежных насосов перекачивающих насос-
ных станций магистральных трубопроводов в настоящее время
применяют электродвигатели.
Рис. 11.16. Упрощенная схема технологических трубопроводов головной на-
сосной станции
Технологическое оборудование насосных станций, кроме соб-
ственно насосных агрегатов, имеет систему трубопроводов пе-
рекачиваемой жидкости, масляную систему, системы вентиля-
ции электродвигателей, систему охлаждения масла, систему
смазки уплотнений и сбора утечек перекачиваемой жидкости и
др. Пуск и остановка двигателей привода насосов связаны с по-
ложением задвижек технологических коммуникаций.
Рассмотрим упрощенную схему (рис. 11.16) технологиче-
ских трубопроводов головной насосной нефтеперекачивающей
станции с четырьмя главными и двумя подпорными насосами.
Подпорные насосы / забирают нефть из резервуара 10 через
фильтр 11 и подают ее на вход главных насосов 2. При помощи
задвижек с электроприводом 3 и 4 можно обеспечить работу
одного, двух, трех последовательно включенных главных насо-
сов. Обратные клапаны 6 предотвращают перетекание нефти
из напорного трубопровода в подводящий на участке каждого
насоса. Если в месте выхода вала из насоса применяется тор-
401
новое уплотнение корпуса насоса, смазка уплотнений осуществ-
ляется очищенной нефтью, подаваемой по системе трубопрово-
дов (па рис. 11.16 не показана). Нефть, просачивающаяся через
уплотнения, по трубопроводам утечек 5 отводится в сборный
приямок 7, откуда попадает в резервуары — сборники утечек 8
и далее насосом 9 перекачивается в подводящий трубопровод.
Смазка подшипников главных н подпорных насосов и при-
водного электродвигателя осуществляется по циркуляционной
системе под давлением. Забираемое из масляного бака, масло
прокачивается электрифицированными шестеренчатыми насо-
сами через фильтр и охладитель и далее поступает в подшип-
ники, откуда самотеком проходит в масляный бак. Масло мо-
жет охлаждаться водой или нефтью.
Кроме основного технологического оборудования насосных
станций, работа которого требует подвода электрической энер-
гии, существуют другие ее потребители: вспомогательные уст-
ройства самой насосной (вентиляция, освещение, котельная,
механические мастерские и др.), водяные насосные производ-
ственного и питьевого водопроводов, насосы пожаротушения,
потребители резервуарного парка и устройств налива (если та-
ковые имеются), коммунальные нужды жилого поселка и др.
Мощность, необходимая для питания всех потребителей голов-
ной насосной станции, достигает 40 МВт и более.
§ 72. Электрический привод главных и подпорных насосов
При нормальных условиях эксплуатации в машинных залах
насосных для перекачки нефти и нефтепродуктов пе содержатся
пары перекачиваемых жидкостей. Однако в аварийных ситуа-
циях или при возникновении неисправностей могут появиться
пары нефти или нефтепродуктов. При этом помещение стано-
вится взрывоопасным. Обычно машинные залы перекачиваю-
щих насосных относятся к помещениям класса В-Ia, и устанав-
ливаемое здесь электрооборудование должно быть во взрыво-
защищенном исполнении.
Главные электродвигатели привода основных и подпорных
насосов применяются как во взрывозащищенном, так и в нор-
мальном исполнении. В первом случае их устанавливают в од-
ном помещении с насосами, во втором — в помещении, отдален-
ном от помещения насосов перегородкой. В последнее время от-
дается предпочтение двигателям нормального исполнения. При
их установке уменьшаются объем и площадь взрывоопасного
помещения, улучшаются условия пожарной безопасности. Од-
нако при ремонте двигателей, связанном с необходимостью
пайки и сварки, в случае установки двигателей в общем поме-
щении с насосами приходится отключать остальные агрегаты
для предотвращения опасности взрыва, что вызывает остановку
всей насосной станции.
462
Установка двигателей в отдельном помещении позволяет
ремонтировать двигатель непосредственно на месте без отклю-
чения остальных агрегатов.
Для привода главных насосов на станциях, построенных
до 1970 г., применены синхронные и короткозамкнутые асин-
хронные двигатели на 3000 синхронных об/мин. В последнее
время стали шире применять синхронные двигатели.
Для установки вне помещения насосов применяются синхрон-
ные двигатели без взрывозащиты марки СТД (см. табл. 11.1).
Для установки в одном помещении с насосами применяют взры-
возащищенные двигатели марки СТДП, выпускаемые, как и
двигатели СТД, для мощностей от 630 до 12 500 кВт на напря-
жения 6—10 кВ с частотой вращения 3000 об/мин. Наиболее
распространены в приводе насосов двигатели мощностью от
4000 до 8000 кВт (табл. 11.2).
Двигатели серии СТДП выполняют с одним свободным кон-
цом вала, с двумя стояковыми подшипниками скользящего тре-
ния, с принудительной смазкой под давлением от масляной
системы насоса.
Взрывозащита обеспечивается продуванием воздуха под
избыточным давлением. Воздух, охлаждающий двигатель и
циркулирующий по замкнутому контуру, охлаждается, в свою
очередь, водяными охладителями, установленными вдоль оси
статора. Наружные щиты двигателя и возбудителя уплотнены
изоляционным материалом, исключающим протекание подшип-
никовых токов и возникновение фрикционного искрения. Воз-
буждение двигателей осуществляется от бесщеточного возбуди-
тельного устройства серии БВУП.
Таблица 11.2
Основные технические данные электродвигателей марки СТДП
Двигатель Номинальная мощность. кВт Номинальное напряжение статора, В КПД
СТДП-4000-2 4000 6000 0,972
10 000 0,969
СТДП-5000-2 5000 6000 0,973
10 000 0,972
СТДП-6300-2 6300 6000 0,974
10 000 0,974
СТДП-8000-2 8000 6000 0,976
10 000 0,976
Примечание,
жающий).
Частота вращения вала двигателей 3000 об/мин cos ф = 0,9 (опере-
403
Для привода главных насосов НПС, выпущенных до 1970 г.,
применяют асинхронные двигатели: серии АТД в нормальном
исполнении и во взрывозащищенном (продуваемом под избы-
точным давлением). В частности, двигатель в нормальном ис-
полнении мощностью 4000 кВт характеризуется номинальным
напряжением статора 6000 В, частотой вращения 2985 об/мин:
КПД = 0,962; cos <р = 0,91.
Мпуск . Q у-. ^пуск - - 5 5’ 44niax . 2 g
/И и / н м н
Этот двигатель имеет замкнутый никл вентиляции с распо-
ложением водяных охладителей воздуха в яме фундамента.
Для привода подпорных насосов применяют синхронные и
асинхронные электродвигатели мощностью до 1600 кВт с син-
хронной частотой вращения 1000—1500 об/мин. Например, для
подпорных насосов подачей 2500 м3/ч применяют синхронные
двигатели ДС-118/44-6 мощностью по 800 кВт и частотой вра-
щения 1000 об/мин.
Все сказанное об исполнении и установке двигателей при-
вода главных насосов относится и к двигателям подпорных на-
сосов, так как они отличаются от первых только по мощности
и частоте вращения.
Для мощных синхронных двигателей привода насосов пре-
дусматривают обычно следующие виды электрических релейных
защит: токовую отсечку без выдержки времени, срабатываю-
щую при коротких замыканиях; максимальную токовую от пе-
регрузок; дифференциальную токовую от внутренних повреж-
дений; защиту от минимального напряжения с выдержкой вре-
мени 5—10 с от снижения напряжения до уровня ниже 0,6
от номинального; токовую от однофазных замыканий на землю
при силе тока замыкания на землю, превышающей 10 А; защиту
от асинхронного режима, совмещаемую обычно с защитой от
перегрузок.
Кроме того, в последнее время предусматриваются система
автоматической частотной разгрузки питающей подстанции
(АЧР). отключающая 50% двигателей при снижении частоты
ниже 49 Гц, и защита двигателей от минимальной частоты. За-
щита от минимальной частоты срабатывает с большей выдерж-
кой времени, чем система АЧР, и отключает все синхронные
двигатели.
Схемы управления и защиты синхронных двигателей марок
СТД и СТДП для привода насосов в основном не отличается
от описанной в § 67 для привода центробежных нагнетателей
компрессорных станций (см. рис. 11.7). Здесь дополнительно
рассматриваются принцип действия реле понижения частоты и
схема АЧР.
Действие реле понижения частоты (рис. 11.17, а) основано
на индукционном принципе. В реле имеются два контура — LC
404
и RL, включаемые параллельно на напряжение сети Uc, частота
которого контролируется. Контур LC содержит индуктивность
обмотки /, расположенной на ярме магнитопровода 3 реле, и
последовательно включенную с ней емкость С. Ток этого кон-
тура создает магнитный поток Ф\. Контур RL образуется ин-
дуктивностью обмотки 2, расположенной на полюсах 4 реле, и
последовательно включенным с ней активным сопротивлением
R. Ток контура RL создает магнитный поток Ф2. сдвинутый
во времени и пространстве относительно потока Ф(. Сдвиг
во времени определяется тем, что ток в контуре LC отстает
от напряжения IJC на угол фЬ а ток в контуре RL—на угол ф2.
Рис. 11.17. Схема устройства реле ИВЧ-.З (а) и схема ЛЧР (б)
Ротор 5 реле, выполненный в виде алюминиевого стакан-
чика, укрепленного на оси, располагается в воздушном зазоре
между полюсами реле и цилиндрическим сердечником, набран-
ным, как и магнитопровод реле, из пластин электротехнической
стали. На ротор действуют вращающий момент, пропорцио-
нальный sin (<р2 — Ф1), и противодействующий момент пру-
жины. При частоте напряжения Uc, превышающей частоту ус-
тавки, в реле создается тормозной момент, так как sin (ф2—
—Ф1) <0.
При понижении частоты индуктивное сопротивление обмоток
реле уменьшается, а сопротивление емкости возрастает. Угол
Ф1 уменьшается быстрее, чем угол ф2, и становится меньше
последнего. При этом момент на роторе реле становится поло-
жительным, направленным в сторону срабатывания реле. При
некоторой частоте этот момент становится больше противодей-
ствующего момента пружины, что приводит к замыканию кон-
такта 6 реле.
405
Номинальное напряжение реле 100 В, номинальная частота
50 Гц, пределы регулирования уставки на частоту срабатывания
49—45 Гц. Реле снабжено одним замыкающим контактом.
Принцип работы системы АЧР поясняется схемой
(рис. 11.17, б). При понижении частоты до 48—49 Гц срабаты-
вает реле частоты, через контакт которого подается напряжение
на шинку ШАЧР. При этом срабатывает реле РП. Контакт по-
следнего замыкает цепь электромагнитного отключения ЭО
привода выключателя ЛВ, отключая последний. По возвраще-
нии реле РП в исходное положение возбуждается контактор
Рис. 11.18. Схема защиты синхронных двигателей от понижения частоты
и групповой форсировки возбуждения
КТ В, получает питание электромагнит включения ЭВ привода
выключателя Л В — и последний включается.
Таким образом, отключается линия при снижении частоты
и автоматически повторно включается после восстановления
нормальной частоты.
На рис. 11.18 показана схема защиты синхронных двигателей
от понижения частоты и групповой форсировки возбуждения.
Защита от понижения частоты осуществляется с помощью реле,
которое при снижении частоты до 48—49 Гц своим замыкаю-
щим контактом включает обмотку реле времени РВ1. Через
установленное время замыкаются контакты РВ1, в результате
чего возбуждается реле PII1, контакт которого замыкает цепь
электромагнита отключения ЭО выключателя ЛВ двигателя на-
соса. Групповая форсировка приводится в действие при замы-
кании контакта реле напряжения РФ, чем возбуждаются об-
мотка реле времени РВФ и обмотка промежуточного релеРПФ.
Контакты последнего воздействуют на контакторы форсировки,
установленные в цепях возбуждения двигателей. Реле РФ сра-
батывает при снижении напряжения на 15—20%, контакт реле
времени РВФ по истечении некоторого времени замыкается и
406
шунтирует обмотку реле РПФ, чем достигается прекращение
форсировки при длительных снижениях напряжения.
Мощные асинхронные двигатели снабжают защитами: токо-
вой отсечки без выдержки времени, срабатывающей при корот-
ких замыканиях; максимальной токовой от перегрузок; токовой
от однофазных замыканий на землю при силе тока .замыкания
на землю, превышающей 10 А; минимального напряжения
от снижения напряжения до уровня ниже 0,6 номинального;
дифференциальной токовой от внутренних повреждений.
Кроме электрических защит приводного электродвигателя
главного насоса, вызывающих отключение двигателя и оста-
новку насосного агрегата, предусматривается аварийная оста-
новка при следующих неисправностях и нарушениях нормаль-
ного режима работы технологического оборудования;
повышении температуры подшипников насоса, электродви-
гателя, уплотнений насоса (от сигнализаторов температуры);
уменьшении давления в системах подачи смазки и уплотни-
тельной жидкости (от электрокоптактпых манометров, установ-
ленных па входе в агрегат, отключающих его с выдержкой вре-
мени, предотвращающей «ложные» отключения при автомати-
ческом включении резервных насосов в системе смазки или по-
дачи уплотнительной жидкости);
нарушении герметичности уплотнения вала насоса (от сиг-
нализатора расхода, устанавливаемого на трубопроводе отвода
утечек, срабатывающего при резком увеличении расхода);
резком ухудшении или прекращении действия системы воз-
душного охлаждения электродвигателя (от сигнализаторов дав-
ления, установленных в воздуховоде, и сигнализатора темпера-
туры, установленного на выходе воздуха из двигателя);
снижении давления всасывания на насосе до минимально
допустимого значения, при котором возникает кавитация
(от электроконтактного манометра, установленного на всасыва-
ющем патрубке насоса, отключающего агрегат с выдержкой
времени, исключающей работу схемы при кратковременных
снижениях давления, являющихся нормальными) и при недо-
пустимом росте давления па выходе насоса (от манометра, ус-
тановленного на нагнетательном патрубке);
появлении недопустимых по амплитуде и частоте вибра-
ций агрегата (от датчика и сигнализаторов, отключающих
агрегат с выдержкой времени, исключающей ложные выклю-
чения при раскручивании агрегата).
Электродвигатели подпорных насосов, обладающие значи-
тельно меньшей мощностью, чем двигатели основных насо-
сов, могут иметь несколько упрощенные схемы электрической
зашиты. В частности, могут отсутствовать схемы защиты от
понижения частоты, дифференциальной защиты от внут-
ренних повреждений и др. Если у подпорных насосов отсут-
ствуют установки централизованной циркуляционной смазки.
407
подачи уплотнительной жидкости, воздушного охлаждения
двигателей, что часто встречается, то исключаются и соответ-
ствующие элементы технологических защит. Отсутствуют за-
щиты, действующие по параметрам давления перекачиваемой
жидкости.
На современных нефтеперекачивающих насосных станциях
управление основными («магистральными») насосными агре-
гатами осуществляется по следующим схемам;
пуск и остановка в автоматическом режиме по заданной
программе при закрытой напорной задвижке при получении
команды с местного диспетчерского пункта (МДП) или район-
ного диспетчерского пункта (РДП);
раздельное дистанционное управление отдельными элемен-
тами агрегата с МДП;
управление отдельными элементами агрегата вручную не-
посредственно на месте их установки.
При программном управлении может быть предусмотрено
автоматическое включение резервного агрегата, замещающего
отключенный защитой или невключающийся основной агрегат.
При подключении к магистрали насосной станции, если она
автоматизирована, автоматически устанавливается постоянная
циркуляция масла и уплотнительной жидкости через все агре-
гаты.
Вентили трубопроводов утечки и вспомогательных трубо-
проводов открыты. В этих условиях при получении командного
импульса на включение двигателя пуск насоса осуществляется
в такой последовательности:
включается двигатель вентилятора обдува основного элек-
тродвигателя (продувка чистым воздухом), в корпусе кото-
рого создается избыточное давление;
при установлении определенного давления в корпусе, ос-
новного электродвигателя смонтированные здесь же сигнали-
заторы давления при нормальном давлении в системах смазки
и уплотнительной жидкости воздействуют па цепи управления
электрифицированной задвижкой па всасывании агрегата
(см. рис. 11. 16, 4), открывая ее;
после открытия задвижки 4 конечный выключатель ее за-
мыкает цепь включения главного электродвигателя насоса, со-
держащую контакт манометра, позволяющий осуществить пуск
при определенном давлении на всасывании;
одновременно с пуском главного электродвигателя пода-
ется команда на открытие напорной задвижки 3 (см.
рис. 11.16), которая, открываясь, своим конечным выключа-
телем вводит в действие, исполнительную сигнализацию.
На неавтоматизированных или частично автоматизирован-
ных насосных операции но пуску и нормальной остановке
могут осуществляться из МДП последовательным воздей-
ствием на ключи управления элементами насосного агрегата.
408
§ 73. Вспомогательное электрооборудование
нефтеперекачивающих насосных станций
Как и для вспомогательного электрооборудования КС ма-
гистральных газопроводов (см. § 68), для привода вспомога-
тельных установок НПС и общестанционных устройств при-
меняют короткозамкнутые асинхронные продуваемые двига-
тели серий А, А2, АО2, АОЛ, а также взрывонепроницаемые —
все на напряжение 380/220 В. Назначение и технические дан-
ные основных элементов вспомогательного электрооборудова-
ния характеризуются следующим.
На головных и промежуточных насосных устанавливают:
1) для привода центробежного насоса системы охлаждения
основных электродвигателей два асинхронных двигателя А2
по 17 кВт;
2) для привода шестеренчатого насоса с подачей 18 м3/ч —
два двигателя ВАО по 5,5 кВт;
3) для шестеренчатого насоса маслосистемы с подачей
3,3 м3/ч—двигатель А 1,7 кВт;
4) для погружного насоса с подачей 50 м3/ч откачки уте-
чек нефти из резервуара — два вертикальных взрывозащи-
щенных двигателя по 15 кВт;
5) для привода воздушных компрессоров производитель-
ностью 0,6 м3/мин — два двигателя мощностью по 4,5 кВт;
6) для привода восемь задвижек—восемь взрывозащи-
щенных электродвигателей мощностью по 7 кВт (па головных
насосных);
7) в камере регуляторов — шесть взрывозащищенных элек-
тродвигателей для привода задвижек по 7 кВт;
8) для привода задвижки на линии разгрузки нефти у на-
сосов — взрывозащищенный двигатель мощностью 1 кВт;
9) для вентиляторов вытяжной вентиляции вспомогатель-
ных помещений — два двигателя по 10 кВт, для приточной
вентиляции — два двигателя по 10 кВт;
10) для создания подпора давления воздуха в машинном
зале основных электродвигателей—два двигателя привода
вентилятора по 2,2 кВт.
Один из двух двигателей, указанных в и. 1, 2, 4, 5, 9, 10,—
резервный.
Кроме того, некоторые электрифицированные установки на
головных насосных станциях предназначены для обслужива-
ния резервуарного парка. Имеются потребители, не связанные
непосредственно с обеспечением работы основных насосных
агрегатов (механические мастерские, гаражи, бытовое водо-
снабжение, жилой поселок и др.).
Ответственные потребители (двигатели приточных, вытяж-
ных и подпорных вентиляторов, компрессоров, масло- и водо-
насосов, погружных насосов откачки утечек), питаемые при
409
напряжении 380 В, имеют самозапуск при появлении напря-
жения сразу же за его кратковременным исчезновением.
§ 74. Устройства электроснабжения насосных
перекачивающих станций, блочные подстанции
Мощность, необходимая для питания потребителей совре-
менных головных НПС магистральных трубопроводов, дости-
гает 40—60 МВт.
Промежуточные станции имеют меньшую установленную
мощность потребителей электроэнергии. На этих станциях от-
сутствуют подпорная насосная, ремонтно-эксплуатационный
блок, резервуарный парк, меньше число электрозадвижек.
Питание потребителей НПС обычно обеспечивается спе-
циальной понизительной подстанцией, сооружаемой вблизи
насосной станции и получающей электроэнергию от энергоси-
стемы при напряжении ПО, 220 кВт или реже 35 кВ. Воз-
можно питание насосных при напряжении 6—10 кВ, если на-
сосные расположены в непосредственной близости от район-
ных подстанций энергосистемы.
Основные положения, касающиеся схем питания понизи-
тельных подстанций компрессорных станций (см. § 70),
в принципе относятся и к подстанциям насосных станций
магистральных трубопроводов с учетом того, что мощность
последних меньше. Система внешнего электроснабжения
имеет линии электропередачи 35, 110 или 220 кВ, силовые
трансформаторы па 35, НО, 220/6(10) кВ и открытое распре-
делительное устройство па 35—220 кВ. На территории пло-
щадки НПС электроэнергия от главной понизительной под-
станции (ГПП) распределяется при напряжении 6 (10) кВ.
К внутриплощадочным закрытым распределительным устрой-
ствам 6(10) кВ от ГПП подводятся кабели или токопроводы
по радиальной схеме. Напряжение 6 кВ применено на ранее
построенных НПС и допускается применять на реконструируе-
мых. Па вновь строящихся НПС следует применять напря-
жение 10 кВ. При размещении на общей площадке несколь-
ких НПС разных нефтепроводов для НПС каждого нефте-
провода следует предусматривать отдельное распределитель-
ное устройство на 6(10) кВ.
Головные НПС, относящиеся по требующейся надежности
питания к потребителям 1-й категории, питаются по двум ли-
ниям передачи 35—220 кВ от двух независимых источников
питания, причем провода этих линий подвешиваются на от-
дельных опорах.
