Климат района континентальный.

Снабжение месторождения водой для технических нужд осу­ществляется за счет рек и их притоков. Для питьевых нужд используются ар­тезианские воды отложений перми.

Сиреневское нефтяное месторождение расположено в восточной части западного закамья Татарстана.

В региональном структурном плане месторождение расположено на западном склоне Южно-Татарского свода и приурочено к Черемшано-Уратьминскому валу -структуре IIпорядка, занимая его восточную краевую часть.

В геологическом строении месторождения принимают участие четвертичные, неогеновые, пермские, каменноугольные и девонские образования.

Месторождение открыто в 1961г. и введено в промышленую разработку в 1972 году.

Запасы нефти по Сиреневскому месторождению впервые были подсчитаны по состоянию на 1.01.1970г., утверждены ГКЗ 29.01.1971г. по данным 20 разведочных скважин. Пересчет запасов нефти проведен КГЭ в 1988г., фонд скважин к тому времени составил 115. В новом подсчете количество залежей увеличилось до 27 ( вместо 9 в первом подсчете запасов).

Запасы утверждены ГКЗ 27.04.1990г. в количестве: балансовые по категории В+С₁ - 20343тыс.т, извлекаемые 5619тыс.т, по категории С₂ - балансовые 5919тыс.т, извлекаемые - 967тыс.т.

За последние годы фактическая добыча нефти выше проектной, а добыча жидкости и закачка воды ниже проектной.

В административном отношении Сиреневское месторождение расположено в западной части Альметьевского района республики Татарстан. Районный центр г. Альметьевск находится в 38 км от восточной границы месторождения. В 63 км к югу расположена железнодорожная станция Шентала куйбышевской железной дороги. К северо-западу, в 78 км от месторождения, находится пристань на реке Каме - Чистополь. Шоссейная дорога, связывающая месторождение с крупными населен­ными пунктами, пересекает площадь месторождения с севера-востока на юго-запад.

Сообщение между населенными пунктами (Ерсубайкино, Клементейкино, Чувашское Сиренькино, Русское Сиренькино, Новая Чишма), расположенными на ме­сторождении, осуществляется по грунтовым дорогам, и частично, асфальтированному шоссе.

В экономическом отношении Сиреневское месторождение находится в благоприятных условиях. Оно расположено среди разрабатываемых месторождений: Беркет-Ключевского на юге, Березовского на севере, Кузайкинского на северо-востоке, Ерсубайкинского на востоке, Ашальчинского на юго-западе, Красногорского на севе­ро-западе.

По месторождения пролегает основная магистраль нефтепрово­да "Дружба". Севернее месторождения, в 13 км, проходит нефтегазопровод, соеди­няющий г.Альместьевск с г. Казанью. Электроэнергией район месторождения может снабжаться от Куйбышевской ГЭС, Нижнекамской ГЭС и Заинской ГРЭС.

Сиреневское месторождение расположено в восточной части западного Закамья республики Татарстан, в бассейне среднего течения р.Шешмы. Рельеф района месторождения по своему характеру, согласно схеме геомор-фологического подразделения Татарстана, относится к аккумулятивно-структурному типу.

Почвы в районе месторождения преимущественно черноземные, оподзоленные. Основная часть площади занята под посевы и пастбища, лесные массивы наблюдают­ся лишь небольшими участками (восточная часть месторождения), где преобладают лиственные породы деревьев.

Климат района месторождения, как и всей территории республики, континентальный. Температурой воздуха зимой - 20-35°С, летом от +20° до 35°С. Среднегодовая температура равна+2,6°.

1.2 Краткая геологическая характеристика районадеятельности.

Предметом и основной целью деятельности нефтегазодобывающего управления ’’ ЯМАШНЕФТЬ’’ является добыча нефти, ее подготовка, разработка и обустройство нефтяных месторождений.

На балансе НГДУ находится 10 месторождений – Шегурчинское, Сиреневское, Беркет-Ключевское, Архангельское, Ямашенское, Березовское, Екатериновское, Ерсубайкинское, Красногорское, Тюгеевское. Екатериновское месторождение в 1999 году выведена из консервации. Разрабатываемые месторождения расположены в пределах пяти административных районов – Альметьевского, Черемшанского, Заинского, Новошешминского и Нижнекамского.

