1369

рата водой. Увеличение количества воды в обработанной нефти вследствие ухудшения обработки или увеличения обводненности исходной нефти может привести к пробою изоляторов. Если в подэлектродном пространстве будут накапливаться неразложившаяся эмульсия, то при достижении ею уровня нижнего электрода может произойти замыкание последнего на корпус аппарата.

В последнее время получили большое распространение гори­ зонтальные электродегидраторы. В СССР такие дегидраторы были разработаны во ВНИИнефтемаш. Основная особенность их — возможность деэмульсации нефти при меньших скоростях ее движения и значительно больших скоростях оседания воды и в условиях более высоких температур, чем в рассмотренном выше дегидраторе. Это делает их более экономичными. Разра­ ботаны два типа таких дегидраторов: 1ЭГ-160 и 2ЭГ-160.

Подлежащая обработке эмульсия вводится в нижнюю часть цилиндрического сосуда 1 (рис. 101) дегидратора через кол­ лектор 4, расположенный вдоль всего аппарата под нижним электродом 2. Коллектор 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 электриче­ ского поля, существующего между нижним электродом и корпу­ сом дегидратора, из эмульсионной нефти начинают выделяться и более крупные частицы воды. В межэлектродное простран­ ство попадает нефть, предварительно несколько обезвоженная. Это исключает появление токопроводящих водяных нитей между электродами 2 и 3 и улучшает условия работы установки. По­ ток эмульсии движется вертикально по всему сечению аппа­ рата и распределяется равномерно между электродами. Указан­ ные обстоятельства обеспечивают эффективность деэмульсации. Дегидратор работает при давлении 1 МПа при температуре эмульсии 110 °С. Диаметр его 3400 мм, длина 16400 мм. Про­ изводительность дегидратора до 400 м3/ч.

К электродам дегидратора Э (рис. 102) подводится напря­ жение 22—33—44 кВ от двух однофазных повышающих транс­ форматоров 77 и Т2 мощностью по 50 кВ-А 0,38/11 —16,5—22 кВ. В цепь первичной обмотки каждого трансформатора вклю­ чена реактивная катушка Р, ограничивающая ток при повыше­ нии проводимости эмульсии и аварийных режимах, вызываю­ щих рост тока. Оперативное включение и отключение дегид­ ратора осуществляется кнопками, которые замыкают и размыкают цепи катушки контактора ЛВ. Одна пара кнопок КВ1 и KOI установлена на панели управления в помещении операторной, а дублирующая пара кнопок КВ2 и К02—в шкафу управления дегидратором. Защита от токов короткого замыка­ ния обеспечивается максимальными токовыми реле РМ1 и РМ2, действующими через указательные реле РУ1 и РУ2 и промежуточное реле РП1 на катушку контактора. При падении

253

Рис. 101. Поперечный разрез горизонтального электрогидратора 1ЭГ-160

380/ПОЪ

Рис. 102. Схема электрических соединений электрооборудования электрогид­ ратора 1ЭГ-160

254

уровня нефти в электродегидраторе ниже определенного значе­ ния срабатывает сигнальное устройство СУ, контакт которого через промежуточное реле РП2 обесточивает катушку ЛВ и отключает трансформаторы. Доступ к трансформаторам и ре­ акторам, установленным на специальной площадке, возможен лишь при отключении питания дегидратора. Это обеспечивается введением в схему «дверного» блок-контакта БКД, отключаю­ щего катушку ЛВ при открывании дверей входа на площадку. Сигнальные лампы JIC1 и ЛС2 установлены на этой площадке для наблюдения за работой трансформаторов. Вольтметр с пе­ реключателем, амперметры, сигнальные лампы ЛСЗ и ЛС4 смонтированы на панели управления в операторной. Коммута­ ционные аппараты ЛВ, PI, Р2, трансформаторы тока и реле устанавливаются в шкафу управления дигидратором. В послед­ ние годы разработаны дегидраторы с трансформаторами 160 кВ-А.

Задача оптимизации конструкции электродов электродегид­ ратора сводится к тому, чтобы сохранить высокую коалесци­ рующую способность междуэлектродной зоны при минимальной потребляемой мощности. Однако рассчитать мощность, рассеи­ ваемую электродами в среду с определенной электропроводно­ стью, затруднительно вследствие сложной пространственной конфигурации электрического поля. Поэтому оптимизацию кон­ струкции электродов и оценку расхода электроэнергии осущест­ вляют на базе модельных исследований.

Исследованиями установлено, что целесообразно применять решетчатые электроды из прутков толщиной 10—15 мм с рас­ стоянием между прутками h= 100—150 мм и расстоянием между

электродами d = 300 мм. Для				подобных			электродов	мощность
трансформатора (в В-А)
			U2Sv		'	1
		Ртр				1.14+0,37 dlh		(6.39)
			-------е
			d
где	U — напряжение на		электродах, В;				5 — площадь	электро­
дов,	м2;	v — удельная	электропроводность обрабатываемой
эмульсии		(Ом-м-1).

