Темп отбора от НИЗ в 2004 году составил 3%. Коэффициент нефтеизвлечения и отбор от НИЗ в 2004 году составили 12,1% и 36,5% соответственно.

Проектом предусматривалось завершения бурения в 1998 году. Фактически в 2004 году из бурения введено 7 новые добывающие скважины (№ 931, 932, 1024).

3.3. Фонд добывающих скважин
и показатели его эксплуатации в 2004 году

Изменение структуры фонда добывающих приведено в табл.3.2.

Таблица 3.2.

Динамика фонда добывающих скважин Хохряковского месторождения

Характер скважин	Состояние	на 1.01.03	на 1.01.04
Добывающие	Всего	568	548
	Действующий	371	374
	В бездействии	136	125
	В освоении	1	0
	Эксплуатационный	508	499
	В консервации	43	28
	В пьезометре	13	10
	В ожид ликв.	2	3
	Ликвидир.	2	3
	Действующий	155	183
	В бездействии	27	33
	В освоении	10	5
	Эксплуатационный	192	221
	В консервации	4	4
	В пьезометре	4	4

По состоянию на 01.01.2004 года на Хохряковском месторождении насчитывалось 548 добывающих скважин (см. табл. 3.2.). При этом эксплуатационных нефтяных скважин - 499 (91,0%), действующих - 374 (68,2%). По сравнению с прошлым годом добывающий фонд по месторождению уменьшился на 20 скважин, а действующий увеличился на 3 скважины. В 2004 году по разным причинам в неработающий фонд выбыло 29 скважин. Под закачку из действующего нефтяного фонда в течение 2004 года переведено 17 скважин.

Суммарные суточные потери по нефтяным скважинам, выбывшим в неработающий фонд, составили 193,7 тонн по нефти и 996,3 тонны по жидкости. Средний дебит нефти и обводненность составили 6,7 т/сут и 80,6% соответственно.

Суммарные суточные потери по действующим нефтяным скважинам, перешедшим в фонд ППД, составили 78,8 тонн по нефти и 368,8 тонны по жидкости. Средний дебит нефти и обводненность составили 4,6 т/сут и 78,6% соответственно.

В 2003 году в ходе проведения геолого-технологических мероприятий из неработающего нефтяного фонда запущено в работу 46 скважин. На 01.01.04 г. средний дебит нефти по этой группе скважин составил 9,1 т/сут, жидкости 30,0 т/сут и обводненность 69,5%. Суммарная суточная добыча составила 420,4 тонн нефти и 1379,7 тонн жидкости. Кроме того, из нефтяного неработающего фонда 10 скважин переведены в ППД и запущены под закачку со средней приемистостью 200 м³/сут. Ниже в таблице 3.3. приведено распределение скважин действующего фонда, выбывшего в 2003 году в неработающий фонд по дебиту нефти и обводненности.

Таким образом, по состоянию на 01.01.2004 года в действующем добывающем фонде находится 374 скважины.

В таблице 3.4. приведено распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности на 01.01.04 г. Рассматривая результаты распределения можно сделать следующие выводы:

С дебитами жидкости до 20 т/сут работает 69 скважин (18,4 % действующего фонда), из них 29 скважин имеют обводненность менее 30% (по этим скважинам возможно проведение мероприятия по интенсификации притока).

В интервале дебитов жидкости от 20 до 50 т/сут работают 142 скважины (37,9 %), основная часть которых 75 скважин (52,8 %) имеют обводненность ниже 30 % и только 17 скважин (11,9 %) имеют обводненность выше 80 %.

Таблица 3.3.

Распределение действующего фонда скважин выбывшего в неработающий фонд в 2003 году по состоянию на 01.12.04 г.

Дебит нефти, т/сут	Обводнённость, %	Итого
	0 - 10	10 - 30	30 - 60	60 - 80	80 - 100
0 - 3	3	2	1	0	10	16
3 - 5	0	0	0	0	1	1
5 - 10	0	0	1	2	2	5
10 - 20	2	1	0	0	1	4
20 - 40	1	0	1	1	0	3
Итого	6	3	3	3	14	29

В интервале дебитов жидкости от 50 до 80 т/сут работают 112 скважин (29,9 %), часть из которых 44 скважин (39,2 %) имеют обводненность ниже 30 % и 19 скважин (16,9 %) имеют обводненность выше 80 %.

Таблица 3.4. Распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности по состоянию на 1.01.2005 год

Дебит жидкости, т/сут	Обводнённость, %	Итого
	0 - 10	10 - 30	30 - 60	60 - 80	80 - 100
0 - 10	2	8	8	5	3	26
10 - 20	6	13	7	7	10	43
20 - 50	24	51	33	17	17	142
50 - 80	8	36	22	27	19	112
80 - 100	6	9	5	4	4	28
100 - 150	4	3	9	0	2	18
150 - 200	0	1	0	1	2	4
200 - 250	0	0	0	0	0	0
250 - 300	0	0	0	0	1	1
Итого	50	121	84	61	58	374

С дебитом жидкости более 80 т/сут работают 51 скважина (13,6 %), из них 23 скважины (45,0 %) работают с обводненностью ниже 30%, и только 9 скважин имеют обводненность выше 80 %.

Из распределения действующего фонда скважин по дебитам нефти (рис. 3.3.) видно, что 12,2% действующего фонда (60 скважин) являются малодебитными (дебит нефти < 5 т/сут), 30,4% (114 скважины) работает с дебитом нефти от 5 до 20 т/сут и 53,4% (200 скважин) имеют дебит более 20 т/сут.

Рис. 3.3. Распределение действующего фонда скважин Хохряковского месторождения по дебитам нефти за 2003-2004 г.г.

Распределение действующего фонда скважин месторождения по обводненности (рис. 3.4.) показало, что 45.7% действующего фонда (171 скважин) работают с долей воды в продукции менее 30%, 145 скважин (38,7%) относятся к группе скважин с обводненностью от 30 до 80 % и 58 скважин (15,6%) обводнены более чем на 80 %.

Рис. 3.4. Распределение действующего фонда скважин Хохряковского месторождения по обводненности за 2003-2004 г.г.

Таким образом, из распределения действующего нефтяного фонда по основным показателям работы можно сделать следующие выводы:

- по месторождению за период 2003 года наблюдается незначительный рост действующего фонда скважин;

- наблюдается рост обводненного фонда на фоне снижения высокодебитного фонда скважин.

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1. Установки погружных центробежных электронасосов

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.