В районе деятельности НГДУ наиболее крупными населенными пунктами являются с.Ямаши и д.Благодатная.

Основная транспортная магистраль – шоссейная дорога Альметьевск-Чистополь.

Ближайшей железнодорожной станцией является Бугульма Куйбышевской железной дороги. Кроме того, вблизи месторождений проходит вторая железнодорожная ветка, соединяющая города Бугульма, Лениногорск, Альметьевск, Набережные Челны, Казань.

Ближайшие пристани расположены на реке Кама в Набережных Челнах и Чистополе.

Город Бугульма имеет аэропорт республиканского значения, который связывает нефтяные районы с городами: Казань, Куйбышев, Краснодар, Москва, Тюмень.

Значительная часть рассматриваемого района покрыта лесами, в основном лиственными, реже смешанными.

Климат района умеренно-континентальный. Почвы района в основном черноземные.

Из полезных ископаемых, кроме основного богатства—нефти, известны месторождения минерального и строительного сырья (известняки, песок, гравий, глины, щебень).

Разработка месторождений ведется пятью цехами добычи нефти согласно утвержденных проектов разработки и технологическим схемам. Для всех месторождений характерны сложные геологические условия разработки. Во-первых, это большое количество залежей и объектов. На 9 разрабатываемых месторождениях выделено 199 залежей, что затрудняет применение единой системы разработки. Во-вторых, это повышенная вязкость нефти (18-25 мПа*с и более). Эксплуатация таких залежей традиционными методами затруднена.

На разрабатываемых месторождениях объектами эксплуатации являются девонские, турнейские, тульско-бобриковские, алексинские, верей-башкирские и каширские отложения.

Основными объектами разработки являются терригенные коллекторы тульско-бобриковского горизонта и карбонаты нижнего и среднего карбона. Залежь нефти тульско-бобриковских отложений разрабатываются, в основном, с применением внутриконтурного заводнения и на естественном режиме.

Ведется закачка воды и в карбонаты нижнего и среднего карбона Ямашинского, Архангельского, Шегурчинского, Березовского, Сиреневского, Ерсубайкинского месторождений.

С самого начала разработки месторождений залежи тульско-бобриковских и турнейских отложений разрабатывались совместно, что приводило к их неравномерной выработке затрудняло создание нормальной системы разработки. В последних проектных документах залежи различных горизонтов выделены в самостоятельные объекты разработки. Средний карбон представлен двумя эксплуатационными горизонтами: башкирским и верейским. В НГДУ более крупными по извлекаемым запасам нефти являются Архангельское, Шегурчинское, Ерсубайкинское и Ямашинское месторождения.

На семи месторождениях разработка ведется с поддержанием пластового давления. Ведется линейное и очаговое заводнение и в карбонаты среднего карбона на Архангельском, Ямашинском и Шегурчинском месторождениях.

С целью повышения нефтеотдачи пластов применяются физико-химические методы воздействия. С 1975 года по 1994 год на Ямашинском, Сиреневском, Беркет-Ключевском, Ерсубайкинском и Архангельском месторождениях проводилась закачка алкилированной серной кислоты (АСК).

На Ерсубайкинском месторождении в 1988-1991г.г. были проведены работы по созданию оторочки тринатрийфосфата в 10 скважинах терригенных отложений тульско-бобриковского горизонта. В 1996 году были отобраны 5 нагнетательных скважин на турнейский ярус полидисперсной смесью.

Закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ) типа АФ-9-12 ’’Неона’’ производилась в тульские отложения Березовского, верейские пласты Шегурчинского и бобриковский пласт Сиреневского месторождений. Всего было закачено 700 тонн ПАВ.

