Автоматизация электропривода буровой установки

Содержание Введение

1.Общая часть

1.1 Механические буровые установки глубокого бурения

1.2 Буровые вышки и оборудование для спуска буровых колонн

1.2.1 Талевая система буровой лебедки

1.3 Выбор типа электропривода и схемы управления им

2. Обзор и анализ систем электропривода и структур управления электроприводами

3.Расчетная часть

3.1 Составление расчетной схемы электропривода и приведение параметров

3.2 Выполнение упрощений

3.3 Выбор двигателя и построение уточненной нагрузочной диаграммы

3.4 Составление уравнений движения системы определение передаточных функций механической части и построение ЛАЧХ и ЛФЧХ

3.5 Представление двигателя в виде обобщенной машины

3.6 Расчет переходных процессов обобщенной машины при пуске

3.7 Выбор силового преобразователя и построение механических характеристик в разомкнутой системе, оценка диапазона регулирование скорости

3.8 Выбор силового преобразователя

3.9 Выбор трансформатора и сглаживающего реактора

3.10 Механические характеристики в разомкнутой системе

3.11 Расчет переходных процессов в разомкнутой системе, оценка динамических показателей электропривода и возможностей демпфирования упругих колебаний

3.12 Расчет энергетических показателей

4. Разработка принципиальной схемы управления электроприводом

5.Экспериментальная часть

5.1 Анализ кинетического привода

5.2 Структурная схема системы адаптивно-векторного управления электроприводом

5.3 Наблюдатель состояния

5.4 Анализ чувствительности электропривода к изменению параметров электродвигателя и задержкам переключения инвертора

5.5 Описание стенда для проведения испытаний

5.6 Экспериментальные исследования

5.6.1Построение электромеханической характеристики в разомкнутой и замкнутой системах электропривода

5.6.3 Переходные характеристики по задающему и возмущающему воздействию

5.6.4 Сравнение качества регулирования в переходном режиме и статике для замкнутой и разомкнутой системы

5.6.5 Оптимизация контура регулирования скорости двигателя по модульному оптимуму

Заключение

Список использованной литературы Введение Нефть и газ являются одними из основных видов топлива, потребляемого человечеством. Нефть добывают и используют сравнительно давно, однако начало интенсивной промышленной разработки нефтяных месторождений приходится на конец ХIХ-начало ХХ веков.

Конец ХХ столетия характеризуется резким увеличением спроса на нефть и газ и их потребления. В настоящее время около 70% энергетической потребности в мире покрывается за счет нефти и газа.

В последнее время добыча нефти с помощью фонтанирующих скважин фактически прекратилась. Многие скважины, пробуренные на нефтеносные пласты, сразу после окончания бурения вводятся в эксплуатацию насосным способом. Непрерывно растет фонд малодебитных скважин (до 3т/сутки) Мощность насосного оборудования на них в 4−5 раз превышает необходимую. В настоящее время в стоимости нефти эксплуатационные расходы на электроэнергию и обслуживание энергетического комплекса доходят до 45−50%. Процесс добычи нефти после геологических работ и бурения скважин начинается с выбора оборудования. Средний срок эксплуатации нефтяных скважин около 20 лет. За это время оборудование меняется несколько раз. Это объясняется не столько его физическим износом, сколько изменением дебита нефти. Когда дебит скважины становится менее 100 т/сут, устанавливается штанговая глубинно-насосная установка (ШГНУ) — станок-качалка. Есть скважины, на которых сразу после бурения устанавливаются станки-качалки. 75% скважин в России оборудованы ими. Если производительность насоса станка-качалки превышает нефтеотдачу скважины, то в настоящее время или меняют станок-качалку, или переводят ее в периодический режим работы. Причем кажущаяся экономия электроэнергии и моточасов работы оборудования при периодической эксплуатации скважин на самом деле приводит к увеличению удельного расхода электроэнергии на тонну добытой нефти и к усложнению условий эксплуатации оборудования.

Поэтому требования правильного выбора электрооборудования для нефтедобычи, автоматизация его работы, снижение затрат на эксплуатацию и ремонт оборудования являются весьма актуальными.

Интенсификация технологических процессов добычи, переработки и хранения нефти и нефтепродуктов вызывает необходимость дальнейшего совершенствования систем автоматизации нефтяных отраслей промышленности, что, в свою очередь, связано с обработкой большого объема измерительной информации. Этим объясняется широкое развитие измерительных информационных систем, предназначенных для сбора, преобразования, передачи, хранения, обработки на ЭВМ и представления в удобном для оператора виде различного рода технологической информации.