Установки имеют два исполнения - обычное и коррозионно-стойкое. Пример условного обозначения установки при заказе: УЭЦНМ5-125-1200 ВК02 ТУ 26-06-1486 - 87, при переписке и в технической документации указывается: УЭЦНМ5-125-1200 ТУ 26-06-1486 - 87, где У- установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м³/сут: 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ.

Для установок коррозионно-стойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К».

Показатели технической и энергетической эффективности приведены в табл. 4.1. Номинальные значения к.п.д. установки соответствуют работе на воде.

Таблица 4.1.

Показатели технической и энергетической эффективности

Установки	Номи-нальная подача, м3/сут	Номи-наль-ный напор, м	Мощ-ность, кВт	К. п. д., %	K. п. д. насоса, %	Макси-мальная плотность водонефтя-ной смеси, кг/м3	Рабочая часть характеристики
							подача, м3/сут	напор, м
1	2	3	4	5	6	7	8	9
УЭЦНМ5-50-1300	50	1360	23	33,5	43	1400	25 - 70	1400 - 1005
УЭЦНМК5-50-1300		1360	23	33,5		1400		1400 - 1005
УЭЦНМ5-50-1700		1725	28,8	34		1340		1780 - 1275
УЭЦНМК5-50-1700		1725	28,8	34		1340		1780 - 1275
УЭЦНМ5-80-1200	80	1235	26,7	42	51,5	1400	60 - 115	1290 - 675
УЭЦНМК5-80-1200		1235	26,7	42		1400		1290 - 675
УЭЦНМ5-80-1400		1425	30,4	42,5		1400		1490 - 1155
УЭЦНМК5-80-1400		1425	30,4	42,5		1400		1490 - 1155
УЭЦНМ5-80-1550		1575	33,1	42,5		1400		1640 - 855
УЭЦНМК5-80-1550		1575	33,1	42,5		1400		1640 - 855
УЭЦНМ5-80-1800		1800	38,4	42,5		1360		1880 - 980
УЭЦНМК5-80-1800		1800	38,4	42,5		1360		1880 - 980
УЭЦНМ5-125-1000	125	1025	29,1	50	58,5	1240	105 - 165	1135 - 455
УЭЦН MK5-125-1000		1025	29,1	50		1240		1135 - 455
УЭЦНМ5-125-1200		1175	34,7	48		1400		1305 - 525
УЭЦН MK5-125-1200		1175	34,7	48		1400		1305 - 525
1	2	3	4	5	6	7	8	9
УЭЦН MK5-125-1300		1290	38,1	48		1390		1440 - 575
УЭЦН M5-125-1800		1770	51,7	48,5		1400		1960 - 785
УЭЦНMK5-125-1800		1770	51,7	48,5		1400		1960 - 785
УЭЦНМ5-200-800	200	810	46	40	50	1180	150 - 265	970 - 455
УЭЦНМ5-200-1000		1010	54,5	42		1320		1205 - 565
УЭЦНМ5-200-1400		1410	76,2	42		1350		1670 - 785
УЭЦНМ5А-160-1450	160	1440	51,3	51	61	1400	125 - 205	1535 - 805
УЭЦНМК5А-160-1450		1440	51,3	51		1400		1535 - 905
УЭЦНM5A-160-1600		1580	56,2	51		1300		1760 - 1040
УЭЦНМК5А-160-1600		1580	56,2	51		1300		1760 - 1040
УЭЦНМ5А-160-1750		1750	62,3	51		1300		1905 - 1125
УЭЦНMK5A-160-1750		1750	62,3	51		1400		1905 - 1125
УЭЦНM5A-250-1000	250	1000	55,1	51,5	61,5	1320	195 - 340	1140 - 600
УЭЦНMK5A-250-1000		1000	55,1	51,5		1320		1140 - 600
УЭЦНМ5А-250-1100		1090	60,1	51,5		1210		1240 - 650
УЭЦНМК5А-250-1100		1090	60,1	51,5		1210		1240 - 650
УЭЦНM5A-250-1400		1385	76,3	51,5		1360		1575 - 825
УЭЦНMK5A-250-1400		1385	76,3	51,5		1360		1575 - 825
УЭЦНМ5А-250-1700		1685	92,8	51,5		1120		1920 - 1010
УЭЦНМК5А-250-1700		1685	92,8	51,5		1120		1920 - 1010

Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие:

среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);

максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и к. п. д. - 1 мм²/с;

водородный показатель попутной воды рН 6,0 - 8,5;

максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л);

микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;

максимальное содержание попутной воды - 99%;

максимальное содержание свободного газа у основания двигателя - 25%, для установок с насосными модулями-газосепараторами (по вариантам комплектации) - 55 %, при этом соотношение в откачиваемой жидкости нефти и воды регламентируется универсальной методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам (УМП ЭЦН-79);

максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01 г/л); для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л);

температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 °С.

Для установок, укомплектованных кабельными линиями К43, в которых взамен удлинителя с теплостойким кабелем марки КФСБ используется удлинитель с кабелем марки КПБП, температуры должны быть не более:

для УЭЦНМ5 и УЭЦНМК5 с двигателем мощностью 32 кВт - 70 °С;

для УЭЦНМ5, 5А и УЭЦНМК5, 5А с двигателями мощностью 45 - 125 кВт - 75 °С;

для УЭЦНМ6 и УЭЦНМК6 с двигателями мощностью 90 - 250 кВт - 80 °С.

Максимальная плотность водонефтяной смеси указана в табл. Значения к.п.д. насоса и к.п.д. насосного агрегата (см. табл. 4.1.) соответствуют работе на воде плотностью 1000 кг/м³.

Масса насоса и насосного агрегата и габаритные размеры насоса и насосного агрегата приведены в табл. 4.2.

Таблица 4.2.