Электроснабжение промежуточных НПС допускается осу-
ществлять от одного источника при помощи двух линий пере-
дачи, выполненных на отдельных опорах.
В тех случаях, когда электроснабжение НПС осуществля-
ется от районных подстанций энергосистемы 110/35/10 или
410
110/10 кВ при напряжении 10 кВ, энергия подводится к рас-
пределительным устройствам 10 кВ НПС по линиям большого
сечения. Каждая из этих линий выполняется из 4—6 кабелей
площадью сечения 3X150 или 3X240 мм2 (при использовании
кабелей), что осложняет монтаж и недостаточно надежно из-за
использования значительного числа кабельных муфт. В послед-
ЛЭП И Он В
лол гг.лм
ИЗ но
ШЛИ
РВЗ-10/400
од-ио/боо
шило . г
ид-пи/DUU р/)Нд7 iw/6nn gn3,?. ,1В161!0 ОД-ПО/ПОП
PBC-tntZ^^™^' 11,ПП'П ^РВ^ПОзаз
о
6-/0 н В
Шс
До 8 линии 6 /ПНР, НГМИ-6 10 8/"'wu- s
нз-по
шов
зон-по-п.
прн-in
г у рво-2 о
Тр-ры //и/в-/О/гВ
Л - 25-40м 0ч
ВМИ-ЮИ-ЗОООИ.
пзв-rz /
ШМИ-Е to НТ МИ-5-10
До ft линий 8-10 кВ
~прн-1Ь
2>РВС 20
До влиний О ЮкВ
Рис. 11.19. Типовая принципиальная схема электрических соединений подстан-
ции 110/6(10) кВ
нее время для таких линий длиной до 2 км стали применять
гибкие воздушные токопроводы из алюминиевых проводов
с расщепленными фазами на 6,8 или 10 проводов, закреплен-
ных на металлических или бетонных опорах. Имеются также
специальные кабели — токопроводы на 10 кВ площадью сече-
ния 1500—2000 мм2 длиной до 0,5 км. Наиболее распростра-
ненная подстанция 220(110)/6 (10) кВ — тупиковая.
Принципиальные схемы подстанций для НПС могут быть
такими, как показаны па рис. 11.8 и на рис. 11.9. Разрабо-
таны типовые проекты двухтрансформаторных подстанций
35—110/6(10) кВ для НПС без выключателей на стороне выс-
шего напряжения с трансформаторами мощностью 4—63 МВ-А
411
для применения на всех нефтепроводах (кроме находящихся
в районах Сибири). На стороне высшего напряжения иногда
предусматривают перемычку. Рассмотрим принципиальную
типовую схему электрических соединений одной из подстан-
ций 110/6(10) кВ с двумя трансформаторами мощностью
25—40 МВ-Л с расщепленными обмотками 6(10) кВ (рис.
11.19). Питание подстанции осуществляется двумя ли-
ниями 110 кВ по блочной схеме «линия — трансформатор».
Разъединители в цепи перемычки нормально отключены, и
оба блока «линия — трансформатор» работают раздельно па
стороне 110 кВ. Каждый блок обеспечивает полностью мощ-
ность, необходимую для НПС. Каждый из главных трансфор-
маторов связан с питающей линией 110 кВ через отделитель.
На стороне 6(10) кВ принята одинарная система шин, сек-
ционированная масляным выключателем. Для питания потре-
бителей собственных нужд понизительной подстанции (обдув
трансформаторов, приводы выключателей, отделителей и ко-
роткозамыкателей, выпрямительные блоки питания оператив-
ных цепей защиты и автоматики, освещение', вентиляция РУ
6(10) кВ и др.) устанавливают два трансформатора 6( 10)/0,4—
0,23 кВ. Каждый трансформатор мощностью 63 кВ-А присоеди-
няется отпайкой от цепи 6(10) кВ главного трансформатора.
Защиту трансформаторов выбирают так же, как для соот-
ветствующих трансформаторов на подстанциях компрессор-
ных станций (см. § 70). В частности, трансформаторы мощ-
ностью 25 000 кВ-А имеют дифференциальную токовую за-
щиту, максимальную токовую защиту от коротких замыканий,
токовую защиту от перегрузок с действием на сигнал, газо-
вую защиту, температурную сигнализацию. Дифференциаль-
ная защита и отключающий контакт (вторая ступень) газо-
вого реле при срабатывании включают коротко.замыкатель на
стороне 110 кВ трансформатора, при этом отключается транс-
форматор отделителем на стороне 110 кВ в бестоковую паузу.
Секционные выключатели на стороне 6(10) кВ снабжают
максимальной токовой защитой с выдержкой времени, превы-
шающей на одну ступень выдержку времени защиты на от-
ходящих линиях 6(10) кВ. Предусматривается автоматическое
включение секционного выключателя при отключении одного
из главных трансформаторов и при исчезновении напряжения
на питающей линии 110 кВ, автоматическое включение пере-
мычки на стороне 110 кВ при отключении одной из линий
ПО кВ, а также автоматическое включение резервного транс-
форматора собственных нужд. Схемой предусматривается воз-
можность питания потребителей по восьми линиям 6(10) кВ
от каждой из четырех секций сборных шин 6(10) кВ. Эти ли-
нии питают двигатели главных и подпорных насосов, пожар-
ных насосов, ряд подстанций 6(10)/0,4—0,23 кВ, расположен-
ных на площадке НПС, потребителей вне этой площадки и др.
412
Эти линии оборудуются системой однократного АПВ. Этой
системой также снабжаются вводы 6(10) кВ от трансфор-
маторов.
Обеспечивается стабилизация напряжения на стороне
6(10) кВ с автоматическим регулированием напряжения под
нагрузкой, предусмотренного для трансформаторов 110/6(10)
кВ. В качестве оперативного тока принимается переменный
и постоянный ток. На переменном токе действуют схемы уп-
равления силовых трансформаторов, секционного выключа-
теля, центральной сигнализации. Цепи защиты и управления
отходящих линий 6(10) кВ питаются оперативным током, по-
лучаемым от специальных выпрямительных устройств, акку-
муляторов. Для отключения отделителей 110 кВ вводных и
секционного выключателей 6(10) кВ как источник энергии
иногда используют предварительно заряженные конденсаторы.
Питание потребителей напряжением 380/220 В осуществля-
ется от двухтрансформаторной комплектной трансформаторной
подстанции (КТП) 6(10)/0,4—0,23 кВ с секционированием
сборных шин и АВР с секционными выключателями как на
стороне 6(10) кВ, так и на стороне 0,4— 0,23 кВ. Для пита-
ния особо ответственных потребителей («особой группы»)
в период перерыва электроснабжения от энергосистемы на
время, большее 1 мин, предусматривается дизель-электриче-
ская станция, запускаемая автоматически при исчезновении
напряжения на шинах 6(10) кВ подстанции. Мощность этой
станции 250—500 кВт. К числу потребителей этой группы от-
носятся входная, выходная электрозадвижки и задвижки для
работы нефтепровода при отключившейся насосной станции,
противопожарный пенный насос и его задвижка, освещение
насосной, противопожарная автоматика, системы автоматики
и телемеханики насосной станции. Пожарные и пенные на-
сосы кроме электрического привода снабжаются и дизельным.
Указанная мощность дизельной электростанции определяется
без учета их нагрузок.
В последние годы в проектах предусматривают унифици-
рованные блочно-комплектные насосные станции. При этом
элементы насосной поставляются в виде укрупненных блоков
и на месте строительства требуют минимального объема ра-
бот для ввода в действие. Технологические и другие уста-
новки, в том числе устройства электроснабжения, размеща-
ются на открытом воздухе с применением утепленных индиви-
дуальных укрытий для оборудования, требующего положи-
тельной температуры и защиты от непогоды.
Эти индивидуальные укрытия (блок-боксы) типа кожухов
имеют небольшие размеры. Управление оборудованием мак-
симально автоматизируется.
В частности, для блочно-комплектной станции БКНС-12,5
предусматривается 40 блок-боксов и 26 комплектных соору-
413
жений и установок. В том числе для энергетического обору-
дования: восемь блок-боксов закрытых распределительных
устройств 10 кВ, распределительных щитов и комплектных
трансформаторных подстанций 2x630 кВ-A; два блок-бокса
комплектных трансформаторных подстанций 2x400 кВ-A и
распределительных щитов, десять комплектных установок и
сооружений, два блока дизельной электростанции, один блок
разъединителей и реакторов наружной установки и др.
Основные агрегаты имеют общее укрытие, разделенное пе-
регородкой на два помещения — для электродвигателей и на-
сосов.
Устанавливаются четыре насоса с синхронными двигате-
лями СТД-8000-2 по 8000 кВт на 10 кВ.
Электроснабжение станции БКНС-12,5 осуществляется от
открытой подстанции 110/10 кВ, имеющей схему по типу блок
«линия-трансформатор» с аварийной перемычкой на стороне
НО кВ. Энергия при напряжении 10 кВ от трансформаторов
110/10 кВ подводится к блок-боксам закрытого распредели-
тельного устройства 10 кВ по четырем воздушным токопрово-
дам или кабелями-токопроводами площадью сечения 1500 мм2
на 10 кВ.
§ 75. Регулируемый электропривод центробежных
нагнетателей КС и главных насосов перекачивающих
насосных станций
Режим работы компрессорных станций на магистральных
газопроводах переменный, т. е. изменяются количество пере-
качиваемого газа и давление его на приеме станции. Это
определяется главным образом неравномерностью потребления
газа. Кроме того, значительное влияние на изменение режима
работы КС оказывают поэтапный ввод в эксплуатацию газо-
провода и соответствующее этому постепенное увеличение его
мощности, а также изменение давления газа на приеме нагне-
тателя - вследствие изменения пластового давления и появле-
ния ответвлений к промежуточным потребителям.
Совместная работа центробежного нагнетателя и газопро-
вода соответствует точке пересечения их газодинамических
характеристик. При этом количество газа, транспортируемого
по газопроводу, соответствует производительности нагнетателя
при данном давлении на приеме КС. Для обеспечения нор-
мальной совместной работы нагнетателя и газопровода необхо-
димо изменить характеристику нагнетателя в ту или другую
сторону в зависимости от газопотребления. Это может быть
осуществлено дросселированием (регулированием задвижкой)
при работе нескольких последовательно включенных нагнета-
телей с постоянной частотой вращения вала, отключением
последовательно или параллельно включенных нагнетателей,
регулированием частоты вращения вала нагнетателей.
414
Система регулирования должна предусматривать регули-
рование как по графику потребления газа в течение года, так
и в динамических режимах при текущих изменениях нагрузки
газопровода.
На основании исследований, проведенных проектно-иссле-
довательскими организациями, допущены следующие выводы.
Регулирование дросселированием при постоянной частоте
вращения вала связано со значительными потерями энергии и
должно быть признано неэкономичным. Ступенчатое регули-
рование за счет изменения числа работающих нагнетателей не
может обеспечить в общем случае их нормальной работы при
переменном режиме работы газопровода. Этот способ регулиро-
вания, сочетаясь с плавным регулированием, позволяет со-
кратить необходимый диапазон регулирования. Меньший рас-
ход электроэнергии достигается изменением производитель-
ности нагнетателя за счет изменения частоты вращения вала
приводного электродвигателя, достигаемого применением из-
вестных методов, оптимальных в отношении потерь энергии.
Вообще технико-экономическая целесообразность регулиро-
вания производительности центробежных нагнетателей изме-
нением частоты вращения вала определяется режимом газо-
провода, числом и мощностью нагнетателей и должна прове-
ряться для каждого конкретного случая. В основном такое
регулирование экономически оправдывается.
Необходимый диапазон регулирования частоты вращения
вала приводного электродвигателя при изменении производи-
тельности центробежного нагнетателя составляет 1—0,7 но-
минальной частоты вращения, т. е. привод для центробежных
нагнетателей должен обеспечивать ее регулирование па 30%
ниже номинальной.
В процессе перекачки нефти и нефтепродуктов условия
работы трубопроводов изменяются, вследствие чего меняются
давления на приеме и нагнетании перекачивающих насосных
станций.
Если промежуточные насосные станции имеют промежуточ-
ные емкости, то расход и давление на каждом участке трубо-
провода определяются только работой насосной станции, рас-
положенной в начале участка. Если трубопровод работает
в режиме «из насоса в насос», то при остановке какой-либо
промежуточной насосной станции возрастает давление на вса-
сывании и нагнетании на предыдущих станциях и снижается
на последующих. Соответственно, при вводе в работу такой
станции повышается давление нагнетания на этой станции и
последующих и понижается давление на всасывании этой стан-
ции и всех предыдущих.
При установленном постоянном режиме работы насосных
станций в ходе последовательной перекачки нефтей или неф-
тепродуктов, имеющих различные плотности или вязкости, ме-
415
няются расход и давление по всему трубопроводу. Изменения
происходят по мере засорения трубопровода, а также при
образовании в нем воздушных мешков. Например, при после-
довательной перекачке нефтепродуктов с сильно отличающи-
мися плотностью и вязкостью изменения давления на Гранине
раздела жидкостей, когда она находится в середине трубо-
провода, достигают 1,5 МПа, а при перекачке нефтей эти
изменения доходят до 0,5—0,8 МПа.
Поэтому необходимо регулирование, обеспечивающее из-
менение давления на приеме и нагнетании, а также подача
насосной станции в соответствии с режимом работы трубо-
проводов. Методы регулирования определяются в каждом
конкретном случае в зависимости от назначения трубопровода
и режима его работы. Иногда целесообразно вести ступенча-
тое регулирование изменением числа работающих насосных
агрегатов. Если насосы имеют разнос число рабочих колее,
то регулирование системы осуществляется главным образом
за счет планового изменения заданной подачи при перекачке
или изменения режима в связи с аварийным отключением на-
сосных или отдельных агрегатов.
Во многих случаях требуется плавное регулирование дав-
ления и подачи насосов. На рассматриваемых насосных
с центробежными насосами это достигается дросселированием
потока, а также может быть обеспечено применением регули-
руемого привода насосов.
Мощность, потребляемая насосом при регулировании дрос-
селированием, больше, чем при регулировании за счет изме-
нения частоты вращения. Однако часто время работы агре-
гата в режиме регулирования невелико (нс превышает 10%
от общего времени работы), а регулируемый электропривод
требует значительного усложнения электрооборудования. По
этой причине в трубопроводном транспорте СССР распростра-
нено регулирование дросселированием потока жидкости в на-
гнетательном трубопроводе.
При регулировании за счет изменения частоты вращения
рабочих колес насосов привод должен быть рассчитан на ее
снижении относительно номинальной ориентировочно на 30—
40%. Диапазон регулирования должен быть определен в зави-
симости от конкретных условий эксплуатации трубопровода.
Как мощности приводных двигателей, так и диапазоны плав-
ного регулирования частоты вращения у приводов центробеж-
ных нагнетателей КС и мощных насосных агрегатов перекачи-
вающих насосных близки друг к другу.
При применении асинхронных двигателей регулирование ча-
стоты вращения вала с мощностью двигателей несколько тысяч
киловатт целесообразно осуществлять с возвратом энергии
скольжения в питающую сеть либо частотными методами.
В первом случае целесообразно применять каскадные схемы
416
(см. § 18), во втором — питание статора от преобразователя
частоты либо питание статора от сети при частоте 50 Гц и вве-
дении в цепь ротора источника энергии переменной частоты
(машина двойного питания).
Так как синхронные двигатели имеют преимущественное
распространение для привода центробежных нагнетателей КС
а
- 50 Гц
Огл питаю-
щей. сети
переменно-
го тона
$ 50 Гц
К статору
синхронного
двигателя
Рис. 11.20. Тиристорный преобразователь частоты:
а — блок-схема преобразователя; б — принципиальная схема преобразователя ТПЧР-
4500/6: / — шкаф выпрямителя; 2 — шкаф инвертора; 3 — шкаф управления; 4—дрос-
сели; 5 — устройство охлаждения вентилей
и главных насосов ППС (во вновь сооружаемых станциях при-
меняются н будут применяться только синхронные двигатели),
то наибольшее практическое значение приобретает регулирова-
ние частоты вращения таких машин.
Исследования, проведенные па кафедре электрооборудова-
ния и электрических машин МИНХ и Г11, показали целесооб-
разность регулирования частоты вращения синхронных двига-
телей за счет изменения частоты питающего напряжения с по-
мощью статического полупроводникового преобразователя час-
тоты с промежуточным звеном постоянного тока (рис. 11.20, а).
14 Заказ № 2719
417
В зависимом инверторе переключение вентилей обеспечива-
ется э.д.с. приводного синхронного двигателя, вследствие чего
отпадает необходимость в установке громоздких конденсаторов,
которые необходимы при применении автономного инвертора.
По блок-схеме (см. рис. 11.20, а) был запроектирован, изго-
товлен и прошел промышленные испытания преобразователь
частоты СПЧР-4500/6, предназначенный для питания синхрон-
ного двигателя мощностью 4500 кВт, 6000 В (рис. 11.20,6).
Этот преобразователь позволяет изменять частоту на выходе
в пределах 5—55 Гц, что соответствует диапазону изменения
частоты вращения вала двигателя от 150 до 1650 об/мин при
номинальной частоте вращения 1500 об/мин. Номинальные на-
пряжения па входе и выходе преобразователя — 6 кВ.
С изменением частоты выходного напряжения f2 меняется и
его величина U2, так что — cos ср = const.
ft
Изменения значений U2 и f2 осуществляются изменением
входного постоянного напряжения инвертора — выходного на-
пряжения управляемого выпрямителя.
Преобразователь смонтирован в трех шкафах: выпрямителя
и инвертора (размерами 2200x1870x3000 мм) и системы уп-
равления (размером 820X720X2200 мм).
Глава 12
Электрооборудование механизмов
для сооружения магистральных трубопроводов
§ 76. Общие положения
Строительство трубопроводов осуществляется в различных
климатических зонах нашей страны — от пустынь Средней Азии
и до районов Крайнего Севера. Поэтому к оборудованию и ма-
шинам для строительства трубопроводов, в том числе и к элек-
трооборудованию, в целях повышения его надежности и дол-
говечности предъявляются повышенные технические требования.
Машины для строительства трубопроводов приводятся в дви-
жение двигателями внутреннего сгорания через механические
трансмиссии или электродвигателями. Выбор типа двигателя
зависит от условий работы и характера нагрузки машины. При-
менение электропривода в машинах для строительства трубо-
проводов. обусловлено его известными преимуществами: воз-
можностью упрощения и исключения механических трансмис-
сий путем замены группового привода индивидуальным;
возможностью подключения механизмов к действующим элек-
тросетям; высоким КПД (до 90%); надежностью и долговеч-
ностью; надежной автоматической защитой машин от пере-
грузки и токов короткого замыкания; удобством дистанцион-
ного кнопочного управления с автоматическими выключениями
или переключениями при достижении рабочим органом край-
них положений; простотой и удобством управления и регулиро-
вания; уменьшением габаритных размеров и снижением массы
машин с повышением надежности и производительности; улуч-
шением условий и гигиены труда применением электрического
обогрева, вентиляции, снижением уровня шумов и вибрации.
Недостатками электропривода, особенно для дизель-элект-
рических машин, являются относительно высокая стоимость
электрооборудования и сложность технического ухода.
Электрифицированные машины, применяемые на строитель-
ных трассах, разделяются на следующие основные группы.
1. Самоходные и передвижные дизель-электрические или
электрические (траншейные экскаваторы, передвижные элект-
ростанции, трубоочистпые и трубоизоляционные машины, би-
тумные котлы и пр.).
2. Разборные дизель-электрические или электрические ма-
шины, работающие в полевых условиях и подвергаемые перио-
дическим перебазировкам (земснаряды, трубосварочные линии,
трубогибочные машины и др.).
14* 419
3. Электрифицированные установки, работающие сезонно
во временных производственных помещениях или под навесом.
4. Электросварочные агрегаты и различные походные лабо-
ратории, бурильные машины и мастерские, снабжаемые дизель-
генераторами переменного тока малой мощности.
Большинство работающих машин оснащено асинхронными
двигателями с короткозамкнутым ротором напряжением 220/
380 В. Исполнение этих двигателей, а также синхронных гене-
раторов различных дизель-электростапций — защищенное или
закрытое обдуваемое.
Для работы в условиях отдаленных от материально-техни-
ческих и ремонтных баз электроаппаратура управления должна
обладать повышенной износоустойчивостью. Схемы же. релейно-
контакторной аппаратуры управления для автоматического ре-
гулирования и управления синхронными генераторами и асин-
хронными двигателями находят применение бесконтактные эле-
менты управления, обладающие высокой надежностью:
полупроводниковые неуправляемые и управляемые вентили и
магнитные усилители.
Защита двигателей от перегрузки и токов короткого замыка-
ния осуществляется тепловыми или электромагнитными реле,
плавкими предохранителями и автоматическими выключателями.
Для защиты обслуживающего персонала от поражения
электрическим током осветительные приборы и переносные
кнопки управления включены в цепи напряжением 24 В. При
питании от электрических сетей корпуса электрооборудования
надежно присоединяют к существующей системе защитного за-
земления, а в самоходных электроустановках безопасность
обслуживания обеспечивается защитным автоматическим от-
ключением.
Следует отметить перспективность применения электродви-
гателей повышенной частоты тока в автономных системах для
самоходных машин, поскольку они отличаются мепыпими мас-
сой и габаритными размерами.