36.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ ТЕПЛОВОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ И ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИН

Для снижения фильтрационного сопротивления призабойной зоны нефтяных скважин ее прогревают глубинными электро­ нагревателями, действующими периодически или непрерывно (стационарными).

Периодическая электротепловая обработка осуществляется в течение 5—7 сут. при помощи электронагревателя мощностью

255

10—25 кВт, опускаемого на кабель-тросе в интервал продуктив­ ного пласта после извлечения из скважины глубиннонасосного оборудования. После прогрева электронагреватель удаляют, ус­ танавливают эксплуатационное оборудование и возобновляют откачку нефти. При непрерывно действующих электронагревате­ лях последние стационарно монтируются вместе с глубиннона­

сосным оборудованием.	Пласт прогревается непрерывно или
по заданной программе.	периодической электротепловой обра­
Оборудование для

ботки монтируется на самоходной установке. На шасси авто­ мобиля ЗИЛ-157Е располагаются подъемник с лебедкой, три электронагревателя с кабель-тросом и вспомогательное механи­ ческое оборудование, а на каждом из трех одноосных прице­ пов— по станции управления и автотрансформатору. В новей­ ших установках (типа 1УЭС-1500) имеется пять комплектов нагревательного оборудования. Глубинный нагреватель (рис. 103) в качестве основного элемента содержит трубчатые элек­ тронагреватели (например, типа НММ 17,85/21).

Кабель-трос (типа КТГН-10) состоит из трех токопроводя­ щих жил площадью сечения по 4 мм2 и трех сигнальных жил площадью сечения по 0,56 мм2. Электронагреватель присоеди­ няется кабелем к находящемуся на дневной поверхности авто­ трансформатору, а последний — через станцию управления по­ лучает питание от штепсельного разъема, имеющегося в блоке управления двигателем станка-качалки. Автотрансформатор с отпайками обеспечивает необходимое для работы электрона­ гревателя напряжение в зависимости от глубины подвески по­ следнего.

В станции управления (рис. 104) предусмотрена подача на­ пряжения на первичную обмотку автотрансформатора ТС при помощи контактора Л, управляемого кнопками. Схема обеспе­ чивает автоматическое возобновление питания нагревателя после восстановления напряжения, при перерывах электроснаб­ жения, что достигается поворотом универсального переключа­ теля УП в правое или левое положение.

Предусмотрена защита от коротких замыканий при помощи автоматического выключателя Л с электромагнитным расщепи­ телем в силовой щели. Защита от длительных перегрузок обес­ печивается тепловыми реле РТ1 и РТ2 и от замыканий на землю вторичной обмотки автотрансформатора — токовым реле РТ$Л включенным во вторичную щель трансформатора тока ТТ& В установках 1УЭС-1500, кроме упомянутого, предусмот­ рено автоматическое включение н отключение напряжения пи­ тания по сигналам датчиков температуры электронагревателей.

В установках стационарных электронагревателей энергия от автотрансформатора подводится по кабелю типа К.РБК (КПБК), прикрепляемому к насосным трубам. Здесь, предусматриваются

также включение вв отключенвве электронагревателя по заданной программе.

:ш

колонны. При этом скважина не выводится из работы. В част­ ности, в трубах скважин, оборудованных станками-качалками, отложения парафина удаляются с помощью пластинчатых скребков, приваренных к штангам. Находят применение меха­ нические депарафинизационные установки, в которые, скребки движутся вниз под действием силы тяжести, а вверх поднима­ ются при помощи канатика, перемещаемого лебедкой с элек­ трическим приводом. Управление асинхронным двигателем ле­ бедки мощностью 1,7 кВт, 1420 об/мин может быть автоматиче­ ским и полуавтоматическим [5].

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 [5].

Глава 7

ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

37. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

\

Для сжатия газа, транспортируемого по магистральным газопроводам, служат компрессорные станции (КС), обору­ дованные поршневыми и центробежными компрессорами. Порш­ невые компрессоры в большинстве случаев приводятся в дей­ ствие от газовых двигателей внутреннего сгорания (газомотор­ ные компрессоры). Мощность двигателей этих компрессоров достигает 2500—4000 кВт, а к. п. д. агрегата доходит до 40%.

Основным преимуществом газомоторных компрессоров явля­ ется возможность широкого регулирования их мощности путем изменения частоты вращения коленчатого вала двигателя и из­ менения режима работы самого компрессора. Применение та­ ких компрессоров наиболее целесообразно при необходимости создания больших давлений на выходе, например в подземных хранилищах газа, Где давление должно превышать 10,0 МПа.