Установка	Длина насосного агрегата, мм, не более	Длина насоса, мм, не более	Масса, кг, не более
			насосного агрегата	насоса
1	2	3	4	5
УЭЦНМ5-50-1300	15522	8252	626	280
УЭЦНМК5-50-1300	15522	8252	633	287
УЭЦНМ5-50-1700	17887	10617	705	359
УЭЦНМК5-50-1700	17887	10617	715	369
УЭЦНМ5-80-1200	16232	8252	602	256
УЭЦНМК5-80-1200	16232	8252	610	264
УЭНЦМ5-80-1400	18227	9252	684	290
УЭЦНМК5-80-1400	18227	9252	690	296
УЭЦНМ5-80-1550	19592	10617	720	326
УЭЦНМК5-80-1550	19592	10617	745	333
УЭЦНМ5-80-1800	20227	11252	750	356
УЭЦНМК5-80-1800	20227	11252	756	362
УЭЦНМ5-125-1000	15522	8252	628	282
УЭЦНМК5-125-1000	15522	8252	638	292
УЭЦНМ5-125-1200	17217	9252	709	315
УЭЦНМК5-125-1200	17217	9252	721	327
УЭЦНМ5-125-1300	18582	10617	755	361
УЭЦНМК5-125-1300	18582	10617	767	373
УЭЦНМ5-125-1800	24537	13617	1103	463
УЭЦНМК5-125-1800	24537	13617	1122	482
УЭЦНМ5-200-800	18582	10617	684	290
УЭЦНМ5-200-1000	24887	12617	990	350
УЭЦНМ-200-1400	30277	17982	1199	470
УЭЦНМ5А-160-1450	19482	10617	976	416
УЭЦНМК5А-160-1450	19482	10617	990	430
УЭЦНМ5А-160-1600	20117	11252	997	437
УЭЦНМК5А-160-1600	20117	11252	1113	453
УЭЦНМ5А-160-1750	24272	12617	1262	492
УЭЦНМК5А-160-1750	24272	12617	1278	508
УЭЦНМ5А-250-1000	20117	11252	992	432
1	2	3	4	5
УЭЦНМК5А-250-1000	20 117	11252	1023	463
УЭЦНМ5А-250-1100	21482	12617	1044	484
УЭЦНМК5А-250-1100	21 482	12617	1079	518
УЭЦНМ5А-250-1400	27637	15982	1385	615
УЭЦНМК5А-250-1400	27637	15982	1428	658
УЭЦНМ5А-250-1700	30637	18982	1498	728
УЭЦНМК5А-250-1700	30637	18982	1551	783

Примечание. Внутренний диаметр колонны обсадных труб не менее и поперечный габарит насосной установки с кабелем не более соответственно: для установок УЭЦНМ5 - 121,7 и 112 мм; для УЭЦНМ5А - 130 и 124 мм; для УЭЦНМ6 с подачей до 500 м3/сут (включительно) - 144,3 и 137 мм, с подачей свыше 500 м3сут - 148,3 и 140,5 мм.

Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК (рис.4.1.) состоят из погружного насосного агрегата, кабеля в сборе 6, наземного электрооборудования - трансформаторной комплектной подстанции (индивидуальной КТППН или кустовой КТППНКС) 5.

Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство.

Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса 7 и двигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4.Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами 3, входящими в состав насоса.

Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах. Насос - погружной центробежный модульный. Обратный клапан 1 предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана.

Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости от газосодержания у сетки входного модуля насоса. При этом клапаны должны располагаться ниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в

противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышать допустимый, указанный в табл. 4.2.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свыше 25 - до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключают насосный модуль - газосепаратор.

Двигатель - асинхронный погружной, трехфазный, короткозамкнутый, двухполюсный, маслонаполненный.

Установки могут комплектоваться двигателями типа 1ПЭД по ТУ 16-652.031 - 87, оснащенными системой контроля температуры и давления пластовой жидкости.

При этом установки должны комплектоваться устройством комплектным ШГС 5805-49ТЗУ1.

Соединение сборочных единиц насосного агрегата - фланцевое (на болтах и шпильках), валов сборочных единиц - при помощи шлицевых муфт.

Соединение кабеля в сборе с двигателем осуществляется при помощи муфты кабельного ввода.

Подключательный выносной пункт предназначен для предупреждения прохождения газа по кабелю в КТППН (КТППНКС) или комплектное устройство.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод.

Комплектность установок приведена в табл. 4.3. Погружной центробежный модульный насос (в дальнейшем именуемый «насос») - многоступенчатый вертикального исполнения. Насос изготовляют в двух исполнениях: обычном ЭЦНМ и коррозионностойком ЭЦНМК.

Насос состоит из входного модуля, модуля-секции (модулей-секций), модуля-головки, обратного и спускного клапанов (рис. 4.2). Допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности (см. табл. 4.3).Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (по объему) свободного газа, к насосу следует подсоединить насосный модуль - газосепаратор (рис.4. 3).

Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией.

Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое. Соединения (кроме соединений входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) уплотняются резиновыми кольцами.

Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами.

Соединение валов газосепаратора, модуля-секции н входного модуля между собой также осуществляется при помощи шлицевых муфт.

Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов (2, 3 и 5м), унифицированы по длине. Валы модулей-секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготовляют из калиброванной коррозионно-стойкой высокопрочной стали марки ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку «НЖ», для насосов повышенной коррозионностойкости - из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ К-монель и имеют на торцах маркировку «М».

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготовляют из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойкого исполнения - из модифицированного чугуна ЧН16Д7ГХШ типа «нирезист». Рабочие колеса насосов обычного исполнения можно изготовлять из радиационно-модифицированного полиамида.

Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется

внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана (насосно-компрессорной трубы), с другой стороны - фланец для подсоединения к модулю-секции двух ребер и резинового кольца. Ребра прикреплены к корпусу модуля-головки болтом с гайкой и пружинной шайбой. Резиновое кольцо герметизирует соединение модуля-головки с модулем-секцией.

Модули-головки насосов группы 5 и 5А имеют резьбу муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633 - 80.

Модуль-головка насосов группы 6 имеет два исполнения: с резьбой муфты 73 и 89 ГОСТ'633 - 80.

Модуль-головка с резьбой 73 применяется в насосах с номинальной подачей до 800 м³/сут, с резьбой 89 - более 800 м³сут.

Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего подшипника, нижнего подшипника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Число ступеней в модулях-секциях указано в табл. 4. 4. Соединение модулей-секций между собой, а также резьбовые соединения и зазор между корпусом и пакетом ступеней герметизируются резиновыми кольцами.

Ребра предназначены для защиты плоскогокабеля с муфтой от механических повреждений о стенку обсадной колонны при спуске и подъеме насосного агрегата. Ребра прикреплены к основанию модуля-секции болтом с гайкой и пружинной шайбой.

Грань головки модуля-секции, имеющая минимальное угловое смещение относительно поверхности основания между ребрами, помечена пятном краски для ориентирования относительно ребер другого модуля-секции при монтаже на скважине.

Модули-секции поставляются опломбированными гарантийными пломбами-клеймом предприятия-изготовителя на паяных швах.

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицовой муфты для соединения вала модуля с валом гидрозащиты.

При помощи шпилек модуль верхним концом подсоединяется к модулю-секции. Нижний конец входного модуля присоединяется к гидрозащите двигателя.

Входной модуль для насосов группы 6 имеет два исполнения: одно - с валом диаметром 25 мм - для насосов с подачами 250, 320, 500 и 800 м³/сут, другое - с валом диаметром 28 мм - для насосов с подачами 1000, 1250 м³/сут.