1.Общая часть

1.1 Механические буровые установки глубокого бурения Скважину бурят при помощи буровой установки, представляющей собой сложный комплекс машин, механизмов, аппаратуры, металлоконструкций, средств контроля и управления, расположенных на поверхности.

В комплект буровой установки входят: вышка для подвешивания талевой системы и размещения бурильных труб, оборудование для спуска и подъема инструмента, оборудование для подачи и вращения инструмента, насосы для прокачивания промывочной жидкости, силовой привод, механизмы для приготовления и очитки промывочной жидкости, механизмы для автоматизации и механизации спускоподъемных операций (СПО), контрольно-измерительные приборы и вспомогательные устройства. В комплект установки входят также металлические основания, на которых монтируется и перевозится оборудование.

Различные условия и цели бурения при наличии большого разнообразия глубин и конструкций скважин не могут быть удовлетворены одним типоразмером буровой установки, поэтому отечественная промышленность (ОАО «Уралмаш» и ОАО «Волгоградский завод буровой техники») выпускает ряд буровых установок (БУ).

ОАО «Уралмаш» выпускает комплектные буровые установки и наборы бурового оборудования (НБО) для бурения нефтяных и газовых скважин глубиной 2500… 8000 м с дизельными (Д) и дизель-гидравлическим (ДГ) приводами, электрическим приводом переменного тока (Э) и регулируемым (тиристорным) электроприводом постоянного тока (ЭР) с питанием от промышленных сетей, а также от автономных дизель-электрических станций (ДЕ).

Волгоградский завод буровой техники (ВЗБТ) производит комплектные буровые установки для бурения нефтяных и газовых скважин глубиной 1000…3500 м с дизельным (Д) и дизель-гидравлическим (ДГ) приводами, электрическим приводом переменного тока (Э) и регулируемым (тиристорным) электроприводом постоянного тока (ЭП) с питанием от промышленных сетей, а также от автономных дизель-электрических станций (ДЭП).

Буровую установку для бурения конкретной скважины или группы скважин выбирают по допускаемой нагрузке на крюке, которую не должна превышать масса (в воздухе) наиболее тяжелой обсадной колонны.

Использование установок более высокого класса, чем это требуется по конструкции скважины, нерационально, так как, не давая существенного повышения скорости бурения, это приводит к увеличению стоимости работ. При выборе типоразмера и модели установки данного класса следует учитывать конкретные геологические, климатические, энергетические, дорожно-транспортные и другие условия бурения. В соответствии с этим выбирается тип привода (дизельный, электрический и т. д.), а также схема монтажа и транспортировки буровой установки. Каждая буровая установка характеризуется схемами транспортирования, монтажа и монтажно-транспортной базой. Установки для бурения скважин на нефть и газ подразделяются на самоходные и несамоходные. В странах СНГ бурение на нефть и газ осуществляется в основном несамоходными буровыми установками.

Для несамоходных буровых установок характерны следующие три метода монтажа и транспортировки: агрегатный (индивидуальный), мелкоблочный и крупноблочный.

Агрегатный метод заключается в индивидуальной транспортировке и монтаже каждого агрегата установки и применяется, как правило, при ее первичном монтаже. Для повторного и последующего монтажа агрегатным способом установку разбирают на агрегаты и узлы и перевозят на универсальном транспорте на новую точку бурения, где вновь монтируют оборудование и сооружения. Этот метод связан с большим комплексом трудоемких работ (строительных, плотничных, слесарных, подсобно-вспомогательных и др.), выполняемых при разборке и монтаже буровых установок на новом месте, что вызывает увеличение сроков монтажа. Поэтому агрегатный метод в настоящее время применяется редко, в основном при бурении опорных скважин, монтаже буровых установок большой грузоподъемности и при перевозке установок на большие расстояния.

Мелкоблочный метод заключается в том, что агрегаты и узлы установки перевозят и монтируют на металлических основаниях. Такое основание со смонтированным на нем каким-либо узлом установки составляет мелкий блок (секцию-модуль). Число таких блоков определяется конструкцией установки, условиями разработки месторождения и географическими условиями. Обычно буровая установка расчленяется на 15…20 мелких блоков, габаритные размеры и масса которых позволяют перевозить их на универсальном транспорте, а в труднодоступных районах — на вертолетах.

Этот метод монтажа буровых установок широко применяют в разведочном бурении, а в некоторых районах и в эксплуатационном бурении, когда из-за сложных природно-географических условий невозможно перевозить установки крупными блоками.