В последние годы на рассматриваемых компрессорных стан­ циях широко используются центробежные компрессоры, имею­ щие важные преимущества перед поршневыми. К этим преиму­ ществам, в частности, можно отнести: большую подачу; отсут­ ствие внутренних трущихся частей, требующих смазки; меньшую площадь для установки; более легкие фундаменты из-за меньшей массы агрегатов и почти полного отсутствия толчков и вибраций; равномерность подачи газа; небольшую стоимость установки, особенно в случае применения для них электропривода.

Основной недостаток центробежных компрессоров определя­ ется трудностью изменения их подачи, требующего регулируе­

мого	приводного двигателя. Наиболее распространенными			ви­
дами	двигателей	для привода центробежных	компрессоров
в настоящее время		являются электродвигатели	и газовые	тур­

бины. Центробежные компрессоры со степенью сжатия, превы­ шающей 1,1, не снабженные устройствами для охлаждения газа в процессе сжатия, принято называть центробежными нагнета­ телями.

Из центробежных нагнетателей, широко применяемых на ранее построенных КС магистральных газопроводов в сочета­ нии с электрическим и газотурбинным приводом, можно отме-

9*

259

тить нагнетатели типов 280-11-1, 280-11-2, 280-12-2, 280-12-4, обеспечивающ ие при одиночной работе подачу 184 м 3/м ин с но ­ минальной частотой вращ ения 7900 об/м ин, соединяемые с п ри ­ водным двигателем через повы ш аю щ ий редуктор и потребляю ­

щ ие мощ ность около 4000 кВ т.
П рим еняю тся	более		производительные				нагнетатели		типов
520-12-1, Н Г-280-9,	370-12-1			соответственно с подачей при оди­
ночной работе 420, 485, 340				м3/м ин и	потребляемой мощ ностью
10000 к В т при 4800 об/м ин, 9000 к В т					при	5000 об/м ин, 6000 к В т
при 5000 об/м ин и др. О ни				снабж аю тся		преимущ ественно газо ­
турбинны м приводом . Н ам ечается применение								и более м ощ ны х
установок с приводом		16 и 2 5 'М В т .
Н а компрессорной		станции устанавливаю т						от 4 до	16 цен­
тробеж ны х нагнетателей			с	электрическим			или	газотурбинны м

приводом. Число газом оторны х компрессоров на одной станции достигает 20 и более.

В виду относительно небольшой степени сж а тия газа, обеспе­

чиваемой центробеж ным и нагнетателям и,		последние			часто
вклю чаю тся последовательно. Все	работаю щ ие		агрегаты		стан ­
ции разбиваю тся на параллельно	работаю щ ие		группы . В		к а ж ­
дой из этих групп м ож ет работать один нагнетатель или					два-
три соединенных последовательно нагнетателя.
Технологическое оборудование ком прессорны х				станций,
кроме собственно ком прессорны х	агрегатов,	содерж ит		систему

газовы х ком м уникаций, масляные системы, системы вентиляции двигателей, системы водяного охлаж дения масла, а иногда газа и др. В частности, операции при пуске и остановке двигателя привода центробеж ного нагнетателя связаны с операциями по изменению полож ения кранов газовы х ком м уникаций . В схеме газовы х ком м уникаций с пятью центробеж ным и нагнетателям и

(рис. 105), из которы х один является резервным, через входной
кран № 7 газ из м агистрального газопровода 3, пройдя через
пылеуловители 4 и маслоуловители 5, поступает на вход рабо­
чих центробеж ны х нагнетателей 1, соединенных	попарно после­
довательно. П осле двухступенчатого сж а тия газ	через обратны е

клапаны № 8 и 8а направляется	в	м агистральны й газопровод.
П ерем ы чка кранам и № 6, 6а,	6р,	бар и Д м еж ду приемным

н нагнетательным шейфами создает пусковой контур К С . П еред

загрузкой К С	в м агистраль станция работает на этот контур.
К раны Л® 6р	и М бар имею т дистанционное управление с гл а в ­
ного щ ита управления К С . О ни с л уж а т для		регулирования про ­
изводительности К С путем перепуска газа		с выхода на прием

н снабж ены гидропрнставкой, позволяю щ ей производить их

ступенчатое	откры вание и закрывание. П р и аварийной оста ­
новке одного	из	последовательно вклю ченны х		центробеж ны х
нагнетателей	у	оставш ихся в	работе остальны х	нагнетателей
данной гр уп п ы степень сж а тия			м ож ет превзойти	предельно	до ­
пустим ое значение, что вызывает неустойчивую их раб оту н					не
м ож ет бы ть допущ ено.