Входные модули и модули-секции поставляются опломбированными консервационными пломбами-пятнами синей или зеленой краски на гайках и болтах (шпильках) фланцевых соединений.

Обратные клапаны насосов групп 5 и 5А, рассчитанных на любую подачу, и группы 6 с подачей до 800 м³/сут включительно конструктивно одинаковы и имеют резьбы муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633 - 80. Обратный клапан для насосов группы 6 с подачей свыше 800 м³/сут имеет резьбы муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 89 ГОСТ 633 - 80.

Спускные клапаны имеют такие же исполнения по резьбам, как обратные.

Таблица 4.4.

Насос	Показатели	Число модулей-секций	Число ступеней
	Пода-ча, м3/сут	Напор, м	Мощ-ность, кВт	К. п. д. насоса, %	Общее	№ 2	№ 3	№ 5	Общее	в модуле-секции
										№ 2	№ 3	№ 5
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
ЭЦНМ5-50-1300	50	1360	17,94	43	2	1	-	1	264	72	-	192
ЭЦНМК5-50-1300		1360	17,94		2	1	-	1	264	72	-	192
ЭЦНМ5-50-1700		1725	22,76		3	-	3	-	336	-	112	-
ЭЦНМК5-50-1700		1725	22,76		3	-	3	-	336	-	112	-
ЭЦНМ5-80-1200	80	1235	21,77	51,5	2	1	-	1	269	73	-	196
ЭЦНМК5-80-1200		1235	21,77		2	1	-	1	269	73	-	196
ЭЦНМ5-80-1400		1425	25,12		2	-	1	1	310	-	114	196
ЭЦНМК5- 80-1400		1425	25,12		2	-	1	1	310	-	114	196
ЭЦНМ5-80-1550		1575	27,76		3	-	3	-	342	-	114	-
ЭЦНМК5-80-1550		1575	27,76		3	-	3	-	342	-	114	-
ЭЦНМ5-80-1800		1800	31,73		2	-	-	2	392	-	-	196
ЭЦНМК5-80-1800		1800	31,73		2	-	-	2	392	-	-	196
ЭЦНМ5-125-1000	125	1025	24,85	58,5	2	1	-	1	227	62	-	165
ЭЦНМК5-125-1000		1025	24,85		2	1	-	1	227	62	-	165
ЭЦНМ5-125-1200		1175	28,49		2	-	1	1	261	-	96	165
ЭЦНМК5-125-1200		1175	28,49		2	-	1	1	261	-	96	165
ЭЦНМ5-125-1300		1290	31,28		3	-	3	-	288	-	96	-
ЭЦНMK5-125-1300		1290	31,28		3	-	3	-	288	-	96	-
ЭЦНМ5-125-1800		1770	42,92		3	1	-	2	392	62	-	165
ЭЦНМК5-125-1800		1770	42,92		3	1	-	2	392	62	-	165
ЭЦНМ5-200-800	200	810	36,76	50	3	-	3	-	228	-	76	-
ЭЦНМ5-200-1000		1010	45,84		3	-	2	1	283	-	76	131
ЭЦНМ5-200-1400		1410	64		3	-	-	3	393	-	-	131
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
ЭЦНМ5А-160-1450	160	1440	42,86	61	3	-	3	-	279	-	93	-
ЭЦНМК5А-160-1450		1440	42,86		3	-	3	-	279	-	93	-
ЭЦНМ5А-160-1600		1580	47,03		2	-	-	2	320	-	-	160
ЭЦHMK5-160-1600		1580	47,03		2	-	-	2	320	-	-	160
ЭЦНМ5А-160-1750		1750	52,09		3	-	2	1	346	-	93	160
ЭЦНМК5А-160-1750		1750	52,09		3	-	2	1	346	-	93	160
ЭЦНМ5А-250-1000	250	1000	46,13	61,5	2	-	-	2	184	-	-	92
ЭЦНМК5А-250-1000		1000	46,13		2	-	-	2	184	-	-	92
ЭЦНМ5А-250-1100		1090	50,28		3	-	2	1	200	-	54	92
ЭЦНМК5А-250-1100		1090	50,28		3	-	2	1	200	-	54	92
ЭЦНМ5А-250-1400		1385	63,89		4	-	3	1	254	-	54	92
ЭЦНМК5А-250-1400		1385	63,89		4	-	3	1	254	-	54	92
ЭЦНМ5А-250-1700		1685	77,72		4	1	-	3	310	34	-	92
ЭЦНМК5А-250-1700		1685	77,72		4	1	-	3	310	34	-	92

Таблица 4.5.

Оборудование	Код пояса	Длина пояса, мм
Насосно-компрессорная труба 60 и 48	ЭН-21/1	300
Насосно-компрессорная труба 73	ЭН-21/2	350
Насосно-компрессорная труба 89	ЭН-21/3	390
Насос группы 5, 5А и 6	ЭН-21/4	460

4.2.Основные узлы устоновок УЭЦН

Погружные двигатели состоят из электродвигателя (рис.4. 4) и гидрозащиты.

Двигатели трехфазные асинхронные короткозамкнутые двухполюсные погружные унифицированной серии ПЭД в нормальном и коррозионностойком исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5 работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов в модульном исполнении для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин.

Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110 °С, содержащей:

механические примеси с относительной твердостью частиц не более 5 баллов по шкале Мооса - не более 0,5 г/л;

сероводород: для нормального исполнения - не более 0,01 г/л; для коррозионностойкого исполнения - не более . 1,25 г/л;

свободный газ (по объему) - не более 50%. Гидростатическое давление в зоне работы двигателя не более 20 МПа.

Допустимые отклонения от номинальных значений питающей сети:

- по напряжению - от минус 5% ДО плюс 10%;

- по частоте переменного тока - ±0,2 Гц;

- по току - не выше номинального на всех режимах работы, включая вывод скважины на режим.

В шифре двигателя ПЭДУСК-125-117ДВ5 ТУ 16-652.029 - 86 приняты следующие обозначения: ПЭДУ - погружной электродвигатель унифицированный; С - секционный (отсутствие буквы - несекционный); К - коррозионностойкий (отсутствие буквы - нормальное); 125 - мощность, кВт; 117 - диаметр корпуса, мм; Д - шифр модернизации гидрозащиты (отсутствие буквы - основная модель); В5 - климатическое исполнение и категория размещения.

В шифре электродвигателя ЭДК45-117В приняты следующие обозначения: ЭД - электродвигатель; К - коррозионностойкий (отсутствие буквы - нормальное исполнение); 45 - мощность, кВт; 117 - диаметр корпуса, мм; В - верхняя секция (отсутствие буквы - несекционный, С - средняя секция, Н - нижняя секция).