§ 77. Электрооборудование передвижных электростанций
Передвижные электростанции служат для питания электро-
энергией асинхронных двигателей, установленных па различ-
ных механизмах, применяемых па трассе строительства трубо-
провода. Агрегаты передвижных электростанций обычно мон-
тируют па транспортных средствах. Опп могут быть установ-
лены также на самоходных машинах для строительства
трубопроводов. В последнем случае они служат для питания
нагрузок только данной машины.
Агрегаты передвижных электростанций состоят из первич-
ного двигателя (бензинового или дизельного), синхронного ге-
нератора трехфазного переменного тока и распределительного
420
устройства. Первичный двигатель и генератор, соединенные
фланцами или муфтами, образуют единый блок, устанавлива-
емый на общей раме. Распределительное устройство состоит
из щита управления, блока регулятора напряжения и панели
потребителей.
Агрегаты имеют в основном одинаковое конструктивное ис-
полнение. Их отличие заключается в установке различных пер-
вичных двигателей и генераторов (по номинальным мощности
и частоте вращения), в различных способах возбуждения гене-
раторов и использовании различных приборов и аппаратов (по
номинальному току).
В большинстве передвижных электростанций находят при-
менение синхронные генераторы напряжением 220/380 В, час-
тотой 50 Гц с возбудителем на консоли или в виде «наезд-
ника». Получили также широкое распространение генераторы
с самовозбуждением и блоком автоматического стабилизатора
напряжения.
Изоляция обмоток класса В с последующим покрытием и
пропиткой лаками и компаундами для придания повышенной
влагостойкости. Генераторы допускают перегрузку по току без
опасного перегрева обмоток на 10% в течение 2 ч, на 25% —
в течение 30 мин и на 50% —в течение 1 мин. Короткие замы-
кания при номинальных значениях напряжения и частоте вра-
щения генераторы выдерживают без механических поврежде-
ний обмоток.
Технические данные синхронных генераторов, применяемых
в передвижных электростанциях, приведены в табл. 12.1.
Технические данные синхронных генераторов
Таблица 12.1
Тип генератора Номиналь- ная мощ- ность. кВ-А Номиналь- 1 ное напря- жение. В кпд. % | Способ возбуждения [Масса. кг
аПН-45 2,35 230 78 Самовозбуждение 119
ЕС-52-4с 6,25 230 80 135
СГТ-15/6 15 220/380 85 270
С ГТ-25/6 25 220/380 85 Самовозбуждение с меха- 325
FC-82-4c 37,5 220/380 87,5 ническим выпрямителем 360
ЕС.-91-4с 62,5 220/380 89 490
ЕС-93-4с 93,75 220/380 91 От встроенного возбудителя 605
С117-4 125 380 91 1400
ГСФ-200-4к 250 380 91 Самовозбуждение с полупро- 1400
водниковым выпрямителем
ГСС-104-4Э 250 380 91 От статического возбудителя 1500
Примечание. Номинальная частота вращения всех двигателей 1500 об/мии.
421
При включении асинхронного двигателя с короткозамкну-
тым ротором возникает пусковой ток, протекающий в обмотках
двигателя и генератора, а также в проводах электрической
сети. Пусковой ток является причиной снижения напряжения
генератора и увеличения потери напряжения в сети, в резуль-
тате чего снижается напряжение и на зажимах включенного
двигателя.
Уменьшение напряжения на зажимах двигателя ведет
к тому, что включенный двигатель разгоняется медленно или,
Рис. 12.1. Схема регули-
рования напряжения ге-
нераторов типа ЕС с ме-
ханическим выпрямите-
лем
будучи под нагрузкой, не разгоняется
совсем. Питаемые от этого же генера-
тора двигатели при снижении напряже-
ния на их зажимах затормаживаются,
а при .значительной нагрузке на валу —
останавливаются. Затормаживание ра-
ботающих двигателей вызывает увеличе-
ние потребляемого ими тока, что ведет
к дальнейшему понижению напряжения
генератора и дополнительной потере на-
пряжения в сети. Значительное умень-
шение напряжения может повлечь за со-
бой также отпадание якорей реле и кон-
такторов. Поэтому на время пуска
асинхронного двигателя необходимо уве-
личить ток возбуждения синхронного ге-
нератора таким образом, чтобы было
скомпенсировано уменьшение его э. д. с.
вследствие размагничивающего действия
реакции якоря генератора. Это достига-
ется при помощи различных схем регу-
лирования тока возбуждения генератора
в зависимости от тока его статора и напряжения на зажимах
(схем компаундирования).
Схема регулирования напряжения генераторов типа ЕС по-
казана на рис. 12.1. У этих генераторов отсутствует возбуди-
тель, а напряжение на зажимах статора генератора СГ появля-
ется вследствие самовозбуждения. Принцип самовозбуждения
состоит в том, что магнитный поток остаточного магнетизма
сердечника ротора, на котором расположена обмотка возбуж-
дения ОВ, индуктирует в дополнительной статорной обмотке
ОД генератора переменное напряжение, выпрямляемое меха-
ническим выпрямителем ВМ.
Механический выпрямитель ВМ имеет разрезное кольцо, за-
крепленное на валу генератора посредством шпонки. Разрезное
кольцо набрано из рабочих и холостых проводниковых пластин
(ламелей), число которых равно числу полюсов машины. Плас-
тины изолированы друг от друга прокладками. Ширина холос-
тых пластин вместе с прокладками равна ширине щеток, к ко-
422
торым присоединены зажимы дополнительной обмотки ОД ге-
нератора.
Рабочие пластины соединяются через одну между собой пе-
ремычками, образуя две ветви, подключаемые к зажимам об-
мотки возбуждения ОВ. Таким образом, остаточное напряжение
обмотки ОД, выпрямленное механическим выпрямителем ВМ,
вызывает появление тока в обмотке возбуждения ОВ, что вле-
чет за собой в свою очередь увеличение напряжения генера-
тора. В результате на зажимах статора генератора СГ устанав-
ливается напряжение, величина которого зависит от резистора
уставки СУ.
При увеличении тока нагрузки генератора соответственно
увеличивается ток в цепи стабилизирующего трансформатора
СТ, который создает дополнительное напряжение в цепи об-
мотки ОД, т. с. увеличивает ток в обмотке возбуждения ОВ, под-
держивая таким образом напряжение на зажимах генератора
постоянным. Степень влияния стабилизирующего трансформа-
тора СТ на напряжение генератора можно регулировать при по-
мощи сопротивления компаундирования СД.
Однако системы самовозбуждения с механическим выпрями-
телем отличаются низкой эксплуатационной надежностью — ла-
мели выпрямителя подгорают и самовозбуждение не происходит.
Кроме того, напряжение, которое устанавливается на зажимах
генератора, зависит не только от тока, по и от коэффициента
мощности нагрузки, что не может быть учтено схемой на
рис. 12.1.
Тем не менее, передвижные электростанции с подобными схе-
мами регулирования возбуждения еще широко распространены.
С целью исключения указанных недостатков в генераторах
ГСС 104-4Э экскаваторов ЭТР253 применяют статическую схему
самовозбуждения (рис. 12.2). Чтобы напряжение генератора при
любой нагрузке оставалось неизменным, его силу тока возбуж-
дения необходимо изменять в соответствии с силой тока на-
грузки и его характером. Для этого в схеме возбуждения исполь-
зован принцип фазового компаундирования, заключающийся
в электромагнитном сложении двух составляющих тока возбуж-
дения: первая составляющая пропорциональна напряжению ге-
нератора, вторая составляющая пропорциональна силе тока ге-
нератора. Эти составляющие сдвинуты друг относительно друга
под углом, зависящим от характера нагрузки.
Электромагнитное сложение составляющих тока выполня-
ется в силовой части статической системы возбуждения, состоя-
щей из компаундирующего трансформатора Три силового вы-
прямителя ВД. Наличие выпрямителя, имеющего нелинейное со-
противление, затрудняет самовозбуждение генератора, поэтому
в генераторе ГСС 104-4Э применена резонансная система воз-
буждения, в которой в момент резонанса сила тока возбужде-
ния не зависит от сопротивления выпрямителей.
423
Условия резонанса создаются с помощью конденсаторов С4,
С5 и С6, питаемых от обмотки аад трансформатора Тр. При час-
тоте тока 50 Гц, соответствующей частоте вращения вала гене-
ратора 1500 об/мин, емкостное сопротивление конденсаторов хс
равно индуктивному сопротивлению генератора xL.
шл-
Рис. 12.2. Принципиальная схема генератора ГСС 104-4Э:
R и R п— резисторы; С1—СЗ — конденсаторы защитные; С4— Св — конденсаторы началь-
ного возбуждения; ВПУ и ВК — выпрямители; Г — обмотки статора генератора; ОВГ —
обмотка возбуждения генератора; Тр — компаундирующий трансформатор; wi, Wi, w с.
щп
ШУ
— обмотки компаундирующей! i рансформа гора
Для стабилизации напряжения генератора трансформатор Тр
выполнен управляемым. В нем имеется обмотка управления wy,
питаемая постоянным током от силового выпрямителя ВК и вы-
прямителя питания управления ВПУ через резисторы и /?п.
При уменьшении или увеличении силы тока в обмотке управле-
ния соответственно изменяются образующийся магнитный по-
ток, насыщение сердечника трансформатора, а следовательно,
и ток возбуждения генератора.
Напряжение генератора на холостом ходу и при всех нагру-
зочных режимах поддерживается постоянным с точностью ±4%
424
от номинального значения. Изменение уставки напряжения гене-
ратора осуществляется изменением величины сопротивления ре-
зистора Rn в цепи обмотки управления wy.
Для поддержания постоянства напряжения синхронных гене-
раторов с электромашинными возбудителями (например, С117-4
или ГСС104-4) служат регуляторы УБК. Эти регуляторы по-
строены по принципу управляемого фазного компаундирования
и регулируют силу тока возбуждения синхронного генератора
в зависимости от изменения тока статора, коэффициента мощ-
ности и отклонения напряжения статора генератора от номи-
нального значения.
Рис. 12.3. Принципиальная схема регулятора УБК-0
Регуляторы выпускают двух типов: УБК-0 и УБК-1. Принци-
пиальная схема регулятора УБК-0 покашна па рис. 12.3. Регу-
лятор УБК включают в цепь возбуждения возбудителя В присое-
динением выходного силового выпрямителя ВС к обмотке воз-
буждения ОВВ возбудителя параллельно с самовозбуждением
через реостат РШ.
Основным элементом схемы является универсальный много-
обмоточный трансформатор фазного компаундирования с под-
магничиванием УТП. Этот аппарат представляет собой тран-
сформаторный магнитный усилитель с двумя обмотками пита-
ния: последовательной щт и параллельной ы?|Г.
Первичная последовательная (токовая) обмотка щт включена
непосредственно в цепь тока статора генератора СГ и конструк-
тивно выполняется так, что можно включать трансформатор
УТП непосредственно в две фазы статора генератора (на раз-
ность или сумму токов двух фаз). Первичная параллельная об-
мотка (обмотка напряжения) питается от напряжения гене-
ратора через балластный резистор- -дросселя с. воздушным за-
зором ДФ.
425
Электродвижущая сила во вторичной обмотке трансфор-
матора УТП является геометрической суммой двух составляю-
щих: э. д. с., пропорциональной силе тока статора генератора
(или геометрической сумме токов фаз, в которые включена об-
мотка ®т УТП), и э. д. с., пропорциональной напряжению гене-
ратора. Фаза между этими э. д. с. выбирается таким образом,
чтобы результирующий ток во вторичной обмотке при прочих
равных условиях возрастал с уменьшением коэффициента мощ-
ности нагрузки генератора.
Напряжение и ток вторичной обмотки выпрямляются сило-
вым выпрямителем ВС и подаются на обмотку возбуждения
возбудителя ОВВ.
При подмагничивании УТП постоянным током его сопротив-
ление намагничиванию уменьшается, вследствие чего уменьша-
ется сила тока во вторичной обмотке ®2, что в конечном итоге
влечет за собой уменьшение силы тока в обмотке возбуждения
генератора СГ.
Для подмагничивания УТП в нем предусмотрена обмотка уп-
равления йуу, которая включена через выпрямитель корректора
ВК и балластный резистор РБ на дроссель ДП корректора на-
пряжения. Зависимость силы тока в обмотке wy от напряжения
генератора такова, что по мере возрастания напряжения генера-
тора сила тока в обмотке возрастает. При уменьшении напряже-
ния генератора уменьшается подмагничивание УТП, увеличива-
ется сила тока в обмотке w-2 и в конечном итоге уменьшается на-
пряжение генератора.
При холостом ходе генератора получает питание только об-
мотка УТП. Сила тока в обмотке w2 в этом случае доста-
точна, чтобы регулятор поддерживал напряжение на холостом
ходу генератора и при малых нагрузках.
При уменьшении коэффициента мощности и одном и том
же значении напряжения, а следовательно, и силы тока управле-
ния, сила тока выхода регулятора возрастает. Поэтому условия
работы корректора при фазовой схеме компаундирования зна-
чительно облегчены.
При глубоких снижениях напряжения и коротком замыкании
генератора регулятор обеспечивает высокую степень форсировки
возбуждения. Это обусловлено тем, что коэффициент трансфор-
мации УТП выбирают с условием подмагничивания. При значи-
тельном снижении напряжения или коротком замыкании под-
магничивание уменьшается и степень компаундирования резко
возрастает, повышая силу тока в обмотке ОВВ. Секционирован-
ные обмотки УТП позволяют изменять коэффициент трансфор-
мации в широких пределах.
Уставка поддерживаемого регулятором напряжения задается
установочным реостатом РУ, включенным в цепь обмотки дрос-
селя ДН.
Регулятор УБК-0 имеет максимальную выходную мощность
426
160 Вт при максимальном выпрямленном токе 4,5 А. Он дает
возможность регулировать напряжение генератора в режиме хо-
лостого хода, при изменении нагрузки от нуля до номинальной,
изменении коэффициента мощности от 0,6 (отстающий) до 1,
обеспечивает форсировку возбуждения при коротких замыка-
ниях и снижении напряжения до 80% от номинального и ниже
длительностью до 1 мин. При этих условиях точность поддержа-
ния напряжения составляет 100 ± (1-2)%.
В регуляторах УБК-1 (максимальная выходная мощность
320 Вт) применена более сложная схема корректора напряже-
ния, а также имеются цепи для частотной коррекции. Поэтому
точность поддержания напряжения регулятором УБК-1 состав-
ляет 100±0,5 %.
Передвижные электростанции комплектуются также распре-
делительными щитами для присоединения нагрузок. Щиты
имеют общие шины (обычно 380 В), питание к которым подво-
дится по кабелю от зажимов статора генератора. От этик шин
отходят ответвления, к которым через установочные автоматы
(с тепловыми и электромагнитными расцепителями) при по-
мощи кабелей могут быть присоединены асинхронные двига-
тели или другие нагрузки электростанции.
Для измерения силы тока каждого ответвления служат ам-
перметры прямого включения или трансформаторы тока. На-
пряжение контролируется вольтметром; для контроля изоляции
всей сети служит вольтметр с переключателем, позволяющим
поочередно измерять фазные напряжения.
§ 78. Пуск асинхронного короткозамкнутого двигателя
от синхронного генератора соизмеримой мощности
Мощность включаемого асинхронного двигателя не может
быть произвольно большой и зависит от мощности генератора
и требований, связанных с устойчивой работой электропривода
(см. § 77). Таким образом, предельная мощность короткозамк-
нутого двигателя может быть определена из условия ограниче-
ния провала (наибольшего снижения) напряжения до заданной
величины пли из условия обеспечения разгона привода под на-
грузкой вне зависимости от величины провала напряжения.
Определение провала напряжения аналитическим путем
сложно. Аналитические методы целесообразно применять в про-
цессе проектирования новых установок. На практике можно
приближенно определить предельную мощность двигателя ис-
ходя из условия ограничения провала напряжения до 10—25 %.
Если величина провала напряжения задана, то для каждого
заранее выбранного генератора можно построить кривую пре-
дельной мощности внезапно приложенной нагрузки.
С этой целью для генератора с переходным реактивным со-
противлением xd =0,2 и постоянной времени обмотки возбуж-
дения при разомкнутой обмотке статора Td0 =1; 2 и 4 с было
427
определено относительное значение допустимого мгновенного
увеличения нагрузки, при котором величина провала напряже-
ния не превысит 10 и 25 %. Для величины скорости нарастания
возбуждения 7? = 3, обеспечиваемой существующими регулято-
рами напряжения, построены графики (рис. 12.4), называемые
диаграммой предельной мощности.
Рис. 12.4. Диаграмма предельной мощности при
x'd= 0,2 и Я-3
Хотя эта диаграмма носит приближенный характер, по пей
можно определить возможность пуска асинхронного коротко-
замкнутого двигателя заданной мощности в зависимости от
кратности пускового тока при заданной мощности генератора.
Для этого, зная номинальные мощности двигателя и генера-
тора в киловольтампсрах, определяют отношение Sn. л/5и.г. За-
тем по кривой, соответствующей известному значению T'do и
заданному значению ДД (%) ищут допустимую кратность
силы пускового тока двигателя. Если по каталогу значение
кратности силы пускового тока меньше или равно полученному
допустимому значению, то падение напряжения при пуске дви-
гателя не будет превышать заданного значения Д£7 (%). Если
же каталожная кратность тока больше полученной (см. рис.
428
12.4), необходимо выбрать такой способ пуска, который обес-
печил бы уменьшение кратности пускового тока, например за-
менить двигатель нормального исполнения двигателем с по-
вышенным скольжением.
В ряде случаев возникает задача определения предельной
мощности двигателя только из условий обеспечения пуска дви-
гателя под нагрузкой независимо от величины провала напря-
жения и при отсутствии другой нагрузки на зажимах генера-
тора. В этом случае возможность разгона пе определяется
наибольшим значением провала напряжения в начальный мо-
мент пуска, потому что регулятор напряжения
напряжение и тем самым обеспечивает разгон
гатель разгонится, если его момент (с учетом
снижения напряжения) превысит момент со-
противления при пуске. Исходя из этого ус-
ловия на рис. 12.5 построена диаграмма пре-
дельной мощности для генераторов передвиж-
ных электростанций, применяемых при
строительстве трубопроводов.
Зная поминальную мощность двигателя
Ри. д и кратность его пускового тока /гд^/п//н,
а также значение момента сопротивления при
пуске, отнесенного к номинальному моменту
двигателя тс (см. рис. 12.5) определяют от-
ношение k — Р,, ц/Рн.т-
Номинальная мощность генератора (пол-
ная) может быть определена из равенства
О ___ Рн. д
‘-Ъь Г ’ ’ . >
k COS фиПн
восстанавливает
двигателя. Дви-
Рис. 12.5. Диаграм-
ма предельной
мощности при пус-
ке бел ограниче-
ния провала на-
пряжения
где coscpi, и 1]п — номинальные значения коэффициента мощ-
ности и КПД двигателя.
Из кривых па рис. 12.5 следует, что уменьшение момента
сопротивления при пуске в 5 раз позволяет примерно в 3 раза
увеличить мощность пускаемого двигателя. Поэтому часто
практикуют пуск мощных асинхронных двигателей без нагрузки
с последующим подключением механизма посредством сцепной
(фрикционной пли электромагнитной) муфты.
§ 79. Электропривод машин для разработки
траншей
Наибольшее распространение электропривод получил в зем-
леройных машинах, применяемых для разработки траншей
в различных условиях.
К основным преимуществам механизмов экскаваторов отно-
429
сятся большой КПД (до 90 %) и высокая надежность и долго-
вечность; надежная автоматическая защита машины от поло-
мок при динамических нагрузках и перегрузках; удобство дис-
танционного управления с пульта управления, установленного
в кабине; простота и удобство изменения направления движе-
ния механизмов; возможность автоматизации процессов уп-
равления и регулирования скорости рабочего хода; уменьше-
ние габаритных размеров и снижение массы машины с дости-
жением более совершенных форм; улучшение условий труда
вследствие уменьшения шума и вибрации, а также применения
электрического обогрева и вентиляции.
Электрический привод не исключает элементов механичес-
ких передач, которые необходимы для согласования высоких
номинальных частот вращения электродвигателей с требуе-
мыми низкими скоростями исполнительных механизмов. Экска-
ваторы с электрическим приводом всех основных исполнитель-
ных механизмов называют дизель-электрическими. К таким
экскаваторам относится экскаватор ЭТР231, привод механиз-
мов которого построен по схеме дизель-генератор переменного
тока --- асинхронные электродвигатели с короткозамкнутыми
роторами. Некоторые .экскаваторы, например типа ЭТР253,
имеют электрический привод только роторного колеса и транс-
портера.
Следует отметить, что в трансмиссии хода дизель-элсктри-
ческих экскаваторов сохранены главная передача базового
трактора и его задний мост с бортовыми фрикционами. Кроме
того, для изменения скоростей сохранена механическая ко-
робка передач. Применение для этих целей только электричес-
кой системы привело бы к усложнению конструкции машины
и к снижению ее эксплуатационной эффективности.
На рис. 12.6 показана кинематическая схема роторного
траншейного экскаватора с электроприводом, состоящая из не-
скольких индивидуальных приводов с электродвигателями, при-
водящими в действие механизмы хода экскаватора, подъема и
опускания рабочего органа, привода ротора, привода транспор-
тера и гидравлического насоса.