Крупноблочный метод заключается в перевозке агрегатов и узлов установки крупными блоками на специальном транспорте (тяжеловозах, подкатных тележках на гусеничном или пневмоколесном ходу), установке блоков на фундаменты и соединении коммуникаций между ними. При этом буровую установку расчленяют на два-три блока массой по 60… 120 т. Крупный блок состоит из металлического основания, перевозимого на специальных транспортных средствах, и смонтированных на нем агрегатов и узлов буровой установки, кинематически связанных между собой. При перевозке таких блоков практически не нарушаются кинематические связи узлов установки и коммуникаций, не демонтируются укрытия, что позволяет исключить трудоемкие работы, выполняемые при других методах монтажа, такие как строительные, плотничные, слесарные и ряд подсобно-вспомогательных. Применение крупных блоков позволяет сократить сроки монтажа буровых установок до минимума. Однако промышленное обустройство нефтяных площадей, наличие линии высоковольтной передачи, железных и шоссейных дорог, а также ограничения, налагаемые охраной земельных угодий, снижают возможности применения этого способа, особенно в центральных районах страны. В то же время обычный и мелкоблочный методы монтажа буровых установок занимают много времени и резко снижают производительность буровых установок.

Промышленностью выпускаются буровые установки, изготовленные так, что они могут перевозиться в зависимости от местных условий различными способами. Эти установки называются установками универсальной монтажеспособности.

1.2 Буровые вышки и оборудование для спуска буровых колон Процесс бурения сопровождается спуском и подъемом бурильной колонны в скважину, а также поддержанием ее на весу. Масса инструмента, с которой приходится при этом оперировать достигает многих сотен килоньютонов. Для того чтобы уменьшить нагрузку на канат и снизить установочную мощность двигателей применяют подъемное оборудование (рис. 1.1), состоящее из вышки, буровой лебедки и талевой (полиспастовой) системы. Талевая система, в свою очередь, состоит из неподвижной части — кронблока (неподвижные блоки полиспаста), устанавливаемого наверху фонаря вышки, и подвижной части — талевого блока (подвижного блока полиспаста), талевого каната, крюка и штропов. Подъемное оборудование является неотъемлемой частью всякой буровой установки независимо от способа бурения.

Рисунок 1.1 Спуско-подъемное оборудование Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, удержания бурильной колонны на весу во время бурения, а также для размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования, необходимого для осуществления процесса бурения. Буровые вышки различаются по грузоподъемности, высоте и конструкции Буровые вышки для буровых установок завода «Уралмаш» изготавливаются следующих типов Наиболее серьезной опасностью при работе на буровых вышках является частичное или полное их разрушение. Основная причина, приводящая к падению или разрушению вышек — недостаточный надзор за их состоянием в процессе длительной эксплуатации. По этим причинам были введены изменения в правилах безопасности предусматривающие обязательные периодические проверки вышек, в том числе с полной разборкой и ревизией их деталей, а также испытания с нагружением вышек в собранном виде.

Кроме того, вышка должна подвергаться тщательному осмотру проверке каждый раз до начала буровых работ, перед спуском обсадных колонн, освобождением прихваченной бурильной или обсадной колонны, при авариях и после сильных ветров (15 м/с для открытой местности, 21 м/с для лесной и таежной местности, а также когда вышка сооружена в котловане). Вышки мачтового типа монтируются в горизонтальном положении, а затем поднимаются в вертикальное положение при помощи специальных устройств. Транспортировка вышки осуществляется в собранном виде вместе с платформой верхового рабочего в горизонтальном положении на специальном транспортном устройстве. При этом талевая система не демонтируется вместе с вышкой. При невозможности из-за условий местности транспортирования вышки целиком она разбирается на секции и транспортируется частями универсальным транспортом.

В практике бурения кроме вышек мачтового типа продолжают использоваться вышки башенного типа, которые собираются методом сверху—вниз. Перед началом монтажа на вышечном основании монтируют подъемник. После окончания сборки вышки подъемник демонтируют.

Одновременно с монтажом буровой установки и установкой вышки ведут строительство привышечных сооружений. К ним относятся следующие сооружения.

Редуктор (агрегатный) сарай, предназначенный для укрытия двигателей и передаточных механизмов лебедки. Его пристраивают к вышке со стороны её задней панели в направлении, противоположном мосткам. Размеры редукторного сарая определяются типом установки.

Насосный сарай для размещения и укрытия буровых насосов и силового оборудования. Его строят либо в виде пристройки сбоку фонаря вышки редукторного сарая, либо отдельно в стороне от вышки. Стены и крышу редукторного и насосного сараев в зависимости от конкретных условий обшивают досками, гофрированным железом, камышитовыми щитами, резинотканями или полиэтиленовой плёнкой. Использование некоторых буровых установок требуется совмещение редукторного и насосного сараев.