В шифре гидрозащиты ПК92Д приняты следующие обозначения: П - протектор; К - коррозионностойкая (отсутствие буквы - исполнение нормальное); 92 - диаметр корпуса в мм; Д - модернизация с диафрагмой (отсутствие буквы - основная модель с барьерной жидкостью).

Типы, номинальные параметры двигателей приведены в табл. 6, а номинальные параметры электродвигателей - в табл. 4.7.

Пуск, управление работой двигателями и его защита при аварийных режимах осуществляются специальными комплектными устройствами.

Пуск, управление работой и защита двигателя мощностью 360 кВт с диаметром корпуса 130 мм осуществляются комплектным тиристорным преобразователем.Электродвигатели заполняются маслом МА-ПЭД с пробивным напряжением не менее 30 кВ.

Таблица 4.6.

Двигатель	Номинальная мощность, кВт	Номинальное напряжение, В	Номинальный ток, A
1	2	3	4
ПЭДУ16-103В5, ПЭДУ16-103ДВ5 ПЭДУК16-103В5, ПЭДУК16-103ДВ5	16	530	26
ПЭДУ22-103В5, ПЭДУ22-103ДВ5 ПЭДУК22-103В5, ПЭДУК22-103ДВ5	22	700	27
ПЭДУ32-103В5, ПЭДУ32-103ДВ5 ПЭДУК32-103В5, ПЭДУК32-	32	1000	27,5
ПЭДУ45-103В5, ПЭДУ45-103ДВ5 ПЭДУК45-103В5, ПЭДУК45-103ДВ5	45	1050	37
ПЭДУС63-103В5, ПЭДУС63-103ДВ5 ПЭДУСК63-103В5, ПЭДУСК63-103ДВ5	63	1500	36,5
ПЭДУС90-103В5, ПЭДУС90-103ДВ5 ПЭДУСК90-103В5, ПЭДУСК90-103ДВ5	90	2100	37
ПЭДУ45-117В5, ПЭДУ45-117ДВ5 ПЭДУК45-117В5, ПЭДУК45-117ДВ5	45	1.000	36
ПЭДУ63-117В5, ПЭДУ63-117ДВ5 ПЭДУК63- 117В5, ПЭДУК63-117ДВ5	63	1400	36
ПЭДУС90-117В5, ПЭДУС90-117ДВ5 ПЭДУСК90-117B5, ПЭДУСК90-117ДВ5	90	1950	37
ПЭДУС 125-117В5, ПЭДУС125-117ДВ5 ПЭДУСК125-117В5, ПЭДУСК 125-1	125	1950	51

Предельная длительно допускаемая температура обмотки статора электродвигателей (по сопротивлению для электродвигателей диаметром корпуса 103 мм) равна 170 °С, а остальных электродвигателей - 160 °С.

Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего, среднего и нижнего мощностью от 63 до 360 кВт) и протектора.

Электродвигатель (см. рис.4. 4) состоит из статора, ротора, головки с токовводом, корпуса.

Статор выполнен из трубы, в которую запрессован магнитопровод, изготовленный из листовой электротехнической стали.

Обмотка статора - однослойная протяжная катушечная. Фазы обмотки соединены в звезду.

Расточка статора в зависимости от диаметра корпуса двигателя имеет следующие размеры.

Диаметр корпуса двигателя , мм .	103	117	123	130
Диаметр расточки статора, мм	50	60	64	68

Ротор короткозамкнутый, многосекцпонный. В состав ротора входят вал, сердечники, радиальные опоры (подшипники скольжения), втулка. Вал пустотелый, изготовлен из высокопрочной стали со специальной отделкой поверхности. В центральное отверстие вала ротора верхнего и среднего электродвигателей ввинчены две специальные гайки, между которыми помещен шарик, перекрывающий слив масла из электродвигателя при монтаже.

Сердечники выполнены из листовой электротехнической стали. В пазы сердечников уложены медные стержни, сваренные по торцам с короткозамыкающими кольцами. Сердечники набираются на вал, чередуясь с радиальными подшипниками. Набор сердечников на валу зафиксирован с одной стороны разрезным вкладышем, а с другой - пружинным кольцом.

Втулка служит для смещения радиальных подшипников ротора при ремонте электродвигателя.

Головка представляет собой сборочную единицу, монтируемую в верхней части электродвигателя (над статором). В головке расположен узел упорного подшипника, состоящий из пяты и подпятника, крайние радиальные подшипники ротора, узел токоввода (для несекционных электродвигателей) или узел электрического соединения электродвигателей (для секционных электродвигателей).Токоввод - изоляционная колодка, в пазы которой вставлены кабели с наконечниками. Узел электрического соединения обмоток верхнего, среднего и нижнего электродвигателей состоит из выводных кабелей с наконечниками и изоляторов, закрепленных в головках и корпусах торцов секционирования.

Отверстие под пробкой служит для закачки масла в протектор при монтаже двигателя.

В корпусе, находящемся в нижней части электродвигателя (под статором), расположены радиальный подшипник ротора и пробки. Через отверстия под пробку проводят закачку и слив масла в электродвигатель.

В этом корпусе электродвигателей имеется фильтр для очистки масла.

Термоманометрическая система ТМС-Электон предназначена для контроля некоторых технологических параметров скважин, оборудованных УЭЦН, и защиты погружных агрегатов от аномальных режимов работы (перегрев электродвигателя или снижение давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого).

Система ТМС-Электон состоит из погружного бдока, трансформирующего давление и температуру в частотно-манипулированный электрический сигнал, и наземного прибора, осуществляющего функции блока питания, усилителя-формирователя сигналов и устройства управления режимом работы погружным электронасосом по давлению и температуре.

Скважинный блок давления и температуры (ТМСП) выполнен в виде цилиндрического герметичного контейнера, размещаемого в нижней части электродвигателя и подключенного к нулевой точке его статорной обмотки .Наземный блок, устанавливаемый в комплектное устройство Электон, обеспечивает формирование сигналов на ее отключение и выключение насоса по давлению и температуре, а также измерение сопротивление изоляции. В качестве линии связи и энергопитания ТМСП используется силовая сеть питания погружного электродвигателя. Система имеет интерфейсы -RS 232 RS 485 для подключения компьюторов и может использоваться для передачи данных на другие устройства.

Техническая характеристика термоманометрической системы приведена ниже.