На залежи тульского горизонта блока № 1 Архангельского месторождения проводились опытные работы по влажному внутрипластовому горению, в 1991 году на этом же участке были проведены работы по созданию пенной системы, а в 1995-1999 годах проведены 5 циклов закачки сшитой полимерной системы (СПС). Утяшкинский участок тульской залежи Архангельского месторождения разрабатывается с вытеснением оторочки полиакриламида (ПАА). В 1999 году в эксплуатацию введено 15 новых скважин. Эксплуатационный фонд на конец года составил 1563 скважины, который по эксплуатационным отложениям распределяется:

девонские – 29

турнейские—381

тульско-бобриковские—796

алексинские—13

верей-башкирские – 343

каширские – 1

На 01.01.2000 года по НГДУ извлечено 39,19 % нефти от начальных извлекаемых запасов.

1.3Разработка месторождения.

Разработка месторождения ведётся с 2000 года. Для эффективной эксплуатации месторождения требуется применение нетрадиционных технологий, в частности, бурение горизонтальных скважин. Бурение ведется кустовым способом. Количество скважин в кусте может достигать 14 штук. Расстояние между двумя соседними скважинами 5м. Размер площадки при бурении 100х100м, а при эксплуатации - 50х50м.

Основными критериями выбора способа эксплуатации на месторождении явились:

n Заданные отборы нефти и жидкости по скважинам, обусловленные оптимальными условиями разработки месторождения;

n Достаточная надежность применяемого способа эксплуатации на данном месторождении, обеспечивающего приемлемый ремонтный период работы.

Кроме того, в выборе способа эксплуатации учитывались:

n Физико-химические свойства нефти и водонефтяной эмульсии, их коррозийная характеристика, газовый фактор, давление насыщения нефти газом;

n Профиль скважины, глубина забоя, диаметр эксплуатационной колонны;

n Режим работы месторождения во времени, пластовое давление.

При эксплуатации скважин, оборудованных насосами, нагрузка на головку балансира станка - качалки складывается из: веса штанг, статической нагрузки веса откачиваемой жидкости, сил сопротивления клапанов при движении плунжера, трения штанг, усилий колебания штанговой колонны, поэтому в зависимости от глубины погружения насоса и его диаметра, с учетом действующих нагрузок, рекомендуется применять станки-качалки. На скважинах, дебит превышает 20 куб.м/сут рекомендуется применение установок электроцентробежных модульных насосов в износостойком исполнении типа УЭЦНМИ и УЭЦНМ с производительностью от 20 до 360 куб.м/сут.

Для обеспечения достаточного подпора электроцентробежного насоса погружение его под динамический уровень задается не менее 500м (40ат.) Искривленность ствола скважины осложняет спуско-подъемные операции с кабелем Чтобы облегчить эти операции и предотвратить выход из строя кабеля, основной фонд скважин с установками ЭЦН нужно обеспечивать колоннами насосно-компрессорных труб (НКФ) размером 60х5. Основными методами борьбы с отложениями смол и парафинов на площади является спуск в скважину остеклованных и футерованных труб, а также непрерывное дозированное введение в поток нефти поверхностно-активных веществ (ПАВ) и ингибиторов периодическая промывка растворителями, использование ППР. В соответствии с технологической схемой разработки месторождения система сбора и подготовки продукции скважин должна отвечать следующим основным требованиям:

n обеспечение непрерывной добычи и сбора продукции скважин,

n эффективного разрушения и снижения вязкости нефтяной эмульсии в присутствии деэмульгатора;

n надежной безаварийной работы всех коммуникаций;

n сброса баластa по пути движения продукции скважин от ДНС до ГС;

n очистку и утилизацию на местах добычи пластовой воды;

n максимальной герметизации всей системы сбора и подготовки;

n получение высококачественной товарной нефти в соответствии с ГОСТ;

n минимального выброса углеводородов в атмосферу не превышающих ПДК;

n полную утилизацию газового конденсата, выделившегося в газопроводах;

n общая компоновка должна обеспечивать низкую энерго - и металоемкость.

Технологической схемой разработки месторождения предусматриваются поддержание пластового давления путем внутриконтурного и законтурною заводнения с циклическим воздействием (на бобриковском горизонте естественный режим, а на залежи кыновского-пашийского горизонта предусмотрен перевод под нагнетание приконтурных скважин после обводнения).