Приемный мост, предназначенный для укладки бурильных обсадных и других труб и перемещения по нему оборудования инструмента, материалов и запасных частей. Приемные мосты бывают горизонтальные и наклонные. Высота установки приемных мостов регулируется высотой установки рамы буровой вышки. Ширина приемных мостов до 1,5…2 м, длина до 18 м.

Система устройств для очистки промывочного раствора выбуренной породы, а также склады для химических реагентов и сыпучих материалов.

Ряд вспомогательных сооружений при бурении: на электроприводе — трансформаторные площадки, на двигателях внутреннего сгорания (ДВС) — площадки, на которых находятся емкости для горючесмазочных материалов и т. п.

1.2.1 Талевая система буровой лебедки Буровую лебедку применяют для спуска и подъема бурильной колонны, спуска обсадных колонн, удерживания на весу неподвижной бурильной колонны или медленной ее подачи в процессе бурения. В ряде случаев буровая лебедка используется для передачи мощности от двигателя к ротору, свинчивания и развинчивания труб, подтаскивания грузов и других вспомогательных работ. Лебедка является одним из основных агрегатов буровой установки.

Спуск и подъем бурильных колонн производят много раз. Все операции повторяются систематически в строго определенной последовательности, а нагрузки на лебедку при этом носят циклический характер. При подъеме крюка мощность подводится к лебедке от двигателей, а при спуске, наоборот, тормозные устройства должны преобразовывать всю освободившуюся энергию в теплоту. Для лучшего использования мощности во время подъема крюка с переменной по величине нагрузкой приводные трансмиссии лебедки или ее привод должны быть многоскоростными. Лебедка должна оперативно переключаться с больших скоростей подъема на малые и обратно, обеспечивая плановые включения с минимальной затратой времени на эти операции. В случаях прихватов и затяжек колонны сила тяги при подъеме должна быть быстро увеличена. Переключение скоростей для подъема колонн различной массы осуществляется периодически.

Буровая лебедка состоит из сварной рамы, на которой установлены подъемный и трансмиссионные (один или два) валы на подшипниках качения, ленточный и гидравлический или электрический тормоза и пульт управления. Кроме того, на некоторых лебедках монтируются коробки перемены передачи, позволяющие сократить число валов лебедки. По числу валов буровые лебедки делятся на одно-, двухи трехвальные. Кинематическая связь между валами лебедок осуществляется посредством цепных передач.

Подъемный вал является основным валом буровой лебедки, а в некоторых и единственным. На нем, кроме звездочек цепной передачи барабан для навивки талевого каната, ленточный тормоз и муфта, соединяющая вал с гидравлическим или электрическим тормозом.

Трансмиссионный и промежуточный (катушечный) валы буровой лебедки осуществляют кинематическую связь между подъемным валом и приводом лебедки. Трансмиссионный вал в ряде случаев используется для передачи вращения ротору и присоединения к лебедке автомата подачи долота. На промежуточном валу, кроме звездочек цепной передачи для передачи вращения подъемному валу, монтируют специальные катушки для проведения работ по подтаскиванию грузов и свинчиванию и развинчиванию труб при спускоподъемных операциях. Для выполнения этих работ применяются вспомогательные лебедки и пневматические раскрепители. В результате этого упрощаются конструкции буровой лебедки и повышается безопасность работ по подтаскиванию грузов и вспомогательных работ при спускоподъемных операциях.

Пневмораскрепители предназначены для раскрепления замковых соединений бурильных труб. Пневмораскрепитель состоит из цилиндра, в котором перемещается поршень со штоком. Цилиндр с обоих концов закрыт крышками, в одной из которых установлено уплотнение штока. На штоке с противоположной стороны от поршня крепится металлический трос, другой конец которого надевается на машинный ключ. Под действием сжатого воздуха поршень перемещается и через трос вращает машинный ключ. Максимальная сила, развиваемая пневматическим цилиндром при давлении сжатого воздуха 0,6 МПа, равна 50…70 кН. Ход поршня (штока) пневмоцилиндра 740…800 мм.

Подъём и спуск бурильных труб в целях замены сработавшегося долота состоит из одних и тех же многократно повторяемых операций. Причём к машинам относятся операции подъёма свечи из скважин и порожнего элеватора. Все остальные операции являются машинно — ручными или ручными требующими затрат больших физических усилий.