Диапазон контролируемого давления, МПа	0 - 25
Диапазон рабочих температур ТМСП, "С	-60 - +150
Предельная температура погружного электродвигателя, °С	100
Диапазон рабочих температур наземного блока, °С	- 60 - +40
Отклонение значения давления, формирующего сигнал управления на отключение или запуск УЭЦН, от заданной уставки, МПа, не более	±1
Средняя наработка на отказ, ч	12 000
Установленный срок службы, лет,	5
Диаметр скважинного преобразователя, мм	88
Длина скважинного преобразователя, мм	305
Габаритные размеры, мм:
Наземный блок	245 х 200 х 160
Погружной блок	100х630
Масса, кг:
Погружной блок	15
Наземный блок	8
устройства питания	4,2

1Погружной блок

2 Соединительный узел

состоящий из корпуса подшипника и проставка

3 Основание

Наземный блок

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса.

Разработано два варианта конструкций гидрозащит для двигателей унифицированной серии: открытого типа - П92; ПК92; П114; ПК114 и закрытого типа - П92Д; ПК92Д; (с диафрагмой) П114Д; ПК114Д

Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого (буква К - в обозначении) исполнений.

В обычном исполнении гидрозащита покрыта грунтовкой ФЛ-ОЗ-К ГОСТ 9109 - 81. В коррозионностойком исполнении гидрозащита имеет вал из К-монеля и покрыта эмалью ЭП-525, IV, 7/2 110 °С.

Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 2 г/см³, обладающей физико-химическими свойствами, которые исключают ее перемешивание с пластовой жидкостью скважины и маслом в полости электродвигателя.

Таблица 4.8.

Гидрозащита	Вместимость камер, л	Переда- ваемая мощность, кВт	Монтажная длина, мм	Масса, кг
	Масло МА-ПЭД	Барьерная жидкость
П92, ПК92	5	2	125	2200 ± 5	53
П92Д, ПК92Д	6,5	0,15	125	2200 ± 5	59
П114, ПК114	5	4	250	2300 ± 5	53
П114Д, ПК114Д	8	0,25	250	2300 ±5	59

Конструкция гидрозащиты открытого типа представлена на рис. 4.5, а, закрытого типа - на рис. 4.5, б.

Верхняя камера заполнена барьерной жидкостью, нижняя - диэлектрическим маслом. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет перетока барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.

В гидрозащитах закрытого типа применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.

Основные характеристики гидрозащит представлены в табл. 4.8.

4.4. Устройства и назначение Электон -04

4.1 Станция предназначена для управления и защиты электронасосов добычи нефти с двигателями типа ПЭД.

4.2 Станция предназначена для работы на открытом воздухе в условиях, регламентированных для климатического исполнения УХЛ1, согласно требованиям п. 2.1, 2.7 ГОСТ 15150, при следующих климатических факторах:

1) температура окружающей среды от минус 60⁰С до +40⁰С;

2) относительная влажность воздуха 75% при температуре + 15⁰С, максимальная - 100% при температуре + 25⁰С;

3) окружающая среда должна быть не взрывоопасной, не содержащей агрессивных газов и паров в концентрациях, разрушающих металлы и изоляцию, не насыщенной токопроводящей пылью;

4) высота над уровнем моря не более 1000м.

4.3 Степень защиты станции от воздействия окружающей среды - IP43 по п. 4.2 ГОСТ 14254, вентиляционных отверстий -IP23 по п. 4.2 ГОСТ 14254

4.8 Питание станции осуществляется от трехфазной сети переменного тока напряжением 380В частоты 50Гц. Отклонение напряжения сети от номинального значения должно находиться в пределах от -25% до + 20%.

Контроллер станции сохраняет свою работоспособность при снижении линейного напряжения трехфазной сети до 230В.

4.9 Питание электродвигателя насосной установки осуществляется от силового повышающего трансформатора типа ТМПН, входящего в состав штатного наземного оборудования скважин.

5.1 Технические характеристики станций в зависимости от исполнения приведены в таблице1.

Таблица 1

Тип станции	"ЭЛЕКТОН -04-250"	"ЭЛЕКТОН -04-400"	"ЭЛЕКТОН -04-630"
Номинальный ток силовой цепи (А)	250	400	630
Минимальное сечение подключаемого медного провода (мм2), шины (мм)	70	2х50	Шина 50*5
Максимально допустимое значение тока короткого замыкания на вводных клеммах (А)	2500	4000	6300
Масса станции (кг)	155	170	210

5.2 Номинальное напряжение изоляции электрических цепей:

а) 660 В - главных цепей;

б) 60 В - цепей управления.

3.5 Номинальное импульсное напряжение силовой цепи - 500 В.

3.6 Вид системы заземления TN-C.

3.7 Габаритные и установочные размеры станций приведены в приложениях 1,2.

3.8 Станция обеспечивает следующие защиты и регулирование их уставок:

1) отключение и запрещение включения электродвигателя при напряжении питающей сети выше или ниже заданных значений;

2) отключение и запрещение включения электродвигателя при превышении выбранной уставки дисбаланса напряжения питающей сети;

3) отключение электродвигателя при превышении выбранной уставки дисбаланса токов электродвигателя;

4) отключение электродвигателя при недогрузке по активной составляющей тока с выбором минимального тока фазы (по фактической загрузке). При этом уставка выбирается относительно номинального активного тока;

5) отключение электродвигателя при перегрузке любой из фаз с выбором максимального тока фазы по регулируемой ампер-секундной характеристике посредством раздельного выбора желаемых уставок по току и времени перегрузки;

6) отключение и запрещение включения электродвигателя при снижении сопротивления изоляции системы "вторичная обмотка ТМПН-погружной кабель-ПЭД" ниже заданного значения;

7) запрещение включения электродвигателя при турбинном вращении с выбором допустимой частоты вращения;

8) отключение электродвигателя по максимальной токовой защите (МТЗ);

9) запрещение включения электродвигателя при восстановлении напряжения питающей сети с неправильным чередованием фаз;

10) отключение электродвигателя по сигналу контактного манометра в зависимости от давления в трубопроводе;

11) отключение электродвигателя при давлении на приеме насоса выше или ниже заданного значения (при подключении системы ТМС);

12) отключение электродвигателя при его температуре выше или ниже заданного значения (при подключении системы ТМС);

13) отключение электродвигателя по логическому сигналу на дополнительном цифровом входе;

14) предотвращение сброса защит, изменения режимов работы, включения - отключения защит и изменения уставок без ввода индивидуального пароля;

15) отключение и запрещение включения электродвигателя при несанкционированном открывании двери.