На дату составления технологической схемы разработки закачки воды на месторождении не ведется. В начальный период разработки на месторождении добывается малое количество пластовой воды, которую трудно сбрасывать и использовать в системе ППД и она направляется на УПН. По мере увеличения добычи пластовой воды необходимо сбрасывать и очищать ее непосредственно на ГЗНУ, построив при них установки предварительного сброса воды (УПС) с узлом очистки. По данным основных показателей по отбору жидкости и закачки воды видно, что суточная закачка не превышает 1 тыс.м³/сут., в т.ч. пластовая, что не позволяет использовать насосы типа ЦНС-180, у которых минимальная суточная производительность 3,6 тыс.м³/сут. Поэтому для закачки необходимы насосы производительностью 500-2000 куб.м/сут.

1.4 Назначение и краткая характеристика ГЗНУ.

Замерныеустановки предназначены для измерения добита нефти и газа по отдельным скважинам. При самотечной системе сбора измерение добита скважин осуществляется на индивидуаль­ных или групповых трапно-замерных установках, в которых в ка­честве замерного устройства используется открытый мерник. Групповые траппно-замерные установки были разработаны при переходе от индивидуальной самотечной системы сбора нефти и газа к групповой и предназначались для сепарации нефти от газа, измерения дебита жидкости по каждой эксплутационой сква­жине и последующей перекачки нефти в нефтесборные пункты, а газа — на прием компрессорных станций.

Следующим шагом к созданию автоматизированных группо­вых замерных установок были замерно-сепарационные установки, разработанные институтом ТатНИПИнефть на базе гидроциклон­ного сепаратора типа ГС-1-1000-10 и дожимной нефтенасосной станции производительностью 500, 1000, 2000 и 5000 т/сут. В состав ее входят: приемный распределительный коллектор на 10—12 скважин; буферные емкости-сепараторы (50,100,160 м²), оборудованные на входе одноточными гидроциклонами типа ОГ-150-10; узел замера, состоящий из гидроциклонного сепаратора типа ГС-1-1000-10 и дебитомера ДПН-5; нефтенасосиая на 3—4 насоса типа МС-30 или МС-50; помещение КИП и автоматики и щитовая; свеча для аварийного выпуска газа и др. Принципиальная технологическая схема групповой замерно-сепарационной установки следующая.

Нефтегазовая смесь от скважин через распределительный кол­лектор, оборудованный задвижками и обратными клапанами, поступает к рабочую линию, далее в гидроциклонный сепаратор и в емкость-сепаратор (первая ступень сепарации). Для лучшей сепарации здесь имеются полки. Газ, отделившийся от нефти, направляется из емкости-сепаратора в газосборную сеть, а нефть с частично растворенным в ней газом поступает на прием насосов и далее по напорным нефтепроводам — на установки второй ступени сепарации. Для замера дебита одной из скважин продукцию ее направ­ляют по замерной линии распределительного коллектора в гидро­циклонный сепаратор ГС-1-1000-10, где осуществляется сепара­ция газа от нефти, после чего нефть проходит через дебитомер типа ДПН и сливается в буферную емкость, а газ направляется в газосборную сеть. Переключение скважин на замер осуществляется в основном вручную. На некоторых групповых установках смонтированы дополнительно распределительные устройства, позволяющие ставить скважины на замер автоматически, по программе. Для предотвращения разгазирования нефти при движении ее от емкостей до насоса емкости установлены на высоте 1,5—3 м. Они оборудованы запорно-регулирующей и предохранительной арматурой, приборами КИП и автоматики, площадками и лест­ницами. Распределительный коллектор описанной установки разме­щается на открытой площадке, что резко снижает надежность групповых замерно-сепарационных установок, поэтому были про­ведены работы по размещению в одном здании насосной, распре­делительного коллектора, приборов КИП и автоматики и щита управления насосными агрегатами. Одновременно был упрощен распределительный коллектор и созданы более компактные груп­повые замерно-сепарационные аппараты. Такие автоматизи­рованные групповые замерно-сепарационные установки были созданы для комплексно-автоматизированного опытно-показатель­ного нефтедобывающего предприятия на Зай-Каратайской пло­щади объединения «Татнефть».