К ним относятся:

* при подъеме:

посадка колонны на элеватор;

развинчивание резьбового соединения;

установка свечи на подсвечник;

спуск порожнего элеватора;

перенос штропов на загруженный элеватор;

* при спуске:

вывод свечи из-за пальца и с подсвечника;

свинчивание свечи с колонной;

спуск свечи в скважину;

посадка колонны на элеватор;

перенос штропов на свободный элеватор.

Для производства спускоподъемных операций буровая бригада должна быть оснащена, во-первых, инструментом для захвата и подвешивания колонны труб. В качестве такого инструмента применяются элеваторы, клинья и слайдеры (элеваторы с плашечными захватами). Во-вторых, инструментом для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб (машинные, круглые ключи и т. п.).

Устройства для захвата и подвешивания колонн различаются по размерам и грузоподъемности. Обычно это оборудование выпускается для бурильных труб размером 60, 73, 89, 114, 127, 141, 169 мм с номинальной грузоподъемностью 75, 125, 140, 170, 200, 250, 320 т. Для обсадных труб диаметром от 194 до 426 мм применяют клинья четырех размеров: 210, 273, 375 и 476 мм, рассчитанные на грузоподъемность от 125 до 300 т.

Элеватор служит для захвата и удержания на весу колонны бурильных (обсадных) труб при спускоподъемных операциях и других работах в буровой. Применяют элеваторы различных типов, отличающиеся размерами в зависимости от диаметра бурильных или обсадных труб, грузоподъемностью, конструктивным использованием и материалом для их изготовления. Элеватор при помощи штропов подвешивается к подъемному крюку.

Клинья для бурильных труб используют для подвешивания бурильного инструмента в столе ротора. Они вкладываются в конусное отверстие ротора. Применение клиньев ускоряет работы по спускоподъемным операциям. В последнее время широко применяются автоматические клиновые захваты с пневматическим приводом типа ПКР (в этом случае клинья в ротор вставляются не вручную, а при помощи специального привода, управление которым внесено на пульт бурильщика).

Для спуска тяжелых обсадных колонн применяют клинья с не разъемным корпусом. Их устанавливают на специальных подкладках над устьем скважины. Клин состоит из массивного корпуса воспринимающего массу обсадных труб. Внутри корпуса находится плашки предназначенные для захвата обсадных труб и удержания их в подвешенном состоянии. Подъем и опускание плашек осуществляется поворотом рукоятки в ту или другую сторону вокруг клина, что достигается наличием наклонных исправляющих вырезов в корпусе, по которым при помощи рычага перекатываются ролики плашек.

Для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб вменяется специальный инструмент. В качестве такого инструмента используют различные ключи. Одни из них предназначаются для свинчивания, а другие — для крепления и открепления резьбовых соединений колонны. Обычно легкие круговые ключи для предварительного свинчивания рассчитаны на замки одного диаметра, а тяжелые машинные ключи для крепления и открепления резьбовых соединений — на два, а иногда и более размеров бурильных труб и замков.

Операции крепления и открепления резьбовых соединений бурильных и обсадных колонн осуществляются двумя машинными ключами; при этом один ключ (задерживающий) — неподвижный, а второй (завинчивающий) — подвижный. Ключи подвешивают в горизонтальном положении. Для этого у полатей на специальных «пальцах» укрепляют металлические ролики и через них перекидывают стальной тартальный канат или одну прядь талевого каната. Один конец этого каната прикрепляется к подвеске ключа, а другой — к противовесу, уравновешивающему ключ и облегчающему перемещение ключа вверх или вниз.

На основе создания ряда механизмов для автоматизации и механизации отдельных операций спускоподъемных работ был создан автомат спуска-подъема. Комплекс механизмов АСП предназначен для механизации и частичной автоматизации спускоподъемных операций.

Рисунок 1.2 Штропы для подвески элеваторов Он обеспечивает: совмещение во времени подъема и спуска колонны труб и незагруженного элеватора с операциями установки свечей на подсвечник, выноса ее с подсвечника, а также с развинчиванием или свинчиванием свечи колонной бурильных труб;

механизацию установки свечей на подсвечник и вынос их кцентру, а также захват или освобождение колонны бурильных труб автоматическим элеватором.

Механизмы АСП располагаются на буровой следующим образом (рис. 1.2). На кронблочной площадке установлены амортизатор 2 и верхний блок 1 или кронштейн поворотный 3 механизма подъема, направляющие каната 4 центратора, магазин 5, нижний блок 7 механизма подъема, центратор 6, механизм расстановки свечей 16, механизм захвата свечей 75, канат механизма подъема 17. На площадке буровой расположены подсвечник 1, блок цилиндров 11 механизма подъема, автоматический буровой ключ 10, ротор 9 с пневматическими клиньями. К талевому блоку подвешен автоматический элеватор 8. Пост АСП 13 размешен на площадке подсвечника. Бурильные свечи 14 устанавливаются на подсвечник.