3.9 Станция обеспечивает следующие функции:

1) включение и отключение электродвигателя либо в "ручном" режиме непосредственно оператором, либо в "автоматическом" режиме;

2) работа по программе с отдельно задаваемыми временами работы и остановки;

3) автоматическое включение электродвигателя с заданной задержкой времени после подачи напряжения питания, либо восстановлении напряжения питания в соответствии с нормой;

4) регулируемая задержка отключения отдельно для каждой защиты (кроме МТЗ и защиты по низкому сопротивлению изоляции);

5) регулируемая задержка активации защит сразу после пуска для каждой защиты (кроме МТЗ и защиты по низкому сопротивлению изоляции);

6) регулируемая задержка АПВ отдельно после каждой защиты (кроме МТЗ, защит по низкому сопротивлению изоляции и по турбинному вращению);

7) возможность выбора режима с АПВ или с блокировкой АПВ после срабатывания отдельно каждой защиты (кроме МТЗ, защит по низкому сопротивлению изоляции и по турбинному вращению);

8) возможность выбора активного и неактивного состояния защит отдельно для каждой защиты;

9) блокировка АПВ после отключения по защите от недогрузки при превышении заданного количества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;

10) блокировка АПВ после отключения по защите от перегрузки при превышении заданного количества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;

11) блокировка АПВ после отключения по другим защитам (кроме защит от недогрузки и перегрузки) при превышении заданного количества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;

12) измерение текущего значения сопротивления изоляции системы "вторичная обмотка ТМПН-погружной кабель-ПЭД" в диапазоне 30кОм - 10МОм;

13) измерение текущего коэффициента мощности (cos);

14) вычисление текущего значения фактической загрузки двигателя;

15) измерение текущего значения частоты вращения электродвигателя;

16) определение порядка чередования фаз напряжения питающей сети (АВС или СВА);

17) отображение в хронологическом порядке 125 последних изменений в состоянии насосной установки с указанием причины и времени включения или отключения электродвигателя;

18) запись в реальном времени в блок памяти информации о причинах включения и отключения электродвигателя с регистрацией текущих линейных значений питающего напряжения, токов фаз электродвигателя, загрузки, сопротивления изоляции, давления, температуры и cos в момент отключения электродвигателя, в момент включения, через 5 секунд после включения и во время работы с двумя регулируемыми периодами записи. Кроме того, фиксируется дата и время изменения уставки с регистрацией старого и нового значения, а также дата и время отключения и включения питающего напряжения с регистрацией параметров напряжения сразу после его подачи и далее с регулируемым периодом, если параметры напряжения не позволяют производить включение насосной установки. Накопленная информация может быть считана в портативный компьютер, блок съема информации БСИ-01, либо передана в стандарте RS-232 или RS-485;

19) сохранение заданных параметров работы и накопленной информации при отсутствии напряжения питания;

20) световая индикация о состоянии станции ("СТОП", "ОЖИДАНИЕ", "РАБОТА");

21) подключение к питающему напряжению геофизических и наладочных приборов с помощью розетки 220В.

3.10 Станция обеспечивает отображение на буквенно-цифровом дисплее контроллера следующую информацию:

1) состояние установки с указанием причины, времени работы с момента последнего пуска или времени, оставшемся до пуска в минутах и секундах;

2) текущее значение трех линейных питающих напряжений в вольтах;

3) текущее значение токов трех фаз электродвигателя в амперах;

4) текущие значения дисбалансов напряжений и токов в %;

5) текущее значение сопротивления изоляции в кОм;

6) текущее значение коэффициента мощности (cos);

7) текущее значение загрузки двигателя в % от номинального активного тока;

8) текущее значение частоты вращения двигателя в Гц;

9) текущее значение давления на приеме насоса во введенных единицах (при подключении системы ТМС);

10) текущее значение температуры двигателя во введенных единицах (при подключении системы ТМС);

11) порядок чередования фаз напряжения питающей сети (АВС или СВА);

12) отображение общей наработки насосной установки;

13) отображение общего числа пусков насосной установки;

14) отображение текущих значений времени и даты;

15) значение всех установленных параметров и текущих режимов работы.

5.1 Устройство и конструкция станции

5.1.1 Станция выполнена в металлическом шкафу двухстороннего обслуживания.

Шкаф имеет четыре раздельных отсека: верхний - отсек управления, нижний - силовой отсек, на задней стенке в верхней части расположен отсек для подключения силовых кабелей, приходящих от трансформаторной подстанции и отходящих к повышающему трансформатору ТМПН, под отсеком для подключения силовых кабелей находится отсек для подключения «0» ТМПН. Кроме того, на задней стенке имеется закрывающаяся коробка с блоком зажимов для подключения телемеханики, контактного манометра, погружной телеметрии. Каждый отсек закрывается отдельной дверью на специальные замки. Двери имеют герметичные уплотнения. Нижняя дверь, закрывающая доступ в силовой отсек, имеет электрическую блокировку, отключающую контактор при её отпирании. Двери имеют ограничители, фиксирующие их в открытом положении.

На двери отсека управления нанесена надпись "Осторожно! Пуск автоматический".

На дверях силового отсека, отсеков для подключения силовых кабелей и «0» ТМПН установлены предупреждающие знаки "Осторожно! Напряжение".

5.3 Дверь отсека управления закрывает доступ к передней панели (приложения 3,4), на которой установлены контроллер и органы управления и индикации. Розетка 220В и два автоматических выключателя освещения и розетки установлены на кронштейнах, закрепленных на внутренней стене шкафа за передней панелью станции “Электон-04-250(400)”. В отсеке управления станции “Электон-04-630” установлены также автоматический выключатель силовой цепи питания и автоматические выключатели цепей управления и измерения.

Передняя панель выполнена в виде дверки, фиксируемой невыпадающими винтами, при открывании которой появляется доступ к электромонтажу и разъемам контроллера.

5.4 В силовом отсеке расположены:

1) панель питания;

2) панель резисторов;

3) коммутационный аппарат - вакуумный или электромагнитный контактор;

4) три трансформатора тока;

5) концевой выключатель электрической блокировки двери силового отсека;

6) плафон освещения отсека.

В силовом отсеке станции “Электон-04-250(400)” установлены также автоматический выключатель силовой цепи питания и автоматические выключатели цепей управления и измерения.

Элементы, которые могут находиться под напряжением, закрыты предохранительными изоляционными щитками с предупреждающими знаками "Осторожно! Напряжение".

5.5 На верхней крышке шкафа установлены петли для строповки станции.

В нижней части шкаф имеет опоры, обеспечивающие устойчивое положение на кустовой площадке и предотвращающие занос снегом двери станции. В основании опор имеются отверстия для закрепления станции.

5.6 Устройство и конструкция контроллера.

Элементы контроллера расположены на шасси, закрепленном на корпусе контроллера. Корпус герметично закрыт спереди передней панелью и сзади кожухом. Изнутри контроллер защищен слоем теплоизоляции. Контроллер имеет автоматическую систему подогрева, вступающую в работу при низких температурах и поддерживающую внутри корпуса рабочую температуру.