1.5 Общие сведения о подстанциях и распределительных устройствах.

На подстанциях электрическая энергия, выработанная электростанциями, преобразуется для повышения или понижения ее напряжения. Поскольку обычно электростанции располагаются сравнительно далеко от потребителей, передавать электроэнергию целесообразно при повышенных напряжениях, Это позволяет при данной передаваемой мощности уменьшить ток в передающих линиях, а следовательно, снизить потери энергии и увеличить КПД электропередачи. Правда, при этом возрастает стоимость электроустановок за счет их изоляции. Повышение напряжения обеспечивается повышающими подстанциями.

По условиям технологии использования электроэнергии потребителями, а также по требованиям техники безопасности при работе потребительских электроустановок напряжение электроэнергии снижают на понижающих подстанциях, приближенных к потребителям. Преобразование электроэнергии на повышающих и понижающих подстанциях обеспечивается трансформаторами и автотрансформаторами.

При электроснабжении потребителей от сетей крупных энергосистем обычно предусматривают две ступени трансформации напряжения:

1. с 35 или 110 на 10 кВ (иногда на 6 кВ);

2. с 10 (или 6) кВ на 400/230 В;

Первую трансформацию выполняют на понижающих подстанциях, называемых районными. Вторая трансформация осуществляется в непосредственной близости от потребителей, на потребительских подстанциях Районную трансформаторную подстанцию намечают по возможности вблизи от центра питаемых нагрузок. Решают вопрос о количестве и мощности трансформаторов и числе отходящих линий 10 кВ. После этого разрабатывают схему электрических соединений подстанции. При этом учитывают способ подключения подстанции к питающей ЛЭП 35 или 110 кВ. По способу подключения различают подстанции трех типов:

¨тупиковые;

¨на отпайке;

¨проходные.

Более сложными являются проходные подстанции, т.к. требуют большего количества аппаратуры. Тупиковые и подстанции на отпайке можно выполнять с наименьшим количеством аппаратуры. Это упрощает и удешевляет их при сохранении достаточной надежности работы. В частности, на таких подстанциях принято не ставить со стороны высшего напряжения масляные выключатели, |являющиеся сравнительно дорогими аппаратами. На стороне высшего напряжения применены разъединитель и плавкие предохранители, на стороне 10 кВ - разъединители и масляные выключатели. Плавкие предохранители на 35 кВ типа ПНС обеспечивают защиту трансформатора мощностью до 4000 кВа. Разъединителями на 35 кВ можно отключать и включать ток холостого хода трансформатора 4000 кВа и более. Следовательно, подстанции с такой аппаратурой выполняют с единичной мощностью трансформатора до 4000 кВа. Их обычно строят с одним или двумя трансформаторами. Следует иметь в виду, что разъединителем, как правило, нельзя отключать и включать цепь под нагрузкой, а тем более при замыканиях. Эти операции выполняют выключателями.

Электрические машины и трансформаторы, установленные на электростанциях и подстанциях и подстанциях, линии электрических сетей нуждаются в управлении и защите от повреждений на нормальных режимах. Для этого необходимы коммутационные аппараты, измерительные трансформаторы, токоограничивающие реакторы, разрядники и другое электрическое оборудование первичных (силовых) цепей. Необходимы также аппараты управления, контроля измерений, релейной защиты и автоматики, образующие вторичные цепи электрической установки. Перечисленные элементы электрического оборудования первичных цепей и вторичных цепей вместе с вспомогательными устройствами и строительной частью образуют распределительное устройство (РУ) подстанции.

Различают распределительные устройства внутренние и наружные. В устройствах первого вида аппараты размещены в зданиях и, следовательно, защищены от осадков, ветра, резких изменений температуры, а также от пыли, вредных химических элементов в воздухе. В наружных устройствах аппараты установлены вне зданий и, следовательно, подвержены воздействию атмосферы и содержащихся в воздухе вредных веществ.