Трансмиссия хода экскаватора приводится в движение от
электродвигателя 1, соединенного с ведущим валом коробки 2
через цепную муфту. В коробке передач экскаватора сохранены
все передачи тракторной коробки и добавлены понижающие
передачи. На конце ведомого вала коробки передач имеется
малая коническая шестерня 3, которая входит в зацепление
с большой конической шестерней 4, посаженной па вал 5 бор-
товых фрикционов. При вращении ведомого вала коробки пере-
дач движение передастся парой конических шестерен на вал
бортовых фрикционов и на бортовые передачи 6, которые,
в свою очередь, приводят в движение через ведущие звездочки
7 ходовые гусеницы.
430
Ротор экскаватора получает движение через редуктор 10
от электродвигателя 11 закрытого исполнения, установленного
на раме рабочего органа. Электродвигатель соединен с редук-
тором при помощи цепной муфты. Движение от входного
вала передается на промежуточный нал через пару конических
шестерен. С промежуточного вала движение передается на вы-
ходной вал редуктора с помощью пары цилиндрических шесте-
рен. По концам выходного вала установлены две шестерни 9,
постоянно находящиеся в зацеплении с рейками ротора 8.
Рис. 12.6. Кинематическая схема роторного траншейного экскаватора
Лента транспортера 15, являющаяся одновременно несущим
и тяговым органом, приводится в движение одним или двумя
барабанами с электродвигателями. Когда лента приводится
в движение одним ведущим барабаном, то от вала электродви-
гателя 16, на конце которого закреплена шестерня 17, враще-
ние передается на шестерню 12. Последняя приводит во вра-
щение шестерню 13, сидящую на одном валу с корпусом
барабана 14, приводя его во вращательное движение.
Для подъема и опускания рабочего органа на тягаче уста-
новлена верхняя рама, которая прикрепляется к основной раме,
образуя жесткую цельносварную конструкцию. Задние стойки
верхней рамы служат опорами и направляющими для перед-
ней подвески рабочего органа. В верхней части стоек смонтиро-
ван цепной подъемный механизм, который получает движение
от гидравлического цилиндра, расположенного на верхней
431
части рамы. Гидравлический цилиндр питается от насоса 18,
приводимого в действие электродвигателем 19. Все электро-
двигатели получают питание от дизельной электростанции 20,
установленной на тягаче.
Дальнейшим развитием конструкции этого экскаватора яв-
ляется роторный траншейный экскаватор ЭТР231Л. Роторный
траншейный экскаватор ЭТР231Л оснащен двигателем внут-
реннего сгорания трактора Т-130, вращающим генератор
ГСС 104-4, 250 кВ'Л, 1500 об/мин. Привод механизма хода осу-
ществляется через коробку передач асинхронным двигателем
Л02 (40 кВт, 980 об/мин). Для привода ротора служит асин-
хронный двигатель ЛОП2 (100 кВт, 930 об/мин), работающий
через двухскоростпой редуктор и реечные зацепления.
Транспортер получает движение от двух двигателей AOI12
(17 кВт, 1460 об/мин), соединенных фланцами с редукторами
ведущих барабанов. Навешанная часть транспортера удержи-
вается электрической талью грузоподъемностью 0,5 т, приво-
димой во вращение двигателем (0,83 кВт, 875 об/мин).
Механизм подъема передней части рабочего органа экска-
ватора имеет гидропривод. Гидравлический цилиндр получает
питание от шестеренчатого насоса, вращаемого двигателем ЛО2
мощностью 10 кВт, частотой вращения 1460 об/мин. В этом
экскаваторе автономная дизель-электрическая установка с син-
хронным генератором трехфазного тока мощностью 250 кВ А и
напряжением 380 В питает электроэнергией синхронные трех-
фазные двигатели с короткозамкнутыми роторами, вращающие
механизмы транспортера, ротора, гусеничного хода тягача, мас-
ляного насоса и электротали. Напряжение генератора регули-
руется автоматическим электромагнитным регулятором напря-
жения или ручным реостатом в цепи обмотки возбуждения
возбудителя генератора.
Защита генератора от межфазных коротких замыканий осу-
ществляется максимальными токовыми реле, а от замыканий
на «массу» — реле напряжения, включенными между нулевой
точкой обмотки статора генератора и «массой».
Катушки магнитных пускателей транспортера, ротора, хода
и реверса питаются стабилизированным постоянным током на-
пряжением 220 В, получаемым от электромагнитного стабили-
затора напряжения и выпрямителя. К катушкам контакторов
электрической тали подведено питание при напряжении 24 В
переменного тока от трансформатора. Все осветительные и на-
гревательные приборы включены на напряжение 24 В.
Электродвигатели хода, ротора и транспортера защищены
от перегрузок тепловыми реле. Тепловые элементы реле вклю-
чены в силовые цепи электродвигателей, а их размыкающие
контакты соединены последовательно в цени управления элект-
роприводами. При перегрузке электродвигателя хотя бы одного
из механизмов срабатывает соответствующее тепловое реле,
432
размыкается его контакт и все электроприводы механизмов
одновременно отключаются, а на пульте управления загора-
ется лампочка, сигнализирующая о перегрузке соответствую-
щего механизма.
Для защиты силовой цепи и электродвигателей механизмов
от короткого замыкания и стопорных режимов в две фазы об-
мотки статора генератора включены реле максимального тока.
После срабатывания этих реле разрывается пень питания реле
защиты генератора, которое шунтирует своими размыкаю-
щими контактами обмотку возбуждения генератора. Сила тока
в обмотке возбуждения синхронного генератора уменьшается,
а следовательно, уменьшается до нуля его напряжение. Цепь
катушки реле защиты генератора получает питание от аккуму-
ляторной батареи, что обеспечивает стабильное напряжение
па его контактах н возможность автоматических отключений
генератора при срабатывании максимальных токовых реле или
реле защитного отключения генератора.
Управление генератором, а также электродвигателями хода,
ротора, транспортера п тали дистанционное при помощи кно-
пок управления. Для управления электродвигателем масляного
насоса служит автоматический выключатель.
В схеме предусмотрены контакторы, осуществляющие ре-
верс электродвигателей хода, ротора и транспортера. Электро-
обогреватель кабины, передние и задние фары экскаватора и
осветительные приборы пульта управления получают питание
от генератора, а плафоны освещения кабины и звуковой сиг-
нал — от аккумуляторной батареи.
Для ускорения запуска дизеля в зимних условиях па нем
установлен форсуночный подогреватель, запальная свеча и
электродвигатель которого получают питание от аккумулятор-
ной батареи.
Вентилятор с трехфа.зпым двигателем на 12 В подключают
в цепь через два однофазных трансформатора 380/12 В, соеди-
ненные но схеме неполной звезды. Вентилятор засасывает срав-
нительно чистый воздух лад кабиной и создаст в ней небольшое
избыточное давление, препятствующее проникновению пыли
сквозь щели.
Размещенные ио бокам экскаватора аварийные выключа-
тели позволяют при нажатии па рычаг выключить генератор
с земли, так как их размыкающие' контакты находятся в цепи
катушки реле защиты генератора.
Применение смешанного привода (механического для ме-
ханизмов, расположенных па тягаче, и электрического—для
рабочего органа н транспортера) позволяет существенно уп-
ростить электрическую схему машины без существенного из-
менения ее кинематической схемы.
Поэтому в роторном траншейном экскаваторе ЭТР253 элек-
тропривод имеет только ротор (двигатель типа АОЮ1-4М —
433
125 кВт, 380 В, 1470 об/мин) и транспортер (три двигателя
типа ЛОС2 62-4— 18,5 кВт при ПВ-25°/о, 380 В, 1350 об/мин).
На подвижной части транспортера установлены два электро-
двигателя, работающих па один барабан, а на неподвижной —
один электродвигатель.
Для охлаждения полупроводниковых диодов системы воз-
буждения генератора применен вентилятор с приводным элек-
тродвигателем типа ЛО12 11-4 (0,6 кВт, 380 В, 1350 об/мин).
Защита электродвигателей осуществляется реле максималь-
ного тока, включенными через трансформаторы тока.
Для рытья траншей под трубы диаметром 1420 мм предназ-
начен экскаватор ЭТР253Л, в котором тягачом служит дизель-
электрический трактор ДЭТ-250М. В этом экскаваторе привод
ротора и транспортера такой же, как в экскаваторе ЭТР253,
а для привода хода применена система трехобмоточный гене-
ратор— двигатель постоянного тока, позволяющая плавно ре-
гулировать скорость хода от 20 до 350 м/ч. Стабилизация ско-
рости хода достигается введением обратных связей, подавае-
мых па вход магнитного усилителя, от которого питается одна
из обмоток возбуждения возбудителя.
Двигатель ротора экскаватора во время разработки тран-
шей работает в условиях резко переменной нагрузки, нередко
значительно превышающей номинальную. В отдельных случаях
нагрузка может быть настолько велика, что возникает опас-
ность разрушения отдельных звеньев механической передачи.
Поэтому момент, развиваемый ротором электропривода,
должен быть в допустимых пределах. Ограничение момента
достигается получением специальной механической характе-
ристики двигателя. Форма этой характеристики должна быть
такой, чтобы при рабочих нагрузках обеспечивалась высокая
производительность механизма с последующим ограничением
момента. Такая характеристика называется «экскаваторной».
Для получения «экскаваторной» характеристики обычно
применяют электропривод постоянного тока по системе трехоб-
моточный генератор — двигатель или генератор—двигатель
с управляемым возбудителем генератора. В траншейных экска-
ваторах для облегчения условий работы в кинематической цепи
имеется муфта предельного момента, которая, проскальзывая,
сглаживает удары в механических передачах, защищая их от
разрушений.
Мощность двигателей роторного траншейного экскаватора
определяют по заданным параметрам траншеи, категориям
грунта и производительности. Однако из-за отсутствия доста-
точных экспериментальных и теоретических данных при рас-
чете пользуются эмпирическими зависимостями. Для расчета
мощности получил также применение способ удельных пока-
зателей, собранных за большой период эксплуатации. При
этом способе расчета мощности двигателя определяют по вс-
434
личине мощности, необходимой для выемки или перемещения
1 м3 грунта.
Мощность, затрачиваемая на копание, предварительно мо-
жет быть определена из предположения, что усилие копания
пропорционально сечению стружки:
Qk
3,675-104]
кВт,
(12.2)
где Q — производительность ротора, м3/мип; k — удельное со-
противление грунта копанию, кгс/м2; т) - КПД трансмиссии
привода.
Значения k в приведенной формуле зависит от физико-меха-
нических свойств грунта, режимов и условий резания, геометрии
и износа режущих зубьев. Поэтому, чтобы пользоваться форму-
лой, необходимо иметь экспериментальные данные о всех воз-
можных условиях работы экскаватора. Формула (12.2) при-
годна для приближенных статических расчетов и предваритель-
ного выбора мощности.
Мощность, затрачиваемая на вращение транспортера экска-
ватора, может быть определена по формулам, принятым для
быстроходных криволинейных транспортеров:
р KQvj, I аг efa — 1 , fr
тр 367,5ц | q +
[ efg (f.cos оц-|-sin о^) . sin «а — / cos я2 ) (12 31
I 1+л 1 ид2 Ji’ (
где К — коэффициент, учитывающий число ведущих и направ-
ляющих барабанов (при двух ведущих барабанах и четырех
направляющих /(=1,6); Q -- производительность транспортера
экскаватора, т/ч; — скорость ленты, м/ч; гд — скорость
грунта на выходе транспортера, м/ч; г — радиус кривизны
транспортера, м; f — коэффициент трения грунта о ленту, рав-
ный 0,3—0,7; сц — угол входа грунта на ленту, равный 90°; «2 —
угол выхода грунта с лепты (этот угол не должен превышать
угла естественного откоса); а — угол наклона транспортера;
ц — КПД трансмиссии и транспортера.
По экспериментальным данным, удельная мощность для
привода транспортера составляет в летних условиях
0,037 кВт/м3 и в зимних условиях 0,044 кВт/м3.
Мощность, затрачиваемая на передвижение экскаватора, оп-
ределяется как произведение тягового или окружного усилия
на ведущих звездочках цепи (эти усилия зависят от плотности
грунта, профиля пути перемещения и скорости передвижения)
на скорость передвижения. В рабочем режиме мощность, затра-
чиваемая на передвижение, составляет в среднем 15 Вт па раз-
работку 1 м3 грунта в 1 ч.
435
Подводные траншеи для магистральных трубопроводов раз-
рабатывают главным образом несамоходными речными земсна-
рядами, перемещаемыми к месту проведения работ буксирными
судами. Земснаряды во время работы передвигают при помощи
лебедок.
Па земснарядах чаще всего имеется семь лебедок, из кото-
рых две становые (носовая и кормовая), четыре папильонаж-
ные (по две па носу и корме) и одна рамоиодъемная. Папильо-
нажпым способом разработки траншей называется такой
способ, при котором рабочий орган в процессе работы переме-
щается поперек забоя с последовательным перемещением попе-
рек забоя с последовательным перемещением земснаряда вдоль
забоя. В процессе работы земснаряд передвигается при по-
мощи становых и панильопажпых лебедок подтягиванием или
отпуском канатов, закрепленных на якорях.
Кроме лебедок па земснарядах имеются разнообразные на-
сосы (осушительный, пожарный, зачистной, топливный и масля-
ный), компрессор и вентиляторы. На разливочном понтоне на-
ходятся также две лебедки.
На речном траншейном земснаряде типа ТЗР25 все электро-
двигатели, цепи освещения, управления и сигнализации во
время работы земснаряда получают питание от дизель-генсра-
тора с генератором переменного тока ти.па СП7-4 (125 кВА,
380/220 В, 1500 об/мин) с электромагнитным регулятором на-
пряжения УБК-0. Четыре папильонажные и две становые ле-
бедки приводятся во вращение чстырехскоростпы.ми асинхрон-
ными короткозамкнутыми двигателями АО 73-12/8/6/4 мощно-
стью 4/6/7/9 кВт, частоту вращения которых можно изменять
от 480 до 1420 об/мин переключением числа нар полюсов.
Рамоподъемная лебедка приводится во вращение асинхрон-
ным короткозамкнутым двигателем с повышенным скольжением
типа АОС 52-4 (7 кВт, 1305 об/мин). Для привода лебедок на
разливочном понтоне служат двигатели АОС 42-3 (2,8 кВт,
2730 об/мин). Кратность начального пускового момента у этих
двигателей составляет 2,2, что облегчает условия их пуска. Ба-
рабаны всех лебедок после отключения электродвигателей удер-
живаются в неподвижном состоянии электромагнитными тор-
мозами.
Пожарный и осушительный насосы приводятся во вращение
двигателями АО 52-4-4 (7 кВт, 1460 об/мин), зачистной, топлив-
ный и масляные насосы АО 41-4-4 (1,7 кВт, 1425 об/мин), ком-
прессор АОП 63-6 (8 кВт, 930 об/мин), вентилятор ком-
прессора АО 31-4 (0,6 кВт, 1410 об/мин). Управление гидромо-
ниторами осуществляется при помощи электромагнитных зо-
лотников. Для питания нагрузок земснаряда во время
перерывов в его работе служит бепзоэлсктростанция с генера-
торами СГ-9С (9 кВ А, 230 В).
Управление всеми электродвигателями дистанционное, кон-
436
такторное. Контакторы смонтированы на панели управления,
установленной вместе с силовым распределительным щитом
в машинном зале.
Кнопочные посты управления электромагнитами золотников
и контакторами двигателей лебедок, переключатели числа пар
полюсов многоскоростиых двигателей вместе с контрольно-из-
мерительными приборами и сигнальными лампами установлены
на пульте багермейстера в рубке управления.
Защита двигателей от перегрузок и коротких замыканий
обеспечивается установочными автоматами. Предусмотрен
трансформатор 380/24 В для питания переносных ламп.
§ 80. Электропривод вспомогательных механизмов
Механизмы битумоплавильных котлов УБ-1, УБ-2 и УБК-81
имеют индивидуальный электропривод от асинхронных коротко-
замкнутых двигателей. Электроприводы вентилятора, топлив-
ного насоса и мешалки - нереверсивные, лебедки и битумного
насоса — реверсивные (для предупреждения застывания мас-
тики в наружной магистрали). Управление всеми двигате-
лями— дистанционное при помощи магнитных пускателей и
кнопок управления, которые вместе с остальной коммутацион-
ной аппаратурой монтируют в шкафах, устанавливаемых вне
котла. Электроприводы получают питание от передвижных
электростанций напряжением 380 В или от трансформаторных
подстанций (в случае централизованного электроснабжения).
Техническая характеристика битумоплавильных котлов сле-
дующая.
Технические данные двигателей
битумоплавильных котлов
Марка котла УБ-1 УБ-2 УБК-81
Общая мощность двига-
телей, кВт Число двигателей . . . 8,75 11,55 18,6
4 5 6
Привод вентилятора:
тип двигателя . . . АО 12-4 АО 12-4 АО41-4
Мощность, кВт . . 0,85 0,85 1,7
ч астота в р а ще н и я,
об/мин 1410 1410 1420
Битумный насос:
тип двигателя . . . АО 52-6 АО51-6 АО 52-6 (два двига- теля)
мощность, кВт . . 4,5 2,8 4,5
частота вращения,
об/мин 950 950 950
Топливный насос:
тип двигателя . . . АО31-4 АО31-4 АО211-4
мощность, кВт . . 0,6 0,6 0,6
частота вращения,
об/мин 1410 1410 1420
437
Мешалки:
тип двигателя . . . Нет АО 52-6 АО 52-6
мощность, кВт , . — 4,5 4,5
частота вращения, об/мин 950 950
Лебедка:
тип двигателя . . . АО 51-6 АО 51-6 АО 51-6
МОЩНОСТЬ, кВт 2,8 2,8 2,8
частота вращения, об/мин 950 950 j • <.; . 950
Вес двигатели закрытые, обдуваемые. Двигатели вентиля-
тора и мешалки выполнены со щитовыми подшипниками и
креплением на лапах; двигатели битумного и топливного насо-
сов— со щитовыми подшипниками и креплением на лапах пли
фланцевым креплением. Электропривод применяют также в та-
ких вспомогательных механизмах, как станок для резки и пере-
мотки рулонных материалов СРВ (двигатель ЛО 32-4 — 1 кВт,
1410 об/мин), приспособление для резки битума ПРБ (двига-
тель ЛО 52-6—4,5 кВт, 950 об/мин), станок для рыхления ре-
зиновой крошки СРК (двигатель Л 41-4- - 1,7 кВт, 1420 об/мин).
Управление всеми двигателями — дистанционное при помощи
магнитных пускателей и кнопок управления.
Трубогибочпые станки ГТ-1021, ГТ-1221 и ГТ-1421 имеют
электроприводы, питаемые от сети или генератора 380/220 В.
Электродвигатель маслонасоса мощностью 22 кВт управляется
нереверсивным магнитным пускателем, а электродвигатель ле-
бедки мощностью 7,5 кВт — реверсивным магнитным пускате-
лем. В схеме имеется путевой выключатель, контакт которого
включает лампу, сигнализирующую о предельном угле гиба
трубы.
§ 81. Электрооборудование для сварки трубопроводов
Сварочные агрегаты
Сварка трубопроводов по ряду причин технологического ха-
рактера осуществляется преимущественно от источников посто-
янного тока. Источники питания постоянного тока разделяют
на сварочные генераторы и сварочные выпрямительные уста-
новки. Для сварки плетей па базах, имеющих централизованное
электроснабжение, применяют стационарные одно- и миогопос-
товые сварочные генераторы е электрическим приводом и сва-
рочные выпрямительные установки. Для сварки трубопроводов
па трассе используют передвижные сварочные агрегаты.
Выпрямительные сварочные установки собирают из полу-
проводниковых элементов, обладающих свойством проводить
ток только в одном направлении. В обратном направлении по-
лупроводники практически не пропускают электрический ток.
Основные свойства полупроводникового элемента характеризу-
ются следующими величинами: 1) допустимой плотностью вы-
438
прямленного тока, отнесенной к единице рабочей поверхности
полупроводникового элемента; эта величина зависит от условий
охлаждения элемента. Интенсивное искусственное охлаждение
позволяет в 2—2,5 раза поднять нагрузку элемента по сравне-
нию с естественным охлаждением; 2) падением напряжения
в полупроводниковом элементе, зависящим от силы выпрямлен-
ного тока и свойств полупроводника; 3) величиной обратного
напряжения. Две последние величины характеризуют технико-
экономические показатели полупроводникового элемента, от них
зависит КПД выпрямителя.
В сварочных выпрямительных установках применяют полу-
проводниковые элементы, соединенные в трехфазную мостовую
схему выпрямления, дающую меньшую пульсацию выпрямлен-
ного напряжения, более равномерную загрузку силовой сети
переменного тока и лучшее использование трансформатора, пи-
тающего выпрямитель, чем однофазные схемы.
Выпрямительные сварочные установки имеют высокие дина-
мические свойства из-за меньшей электромагнитной инерции,
чем у генераторов. Ток и напряжение при переходных процес-
сах изменяются практически мгновенно. Отсутствие вращаю-
щихся частей делает установки более простыми и падежными
в эксплуатации, чем генераторы постоянного тока. Трехфаз-
ные выпрямительные установки обеспечивают высокую ста-
бильность горения дуги, особенно при малой силе тока. Уста-
новки целесообразно применять при ручной дуговой сварке
изделий из тонкого металла, а также при сварке и наплавке
в среде защитных газов.
