«ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР среднем 49,8%. При этом мощности централизованной системы используются для обеспечения закачки воды на всех месторождениях СП Вьетсовпетро. Таким ...»

ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР

среднем 49,8%. При этом мощности централизованной системы используются для обеспечения закачки воды на

всех месторождениях СП Вьетсовпетро.

Таким образом, видно, что в связи с ростом объемов закачки воды, увеличивается загруженность

централизованной системы. Тем не менее, на этот период имеется запас по мощности централизованной системы

– блок модулей ППД-40000 и ППД-30000, и возможность регулирования объемов закачки воды, как по эксплуатируемым месторождениям, так и с учетом вновь вводимых в разработку перспективных участков и структур.

ЭЛЕКТРООБЕСПЕЧЕНИЕ ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ АНАБАЙ

КАЗАХСТАНА А.А. Мамаев, Н.М. Космынина Научный руководитель доцент Н. М. Космынина Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Главным богатством республики Казахстан являются его полезные ископаемые. По предположениям ученых ведущих стран мира республика Казахстан находится на шестом месте в мире по запасам природных ресурсов. В республике Казахстан на данный момент известно 14 высокоперспективных бассейнов, которые расположены практически по всей ее территории, пока разведаны только 160 нефтяных и газовых месторождений, а запасы нефти, которые можно извлечь составляют 2,7 миллиарда тонн [3].

Чу-Сарысуйский газоносный бассейн административно располагается на территории ЮжноКазахстанской и Жамбыльской областей и включает в себя единственную в республике чисто газоносную область средне-верхнепалеозойского газонакопления.

Одно из первых газовых месторождений УшаралКемпыртобе в Чу-Сарысуйском газоносном бассейне было разработано в 1962 году. В дальнейшие годы были разработаны месторождения: Северный Ушарал (1970 г.), Айракты (1971 г.), Придорожное (1972 г.), Амангельды (1975 г.), Орталык (1976 г.), Малдыбай (1977 г.), Анабай (1979 г.), Западный Опак (1980 г.) и другие.

Газовое месторождение Анабай расположено в Мойынкумском районе Жамбылской области, в 175 км.

к северу от г. Жамбыл; энергообеспечение месторождения осуществляется от конденсационной электростанцией (КЭС) Жамбыльской ГРЭС.

КЭС является энергетическим комплексом, состоящим из восьми основных систем: котельная установка; паротурбинная установка; топливное хозяйство; система золоудаления, очистки дымовых газов;

электрическая часть; техническое водоснабжение (для отвода избыточного тепла); система химической очистки и подготовки воды [1]. Структурная схема электрической части Жамбыльской ГРЭС приведена на рисунке 1.

Рис.1 Структурная схема Жамбыльской ГРЭС На электростанции установлено шесть турбогенераторов G1, G2, G3, G4, G5, G6. типа ТГВ-200.

В турбогенераторах создается трёхфазный, электрический ток напряжением 15,75 кВ.

Номинальная мощность каждого турбогенератора200000 кВт, номинальный ток ротора 1786 А, номинальный ток статора 8630 А [2]. Генератор ТГВ-200 имеет непосредственное водородное охлаждение обмоток статора и ротора. Давление водорода в корпусе поддерживается 0,2-0,4 Мпа.

Турбогенераторы ТГВ-200 имеют тиристорную систему возбуждения.

Даная система является системой самовозбуждения, основные ее элементы - это две группы полупроводниковых преобразователей:

неуправляемые и управляемые вентили, трансформатор силового компаундирования и выпрямительный трансформатор. Неуправляемые вентили получают питание от силового трансформатора компаундирования, вторичные токи которого пропорциональны току статора генератора, управляемые вентили получают питание от выпрямительного трансформатора, вторичное напряжение которого зависит от напряжения генератора.

СЕКЦИЯ 11. СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ

И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Неуправляемые вентили, ток которых зависит от тока статора генератора, обеспечивают возбуждение машины при нагрузке и форсировку возбуждения при коротких замыканиях. Мощность управляемых вентилей рассчитывают так, чтобы она была достаточна для возбуждения генераторов на холостом ходу и для регулирования возбуждения в нормальном режиме. В номинальном режиме неуправляемые вентили обеспечивают 70 – 80% тока возбуждения генератора.

На электростанции имеются два распределительных устройства с напряжениями 110 кВ и 220 кВ.

Распределительное устройство (РУ) - электроустановка, которая предназначена для приёма и распределения электрической энергии на один класса напряжения. Открытые распределительные устройства (ОРУ) распределительные устройства, у которых силовые проводники являются открытыми, без защиты от воздействия окружающей среды.

Электростанция имеет блочную структуру: все генераторы работают в блоке с силовыми трансформаторами.