Распределительное устройство называют сборным, если большая часть монтажных работ выполняется на месте установки. РУ называют комплектным, если оно изготовлено на специализированном заводе и поставляется к месту установки готовыми частями.

РУ любого вида должно отвечать требованиям безопасности, надежности и экономичности. Безопасность для людей, обсуживающих РУ обеспечивают многими способами, из которых основными являются следующие:

1. В наружных РУ аппараты и проводники ограждают или устанавливают достаточно высоко, чтобы исключить возможность случайного прикосновения к частям, находящимся под напряжением.

2. Во внутренних РУ аппараты и проводники присоединений разделяют защитными стенами, обеспечивающими возможность безопасного ремонта частей РУ, не нарушая работу соседних частей.

3. Коридоры обслуживания и проезды выбирают достаточной ширины, чтобы обеспечить безопасный транспорт оборудования.

4. Оборудование размещают так, чтобы обеспечить возможность визуальной проверки отключенного положения разъединителей.

5. Предусматривают блокирующие устройства исключающие возможность неправильных операции с коммутационными аппаратами.

6. В РУ 50кВ и выше предусматривают особые средства защиты людей от воздействия электрического поля.

7. Пожарная безопасность обеспечивают применением аппаратов без масла или с минимальным содержанием масла и горючих компаундов;

n в наружных устройствах с баковыми масляными выключателями предусматривают маслоприемники, заполненные гравием и щебнем с целью воспрепятствования возгорания масла;

n под трансформаторами предусматривают маслоприемники и маслостоки;

n между трансформаторами предусматривают прочные стены.

Надежность РУ зависит от многих условий, из которых важнейшими являются:

n высокое качество аппаратов;

n соответствие коммутационной способности выключателей. электродинамической и термической стойкости аппаратов и проводников расчетным током короткого замыкания;

n надежная быстродействующая защита сборных шин и присоединений, а также использование других автоматических устройств;

n эффективная защита от перенапряжений с помощью ограничителей перенапряжений;

n правильная организованная эксплуатация, в частности профилактические испытания оборудования и ремонта.

Экономичность распределительно устройства определяется его стоимостью при условии удовлетворительного решения требований безопасности и надежности. При проектировании внутренних и наружных РУ оценивают варианты, сопоставляя объемы строительных работ, размеры площадей, количества, массу металлических и железобетонных конструкций, проводникового материала и изоляторов, а также сроки сооружения.

1.6 Электроэнергетика НГДУ «Ямашнефть».

Электроснабжение объектов добычи нефти, перекачки, закачки воды в пласт осуществляется от 15 подстанций:

·4 - ПС- 110/35/10 кВ;

·11 -ПС-35/10 кВ.

На 01.01.2000 года в эксплуатации находится:

¨Силовые трансформаторы - 940 шт;

¨Электродвигатели - 2410 шт общей мощностью 53473 кВт;

¨Воздушные линии электропередач - 1660 км.

За 1999 год введены в эксплуатацию:

¨9 шт. КТП - 10/04 кВ общей - мощностью 924 кВА;

¨19,2 км ВЛ-10 кВ;

¨2 БКНС насосами «РЕДА».

Надежность электроснабжения объектов нефтедобычи обеспечивается за счет внедрения новой техники и технологии, замены морально устаревшего и изношенного оборудования на новое, реконструкции объектов энергоснабжения, проведения капитального ремонта и профилактической наладки оборудования. За 1999 год согласно плану организационно-технических мероприятий по энергоснабжению велась работа по оптимизации мощности силовых трансформаторов и электродвигателей. С большей мощности на мало мощные заменены 12 штук трансформаторов, 32 шт. электродвигателей. Силами электроцеха выполнен запланированный объем на 1999 год ППР электрооборудования. Заменены масляные выключатели на 10 кВ на вакуумные в количестве 8 шт. Установлены 400 штук станции управления СКН. Основными направлениями повышения надежности электроснабжения в 2000 году являются:

n строительство и реконструкция подстанций 35/10 кВ при КНС - 135, ДНС -210;

n строительство ВЛ-35 кВ к строящимся подстанциям;

n замена морально устаревшего электрооборудования, внедрение БСК и усовершенствование технического и коммерческого учета электроэнергии (Система АСКУЭ «Диск - 110»).