В работе комплекса механизмов типа АСП-ЗМ1, АСП-ЗМ4. АСП-ЗМ5 и АСП-ЗМ6 используются ключ АКБ-ЗМ2 и пневматический клиновой захват БО-700 (кроме АСП-ЗМ6, для которого применяется захват ПКРБО-700).

При спускоподъемных операциях необходимо соблюдать целый ряд основных положений.

Спускоподъемные операции (скорости спуска и подъема, момент начала подъема, проработки и др.) должны производится в соответствии с режимно-технологической картой (технически проектом на строительство скважины) или указанием бурового мастера, начальника буровой, инженерно-диспетчерской службой руководства Районной инженерно-технической службы (РИТС) или разведки.

Для проведения работ по спуску, подъему и наращиванию бурильной колонны буровая установка должна быть оснащена комплектом механизмов и приспособлений малой механизации. В процессе бурения и после окончания долбления ведущую трубу и первую свечу следует поднимать из скважины на первой скорости. Запрещается раскреплять резьбовые соединения свечей бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны при помощи ротора. Также запрещается останавливать вращение колонны бурильных труб включением обратного хода ротора.

При спуске бурильных и утяжеленных бурильных труб в скважину резьбовые соединения следует докреплять машинными и автоматическими ключами, контролируя зазор между соединительными элементами и соблюдая по показаниям моментомера величину допустимого крутящего момента, установленную действующей инструкцией.

При спуске бурильной колонны запрещается включать клиновой захват до полной остановки колонны.

Посадка бурильной колонны на ротор во время СПО должна производиться плавно без толчков и ударов. При появлении посадок во время спуска бурильной колонны в этих местах следует производить промывку или проработку ствола скважины Допустимые величины посадок и затяжек бурильной колонны зависят от технических и геологических условий и должны определяться в каждом отдельном случае буровым мастером или технологической службой.

Запрещается работать без приспособления для правильного наматывания талевого каната на барабан лебедки.

При подъеме из скважины труб и других элементов компоновки колонны наружные поверхности их должны очищаться от остатков бурового раствора с помощью специальных приспособлений Колонна бурильных, обсадных труб и УБТ, захватываемая пневматическим клиньевым захватом, должна быть составлена с учетом допустимых нагрузок на нее, приведенных в инструкции по эксплуатации ПКР. Запрещается во время работы клинового захвата находиться на роторе членам буровой бригады, поднимать или спускать колонну труб при неполностью поднятых клиньях, вращать стол ротора при поднятых клиньях, работать с деформированными бурильными или обсадными трубами оставлять устье скважины открытым. Необходимо устанавливал устройство, предупреждающее падение посторонних предмете! в скважину.

При вскрытии газоносных и склонных к поглощению буровое раствора пластов спуск и подъем бурильной колонны следует про изводить при пониженных скоростях с целью снижения возможности возникновения гидроразрыва проницаемых горизонтов и вызова притока из пласта.

При подъеме бурильной колонны из скважины следует прой3 водить долив в скважину бурового раствора с теми же показателя ми свойств, что и у раствора, находящегося в ней. Буровой мае (начальник буровой) должен осуществлять проверку спуск подъемных механизмов в соответствии с графиком профилактического осмотра и результаты проверки заносить в специальный журнал. Периодически должна производиться дефектоскопия спускоподъемного оборудования.

1.3 Выбор типа электропривода и схемы управления им Привод буровой установки (рис. 1.3) состоит из электродвигателя 1 с фазным ротором и цилиндрического редуктора 3. Плавность пуска обеспечивается включением в цепь ротора электродвигателей пускового реостата из 12 ступеней. С целью удобства транспортирования сборочных единиц по выработкам двигатель и редуктор не имеют общей рамы, а монтируются каждый самостоятельно на общем фундаменте. Вал двигателя через упругую втулочно-пальцевую муфту 2 передает вращающий момент на один из концов быстроходного вала редуктора. На противоположном конце быстроходного вала редуктора устанавливается тормозной шкив, на котором монтируется колодочный тормоз 4 типа ТКТГ-500. Тормоз служит для торможения буровой установки при ее остановках. Передаточное отношение двухступенчатого цилиндрического редуктора Ц2Ш U = 20,5 при частоте вращения ротора двигателя n = 985 мин-1 обеспечивает движение буровой колоны со скоростью V = 3,15 м/с. Первая (быстроходная) ступень передачи редуктора выполнена косозубой двухпоточной. Направление наклона зубьев быстроходной вал-шестерни выполнено встречным с целью компенсации осевых реакций в зубчатом зацеплении. На промежуточном валу посередине между косозубыми зубчатыми колесами первой ступени расположена ведущая шестерня тихоходной (второй) ступени. На верхней половине корпуса редуктора имеются две крышки, в одной из которых завернут маслоуказательный щуп 6, а в другой маслозаливная пробка 7. На выходном (тихоходном) валу редуктора через шпонку посажена ступица зубчатой муфты 5 промежуточного вала.