Генераторы первого и второго блоков соединены с РУ 110 кВ через силовые трансформаторы типа ТДЦстанционная маркировка на структурной схеме: Т1, Т2. Номинальная мощность трансформаторов представленного типа 250000 кВ·А, по обмотке высшего напряжения 121 кВ протекает номинальный ток 1193 А, по обмотке низшего напряжения 15,75 кВ протекает номинальный ток 9164,5 А. Группа соединения обмоток трансформаторов: звезда с нулем / треугольник ( Y0 / ) [2].

Генераторы третьего – шестого блоков соединены с РУ 220 кВ через силовые трансформаторы типа ТДЦстанционная маркировка на структурной схеме: Т3, Т4, Т5, Т6. Номинальная мощность трансформаторов представленного типа 250000 кВ·А, по обмотке высшего напряжения 242 кВ протекает номинальный ток 596,5 А, по обмотке низшего напряжения 15,75 кВ протекает номинальный ток 9164,5 А.

Группа соединения обмоток трансформаторов: звезда с нулем треугольник ( Y0 / ) [2].

Распределительные устройства 110 и 220 кВ соединены через два автотрансформатора связи ТДЦТГАстанционная маркировка на структурной схеме: АТ1, АТ2. Номинальная мощность автотрансформаторов представленного типа 240000 кВ·А, по обмотке высшего напряжения 242 кВ протекает номинальный ток, по обмотке низшего напряжения 15,75 кВ протекает номинальный ток 4400 А [2].

Все силовые трансформаторы и автотрансформаторы имеют масляную систему охлаждения. Масляное охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией масла с помощью воздушных охладителей (ДЦ).

Охладители – это системы тонких ребристых трубок, которые обдуваются вентилятором наружной установки.

Маслопроводы, оснащённые электронасосами, осуществляют непрерывное принудительное движение масла через радиаторы. Из-за большой скорости движения масла, обширной поверхности охлаждения и интенсивному дутью, охладители обладают большой теплоотдачей и компактностью. Использование такой системы охлаждения позволяет уменьшить габаритные и весовые характеристики трансформаторов. Охладители могут устанавливаться как совместно с трансформатором, так и на отдельных фундаментах рядом с масляным баком трансформатора.

Часть электрической энергии расходуется на собственные нужды электростанции, обеспечивающих технологических процесс производства электроэнергии на ГРЭС. На рисунке 1 этому соответствует ответвления на выводах турбогенераторов, обозначенные как с.н.

Для ОРУ 110-220 кВ с большим числом присоединений применяется схема с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключателем на цепь. На рисунке 6 приведен пример схемы распределительного устройства с линейными и трансформаторными присоединениями.

W1 W2 W3 W4 W5 W6

–  –  –

Рис.6 Схема электрических соединений распределительного устройства, выполненное по схеме две рабочие системы сборных шин с обходной системой сборных шин Обычно, обе системы сборных шин находятся в работе при фиксированном распределении всех присоединений, это повышает надежность схемы, так как при коротких замыканиях на шинах, отключается шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений, вторая половина шин остается в работе. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения половины присоединений определяется длительностью переключений.

[2].

ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР

Литература Официальный сайт Жамбылской ГРЭС им Т.И. Батурова URL: http://zhgres.kz/, (дата обращения 02.02.16).

1.

Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. – 4-е 2.

изд., стер.- Екатеринбург: АТП, 2015. – 648 с.: ил..

Справочник: Месторождения нефти и газа Казахстана, Алматы, 2007; –304 с.

3.

–  –  –

В современных экономических условиях нефтяные компании эксплуатируют оборудование и трубопроводы до их полного выхода из строя, поэтому знание причин отказов, а именно – причин коррозии, и методов предотвращения отказов и их своевременного мониторинга является неотъемлемой частью экономической политики нефтяных компаний [4].

Несмотря на появление на рынке нефтепромысловых услуг России трубопроводов из неметаллических материалов и труб с внутренним покрытием, основной объем строительства трубопроводов выполняется из стальных труб. Стальные трубы, обладая комплексом полезных свойств, имеют один существенный недостаток – они подвержены коррозии, что приводит к нарушению целостности трубопроводов в процессе их эксплуатации [3].

Для того чтобы затормозить коррозионный процесс, необходимо повлиять либо на свойства металла, либо на свойства среды, транспортируемой по трубопроводу. Методы, которые основанные на изменении защитных свойств металла являются наиболее эффективными методами. Несмотря на это, нередко предпочтительнее изменить свойства коррозионной среды или же применить комбинированные способы защиты с экономической точки зрения [1].

На данный момент для защиты промысловых трубопроводов от коррозии используются трубопроводы с внутренним покрытием и ингибиторная защита. Оба эти метода достаточно затратные и нефтедобывающими предприятиями ведется постоянный поиск путей оптимизации защиты трубопроводов от коррозии. Один из вариантов – использование протекторной защиты (рисунок).