2.7 Выбор главной схемы электрических соединений ПС.

Главная схема электрических соединений подстанции - это совокупность основного электрооборудования (трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части подстанции, т.к. он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и т.д.

На чертеже главные схемы изображаются в однолинейном исполнении при отключенном положении всех элементов установки. На полной принципиальной схеме указывают все аппараты первичной цепи, заземляющие ножи разъединителей, указывают также типы применяемых аппаратов.

Основные требования к главной схеме ПС:

n надежность электроснабжения потребителей;

n приспособленность к проведению ремонтных работ;

n оперативная гибкость электрической схемы;

n экономическая целесообразность.

Для электроснабжения нефтяного месторождения выбрана двухтрансформаторная подстанция блочного типа. В этом случае обеспечивается надежное электроснабжение потребителей даже при аварийном отключении одного из них.

На двухтрансформаторных подстанциях в первые годы эксплуатации когда нагрузка не достигла расчетной, возможна установка одного трансформатора. В течение этого периода необходимо обеспечить резервирование электроснабжения потребителей по сетям низшего напряжения. В дальнейшем при увеличении нагрузки до расчетной устанавливается второй трансформатор.

На проектируемой ПС как на стороне 35 кВ, так и на стороне 10 кВ принята схема с одной системой сборных шин, секционированных выключателями. Источники питания (сторона 35 кВ) присоединяются к сборным шинам с помощью выключателей и разъединителей. Выключатели служат для отключения и включения цепи в нормальных и аварийных режимах. Если линейный выключатель выводится в ремонт, то после его отключения отключают разъединители: сначала линейный, а затем шинный.

Операции с шинными и линейными разъединителями необходимо только при выводе присоединения в ремонт в целях обеспечения безопасного производства работ. Вследствие однотипности простоты операций с разъединителями аварийность из-за неправильных действий с ними дежурного персонала мала, что относится к достоинствам рассматриваемой схемы. Схема с одной системой шин позволяет использовать комплектные распределительные устройства (КРУ), что снижает стоимость монтажа, позволяет широко применять механизацию и уменьшить время сооружения электроустановки. При отключении одного источника нагрузку принимает оставшийся в работе источник питания. Авария на сборных шинах 10 кВ приводит к отключению только одного источника и половины потребителей; вторая секция 10 кВ и все присоединения к ней остаются в работе.

Достоинствами схемы с одной системой сборных шин, секционированных выключателями, являются простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надежность. Проектируемая подстанция по проекту электроснабжения будет питаться по ВЛ 35 кВ подстанции № 199 «В.Уратьма» 110/35/10 кВ НГДУ «ЗН». Протяженность питающей линии 20,9 км.

2.2 Расчет электрических нагрузок подстанций

Данная подстанция проектируется для электроснабжения Тюгеевского месторождения ( добыча на этом месторождении). ПС питает 67 станков-качалок и ГЗНУ на станках-качалках установлены двигатели, указанные в таблице:

Таблица 2.0

На ГЗНУ установлены 2 двигателя марки СТД-800-23УХЛ4 с параметрами: = 800 кВт; =10 кВ; = 5,58; = 2,07; = 935 кВА, = 96%. = 2,01.

Один из двигателей в работе,а второй резервный. Двигатели питаются от разных РУ.

Расчитаем нагрузку.

Расчет нагрузки произведем по установленной мощности и коэффициенту спроса:

; - активная нагрузка [кВт]

- реальная нагрузка [кВар]

Общая нагрузка [кВА]

Двигатели 15 кВт (13 двигателей)

Двигатели 18.5 кВт (10 двигателей)

Нагрузка всех двигателей(18,5кВт и 15кВт):

Находим общую нагрузку:

Двигатели 22 кВт (15 двигателей)

Прибавим нагрузку двигателей ГЗНУ получаем суммарную (общую) нагрузку ПС:

S = 2352,57 кВА