Рисунок 1.3 — Привод буровой установки Целью автоматизации является повышение эффективности и безопасности работы буровых установок. В существующих системах используется фазовое управление подаваемого напряжения, реализуемое тиристорным преобразователем. Но при фазовом регулировании на выходе преобразователя получается напряжение плохого качества, при котором пуск характеризуется наличием переходных процессов, как в электроприводе, так и в механической части конструкции. Переходные процессы сопровождаются резкими изменениями различных параметров состояния во времени, в том числе и усилие. При этом значение данной переменной могут меняться в значительной степени, выходя за пределы допустимых или даже критических. Перегрузки при пуске могут привести к опасному снижению запаса прочности привода. Поэтому, анализируя вышеперечисленное, можно сделать вывод что проблема плавного пуска очень актуальна на сегодняшний день. Это означает, что существует необходимость в поиске альтернативных средств управления напряжением питания асинхронных двигателей (АД) с короткозамкнутым ротором. Одной из таких альтернатив является замена принципа фазового регулирования — широтно-импульсным регулированием напряжения. В соответствии с этим принципом силовые ключи между источником питания и нагрузкой коммутируются с высокой частотой на протяжении периода напряжения питания. Управляемая величина — длительность включенного состояния силового ключа при постоянном значении несущей частоты. Среднее значение выходного напряжения за период несущей частоты определяется скважностью импульсов управления силовым ключом, а также мгновенными значениями напряжения питания. Реализация этого способа возможна при использовании транзисторов с изолированным затвором (IGBT), которые характеризуются высокими энергетическими и динамическими показателями.

С точки зрения обеспечения требований, предъявляемых к приводу буровых установок, этот привод имеет недостатки. К недостаткам электропривода с асинхронным короткозамкнутым электродвигателем следует отнести резкое увеличение пускового момента и, следовательно, возможность появления высоких натяжений в конвейерной ленте и пробуксовки на приводных барабанах.

Значительного улучшения рабочих характеристик электропривода достигают включением в схему привода специальных пусковых устройств:

1. Пусковые гидромуфты замкнутого типа, обеспечивающие плавный пуск и необходимое распределение нагрузки между двигателями многодвигательных приводных станций. Гидромуфты имеют серьезные недостатки, т.к. механическая характеристика гидромуфты не позволяет осуществить разгон тягового органа с необходимой интенсивностью; срабатывание защиты вызывает опасность для обслуживающего персонала и простой конвейера, обусловленный временем на повторную заливку в неё эмульсии, установку новой плавкой пробки.

2. Электромагнитная муфта скольжения. К недостаткам электромагнитных муфт скольжения относится следующее: в процессе разгона вихревые токи, возникающие в якоре муфты, вызывают ее сильный нагрев, что требует, особенно при большой мощности привода, довольно сложной системы охлаждения муфты; индуктор, к которому подводится постоянный ток через кольца, должен быть во взрывобезопасном исполнении, чтобы отвечать условиям работы во взрывоопасной атмосфере; электропривод с электромагнитной муфтой скольжения и короткозамкнутым асинхронным двигателем требует два вида тока — переменного и постоянного, что также усложняет систему питания привода. Поэтому по указанным причинам работы в области создания электромагнитных муфт скольжения для буровых вышек в настоящее время не получают развития.

3. Электродвигатели с фазным ротором. Обеспечение плавного пуска в таких электроприводах осуществляется введением сопротивления в роторную цепь электродвигателя. В качестве сопротивления используют металлический ступенчатый реостат или бесступенчатый — жидкостный. Жидкостные реостаты выпускаются на широкий диапазон мощностей и изготовляются во взрывобезопасном исполнении, что позволяет использовать приводы этого типа в угольных шахтах. He менее широкое распространение получил привод с электродвигателем с фазовым ротором и металлическим реостатом, включенным в цепь ротора.