260

Поэтому одновременно с аварийной остановкой агрегата ав­ томатически открывается кран № 6 или 6а в соответствии с тем, в какой группе остановлен агрегат. Чтобы исключить резкое увеличение подачи оставшихся в работе центробежных нагне­ тателей при открывании кранов № 6 или 6а, в перемычке пу­ скового контура последовательно с этими кранами смонтирован кран Д с ручным управлением, выполняющий функции дрос-

Рис.	105. Схема	газовых коммуникаций компрессорной станции с пятью
		центробежными нагнетателями:
1 —	центробежный	нагнетатель; 2 — резервный	центробежный нагнетатель; 3 — маги­
стральный газопровод; 4 — пылеуловители;			5 — маслоуловители; 6 — маслосборник

селя. Установка обратных клапанов перед кранами № 8 и 8а предотвращает возможность перепуска газа со стороны выхода нагнетателя в сторону всасывания при открывании кранов № 6

и6а, т. е. при переводе КС на пусковой контур.

Втех случаях, когда температура газа после сжатия ком­ прессорами превышает 70 °С, его перед подачей в магистраль­ ный газопровод охлаждают. В систему газовых коммуникаций

вводят охладители газа — водяные с циркулирующей водой или воздушные. Краны №1, 2, 3, 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 «Л®3 — проходной — от­ крыт при неработающем нагнетателе. Кран № 4 является загру­ зочным и используется для продувки газом контура нагнетателя через свечу с краном № 5 перед заполнением этого кон-

261

тура газом . П олож ение крана № Збис, создаю щ его малый кон ­ тур нагнетателя, дублирует полож ение крана № 3. Оба крана закры ты при нормальной работе нагнетателя и откры ты при выводе его на реж им холостого хода в процессе загрузки и при

остановке.
Компрессорные	станции с электроприводом	центробеж ны х
нагнетателей, где	устанавливаю тся крупны е	вы соковольтны е

двигатели и где потребная мощ ность составляет десятки тысяч киловатт, ка к правило, получаю т питание от сетей энергоси­ стем.

Компрессорные станции с газотурбинны м приводом центро­ беж ны х нагнетателей или с газом оторным и порш невыми ком ­ прессорами та кж е получаю т электроэнергию от сетей энергоси­ стем, если они имеются в районе располож ения компрессорной станции. М ощ ность, необходимая для потребителей электро­ энергии на та ки х компрессорных станциях, составляет 500—

3000 кВ т . Она	определяется	необходимостью	работы	электро ­
привода циркуляц ионны х насосны х установок			систем	водяного
охлаж дения и	маслонасосов,	вентиляционны х	агрегатов, насос­

ны х станций производственного и питьевого водопроводов, ко ­ тельных, механических мастерских, расходом электроэнергии на освещение, ком м унальны е н уж д ы ж ил о го поселка и др. [5].

К огда сети энергосистемы в районе газопровода отсутствую т или не м огут обеспечить надеж ного питания, на площ адке такой компрессорной станции со ор уж а ю т собственную электростанцию переменного тока с двум я-трем я синхронны м и генераторам и, приводимыми в действие газовым и двигателям и [5].

3S. Э Л Е К Т Р О П Р И В О Д	Ц Е Н Т Р О Б Е Ж Н Ы Х Н А Г Н Е Т А Т Е Л Е Й
В состав компрессорного агрегата входят центробеж ны й на ­
гнетатель, повы ш аю щ ий	редуктор, устанавливаем ы й м еж ду ва ­
лом электродвигателя и	валом нагнетателя, электродвигатель

с аппаратурой управления, система смазки, вентилятор обдува электродвигателя, контрольно-измерительны е приборы .

Р едуктор (рис. 106) повы ш ает частоту вращ ения вала дви ­ гателя до величины, необходимой для центробеж ного нагнета ­

теля.	П отери мощ ности в нем составляю т около	1,5 % .
Н а	действую щ их К С , построенны х 10 лет	назад и более,

в качестве приводны х электродвигателей использовали: асин­

хронны е двигатели	АЗ-4500-1500 с	короткозам кнуты м			ротором,
с глуб оким пазом	мощ ностью 4500	кВ т,	1480	об/м ин;	синхрон ­
ные двигатели С ТМ -4000-2 мощ ностью			4000	кВ т, 3000 об/м ин

и С Д С З -4500 -1500 мощ ностью 4500 кВ т, 1500 об/м ин	(табл . 26).
К ороткозам кнуты е двигатели начали применять в	результате
переделки двигателей с фазным ротором АФ З -4500-1500		путем
замены ф азных роторов короткозам кнуты м и с глубоким		пазом.

С инхронны е двигатели С Д С З -4500 -1500 появились после замены роторов асинхронны х двигателей АФ З -4500-1500 роторам и с об-

ш