Сварочные выпрямители ВСС-120-4 и ВСС-300-3 предназна-
чены для питания электрической дуги при ручной дуговой
сварке, резке и наплавке металлов; выпрямитель ВКС-500 —
для ручной дуговой сварки, автоматической и полуавтоматиче-
ской сварки под флюсом, резки и наплавки; выпрямители ИПП
и ВС — для сварки плавящимся электродом в среде защитных
газов. Они имеют жесткие внешние характеристики. Универ-
сальные сварочные выпрямители ВСУ-300 и ВСУ-500 имеют
«падающие» и жесткие внешние характеристики, поэтому их
можно применять как для ручной дуговой сварки, так и для
сварки в среде защитных газов плавящимся электродом. Для
питания нескольких сварочных постов служат многопостовые
сварочные выпрямители ВКСМ-1000 па поминальную силу тока
1 000 А.
Параллельное включение сварочных машин применяют в тех
случаях, когда мощность одного источника недостаточна для
сварки. При параллельном соединении генераторов необходимо,
чтобы они были одного типа или с одинаковыми внешними ха-
рактеристиками.
Во избежание появления уравнительного тока генераторы
должны иметь одинаковые напряжения холостого хода и соеди-
439
няться одинаковыми зажимами. После включения генераторов
на параллельную работу необходимо по амперметрам устано-
вить одинаковую нагрузку обеих машин; этого достигают при
помощи регулирующих устройств генераторов. В последние
годы широко внедряются машины для контактной сварки тру-
бопроводов.
Электрооборудование трубосварочных баз и линий
Трубосварочные базы и линии предназначены для сварки
в полевых полустационарных условиях отдельных труб в сек-
ции, транспортируемые затем на трассу трубопровода. Эти базы
и линии могут находиться в районах, не имеющих централизо-
ванного электроснабжения, поэтому их комплектуют передвиж-
ными электростанциями. Электрооборудование трубосварочных
баз и линий монтируют в блоках питания и управления, поста-
вляемых комплектно с остальным оборудованием.
В комплект электрооборудования полустационарных трубо-
сварочных баз ЭТ 207П входят дизель-электростанция ЭС-250 и
блок питания БП-ЗА. При централизованном электроснабжении
блок питания может быть присоединен к промышленной элект-
росети.
Дизель-электростанция ЭС-250 имеет синхронный генератор
ГСС 104-4 с электромашинным возбудителем и автоматическим
регулятором напряжения УБК-1. На щите электростанции смон-
тированы электроизмерительные приборы, общий автоматичес-
кий выключатель в цепи статора генератора и реле напряжения
с катушками, включенными между пулевым проводом и мас-
сой. Эти реле, воздействуя своими контактами на катушку про-
межуточного реле, обеспечивают защитное отключение возбуж-
дения генератора при пробоях изоляции электрооборудования
аналогично схемам роторных экскаваторов. Цепь катушки про-
межуточного реле получает питание от аккумуляторной батареи
дизеля.
Блок питания БП-ЗА представляет собой распределительный
шкаф длиной 5900 мм, шириной 2200 мм и высотой 2200 мм
с общими шинами, получающими питание от дизель-электро-
станции. В шкафу установлены три сварочных преобразователя
ПСО-ЗОО-З с дистанционными регуляторами тока ДРТ-ЗООМ,
один преобразователь ПСГ-500 и два сварочных выпрямителя
ВКСУ 500X2. Таким образом, блок питания располагает источ-
ником питания для ручной сварки, сварки в среде СО2 и под
флюсом. В блоке имеются также трп электромашипных преоб-
разователя: преобразователь частоты С-572А (7,2 кВт, 36 В,
200 Гц) для питания электроинструмента и два преобразова-
теля переменного тока в постоянный. Одни из них, состоящий
из асинхронного двигателя А 41-2 (2,8 кВт, 2750 об/мин) и ге-
нератора постоянного тока ГСК-1500 (1 кВт, 27,5 В), служит
для питания двигателя сварочной головки; второй (двигатель
440
АО2 32-2 — 4 кВт,
2800 об/мин; генератор
постоянного тока П21 —
2,6 кВт, 115 В) — для
питания двигателя вра-
щателя. Асинхронный
двигатель Л 51-4 (4,5 кВт,
1450 об/мин) вращает вал
компрессора, снабжаю-
щего базу сжатым возду-
хом. В шкафу установ-
лены также необходимые
контрольно - измеритель-
ные и осветительные при-
боры.
Включение всех дви-
гателей— ручное, при по-
мощи установочных авто-
матов, обеспечивающих
защиту от перегрузок и
коротких замыканий.
В ячейке преобразова-
теля питания вращателя
установлены контакторы
для реверсирования дви-
гателя-вращателя. При-
соединение нагрузок к
преобразователям осу-
ществляется при помощи
штепсельных разъемов.
Для сварки в среде
углекислого газа труб
диаметром 89—273 мм
в секции длиной 36—40 м
на полустационарной тру-
босварочной базе исполь-
зуют установки УТ1 и
УТ1Л. Электроприводы
установки обеспечивают
регулирование скорости
подачи электродной про-
волоки в диапазоне 160—
550 м/ч, причем преду-
смотрены три cTvnenn ско-
ростей подачи проволоки,
а на каждой ступени —
плавное регулирование
на 50% вниз от номинала.
!
DxdDQJ
осиг
пьпроц
: DC.U2 nhD/JOU П
ипнажшЗипн
ozoHhDdoga
апнаьсикид
ппряаэ
ariHatnodg
nxoLftigodu
noHgodujxau'e
Dhopou
DCD?.
gatiaapou
iiwaaanx g
nxoi/ogadu
aawDHijf,
nxwngxndi/
I
тЬшш
S09i/0U
Рис. 12.7. Принципиальная схема электрооборудования установки УТ1
441
Частоту вращения секции можно изменять десятью ступенями
от 12 до 60 м/ч, а на каждой ступени — плавно на 25% вниз
от номинала.
Принципиальная схема электрооборудования установки УТ1
показана на рис. 12.7. Электроприводы постоянного тока уста-
новки получают питание от сварочного агрегата СДАУ1 с жест-
кой характеристикой, состоящего из асинхронного двигателя
ДЗ и генератора Г. Асинхронный двигатель ДЗ может получать
питание от передвижной электростанции пли от промышленной
электрической сети.
Обмотка возбуждения генератора ОВГ питается через
трансформатор Тр и выпрямитель ВС. Ток в этой обмотке
можно регулировать изменением сопротивления РСЗ или пере-
ключением числа витков вторичной обмотки трансформатора Тр.
От общих шин постоянного тока получает питание шланго-
вый полуавтомат ПАС для прихватки труб, машинка для на-
мотки проволоки МНП и подогреватель газа ПГ (последний
присоединяется при помощи штепсельного разъема IUP).
Двигатель подачи электродной проволоки Д1 (тип
МУ-320 — 24—30 В, 10 А) включается ручным выключателем
В1. При помощи резистора РС1 можно регулировать частоту
вращения этого двигателя. Включение и реверсирование дви-
гателя вращения секции Д2 (тип Г-12в — 24—30 В, 10 А) осу-
ществляется трехполюсным переключателем П. Для регулиро-
вания частоты вращения этого двигателя служит резистор РС2.
Для включения сварочного тока и подачи газа служат вклю-
чатель В2, контактор К и электропневматический клапан ЭПК.
Радиопомехи подавляются емкостями Cl, С2 и СЗ; для из-
мерения напряжения генератора служит вольтметр V.
Схема электроприводов полевой автосварочной установки
ПАУ 602, предназначенной для сварки под слоем флюса труб
диаметром 720—1220 мм в секции длиной до 40 м, принципи-
ально не отличается от схемы на рис. 12.7. Небольшое отличие
заключается в том, что двигатель постоянного тока привода
вращателя труб (тип А—21 кВт, 110 В) получает питание не
от сварочного генератора, а по схеме генератор—двигатель
от генератора П31 (2,6 кВт, 115 В). Реверсирование этого дви-
гателя осуществляется дистанционно контакторами в цепи якоря.
Трубосборочные лнниии МТЛ121 и МТЛ141 предназначены
для механизированной сборки на стеллажах труб диаметрами
1220 и 1420 мм в плети длиной до 36 м. Рассмотрим принципи-
альные электрические схемы МТЛ121 и МТЛ141 (рис. 12.8).
Линии состоят из трех секций и будки. Привод рольгангов про-
дольного перемещения труб вдоль линии приводится во враще-
ние на первой секции — двумя электродвигателями М3 и М4, на
второй секции — тремя электродвигателями М5, Мб и М7, на
третьей секции—тремя электродвигателями М8, М9 и М10.
Приводы рольгангов, маслонасоса Ml и вентилятора М2 приво-
442
дятся во вращение асинхронными двигателями с короткозамк-
нутыми роторами.
Защита от короткого замыкания и перегрузок из-за недо-
пустимой продолжительности пуска, а также включение дви-
гателей маслонасоса и вентилятора осуществляются трехпо-
люсными автоматическими выключателями В7, В8, В4 и В5.
Включение приводов рольгангов может быть раздельное и
совместное. Включение влево или вправо приводов рольгангов
первой секции осуществляют поворотом влево или вправо
ручки универсального переключателя ВА2. При этом срабаты-
вает соответственно магнитный пускатель Р1-1 или Р1-2, их за-
мыкающие главные контакты, подключающие сеть к обмоткам
электродвигателей М3 и М4, валы которых начинают вращаться
в ту или другую сторону.
Для прямого или реверсивного включения электродвигате-
лей рольгангов второй и третьей секций ручку универсального
переключателя ВАЗ необходимо повернуть влево или вправо.
При этом срабатывает магнитный пускатель Р2-1 пли Р2-2, за-
мыкающие главные контакты которого включают электродви-
гатели на прямое или обратное вращение. Совместное управле-
ние приводами рольгангов осуществляется универсальным пере-
ключателем ВА4. При этом все валы электродвигателей начи-
нают вращаться в ту пли другую сторону одновременно.
В схеме предусмотрены электрическая и механическая бло-
кировки включения магнитных пускателей Pl-1, Р1-2 и Р2-1,
Р2-2 с помощью их размыкающих блок-коптактов и механичес-
кого переключателя контактов универсальных переключателей.
Электродвигатели М3 - М10 выключают поворотом ручки уни-
версальных переключателей ВА2—ВЛ4 (нулевое положение).
Для экстренной остановки в нужном положении электродви-
гателей рольгангов в схеме применено динамическое торможе-
ние, которое работает следующим образом. В момент выклю-
чения электродвигателей Мз — М10 замыкаются разомкнутые
размыкающие блок-контакты Pl-1, Pl-2, Р2-1 и Р2-2, которые
включены последовательно в цепь с катушкой реле времени РВ
и выпрямительным мостом Д8 --Д11. Эти блок-контакты под-
ключают катушку реле времени РВ к сети напряжением 220 В.
Реле срабатывает и замыкается его замыкающий контакт
в цепи катушки контактора РЗ, после чего срабатывает контак-
тор и замыкаются его замыкающие главные контакты, которые
включают динамическое торможение электродвигателей. Дина-
мическое торможение осуществляется постоянным током, полу-
ченным трехфазным однополупсриодным выпрямителем Д5 —
Д7. Выпрямительный ток проходит по двум статорным обмот-
кам каждого электродвигателя и создает тормозной момент.
Причем две параллельно включенные обмотки электродвигате-
лей М3 и М4 соединены последовательно с параллельно вклю-
ченными обмотками электродвигателей М5— М10.
443
41 Д1Д
Последовательно включенный в эту цепь ре-
зистор R11 ограничивает ток динамического тор-
можения. Основной тормозной путь трубы, лежа-
щей на рольгангах, проходит при больших скоро-
стях, и ошибки в определении пути при динами-
ческом торможении могут быть весьма большими.
С увеличением тока динамического торможения
п времени его прохождения по обмоткам электро-
двигателей тормозной путь уменьшается, но вместе
с тем и увеличивается нагрев обмоток.
В схеме выдержка по времени прохождения то-
ка динамического торможения осуществляется раз-
мыкающим контактом РВ с выдержкой времени,
включенного последовательно в цепь катушки кон-
тактора динамического торможения РЗ.
Цепи управления электроприводами от корот-
ких замыканий защищены автоматическим выклю-
чателем В9. Труба вращается относительно про-
дольной оси посредством червячного редуктора
электродвигателем постоянного тока М12 с незави-
симой обмоткой возбуждения ОВМ. На обмотку
возбуждения электродвигателя через стабилизатор
напряжения Э1 и двухполупериодный выпрямитель-
ный мост Д7—Д4 подается стабилизированное на-
пряжение постоянного тока. Цепи RC, подключен-
ные параллельно каждому вентилю, защищают
их от перенапряжений.
Для питания двигателя М12 постоянным напря-
жением, изменяющимся по величине, в схеме при-
менен электромашипный усилитель. Этот агрегат
состоит из встроенного в общий корпус генератора
постоянного тока и приводного асинхронного элект-
родвигателя с короткозамкнутым ротором. Элект-
ромашинный усилитель является машиной с попе-
речным магнитным полем. Главный поток генера-
тора усилителя создается поперечной цепью
обмотки якоря, замкнутой двумя поперечными щет-
ками, соединенными накоротко. Током короткого
замыкания поперечного контура создается основной
поток усилителя, в котором при вращении возни-
кает э. д. с., между щетками продольного выход-
ного контура якоря. Эта э. д. с. и используется как
источник питания двигателя постоянного тока.
Включение приводного электродвигателя элект-
ромашипного усилителя и защита его от короткого
.замыкания и перегрузок недопустимой продолжи-
тельности осуществляются автоматическим выклю-
чателем В 2,
445
Задающая обмотка (ОЗ) ЭМУ питается стабилизированным
постоянным напряжением 220 В. Регулирования тока в задаю-
щей обмотке, а следовательно, и регулирования частоты враще-
ния вала двигателя постоянного тока MI2 достигают посредст-
вом реостата R1. На прямое и обратное вращение двигатель
М12 включают универсальным переключателем ВА1.
Для стабилизации частоты вращения вала двигателя М12
в схеме предусмотрены отрицательные обратные связи по час-
тоте вращения вала (ОСС) и по напряжению двигателя (ОСН).
Отрицательная обратная связь по скорости осуществляется об-
моткой управления ОСС ЭМУ и тахогенератором ТГ, вал кото-
рого посредством муфты связан с валом двигателя. Обмотка
возбуждения тахогенератора питается током от стабилизиро-
ванного источника напряжением 220 В. Обмотка ОСН, подклю-
ченная параллельно к якорю двигателя, составляет цепь отри-
цательной обратной связи по напряжению. Резисторы R8 и R9
ограничивают ток в обмотках ОСС и ОСН.
Частоту вращения вала двигателя контролируют по вольт-
метру V, который подключен параллельно к якорю тахогенера-
тора. Если напряжение на двигателе М12 из-за отсутствия
одной или двух обратных связей резко увеличится, а следова-
тельно, увеличится и частота вращения вала двигателя, то сра-
батывает реле Р4, замыкающий контакт которого замкнет цепь
реле Р5, которое сработает и своим замыкающим контактом
заблокирует себя. Размыкающий контакт Р5 в свою очередь от-
ключит задающую ОЗ обмотку ЭМУ, и двигатель остановится.
Для обеспечения нормальной технологической последователь-
ности операций на линии установлены три конечных выключа-
теля. При поднятых перегружателе и гидроподъемнике замы-
кающие контакты конечных выключателей В2 и ВЗ, последова-
тельно включенные в цепь катушек магнитных пускателей Р1-1
и Р2-1 размыкаются. Таким образом, двигатели рольгангов маг-
нитными пускателями Р1-1 и Р2-1 не включаются.
Вторые пары размыкающих контактов В2 и ВЗ включают
сигнальную лампу Л2 с надписью «Опусти механизмы». Если
труба будет лежать на механизмах продольного перемещения,
то размыкающий контакт конечного выключателя В1 разомк-
нется, что в свою очередь отключит задающую ОЗ обмотку
ЭМУ. Труба не будет вращаться и замыкающий контакт В1
окажется замкнутым, при этом появится световой сигнал лампы
Л1 с надписью «Подними трубу». При поднятии трубы схема
приходит в рабочее состояние.
Вспомогательное оборудование
Электропривод находит применение и во вспомогательных
механизмах для сварочных работ. Так, маслонасос центратора
ЦВЮН приводится во вращение двигателем постоянного тока
(4,8 кВт, 27 В), питаемым через предохранитель, кабель и
446
штепсельный разъем от двухпостоянного сварочного агрегата
АСДП-500Г (или от основных зажимов агрегата АСБ-300).
С учетом падения напряжения в токоподводящих кабелях и
кратковременности работы электродвигателя допускается при-
соединять двигатель центратора к зажимам сварочного генера-
тора напряжением до 55 В.
Предохранитель устанавливают на передней стенке свароч-
ного агрегата. Один из зажимов предохранителя через балласт-
ный резистор РБ-300 присоединяют к положительному зажиму
сварочного генератора. К другому зажиму присоединяют основ-
ной кабель, подводящий ток к двигателю центратора. Его про-
тивоположный конец заканчивается медным, изолированным по
диаметру стержнем, при помощи которого замыкается и размы-
кается цепь питания электродвигателя. Для этого па крышке
центратора и на конце штанги имеются соответствующие мед-
ные контакты.
В тяговой лебедке ЛТ-3, предназначенной для стягивания
одиночных труб диаметром до 1020 мм при сборке их в секции
на сборочном кондукторе трубосварочной базы, используется
электродвигатель постоянного тока ДК-908А (4 кВт, 30 В, 960
об/мин) последовательного возбуждения. Управление двигате-
лем — контакторное дистанционное с кнопочных постов. Схема
управления позволяет осуществить включение, реверс и выклю-
чение электродвигателя лебедки. Для уменьшения потребления
энергии цепями управления последовательно с катушками кон-
такторов включены экономические сопротивления.
Для ограничения тягового усилия лебедки служит предох-
ранительная муфта между электродвигателем и редуктором.
Глава 13
Коэффициент мощности и экономия
электроэнергии
§ 82. Общие положения
Работа асинхронных двигателей, трансформаторов и других
устройств переменного тока, обладающих индуктивным сопро-
тивлением, сопровождается процессом непрерывного изменения
возникающего в них магнитного потока. При всяком изменении
магнитного потока в цепи этих устройств возникает э. д. с. са-
моиндукции, противодействующая изменению магнитного по-
тока. Поэтому напряжение генераторов переменного тока, уста-
новленных па электростанциях, содержит составляющую, кото-
рая в каждый момент времени компенсирует противодействие
э.д.с. самоиндукции. Следовательно, п мгновенное значение
мощности генератора всегда имеет такую составляющую, кото-
рая обусловлена противодействием э.д.с. самоиндукции. Эта
составляющая мгновенной мощности генератора называется
реактивной мощностью.
Как известно из курса электротехники, реактивная мощ-
ность, идущая на создание магии того потока в аппаратах и
машинах, обладающих индуктивным сопротивлением, 4 раза
в течение каждого периода переменного тока меняет свое на-
правление, причем среднее значение этой мощности за каждый
полупериод равно нулю.
Таким образом, к токоприемникам промышленных предприя-
тий доставляется кроме активной энергии, преобразуемой в них
в другие виды энергии, также п реактивная энергия, которая
необходима для создания магнитных полей в электродвигате-
лях, трансформаторах и т. д.
Реактивная энергия, соответствующая реактивной мощности,
пе производит полезной работы. Вместе с тем обмен реактив-
ной мощностью между токоприемниками и генераторами элект-
ростанций приводит к добавочным потерям активной энергии
в линиях, трансформаторах и генераторах.
Мерой соотношения между активной и реактивной мощно-
стями является коэффициент мощности, определяемый как от-
ношение активной мощности Р к полной S:
СО5ф = — г— --------, (13.1)
4 S ]Рг 4- Q2 '
где Q — передаваемая реактивная мощность.
448
При синусоидальной форме напряжения и тока величина
коэффициента мощности совпадает с косинусом угла сдвига
фаз между напряжением и током. При песинусопдалыюн форме
напряжений и токов для определения коэффициента мощности
cos<p необходимо умножить на коэффициент искажения, мень-
ший единицы и характеризующий реактивные мощности высших
гармоник.
По формуле (13.1) определяют текущее значение коэффици-
ента мощности для определенного момента времени.
Основным показателем потребления реактивной мощности
за некоторый период наблюдения (сутки, месяц, год) является
средневзвешенный коэффициент мощности, рассчитываемый по
формуле
со8Фс.в = _^=-, (13.2)
у W '2a l
где IV'a и IV'P — показания счетчиков активной и реактивной
энергии за период наблюдения.
Коэффициент мощности электротехнической установки, до-
стигнутый без применения специальных средств для повышения
его, называется естественным. Естественный costp большинства
промышленных предприятий колеблется в пределах 0,5—0,7.
Реактивная энергия, потребляемая предприятием, определя-
ется величиной намагничивающей мощности, которая требуется
отдельным элементам электроустановки. На долю асинхронных
двигателей приходится более 60% всей реактивной энергии, по-
требляемой от энергетических систем промышленными пред-
приятиями, а на долю трансформаторов — до 20%. Остальная
часть (около 20%) приходится на долю преобразовательных
подстанций, установок индукционного нагрева, реакторов, воз-
душных линий и др. Таким образом, основными потребителями
реактивной энергии на промышленных предприятиях являются
асинхронные двигатели и трансформаторы.
Реактивная мощность Q, потребляемая асинхронным двига-
телем при данной его относительной нагрузке 0, может быть
выражена
Q = Qo + (Qh-Qo)02, (13.3)
где Qo —реактивная мощность намагничивания (холостого
хода) двигателя; — реактивная мощность двигателя при
номинальной нагрузке, равная Рн tg (рн/грг, 0— коэффициент на-
грузки двигателя, имеющий значение Р1Р», Рн и Р— номиналь-
ная мощность и мощность нагрузки па валу двигателя соответ-
ственно; t]H — номинальный КПД двигателя; tg срн — тангенс
угла сдвига фаз между линейным током и напряжением при
номинальной нагрузке.