На передней панели контроллера расположены: дисплейная панель, индикатор включения нагревателя и интерфейсный разъём.

Контроллер закрепляется четырьмя винтами к передней панели станции.

Подключение контроллера осуществляется двумя разъемами с обратной стороны передней панели станции.

5.7 Описание схемы станции

Схема электрическая принципиальная станции приведена в приложениях 5,6.

5.8 Силовая часть станции.

Силовая часть состоит из вводного автоматического выключателя Q1, контактора КМ1, автоматических выключателей цепей управления Q4 и измерения Q5, трансформаторов тока Т7, Т8, Т9.

Назначение элементов силовой цепи:

1) автоматический выключатель Q1 предназначен для защиты силовой цепи от перегрузки и токов короткого замыкания;

2) контактор КМ1 предназначен для коммутации силового напряжения на первичной обмотке ТМПН и, соответственно, включения и отключения электродвигателя по сигналам контроллера А1;

3) автоматические выключатели Q4 и Q5 предназначены для защиты цепей управления и измерения от токов короткого замыкания;

4) трансформаторы тока Т7, Т8, Т9 предназначены для преобразования текущего значения тока электродвигателя и потенциального разделения силовых высоковольтных цепей от цепей управления. Непосредственно на выводах вторичной обмотки трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы R13 - R15, с которых снимается сигнал, пропорциональный току электродвигателя.

5.9 Панель резисторов.

Панель резисторов #2 состоит из резисторов R10, R11, R12, панели #9, на которой установлены стабилитроны VD1...VD12, и предназначена для получения сигнала, пропорционального сопротивлению изоляции системы "вторичная обмотка ТМПН - погружной кабель - электродвигатель".

6. Панель питания.

Панель питания #7 состоит из трансформатора питания Т1, измерительных трансформаторов Т4, Т5, Т6, платы выпрямителей #1, реле твердотельного К1, резисторов R7, R8, конденсатора С5 и разъемов Х5, Х7.

Назначение элементов панели питания:

1) трансформатор Т1 предназначен для питания стабилизированного источника "-100В" схемы измерения сопротивления изоляции, для питания контроллера А1, для питания источника "+28В". Источник "+28В" используется для питания реле К1, индикаторов HL1, HL2, HL3, нагревателя контроллера А1;

2) измерительные трансформаторы Т4, Т5 и Т6 предназначены для получения сигналов, пропорциональных линейным значениям силового напряжения питания;

3) плата выпрямителей #1 предназначена для формирования источников постоянного напряжения "-100В" и "+28В";

4) реле твердотельное К1 предназначено для включения вакуумного контактора КМ1 по сигналу контроллера А1. Реле защищено цепочкой R6 - C4 и варистором R5, расположенными на плате выпрямителей #1;

5) резисторы R7, R8, конденсатор С5, а также резистор R9 и стабилитрон V9, расположенные на плате выпрямителей #1, предназначены для формирования сигнала с частотой, соответствующей частоте вращения электродвигателя. Сигнал используется для измерения частоты вращения электродвигателя и запрещения включения электродвигателя при турбинном вращении.

6) разъемы Х5 и Х7 предназначены для подключения панели питания к общей схеме и обеспечивают удобство демонтажа панели в случае ее ремонта.

6.1Концевой выключатель S3 предназначен для электрической блокировки открывания двери силового отсека при включенной станции.

6.2 Блок зажимов X9 предназначен для организации связи станции с внешними устройствами (системой телемеханики, погружной телеметрии, контактным манометром и т.д.).

6.3 Органы управления передней панели станции и их назначение

Расположение органов управления передней панели #3 приведено в приложениях 3,4.

6.4 Переключатель S1 предназначен для выбора режимов работы установки "ручной" или "автоматический", отключения установки и сброса защит. Переключатель имеет три положения: "ОТКЛ", "РУЧН" и "АВТ".

6.5 Кнопка S2 предназначена для пуска электродвигателя (включения контактора).

6.7 Светодиод HL1 "СТОП" красного цвета предназначен для индикации остановки электродвигателя без включения устройства повторного пуска.

6.8 Светодиод HL2 "ОЖИД" желтого цвета предназначен для индикации остановки электродвигателя с включением устройства повторного пуска. Светодиод мигает, если контроллер отсчитывает время перед АПВ, станция находится в режиме ожидания пуска. Светодиод горит постоянно, если присутствует какой-либо запрещающий пуск сигнал, станция находится в режиме ожидания исчезновения запрещающего сигнала.

6.9 Светодиод HL3 "РАБОТА" зеленого цвета предназначен для индикации включенного состояния электродвигателя (контактора). Светодиод мигает, если контроллер отсчитывает время задержки отключения при попадании какого-либо параметра в зону срабатывания защиты, станция находится в режиме ожидания остановки. Светодиод горит постоянно при отсутствии запрещающих сигналов.

7. Розетка Х1 220В, 50Гц предназначена для подключения различных геофизических и наладочных приборов.

7.1 Автоматический выключатель Q2 предназначен для подачи напряжения на лампу освещения EL1 высоковольтного отсека, Q3 - на розетку Х1.

7.2 Описание контроллера

7.3 Органы управления контроллера и их назначение

7.4 Дисплейная панель.

Дисплейная панель состоит из дисплейного окна и плёночной клавиатуры.

За дисплейным окном находится жидкокристаллический знакосинтезирующий индикатор, двухстрочный с 16 знаками в каждой из строк, с русским алфавитом.

Индикатор предназначен для информирования о работе насосной установки, заданных режимах и индикации текущих параметров.

Клавиатура состоит из шести клавиш:

1) клавиша "" предназначена для выбора желаемого большего номера функции, для увеличения значения параметра выбранной функции в режиме установки параметра, для включения соответствующей защиты, для установки режима АПВ после срабатывания защит, для перехода к более позднему событию в режиме хронологии событий;

2) клавиша "" предназначена для выбора желаемого меньшего номера функции, для уменьшения значения параметра выбранной функции в режиме установки параметра, для отключения соответствующей защиты, для установки режима блокировки АПВ после срабатывания защит, для перехода к более раннему событию в режиме хронологии событий;

3) клавиша "" предназначена для перехода из меню текущих параметров в меню уставок и защит, для выбора максимального значения параметра выбранной функции в режиме установки параметра;

4) клавиша "" предназначена для перехода из меню уставок и защит в меню текущих параметров, для выбора минимального значения параметра выбранной функции в режиме установки параметра, для перехода в функцию 00 из любой другой функции меню текущих параметров;