16 Заказ № 2719 4 49
Основную роль в балансе реактивной мощности асинхрон-
ного двигателя играет реактивная мощность холостого хода Qo,
зависящая от объема магнитной цепи и от величины воздуш-
ного зазора, т. е. от номинальной мощности и конструкции дви-
гателя.
Реактивная мощность холостого хода у асинхронных двига-
телей единых серий колеблется в пределах 60—85% от реак-
тивной мощности двигателя при полной нагрузке. На рис. 13.1
показано изменение относительной реактивной мощности асин-
хронных двигателей в
Рис. 13.1. Зависимость от-
носительной реактивной
мощности асинхронного дви-
гателя от коэффициента на-
грузки
зависимости от коэффициента нагрузки.
На нефтяных промыслах реактив-
ная мощность потребляется в основ-
ном асинхронными двигателями. Осо-
бенно низок коэффициент мощности
у двигателей, работающих со значи-
тельной недогрузкой, а также при
пульсирующем характере нагрузки или
переменном графике нагрузок. Поэто-
му у приводных двигателей станков-
качалок, буровой лебедки и ротора
чрезвычайно низок коэффициент мощ-
ности (0,5—0,6). Асинхронные двига-
тели компрессорных и насосных уста-
новок, как правило, загружены полно-
стью и работают с коэффициентом
мощности, близким к номинальному.
Значительное влияние на величину
cos <р оказывает реактивная мощность
трансформаторов. Для ее определения
существуют соотношения, аналогичные формуле (13.3). Реак-
тивная мощность трансформатора может быть вычислена на
основании его каталожных данных:
Q^~'^r(/<l% '"ик%Рт), (13.4)
где SH — номинальная мощность трансформатора; /0 и ик —
сила тока холостого хода и напряжение короткого замыка-
ния, %; рт — коэффициент нагрузки трансформатора, равный
Ц1Н; / и /„ — соответственно сила нагрузочного и номинального
тока трансформатора.
Реактивная мощность намагничивания составляет в среднем
у современных трансформаторов при холостом ходе 4—6% от
их номинальной мощности (у более старых конструкций 4,5—
10%). При полной нагрузке реактивная .мощность повышается
приблизительно в 2 раза, однако решающее значение для ве-
личины cos ф трансформатора имеет характер его нагрузки, т. е.
cos ср нагрузки.
450
Причиной увеличения реактивной мощности асинхронных
двигателей и трансформаторов с ростом нагрузки являются маг-
нитные поля рассеяния, возникающие в обмотках машин.
Если активная мощность в электрической цепи постоянна, а
реактивная мощность> в ней увеличивается, то ее коэффициент
мощности понижается, что сопровождается увеличением полной
силы тока. Это в свою очередь приводит к неэкономичной ра-
боте всей системы электроснабжения, так как возрастают по-
тери активной мощности, увеличиваются размеры (мощность)
электрооборудования, недопаточно эффективно используются
мощности генератора и первичных двигателей на электростан-
циях.
Потери активной мощности в элементах питающей сети (ли-
ниях, трансформаторах и т. д.)
ДР=-3/2г =3(--^— fr-- — + (13.5)
\ ]/ 3 ] U- U*
\ pz3C'coscp / U- cos2 <р cos2 <р
где г—эквивалентное активное сопротивление сети; Р и Q—
передаваемые активная и реактивная мощности; К—постоян-
ная величина при заданной передаваемой активной мощности.
Из формулы (13.5) следует, что с увеличением передавае-
мой реактивной мощности потери активной мощности будут
возрастать вследствие увеличения слагающей Q2rlU2. Формула
(13.6) показывает, что потери активной мощности обратно про-
порциональны квадрату коэффициента мощности.
Увеличение размеров электрооборудования при снижении
cos<p объясняется тем, что сечение линий и шин, мощность
трансформаторов и генераторов, размеры оборудования опреде-
ляются силой тока, которая обратно пропорциональна cos<p.
Вместе с ухудшением экономичности системы электроснаб-
жения понижение cos ср приводит к увеличению потерь и коле-
баний напряжения.
Повышение коэффициента мощности имеет народнохозяйст-
венное значение. Чтобы стимулировать повышение коэффици-
ента мощности предприятиями, плату за электрическую энер-
гию, обычно исчисляемую по двухставочному тарифу, ставят
в непосредственную связь с величиной коэффициента мощности.
Однако электроснабжающие организации требуют не просто
увеличения коэффициента мощности, а поддержания заданного
оптимального значения коэффициента реактивной мощности.
Коэффициент реактивной мощности tg<р — это отношение реак-
тивной нагрузки потребителя к активной, участвующей в макси-
муме нагрузки энергосистемы. Если фактический tgфф пред-
приятия равен оптимальному tgq:,,,,., заданному энергосисте-
мой, то предприятию представляется скидка до 8% как с ос-
15* 451
новной, так и с дополнительной платы за электроэнергию. Если
же tg <рф значительно отличается от tg<p()r,T, то производится
дополнительная надбавка к тарифу на электрическую энергию,
которая может достигать 34% и более.
§ 83. Повышение коэффициента мощности
Коэффициент мощности электроустановок может быть по-
вышен без применения компенсирующих устройств или путем
использования этих устройств.
В первом случае уменьшают потребляемую токоприемни-
ками реактивную энергию применением рациональных типов
электрооборудования или режимов его использования. Эти меры
применяют в первую очередь для того, чтобы сократить, а если
возможно, и исключить потребность в специальных компенси-
рующих устройствах.
Повышение коэффициента мощности на промыслах достига-
ется следующими мерами.
Применение синхронных двигателей
В дополнение к преимуществам синхронных двигателей (см.
гл. 3) они обладают способностью работать с током, опережаю-
щим напряжение, и, следовательно, выполнять функции генера-
торов реактивной энергии. Работу синхронного двигателя в ка-
честве генератора реактивной энергии можно пояснить следую-
щим образом. Если пренебречь падением напряжения в обмотке
статора двигателя, обусловленным активным и индуктивным
сопротивлениями, то э. д. с., возникающая в обмотке статора при
работе двигателя без нагрузки, равна напряжению сети. Элект-
родвижущая сила определяется результирующим магнитным
потоком в воздушном зазоре. Этот поток в свою очередь опре-
деляется магнитодвижущими силами обмотки статора и об-
мотки возбуждения (ротора). Поскольку напряжение сети по-
стоянно, э.д. с. п, следовательно, вызвавший ее результирующий
магнитный поток остаются постоянными независимо от значения
тока возбуждения.
В том случае, когда ток возбуждения отсутствует, весь по-
ток создается только током статора. При этом двигатель по-
требляет реактивный ток, отстающий от напряжения сети так
же, как асинхронный двигатель, работающий без нагрузки.
Если машину возбудить, то часть результирующего потока бу-
дет создана током возбуждения ротора и намагничивающий ток
статора уменьшится. Дальнейшее увеличение силы тока воз-
буждения приведет к тому, что ток обмотки статора будет раз-
магничивающим. В противном случае поток оказался бы
больше результирующего. В результате при перевозбуждении
синхронный электродвигатель будет потреблять размагничи-
вающий ток, опережающий по фазе напряжение, а машина бу-
дет работать как генератор реактивной энергии и может быть
452
использована для повышения коэффициента мощности промыш-
ленного предприятия.
Таким образом, синхронные двигатели выполняют две функ-
ции: приводят в движение производственные механизмы и, бу-
дучи перевозбужденными, производят реактивную энергию.
Работа асинхронных двигателей с нагрузкой, близкой к но-
минальной и замена малозагруженных электродвигателей дви-
гателями меньшей мощности. В первую очередь следует стре-
миться к увеличению загрузки асинхронных электродвигателей
более полным использованием производственных механизмов
совершенствованием технологического процесса, улучшающих
энергетический режим оборудования и повышающих коэффици-
ент мощности. Замена малозагружспного асинхронного элект-
родвигателя двигателем меньшей мощности должна быть рен-
табельной, т. е. должна сопровождаться уменьшением суммар-
ных потерь активной мощности в двигателе и сетях. Поэтому
для решения вопроса об его замене необходимо сделать расчет
рентабельности такой замены.
К рассмотренной группе мероприятий также относятся:
устранение холостой работы асинхронных электродвигателей
посредством ограничителей холостого хода, отключение транс-
форматоров при загрузке менее 30% с переводом их нагрузки
на другие трансформаторы, улучшение качества ремонта транс-
форматоров и асинхронных двигателей.
Повышение коэффициента мощности
при помощи компенсирующих устройств
Рассмотрим процесс повышения коэффициента мощности
при помощи компенсирующего устройства (рис. 13.2). Ток Л,
потребляемый асинхронным двигателем (или другим токопри-
емником), отстает по фазе от напряжения на угол <р2 вследствие
индуктивного характера нагрузки. При параллельном соедине-
нии конденсатора величина потребляемого им тока /к, опере-
жающего напряжение на 90°, будет вычитаться из величины
тока /]. В результате потребляемой из сети реактивный ток
уменьшится до величины 12Р:
^2р Лр
Сила тока /2, потребляемого из сети, меньше силы тока 1\,
ток сдвинут по фазе на угол <p2<cpj, чем и объясняется повыше-
ние коэффициента мощности.
Из диаграммы токов (рис. 13.2, б) можно, перейдя к диа-
грамме мощностей (рис. 13.2, а), получить следующее выраже-
ние для расчета необходимой мощности компенсирующего уст-
ройства:
QK = Qi-Q»=Pe.r(tg4>i-tg<pa), (13.7)
453
где Pc. г — средняя годовая активная мощность, которую для
непрерывно работающих предприятий нефтяных и газовых про-
мыслов находят делением годового потребления активной энер-
гии на Га = 8000 ч, а для подсобных предприятий и заводов,
работающих в две смены,— на 7’в = 4000 ч и при трехсменной
работе--па 7’а = 6000 ч (Тв — число часов работы компенси-
рующего устройства за год в часах)
коэффициент реактивной мощности
Рис. 13.2. Схема включения кондснсато-
ров (а) и векторные диаграммы токоп (6)
и мощности (в)
; tgcpj —средневзвешенный
за год; tg <р2— коэффициент
реактивной мощности,
который должен быть до-
стигнут после компенса-
ции.
В качестве компенси-
рующих устройств исполь-
зуют либо конденсаторы,
либо синхронные двига-
тели, либо синхронные
компенсаторы. При тех-
нико-экономическом обо-
сновании выбора типа
компенсирующего уст-
ройства руководствуются
сравнением расчетных за-
трат па 1 квар-ч. Наи-
выгоднейшим признается то компенсирующее устройство, при
котором расчетные затраты на 1 квар-ч наименьшие. Эти удель-
ные расчетные затраты определяют из равенства
^у. К - Зу. iPy. К
fey. к (Рп Ра)
(13.8)
в
где Зу. э — стоимость электроэнергии, руб/кВт-ч; ру. к — удель-
ный расход активной мощности на компенсацию в данном ком-
пенсирующем устройстве, кВт/квар; /гу. к — удельные капиталь-
ные вложения на компенсацию, руб/квар; рв — нормативный
коэффициент эффективности капитальных вложений, соответст-
вующий нормативному сроку окупаемости; ра — коэффициент
аммортизационных отчислений.
Значения расчетных параметров fey. к, ру.к и ра определяют
по табл. 13.1.
Как следует из табл. 13.1 и формулы (13.8), расчетные за-
траты на 1 квар-ч для синхронных двигателей определяются
в основном эксплуатационными расходами, зависящими от
удельных потерь активной мощности на компенсацию и стоимо-
сти электроэнергии, а для конденсаторов — первоначальными
капиталовложениями. Расчеты показывают, что на промыслах
прежде всего следует использовать работу синхронных двига-
телей с опережающим током. Этот способ компенсации эконо-
454
Таблица 13.1
Расчетные параметры различных компенсирующих устройств
Вид компенсирующего устройства ку. к' руб квар Гу. к’ кВт/кпар ₽а
Конденсаторы при напряжении, кВ:
0,22 14,5 0,004 0,1
0,38 9 0,004 0,1
0.5 и 0,66 8 0,004 0,1
3—10 4 0,003 0,1
Синхронные электродвигатели мощ-
ноетью, кВт:
до 100 2,5 0,007—0,07 0,10
100—600 1,5 0,007 -0,07 0,06
более 600 1 ,0 0,007—0,07 0,06
Синхронные компенсаторы мощ-
ноетью, кВ-А:
7 500 12,5 0,027 0,06
15 000 9,5 0,023 0,06
30 000 8,5 0.02 0,06
мически более выгоден, чем применение асинхронных двигате-
лей и батарей конденсаторов.
Синхронные компенсаторы - менее экономичные компенси-
рующие устройства, чем синхронные электродвигатели пли кон-
денсаторы. Их применение на районных подстанциях энергоси-
стем позволяет автоматически регулировать напряжение в сети
и повышать устойчивость работы энергосистемы при коротких
замыканиях.
§ 84. Размещение и схемы включения
компенсирующих устройств
Схемы включения конденсаторных батарей и их защита
В сетях промышленных предприятий получили распростра-
нение централизованная, групповая и индивидуальная компен-
сация реактивной мощности.
При централизованной компенсации на стороне напряжения
выше 1 кВ, когда конденсаторную батарею устанавливают на
шинах 6- 10 кВ трансформаторной подстанции, применяют кон-
денсаторы. Их требуется меньше, и стоимость установленного
1 квар минимальная, но распределительные сети трансформа-
тора не разгружаются от реактивной мощности, а следова-
тельно, потери энергии в них не уменьшаются и мощности
трансформаторов на подстанции не могут быть уменьшены.
При компенсации по этой схеме разгружаются только располо-
женные выше звенья энергосистемы: сети 6—10 кВ и генера-
торы электростанций.
455
При централизованной компенсации на стороне напряжений
ниже 1 кВ, когда конденсаторную батарею устанавливают на
шинах 0,38 кВ подстанций, разгружаются от реактивной мощ-
ности не только сети 6- 10 кВ, но и трансформаторы на под-
станции, однако промысловые распределительные сети 0,38 кВ
также остаются неразгруженными. Поэтому такая установка
нецелесообразна.
При групповой компенсации, когда конденсаторные батареи
устанавливают в цехах и присоединяют непосредственно к це-
ховым распределительным пунктам (РП) или шинам 0,38 кВ,
разгружаются от реактивной мощности и трансформаторы на
подстанции, и питающие сети 0,38 кВ. Неразгруженными ос-
таются только распределительные сети к отдельным электро-
приемникам.
Расчеты показывают, что установка батареи конденсаторов
на стороне 6—10 кВ оказывается выгодной в том случае, если
это не приводит к необходимости увеличения числа трансфор-
маторных подстанций 6/0,38 кВ. При увеличении числа транс-
форматоров хотя бы на один расчетные затраты резко возра-
стают и становится выгодным компенсировать реактивную мощ-
ность на стороне 0,38 кВ.
Для равномерного распределения компенсирующих уст-
ройств целесообразно подключать конденсаторную батарею
к шинам РП таким образом, чтобы реактивная нагрузка этого
РП составляла более половины мощности подключаемой кон-
денсаторной батареи.
При индивидуальной компенсации, когда конденсаторная ба-
тарея подключается непосредственно к зажимам потребляю-
щего реактивную мощность электроприемника, такой способ
наиболее эффективен в отношении разгрузки от реактивной
мощности питающей и распределительной сетей, трансформато-
ров и сетей высшего напряжения, но при этом недостаточно
используются конденсаторные батареи, так как при отключении
электроприемника отключается п его конденсаторная батарея.
В целом требуется большая установленная мощность конденса-
торов.
На промыслах установка конденсаторов в сетях до 1000 В
рациональна для сетей глубиннонасоспых установок. Здесьпри-
меняется индивидуальная компенсация с установкой конденса-
торов у отдельных электродвигателей станков-качалок. Этот
способ вполне целесообразен, поскольку электродвигатели стан-
ков-качалок работают длительно, а протяженность питающих их
магистралей велика.
Как правило, компенсацию реактивной мощности следует
производить в той же сети (на том же напряжении), где она
потребляется; при этом будут минимальные потери энергии.
В зависимости от назначения, напряжения и мощности
схемы соединения конденсаторных установок выполняют одно-
456
а б 6 г
-J808 ''380В -'-ЗвОв Ч80В
фазными и трехфазными с параллельным или параллельно-по-
следовательным соединением конденсаторов.
В сетях напряжением до 1000 В применяют главным обра-
зом трехфазные конденсаторные установки с параллельным со-
единением конденсаторов, соединенных по схеме треугольника.
Батареи можно подключать как непосредственно под общий
выключатель с токоприемником, так п через отдельный выклю-
чатель к шинам распределительных щитов (рис. 13.3, а—г).
Основной схемой соеди-
нения конденсаторных ус-
тановок напряжением 3—
10 кВ является параллель-
ное соединение однофазных
конденсаторов в каждой
фазе батареи с соедине-
нием фаз треугольником
(рис. 13.3, д).
В соответствии с Пра-
вилами устройства элек-
троустановок конденсатор-
ные установки должны
иметь следующие виды за-
щиты:
от коротких замыканий,
общую для всей конденса-
торной установки, выпол-
няемую в виде максималь-
ной токовой защиты, кото-
рая действует на отключе-
ние без выдержки времени;
от короткого замыкания
самих конденсаторов, вы-
полняемую при помощи
предохранителей;
от перегрузки токами высших гармоник, если такая пере-
грузка возможна;
от повышения напряжения, если известно, что уровень на-
пряжения в месте присоединения конденсаторной установки мо-
жет превышать 110% от номинального напряжения;
от однофазных замыканий на землю при силе тока однофаз-
ного замыкания в сети 20 А и выше.
К батареям наглухо присоединяют разрядные резисторы,
в качестве которых при напряжении до 380 В используют лампы
накаливания; при напряжении 500—660 В и выше 1000 В —
трансформаторы напряжения. При индивидуальной компенса-
ции разрядным резистором служит обмотка двигателя. С целью
более эффективного разряда конденсатора, а также для на-
дежного снижения напряжения на зажимах конденсатора при
Рис. 13.3. Схемы присоединения конден-
саторных установок:
а — с общим выключателем; б — с рубильни-
ком и предохранителями; в — с предохраните-
лями и контактором; а—с автоматическим
выключателем; д — с выключателем высокого
напряжения
457
внезапных разрывах электрической цепи применяют конденса-
торы со встроенными разрядными резисторами.
Реактивную мощность (квар) отдельного конденсатора оп-
ределяют по формуле
<7н = 2л/С^-1(Г3, (13.9)
где Uu — номинальное напряжение конденсатора, кВ; f — час-
тота, Гц; С — емкость конденсатора, мкФ.
Изготовляют конденсаторы с номинальными напряжениями,
превышающими на 5% номинальные эксплуатационные напря-
жения электрических сетей. При таких напряжениях фактиче-
ская мощность конденсаторов составляет примерно 90% от их
номинальной мощности. Поэтому номинальную мощность кон-
денсатора следует пересчитать следующим образом:
(13.Ю)
\ и и '
где qH — номинальная каталожная мощность конденсатора;
U— фактическое напряжение в точке присоединения кон-
денсаторной батареи.
Зная мощность батареи статических конденсаторов QK, оы-
ределенную по формуле (13.7) и фактическую мощность одного
конденсатора qK, можно найти число конденсаторов в батарее:
п-^. (13.11)
Як
Если батарея состоит из однофазных конденсаторов, то их
число округляют до кратного трем; если же батарея состоит из
трехфазных конденсаторов, то их округляют только до целого
числа.
§ 85. Экономия электрической энергии
Нефтяная и газовая промышленность ежегодно потребляет
десятки миллиардов киловатт-часов электроэнергии, поэтому
экономное расходование этой энергии - актуальнейшая задача.
Основными источниками ее экономии являются внедрение
рациональных технологических режимов на базе достижений
науки и техники; рационализация схем электроснабжения; улуч-
шение работы энергетического и технологического оборудова-
ния; внедрение новой техники и прогрессивных норм расхода
электроэнергии.
Доля расхода электроэнергии па производствеино-технологи-
ские нужды составляет (И)—80%. Поэтому определение опти-
мального технологического режима при наименьшем расходе
электроэнергии — один из основных источников ее экономии.
К таким мероприятиям относятся: использование наиболее эф-
фективных способов бурения скважин, обеспечивающих высо-
кие скорости бурения, а следовательно, малый удельный расход
458
электроэнергии на 1 м проходки; применение наивыгоднейших
способов добычи нефти и газа, а также оптимальных режимов
эксплуатации месторождений; перевод скважин с компрессор-
ной на глубпннонасосную эксплуатацию; широкое применение,
внутриконтурного и законтурного заводнения; использование
экономически целесообразных режимов работы насосных и ком-
прессорных станций; укрупнение агрегатов на компрессорных
станциях магистральных газопроводов и регулирование их про-
изводительности; применение прогрессивных методов сварки
магистральных трубопроводов.
Мероприятия по рационализации схем электроснабжения:
применение глубокого ввода напряжения 35 кВ для буровых
установок, 6 кВ—для глубиннонасосных установок, 110 и
35 кВ — для насосных заводнения, 220 кВ -для компрессорных
станций магистральных газопроводов; приближение трансфор-
маторных подстанций к центрам нагрузок нефтепромысла и
разукрупнение их ограничением мощности в одном трансфор-
маторе; отключение части трансформаторов в период малой
нагрузки; использование экономически выгодных режимов
включения трансформаторов на двухтрансформаторных под-
станциях; включение в работу имеющихся резервных связей и
параллельных линий; поддержание уровней напряжения, близ-
ких к номинальному; расположение источников реактивной
мощности в местах ее потребления; применение напряжения
660 В вместо 380 и 500 В.
Для улучшения работы энергетического и технологического
оборудования целесообразно правильно выбирать тип и мощ-
ность электропривода и обеспечить его полную загрузку; про-
водить тщательный надзор за состоянием оборудования и свое-
временное проведение планово-предупредительных ремонтов;
исключить утечки сжатого воздуха и газа; повысить коэффици-
ент подачи глубинных насосов; уменьшить потери напора в за-
движках и трубопроводах; повысить надежность электрообору-
дования и устройств электроснабжения с целью исключения
простоев технологических установок; заменить, где это воз-
можно, асинхронные электродвигатели синхронными.
Внедрение новой техники (регулируемых электроприводов
буровых насосов, станков-качалок н центробежных нагнетате-
лей, электромагнитных муфт, комплектных устройств электро-
снабжения и управления и т. д.) наряду с повышением произ-
водительности технологических установок должно способство-
вать п экономии электроэнергии.
Важное значение имеет правильный учет и анализ удельного
расхода электроэнергии на единицу продукции. Это один из ос-
новных показателей, характеризующих технико-экономический
уровень производства в целом и степень рационального ведения
электрохозяйства. Нормы удельных расходов электроэнергии
позволяют контролировать состояние производства сравнением
459
фактического расхода с рекомендуемым или нормированным,
полученным за большой период эксплуатации на аналогичном
производстве или отдельном производственном процессе. В ряде
случаев по удельным нормам расхода электроэнергии выби-
рают мощность приводного электродвигателя.
Удельные расходы электроэнергии^на основные процессы
в нефтяной и газовой промышленности
Бурение нефтяных и газовых скважин, кВт-ч/м:
роторное:
эксплуатационное ............................... 60—100
разведочное ................................... 200—400
турбинное:
эксплуатационное ............................... 100—150
разведочное ................................... 250—450
электробурение:
эксплуатационное .............................. 60—70
разведочное ................................... 90—120
Эксплуатация нефтяных скважин, кВт-ч/т
компрессорная добыча:
жидкости ...................................... 30—120
нефти ......................................... 130—300
глубиннонасосная добыча:
жидкости ....................................... 3—6
нефти ......................................... 10—50
добыча жидкости центробежными погружными электро-
насосами ........................................ 7—12
добыча нефти центробежными погружными электрона-
сосами .......................................... 70—120
закачка газа и воздуха в пласт ..................0,2—0,3
закачка воды в пласт ............................ 3—5
общепромысловые затраты (перекачка воды, нефти, де-
эмульсация и т. д.) ............................ 10—25
Глава 14
Эксплуатация электрооборудования
и техника безопасности
при эксплуатации электроустановок
§ 86. Основные правила эксплуатации и безопасного
обслуживания электроустановок
В процессе эксплуатации все электрическое оборудование и
электрические сети предприятий находятся под постоянным на-
блюдением дежурных электриков и подвергаются периодиче-
скому осмотру, профилактическим испытаниям и ремонту. Кро-
ме того, некоторые работы в электротехнических установках
выполняют рабочие, не имеющие квалификации электриков
(замена осветительных ламп па действующих буровых, включе-
ние и выключение двигателей и пр.). Естественно, что при этом
возможна некоторая вероятность прикосновения человека к то-
коведущим частям.
Электрический ток, проходя через тело человека, может вы-
звать тяжелые травмы, а иногда и смерть. Степень поражения
электрическим током определяется его силой, характером пути
прохождения тока через тело человека, длительностью его про-
хождения, его частотой и индивидуальными свойствами чело-
века. Наиболее опасен ток промышленной частоты. Токи высо-
кой частоты не вызывают электрического шока, но при длитель-
но?.! прохождении могут привести к чрезмерному нагреванию
или ожогу отдельных частей тела. При силе тока промышленной
частоты 0,05 А, проходящего через человека, возможен смер-
тельный исход, а при силе тока 0,1 Л и более неизбежен смер-
тельный исход. Наиболее опасные поражения возникают при
прохождении тока через сердце и мозг.
Сила тока, проходящего через тело человека при попадании
его под напряжение, зависит от величины приложенного напря-
жения и сопротивления тела человека (состояние поверхности
кожи в месте соприкосновения, общее состояние организма че-
ловека и т. д.). Сопротивление тела человека изменяется от
нескольких сотен до десятков тысяч ом. Сопротивление тела
человека резко снижается при потной, засоренной прово-
дящей пылью, смоченной эмульсией или другими растворами
коже.
С другой стороны, как показывают исследования, подтверж-
денные опытом эксплуатации электротехнических установок,
трудно говорить о каком-то безопасном значении напряжения.
461
Условия безопасности при работе в электротехнических уста-
новках зависят от степени влажности помещения, температуры
этих помещений, наличия проводящей среды (массы металла,
раствора кислот и солей) и т. д. Поэтому, например, при ра-
боте в резервуарах, где имеются большие поверхности хорошо
проводящего металла, допустимое по условиям безопасности
напряжение переносных ламп принято равным 12 В. В иных
случаях, оговариваемых обычно правилами эксплуатации, до-
пускается напряжение 36 В и т. д.
При проектировании и сооружении электротехнических
установок всегда учитывают условия окружающей среды и пре-
дусматривают мероприятия, предотвращающие возможность по-
ражения электрическим током при эксплуатации электроустано-
вок.
Окружающая среда производственных и бытовых помеще-
ний, в которых находятся электрические провода и оборудова-
ние, может разрушительно действовать на изоляцию и тем са-
мым увеличивать опасность поражения человека электрическим
током. По состоянию окружающей среды с точки зрения опас-
ности поражения людей электрическим током производствен-
ные и бытовые помещения делятся на три категории: без повы-
шенной опасности, с повышенной опасностью и особо опасные.
К помещениям без повышенной опасности относятся: сухие,
в которых относительная влажность не превышает 60%; влаж-
ные, в которых относительная влажность временно может до-
стигать 75%; с токонепроводящими полами, токонепроводящей
пылью, нежаркие с температурой воздуха не выше 30° С; в ко-
торых невозможно одновременное прикосновение к металличе-
ским конструкциям зданий, машин, аппаратов, и т. д., имеющим
хорошее соединение с землей, с одной стороны, и с корпусами
электрооборудования — с другой.
К категории помещений с повышенной опасностью относятся
сырые помещения с относительной влажностью, длительно пре-
вышающей 75%; с токопроводящими полами, токопроводящей
пылью, с температурой воздуха, длительно превышающей 30° С;
с возможностью одновременного прикосновения к имеющим
соединение с землей металлоконструкциям зданий, технологи-
ческих аппаратов и механизмов, с одной стороны, и к металли-
ческим корпусам или конструкциям электрооборудования —
с другой.
К особо опасным помещениям относятся: сырые, в которых
по условиям производства относительная влажность близка
к 100%; с химически активной средой, в которых по условиям
производства постоянно или длительно содержатся пары или
образуются отложения, действующие разрушительно на изоля-
цию токоведущих частей электрооборудования; помещения,
в которых одновременно имеются два пли больше условий, ха-
рактеризующих категории помещений повышенной опасности.
462
К токопроводящим полам относятся деревянные торцовые
сырые и грязные полы; металлические плиты, бетонные и желе-
зобетонные сырые. К непроводящим относятся деревянные тор-
цовые сухие чистые полы и т. д. Следует отметить, что боль-
шинство производственных помещений на предприятиях нефтя-
ной и газовой промышленности относятся к категориям
помещений с повышенной опасностью и особо опасным.
Требования, предъявляемые правилами техники безопасно-
сти к электротехническим установкам, удовлетворяются прове-
дением ряда мероприятий техники безопасности, а именно: при-
менением соответствующих предупредительных плакатов и за-
щитных ограждений, препятстующих доступу к неизолирован-
ным частям электроустановок, находящихся под напряжением:
сооружением защитного заземления или отключения, предот-
вращающих опасность прикосновения людей к металлическим
частям оборудования, нормально не находящимся под напря-
жением, защитных средств (изолирующих подставок, бот, рука-
виц, штанг и пр.), надлежащим организационным оформлением
производимых работ.
Применение тех или иных мероприятий техники безопасно-
сти зависит от номинального напряжения электротехнической
установки. Различают установки с номинальным напряжением
до 1000 В включительно и установки выше 1000 В. Обслужива-
ние действующих электроустановок, профилактические испыта-
ния, ремонтные работы, монтаж и демонтаж установленного
электрооборудования производит только персонал, прошедший
специальный инструктаж и проверку знаний по технике без-
опасности. Этим лицам устанавливается квалификационная
группа, определяющая круг работ, к которым они могут быть
допущены, о чем им выдается соответствующее удостоверение.
Лица, не имеющие такого удостоверения, к самостоятельному
проведению каких-либо работ в эксплуатирующихся электро-
установках не допускаются.
При работе с устройствами и оборудованием напряжением
выше 1000 В необходимо соблюдать условия:
на работу должно быть дано соответствующее разрешение
уполномоченного лица (наряд, устное или телефонное распоря-
жение) ;
работу должны производить не менее чем два лица;
перед началом работы должны быть выполнены технические
и организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность
работающего персонала (определены место и время начала и
окончания работы, состав бригады и лица, ответственные за
безопасность работ, произведены необходимые отключения, по-
ставлены ограждения и заземляющие устройства, приняты меры
к недопущению «ошибочной» подачи напряжения, вывешены
защитные плакаты: «Не включать -- работают люди», «Стой,
высокое напряжение», «Работать здесь» и т. д.).
463
Ремонтные работы в распределительных устройствах, стан-
циях управления и на панелях распределительных щитов на-
пряжением до 1000 В производятся по наряду не менее чем
двумя лицами. При невозможности снятия напряжения в уста-
новках напряжением 380 В и ниже допускаются работы без
отключения напряжения. При этом необходимо:
работать в диэлектрических галошах или стоять на изоли-
рующем основании;
пользоваться инструментом с изолированными рукоятками —
при отсутствии такого инструмента необходимо применять ди-
электрические перчатки;
оградить находящиеся под напряжением соседние токоведу-
щие части и заземление конструкции резиновыми ковриками,
электрокартоном, миканитовыми листами и пр.;
работать с опущенными и застегнутыми у кистей рук рука-
вами одежды и в головном уборе; ие применять ножовки, на-
пильники, металлические метры.
Для предохранения от поражения электрическим током или
от действия электрической дуги персонал снабжают защитными
средствами.
К. этим средствам относятся:
переносные указатели напряжения и токоизмсрительные
клещи;
переносные временные защитные заземления, переносные
ограждения и плакаты: предостерегающие, запрещающие, раз-
решающие и напоминающие;
защитные очки, брезентовые рукавицы и противогазы;
диэлектрические перчатки, рукавицы, боты и галоши, изоли-
рующие подставки, резиновые коврики, дорожки, штанги, клещи,
инструмент с изолирующими ручками.
Профилактические испытания, ремонт, монтаж и демонтаж
электрооборудования, наладочные и другие работы в действую-
щих взрывоопасных установках как внутри помещений, так и
в наружных можно производить только после снятия напряже-
ния. При этом должны быть проведены мероприятия по подго-
товке рабочего места (опорожнение и продувка аппаратов и
коммуникаций, установка заглушек, устройство временных ог-
раждений) .
Перед началом работы взрывоопасное помещение следует
тщательно проветрить, а помещение, опасное по пыли, увлаж-
нить; в течение всей работы должна действовать вентиляция.
В местах, находящихся ниже уровня земли, где возможно скоп-
ление тяжелых взрывоопасных газов, следует установить уси-
ленный надзор за работой вентиляционной системы, а также
предусмотреть постоянное дежурство представителей газоспа-
сательной станции и установку индикаторов, автоматически сиг-
нализирующих о появлении недопустимой концентрации взры-
воопасных газов.
464
При работе во взрывоопасных помещениях и наружных
взрывоопасных установках нельзя пользоваться открытым ог-
нем, электросваркой и паяльными лампами. Для заливки
кабельных муфт и разделительных уплотнений кабельную
массу нужно доставлять на место работы в разогретом состоя-
нии. Вместо сварки металлоконструкций следует применять
болтовые крепления, а провода соединять опрессовкой. Удар-
ные инструменты (молотки, кувалды) во избежание искрений
должны иметь медные накладки, а острия дыропробивных ин-
струментов нужно смазывать солидолом.
При работе в пожароопасных помещениях и установках не-
обходимо максимально ограничить операции, связанные с при-
менением открытого огня (подогрев кабельной массы, электро-
сварку, пайку с помощью паяльной лампы и пр.).
В остальном следует строго руководствоваться «Правилами
технической эксплуатации и безопасности электротехнических
установок промышленных предприятий», «Правилами безопас-
ности в нефтегазодобывающей промышленности» и местными
инструкциями по технике безопасности.
§ 87. Защитное заземление и защитное
отключение
Для обеспечения безопасности обслуживания и по условиям
работы электрооборудования в электроустановках создаются
заземляющие устройства, состоящие из заземлителей (надежно
соединенных с землей проводников) и проводников, соединяю-
щих заземлители с корпусами электрооборудования. При воз-
никновении однофазных замыканий на корпус заземляющие
устройства снижают напряжение на корпусах заземленного
электрооборудования до величины, безопасной для работы об-
служивающего персонала.
Заземлению подлежат корпуса электрических машин, транс-
форматоров, аппаратов и светильников; приводы электрических
аппаратов, вторичные обмотки измерительных трансформато-
ров; каркасы распределительных щитов, щитов управления,
щитков и шкафов; металлические конструкции распределитель-
ных устройств, металлические кабельные конструкции, метал-
лические корпуса кабельных муфт, металлические оболочки и
брони контрольных и силовых кабелей, металлические оболочки
приводов, стальные трубы электропроводки и другие металли-
ческие конструкции, связанные с установкой электрооборудова-
ния; металлические корпуса передвижных и переносных элект-
роприемников.
Для пояснения роли защитного заземления рассмотрим
схемы (рис. 14.1). На них буквой С обозначена емкость фаз
кабельной или воздушной сети относительно земли. При значи-
465
тельной протяженности сети сила емкостного тока достигает
относительно большой величины, значительно превосходящей
силу активного тока утечки. Если человек прикоснулся к кор-
пусу двигателя в момент, когда произошло замыкание на кор-
пус одной из фаз статорной обмотки при отсутствии заземле-
ния, он попадает под линейное напряжение (рис. 14,1, а). Тело
человека будет включено параллельно емкости С поврежден-
ной фазы. Ток через емкостное сопротивление двух неповреж-
а
Рис. 14.1. Схемы к пояснению роли
защитного заземления
денных фаз проходит по телу
человека. Для устранения та-
кой опасности корпус двига-
теля следует надежно зазем-
лить (рис. 14.1, б). В этом слу-
чае при пробое изоляции од-
ной из фаз на корпус дви-
гателя последний оказывается
по отношению к земле под
напряжением:
(73==/./3. (14.1)
Напряжение U.t, под кото-
рым окажется тело человека,
и ток /.г, протекающий через
него (рис. 14.1, в), определяют
формулами
£7ч-7чгч ==/X (14.2)
и
(14.з)
Гч
где /3 — сила тока, проходя-
щего через заземляющее уст-
ройство; г,, — сопротивление
тела человека; г3 — сопротив-
ление заземляющего устрой-
ства.
При надлежащем расчете сопротивления заземляющего
устройства напряжение (7., будет небольшим, а сила тока /ч —
безопасной для жизни человека.
Чтобы уяснить работу заземляющих устройств, необходимо
познакомиться с явлениями, обусловленными растеканием тока
с заземлителей. При пробое изоляции токоведущих частей на
корпусе заземленного электрооборудования заземляющее уст-
ройство получит потенциал (ртях = /зГ3. По мере удаления от
заземляющего устройства потенциал поверхности земли по от-
ношению к точке с нулевым потенциалом снижается. Зависи-
466
мость потенциала ф от расстояния до поврежденного аппарата
определяется типом заземлителя и свойствами грунта, в кото-
ром расположен заземлитель. Наиболее крутая кривая спада
потенциала (рис. 14,2) будет на сухих песчаных и каменистых
почвах. При расстояниях 15—20 м от заземлителя потенциал <р
практически равен нулю.
Если к поврежденному аппарату подходит человек (см.
рис. 14.2), то его ноги находятся иод разными потенциалами,
вследствие чего через тело человека проходит электрический
ток. Человек в этом случае находится под действием напряже-
Рис. 14.2. График изменения потенциала в зависимости от расстояния до за-
землителя
ния шага, которое увеличивается по мере приближения к за-
земленному аппарату.
Напряжение шага
Uшаг ~~ Ф1 ф-2>
где ф| и ф2 — потенциалы точек, находящихся на расстоянии
0,8 м друг от друга.
Если в рассматриваемом случае человек, находясь на рас-
стоянии 0,8 м от поврежденного аппарата, прикоснется к его
467
корпусу, то он попадет под разность потенциалов, называемую
напряжением прикосновения:
^прик ~ Фтах Ф>
где ср — потенциал поверхности земли на расстоянии 0,8 м от
заземленного аппарата.
Чем меньше напряжение прикосновения (7Прик и шага (7Шаг,
тем безопаснее обслуживание установки. Величины этих напря-
жений определяются силой тока замыкания на землю и сопро-
тивлением заземляющих устройств растеканию тока.
По «Правилам устройства электроустановок» установки на-
пряжением выше 1000 В разделяются на два вида:
1) установки с большой силой тока замыкания на землю,
в которых сила однофазного тока замыкания на землю превос-
ходит 500 А;
2) установки с малой силой тока замыкания на землю, в ко-
торых сила однофазного тока замыкания на землю равна или
меньше 500 А.
В электроустановках напряжением выше 1000 В с большой
силой тока замыкания па землю (отключаемыми различного
рода защитами в очень короткий промежуток времени) сопро-
тивление заземляющих устройств в любое время года должно
быть не более 0,5 Ом.
В электроустановках напряжением выше 1000 В с малой си-
лой тока замыкания на землю сопротивление заземляющего
устройства при протекании расчетного тока замыкания на
землю /3 в любое время года должно быть не более
<14-4)
где U — напряжение заземляющего устройства относительно
земли, принимаемое равным: 250 В — если заземляющее уст-
ройство используется только для установок напряжением выше
1000 В; 125 В — если заземляющее устройство используется од-
новременно и для установок напряжением до 1000 В. Сопротив-
ление заземляющего устройства для этих электроустановок
должно быть не более 10 Ом.
В электроустановках напряжением до 1000 В с глухим за-
землением нейтрали сопротивление заземляющего устройства,
к которому присоединяют нейтрали генераторов и трансформа-
торов, должно быть не более 4 Ом. Если же мощность генера-
торов и трансформаторов не превышает 100 кВ-Л, то заземляю-
щие устройства могут иметь сопротивление не более 10 Ом.
Все части, подлежащие заземлению, должны иметь надежную
металлическую связь с нейтралью источника питания, выпол-
няемую нулевым проводом или посредством заземляющих про-
водников.
Сопротивление заземляющего устройства, используемого для
468
Рис. 14.3 Схема защитного отклю-
чения
заземления электрооборудования в электроустановках напря-
жением до 1000 В с изолированной нейтралью, должно быть не
более 4 Ом, а при мощности генераторов и трансформаторов,
не превышающей 100 кВ-A, — не более 10 Ом. Чтобы предот-
вратить попадание высокого напряжения в сеть низкого напря-
жения при пробое изоляции обмоток трансформаторов, в этих
установках обмотку трансформатора заземляют через пробив-
ной предохранитель. В случае попадания высокого напряжения
в сеть низкого напряжения происходит электрический пробой
пробивного предохранителя и обмотка низшего напряжения
трансформатора оказывается заземленной.
- Таким образом, любое од-
нофазное замыкание приводит
к появлению напряжения отно-
сительно земли на корпусах
электрооборудования незави-
симо от состояния нейтрали
питающей системы. На этом
строится универсальная защи-
та, вызывающая отключение
поврежденного электрообору-
дования при появлении неко-
торой заданной разности по-
тенциалов между корпусом и
землей (рис. 14.3). Катушка
реле Р включена между кор-
пусом двигателя Д и зазем-
ляющим устройством. При по-
явлении на корпусе двигателя
опасного потенциала реле Р
притягивает свой якорь, что вызывает размыкание контакта Р
в цепи катушки контактора К, отключающего двигатель от сети.
Такой вид защиты называется защитным отключением.
Защитное отключение рекомендуется применять:
в дополнение к системе заземления в сетях с изолированной
нейтралью, когда необходимо обеспечить отключение повреж-
денного оборудования.
при защите передвижных установок, когда допускается от-
ключение всего электрооборудования установки;
для отдаленных токоприемников в сетях с глухозаземленной
нейтралью, когда трудно обеспечить хорошую работу зазем-
ления путем присоединения корпусов электрооборудования
к многократно заземленному нулевому проводу.
Примером применения подобной защиты является защитное
отключение на самоходных машинах с электроприводом для
сооружения трубопроводов.
Сопротивление заземляющего устройства определяется
удельным сопротивлением грунта р и геометрическими разме-
469
рами заземлителя. Формулы для определения сопротивления
заземлителей различной формы по их геометрическим разме-
рам приведены в табл. 14.1.
Заземляющее устройство, состоящее из одиночного заземли-
теля, обычно обладает значительным сопротивлением и небла-
гоприятным характером распределения напряженности элект-
рического поля в зоне растекания тока замыкания, поэтому
обычно заземляющее устройство состоит из нескольких зазем-
лителей. При этом суммарное сопротивление заземляющего уст-
ройства снижается. Однако в результате взаимного экранирова-
ния полей заземлителей результирующее сопротивление не
будет точно обратно пропорционально числу заземлителей.
Поэтому во всех случаях, когда расстояние между заземлите-
лями соизмеримо с их длиной, общее сопротивление заземля-
ющего устройства определяют с учетом коэффициента исполь-
зования:
го
ПТ]
(14.5)
где г,} — сопротивление одиночного заземлителя; п — число за-
землителей; т] — коэффициент использования заземлителей, оп-
ределяемый по графикам или таблицам в зависимости от кон-
струкции заземляющего устройства.
При расчете заземляющих устройств необходимо знать
удельное сопротивление грунта в том месте, где будет прохо-
Таблица 14.1
Сопротивления растеканию заземлителей
Заземлитель и его линейные размеры, м Формулы для определения сопротивления заземлителя, Ом
Шар диаметром D Цилиндрический стержень диа- метром 2г и длиной 2/ Кольцо толщиной 2а и радиусом г Полоса длиной / и шириной Ь, уложенная на глубине t г - I3 " ' 2лО р , 2/ '« п— |п — 4л/ г Р , 8г г„ — In 4лг а р /. 4/ . , 1 \ г» - —5— In -т In 2л/ \ ft 1 2/ ) 0,366р /, 2/ 1 , 4/— / \ Гл -- — Ф 4- — 1g I [ d 2 4t + I
Цилиндрический стержень дли- ной 1 и диаметром d, уложенный на глубине t
470
дить заземляющая линия и где заложены заземлители. В грун-
тах со значительным удельным сопротивлением искусственно
увеличивают проводимость земли (например, увлажняют, обра-
батывают раствором поваренной соли и пр.). На нефтяных про-
мыслах, особенно в местах расположения резервуарных парков,
грунт может оказаться пропитанным нефтью, в результате чего
его удельное сопротивление резко возрастает. Поэтому полу-
чить в таком грунте сопротивление заземляющего устройства
4—10 Ом трудно. В таких случаях забивают заземлители в бо-
лее глубокий слой грунта, не пропитанный нефтью, или относят
их в другое более отдаленное место. Аналогичные меры приме-
няют в районах со скалистым грунтом и в районах вечной
мерзлоты.
При устройстве заземляющих устройств необходимо в пер-
вую очередь максимально использовать имеющиеся естествен-
ные заземлители: металлические конструкции зданий и соору-
жений, имеющие соединения с землей; свинцовые оболочки ка-
белей, проложенных в земле (кроме алюминиевых оболочек
кабелей, имеющих изоляцию от земли); обсадные трубы; водо-
проводные и другие металлические трубопроводы (кроме тру-
бопроводов горючих жидкостей, а также горючих или взрыв-
чатых газов).
В качестве искусственных заземлителей рекомендуется при-
менять вертикальные стальные трубы либо горизонтально про-
ложенные стальные полосы. Стальные трубы диаметром 38—
50 мм, длиной 2—3 м и толщиной стенок не менее 3,5 мм
забивают в землю на глубину от поверхности земли до верх-
него конца трубы 0,5—0,8 м. Для уменьшения взаимного экра-
нирования труб их следует располагать на расстоянии друг от
друга не менее одной длины трубы. Вместо труб допускается
использовать круглую сталь диаметром не менее 25 мм или
угловую сталь 20X20X3 мм.
Для создания полосовых заземлителей применяют стальные
полосы шириной 20—40 мм и толщиной не менее 4 мм, уклады-
ваемые в траншеи глубиной 0,5—0,8 м. Такие же полосы при-
меняют для соединения друг с другом трубчатых заземлителей.
Полосы соединяют между собой и с трубами заземлителей свар-
кой; только в исключительных случаях и как временная мера
допускается болтовое соединение.
Каждый заземляемый элемент установки присоединяют
к заземляющему устройству или заземляющей магистрали при
помощи отдельного ответвления. Последовательное включение
в заземляющий провод нескольких заземляемых участков не
допускается, так как при таком соединении в случае обрыва
заземляющего ответвления заземляемые участки могут ока-
заться под опасным напряжением прикосновения. Кроме того,
при последовательном включении увеличивается падение на-
пряжения в случае протекания тока однополюсного замыкания,
471
что повышает опасность прикосновения к заземленным частям.
Сечение заземляющих проводников должно удовлетворять тре-
бованиям Правил устройства электроустановок.
§ 88. Оказание первой помощи
при поражении электрическим током
Несмотря на принимаемые меры, при нарушении правил
техники безопасности в электроустановках возможны несчаст-
ные случаи, связанные с поражением электрическим током.
При поражении электрическим током необходимо немедленно
отключить ток на участке сети, с которым соприкасается чело-
век. Это можно сделать отключением ближайшего рубильника
или снятием предохранителей в цепи, а также отрывом про-
водов или отсоединением их от пострадавшего при помощи
какого-либо инструмента с изолирующей рукояткой.
Человек, освобождающий пострадавшего от действия тока,
должен находиться на сухой деревянной доске, применять ре-
зиновые перчатки, галоши или сухие части одежды и прочее;
в противном случае он сам может быть поражен электрическим
током. Во многих случаях для освобождения пострадавшего от
действия тока достаточно приподнять его, чтобы отделить от
земли.
Необходимо иметь в виду, что если пострадавший находится
на опасной высоте, то при отключении линии он может упасть
и получить более тяжкое увечье, чем от действия тока. В этих
случаях необходимо предотвратить падение пострадавшего.
Если в результате действия электрического тока потерпевший
потерял сознание, нужно немедленно вызвать врача, а до его
прихода растегнуть стесняющую тело одежду, обеспечить до-
ступ свежего воздуха, положить пострадавшего на спину и под-
ложить под него одежду таким образом, чтобы голова была
несколько ниже плеч.
В случае, если пострадавший дышит судорожно или не про-
являет признаков дыхания, необходимо немедленно до прихода
врача сделать искусственное дыхание и массаж остановивше-
гося сердца. Перед тем как начать искусственное дыхание,
следует освободить полость рта пострадавшего от всего, что
может мешать дыханию.
Весьма эффективен способ принудительного вдувания воз-
духа через рот или нос пострадавшего. Сейчас этот способ
рекомендуется Всемирной организацией здравоохранения для
повсеместного применения. Оказывающий помощь может вду-
вать воздух силой своих легких в рот или нос пострадавшего.
Оказывающий помощь делает глубокий вдох и, приложив свой
рот плотно ко рту (способ «рот ко рту») или носу (способ «рот
к носу») пострадавшего, вдувает в его легкие воздух. После
того как грудная клетка пострадавшего достаточно расши-
472
рится, вдувание прекращается и происходит пассивный выдох.
Частота таких вдуваний должна составить 12—16 раз в ми-
нуту. При вдувании необходимо зажать пос или рот пострадав-
шего, чтобы не выходил воздух. В момент прекращения вдува-
ния их открывают, чтобы облегчить выдох. Воздух можно вду-
вать через трубки или шланги.
Для ускорения оживления врачи применяют кислород и ап-
параты искусственного дыхания. Стимулирование дыхания спо-
собствует возобновлению работы сердца. Для возобновления
работы сердца во врачебной практике применяют массаж
сердца и электроимпульсные оживляющие аппараты.
Список литературы
1. Блантер С. Г., Суд И. И. Электрооборудование нефтяной и газовой
промышленности, М., Недра, 1971. 488 с
2. Взрывозащищенное электрооборудование для нефтяной и газовой про-
мышленности, Справочник/Н. Ф. Шевченко, А. Г. Арнополин, П, И. Мельник
и др. М., Недра, 1976. 183 с.
3. Кулизаде К. П., Хайкин И. Г.. Электроэнергетика насосной нефтедо-
бычи. М., Недра, 1971. 208 с.
4. Моцохейн Б. И., Парфенов Б. М. Электропривод буровых лебёдок. М.,
11едра, 1978. 304 с.
5. Орлов Ю. К. Электрические приводы и электрооборудование машин
для строительства трубопроводов. Научно-технический обзор. М„ НИПИЭ-
СУНефтегазстрой, 1977. 49 с.
6. Основы автоматизированного электропривода,/М. Г. Чиликни, М. М. Со-
колов, В. М. Терехов, А. В. Шппннский. М., Энергия, 1974. 568 с.
7. Поконов И. 3. Электроэнергетика нефтепроводного транспорта. М.,
Недра, 1977. 253 с.
8. Правила безопасности в нефтедобывающей промышленности. М., Недра,
1974. 256 с.
9. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей.
Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потреби-
телей. М., Энергия, 1969, 352 с.
10. Правила устройства электроустановок. М. Энергия, 1966, 456 с.
И. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Гиматудинова Ш. К. М.,
Недра, 1974. 703 с.
12. Справочник по проектированию электропривода, силовых и освети-
тельных установок. М„ Энергия, 1974. 727 с.
13. Справочник электромонтера бхровых установок./ А. А. Кощеев
Б. И. Моцохейн, В. И. Ерохин и др. М. Недра, 1974. 304 с.
14. Фоменко Ф. Н. Бурение скважин электробуром. М., Недра, 1974. 272 с.
15. Электрооборудование нефтяных и газовых нромыслов./Б. М. Плющ,
М. В. Ройтман, В. О. Саркисян, М. А. Эспбяп. М., Недра, 1965. 312 с.
16. Электропривод новых буровых установок с применением тиристорных
преобразователей./В. И. Ерохин, Б. И. Моцохейн, Б. М. Парфенов и др. М.,
ВНИИОЭНГ, 1972. 191 с.
17. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения./Д. Н. Левченко,
Н. В. Бергштейн, А. Д. Худякова, Н. М. Николаева. М., Химия, 1967. 200 с.
Оглавление
Введение . :.................................: . . • • 3
Глава 1. Источники электрической энергии и ее распределение на пред-
приятиях нефтяной и газовой промышленности.............................5
§ 1, Источники энергии, требования к устройствам электроснабже-
ния .................................................................................... 5
§ 2, Нагрузка приемников электроэнергии, расчет нагрузок . . 12
§ 3. Основные виды схем электрических сетей...............16
§ 4. Расчет сечений проводов электрических линий ...................................... 20
§ 5. Основные конструктивные элементы электрических линий 27
§ 6. Токи короткого замыкания и их действие на аппаратуру . . 33
Глава 2. Электрооборудование трансформаторных подстанций и рас-
пределительных устройств напряжением выше 1000 В ... 46
§ 7. Силовые трансформаторы и нх выбор..................................................48
§ 8. Выключатели напряжения выше 1000В .................55
§ 9. Разъединители, выключатели нагрузки и другие коммутаци-
онные аппараты для напряжения выше 1000 В.....................64
§ 10. Приводы для управления силовыми выключателями на на-
пряжения выше 1000 В и разъединителями..........................74
§ 11. Измерительные трансформаторы тока и напряжения и их
выбор..........................................................79
§ 12. Шинные конструкции распределительных устройствтокопро-
воды........................................................... 88
§ 13. Релейная защита....................................................................90
§ 14. Автоматическое повторное включение линий и автоматиче-
ское включение резерва . : 111
§ 15. Конструкции элементов распределительных устройств и под-
станций .......................................................115
Глава 3. Электрические двигатели и их рабочие свойства ....................................... 122
§ 16. Общие сведения об электроприводе..................................................122
§ 17. Механические характеристики производственных механизмов
и электродвигателей...........................................: 128
§ 18. Пуск и регулирование частоты вращения электродвигателей 146
§ 19. Конструктивные исполнения и эксплуатационные свойства
электродвигателей ............................................ 168
Глава 4. Выбор электродвигателей..........................................................177
§ 20. Общие положения 177
§ 21. Нагревание и охлаждение электродвигателей.179
§ 22. Нагрузочные диаграммы и режимы работы электродвигате-
ли • ..................................................183
§ 23. Выбор мощности двигателя...........................................................185
475
Глава 5. Аппаратура и схемы управления электродвигателями . . . 190
§ 24. Аппаратура управления и защиты.........................190
§ 25. Классификация схем управления и способы их изображения 208
§ 26. Типовые узлы и схемы управления электродвигателями 210
Глава 6. Взрывобезопасность электрического оборудования . ... 219
§ 27. Классификация взрывоопасных смесей и помещений в неф-
тяной и газовой промышленности .... ... 219
§ 28. Электрооборудование с взрывонепропицаемой оболочкой . 222
§ 29. Электрооборудование повышенной надежности против взрыва 225
§ 30. Электрооборудование, продуваемое иод избыточным давле-
нием ...................................................... 225
§ 31. Маслонаполненное электрооборудование...................229
§ 32. Электрооборудование искробезопасное, с кварцевым запол-
нением и специального исполнения ........................... 231
§ 33. Особенности устройств электроснабжения взрывоопасных
установок................................................. . 232
Глава 7. Электрооборудование буровых установок ................... 234
§ 34. Общие положения..................................... ; 234
§ 35. Распределение электроэнергии на буровых установках . . . 238
§ 36. Электропривод долота ................................. 241
§ 37. Автоматические регуляторы подачи долота................256
§ 38. Электропривод буровой лебедки ........................ 262
§ 39. Электропривод буровых насосов..........................275
§ 40. Дизель-электрический привод............................284
§ 41. Электрооборудование морских буровых установок .... 288
§ 42. Электрооборудование вспомогательных механизмов .... 289
Глава 8. Электрооборудование для насосной эксплуатации нефтяных
скважин ..... г..................................................293
§ 43. Глубиннонасосные штанговые установки..............293
§ 44. КПД и коэффициент мощности электродвигателя станка-ка-
чалки .......................................................297
§ 45. Определение мощности электродвигателей для станков-кача-
лок 299
§ 46. Электродвигатели для станков-качалок..............302
§ 47. Схемы питания, самозапуск электродвигателей станков-ка-
чалок и аппаратура управления 306
§ 48. Установки с погружными бесштанговыми насосами . . .311
V § 49. Погружные электродвигатели и их гидрозащита.........313
§ 50. Устройства и схемы питания энергией установок с двигате-
лями ПЭД ....................................................319
§ 51. Станции управления погружными электродвигателями . . 322
§ 52. Выбор электрооборудования бссштанговой насосной установ-
ки . . . .• . ...............................................327
Глава 9. Электрооборудование промысловых компрессорных и насос-
ных станций, установок подготовки нефти .......................... 330
476
§ 53 , Компрессорные, насосные и установки комплексной подготов-
ки нефти в системах сбора нефти и газа......................330
§ 54. Электрооборудование промысловых компрессорных установок 331
§ 55. Самозапуск двигателей промысловых компрессорных станций 339
§ 56. Электрооборудование промысловых насосных станций, тре-
бования к электроприводу насосов ........................... 342
§ 57. Электрооборудование насосных внутрипромысловой пере-
качки нефти . . . ..................................345
§ 58. Электрооборудование водяных насосных систем поддержания
пластового давления . . : . .....................349
§ 59. Обезвоживание и обессоливание нефти электрическим полем 353 \
§ 60. Электрообезвоживающие и электрообессоливающие промыс-
ловые установки..............................................357
§ 61. Электрические установки для тепловой обработки призабой-
ной зоны и депарафинизации скважин...........................362
Глава 10. Электрическое освещение нефтяных и газовых промыслов . 365
§ 62. Электрические источники света, осветительная арматура и
светильники ............... : .............................. 365
§ 63. Системы и виды освещения...............................368
§ 64. Методы расчета осветительных установок.................369
§ 65. Освещение основных промысловых объектов................373
Глава 11. Электрооборудование компрессорных и насосных станций ма-
гистральных трубопроводов ........................................ 376
§ 66. Общие характеристики компрессорных станций магистральных
газопроводов ...............................................376
§ 67. Электрический привод центробежных нагнетателей .... 379
§ 68. Вспомогательное электрооборудование компрессорных станций 389
§ 69. Электроснабжение компрессорных станций с электрическим
приводом центробежных нагнетателей . . . :.................391
§ 70. Электроснабжение компрессорных станций с газотурбинным
и газомоторпым приводами компрессоров.......................399
§ 71. Общие характеристики насосных станций магистральных тру-
бопроводов (нефтепроводов)...................................399
§ 72. Электрический привод главных и подпорных насосов . . . 402
§ 73. Вспомогательное электрооборудование нефтеперекачивающих
насосных станций . . . ............................409
§ 74. Устройства электроснабжения насосных перекачивающих стан-
ций, блочные подстанции . ...................................410
§ 75. Регулируемый электропривод центробежных нагнетателей
КС и главных насосов перекачивающих насосных станций . 414
Глава 12. Электрооборудование механизмов для сооружения магист-
ральных трубопроводов . .....................419
§ 76. Общие положения ......................................; 419
§ 77. Электрооборудование передвижных электростанций . . . 420
477
§ 78. Пуск асинхронного короткозамкнутого двигателя от синхрон-
ного генератора соизмеримой мощности....................427
§ 79. Электропривод машин для разработки траншей.............429
§ 80. Электропривод вспомогательных механизмов................437
§ 81. Электрооборудование для сварки трубопроводов .... 438
Глава 13. Коэффициент мощности и экономия электроэнергии .... 448
§ 82. Общие положения...................................: : 448
§ 83. Повышение коэффициента мощности.........................452
§ 84. Размещение и схемы включения компенсирующих устройств 455
§ 85. Экономия электрической энергии.........................458
Глава 14. Эксплуатация электрооборудования и техника безопасности
при эксплуатации электроустановок ................................ 461
§ 86. Основные правила эксплуатации и безопасного обслужива-
ния электроустановок ....................................... 461
§ 87. Защитное заземление и .защитное отключение.............465
§ 88. Оказание нерпой помощи при поражении электрическим током 472
Список литературы ... ......................................474
|СОЛОМОН ГРИГОРЬЕВИЧ блантер],
ИСААК ИЗРАЛИЕВИЧ СУД
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ
НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Редактор издательства Я. Л. Куликова
Переплет художника Л. В. Чучканова
Художественный редактор В. В. Шутько
Технический редактор В. В. Володарская
Корректоры Л. М. Кауфман, Л. И. Окронгло
И Б 3283
Сдано п набор 03.12.79. Подписано в печать
14 03.80. Т-06325. Формат 6ОХ9О:/ь- Бумага кн,-
журнальная. Гарнитура «Л и Гературная». Печать
высокая. Уел. печ. л. 30,0. Уч.-изд. л. 30,73. Ти-
раж 9300 экз. Заказ 2719/7636-8. Цена I р. 40 к.
Издательство «Недра». 103633. Москва, К-12,
Третьяковский проезд, 1/19
Ленинградская типография № 4 Ордена Трудо-
вого Красного Знамени Лепинiрадского объеди-
нения «Техническая книга» им. 1'нгенни Соколо-
вой Союзполнграфпрома при Государственном ко-
митете СССР по долам издательств, полиграфии
и книжной торговли, 191126, Ленинград, Социа-
листическая ул., И.
УВАЖАЕМЫЙ ТОВАРИЩ!
В ИЗДАТЕЛЬСТВЕ «НЕДРА»
ГОТОВЯТСЯ К ПЕЧАТИ
НОВЫЕ КНИГИ
НОВОСЕЛОВ Ю. Б., РОСЛЯКОВ В. П„ ШПИЛЕВОЙ В. А.
Электрификация нефтяной и газовой промышленности Западной
Сибири.— 15 л., 1 р. 10 к.
В книге приведено краткое описание силового электрооборудо-
вания, систем управления и электроснабжения буровых установок,
установок добычи и промысловой подготовки нефти, компрессор-
ных и насосных станций промыслов и .магистральных нефте- и газо-
проводов. Приведены расчеты и методы эксплуатации основного
электрооборудования, электрических сетей, релейной защиты, за-
земления и молнисзащиты с учетом специфических природно-кли-
матических условий Западной Сибири. Рассмотрены вопросы экс-
плуатационной надежности электротехнического оборудования, даны
рекомендации по повышению надежности. Широко отражен опыт
разработки, внедрения и эксплуатации электрооборудования нефтя-
ной и газовой промышленности Западной Сибири.
Книга предназначена для инженерно-технических работников
предприятий нефтяной и газовой промышленности Западной Сибири
и может быть полезна всем специалистам, занимающимся вопро-
сами электрификации нефтяной и газовой промышленности.
Применение электродвигателей в нефтяной промышлеиности/Бак
С. И., Першин Ю. С., Першина Л. М. и др.— 12 л., 60 к.
В книге рассмотрены вопросы рационального выбора типа при-
вода (синхронного п асинхронного) — на нефтеперекачивающих
станциях, кустовых насосных станциях поддержания пластового
давления, буровых установках. Предложены экономичные режимы
и показаны особенности работы электродвигателей, применяемых
в нефтяной промышленности, а также приведены их технические
характеристики.
Книга предназначена для инженерно-технических работников,
занимающихся вопросами эксплуатации электрических машин, при-
меняемых в нефтяной и газовой промышленности.
Интересующие Вас книги Вы можете приобрести в местных мага-
зинах, распространяющих научно-техническую литературу или за-
казать через отдел «Книга -почтой» магазинов:
№ 17— 199178, Ленинград, В. О., Средний проспект, 61;
№ 59 — 127412, Москва, Коровинское шоссе, 20.
Издательство «Недра»