Введение

сопротивлений осуществляют при помощи электромагнитных контакторов. Существуют также приводы с двигателями с фазовым ротором, в цепь которого включены неуправляемые индукционные реостаты. Применение данного метода имеет ряд таких недостатков, как изнашивание контактных колец, большие потери на регулировочном сопротивлении, уменьшение жесткости характеристик с ростом сопротивления, большая стоимость отностельно двигателя с КЗ ротором.

4. Электропривод переменного тока на базе асинхронного двигателя с фазным ротором по системе асинхронного вентильного каскада (АВК). Недостатки данной схемы — дороговизна реализации и сопутствующие недостатки двигателя с фазным ротором.

5. Схема импульсного регулирования частоты вращения асинхронного двигателя с фазным ротором. Регулирование жесткости механической характеристики в данной схеме производится изменением сопротивления в цепи выпрямленного тока импульсным методом. В электроприводе с асинхронным короткозамкнутым двигателем импульсное регулирование тока возможно лишь в статорной цепи. Импульсный метод управления асинхронным двигателем является наиболее простым и легко реализуемым. Однако этот метод обладает рядом существенных недостатков. При таком способе регулирования имеет место непрерывное протекание переходных процессов и связанное с этим протекание по обмоткам двигателя свободных составляющих переходных токов, обусловливающих нагрев двигателя и появление знакопеременных ударных моментов, ухудшающих качество переходного процесса при пуске.

6. Частотное регулирование асинхронного двигателя с помощью преобразователя частоты (ПЧ). ПЧ обеспечивает плавное регулирование частоты в требуемом диапазоне. Основные недостатоки ПЧ — это его дороговизна и большие габариты.

7. Параметрический метод управления асинхронным двигателем. При таком методе воздействуют на величину приложенного к приводному двигателю напряжения. Реализуется при пуске двигателя с короткозамкнутым ротором двумя основными методами:

1) Детерминированным фазированием, т. е. поочередным включением статорных обмоток двигателя на сеть в моменты времени, соответствующие определенной фазе питающего напряжения, что исключает появление апериодических составляющих пускового тока и позволяет получить динамическую механическую характеристику, близкую к статической.

2) Плавным увеличением по линейному или экспоненциальному закону напряжения, подводимого к двигателю. Полное время нарастания питающего напряжения при этом должно быть не менее времени затухания апериодической составляющей тока.

2. Обзор и анализ систем электропривода и структур управления электроприводами Для обеспечения требований предъявляемых к приводу необходимо провести анализ систем управления электроприводов. Рассмотрим системы электроприводов на базе асинхронного двигателя и двигателя постоянного тока.

Асинхронный электропривод нашел применение почти во всех областях современной промышленности, где не требуется регулировать скорость вращения вала двигателя. В силу своей простоты и надежности намного дешевле остальных типов приводов. Основная сложность внедрения асинхронного электропривода заключается в невозможности регулировать скорость вала в широком диапазоне скоростей в тех механизмах, где это необходимо. Существует три способа регулирования скорости вала асинхронного двигателя [5, с. 560]:

— изменением величины питающего напряжения;

— введением регулировочных реостатов для асинхронного двигателя с фазным ротором;

— использование преобразователей частоты (ПЧ);.

Первые два способа не удовлетворяют требованиям, предъявляемым к электроприводу маневровых лебедок. В настоящее время широко внедряется способ регулирования частоты вращения вала двигателя, путем изменения частоты питающего напряжения на обмотках статора машины (система электропривода — ПЧ-АД). Данная система электропривода позволяет выполнить все требования предъявляемые к электроприводу. В связи с тем, что нет необходимости поддерживать скорость на валу двигателя с большой точностью, возможно применение ПЧ со скалярным законом управления.

Для обоснования выбора системы электропривода проведем сравнительный анализ двух систем электроприводов (ПЧ-АД и ТП-Д) по различным критериям:

По конструктивному исполнению:

ТП-Д: конструкция двигателя значительно сложнее, больший расход меди, необходимо постоянно прочищать коллектор двигателя, возможен круговой огонь при перегрузках. Как следствие большие затраты на эксплуатацию.

ПЧ-АД: лишен всех предыдущих недостатков, но обладает большим моментом при разгоне и более мягкой механической характеристикой. Существенный недостаток — сложность в управлении.

По коэффициенту полезного действия:

ТП-Д: коэффициент полезного действия:

выпрямителя составит [5, с. 663]

двигателя постоянного тока [6]

привода

ПЧ-АД: коэффициент полезного действия:

двухзвенного преобразователя [11]

асинхронного двигателя привода [7, с. 277]

По влиянию на питающую сеть:

ТП-Д: в начале пуска имеет место значительный рост реактивной мощности, который может превышать значения в 3−4 раза больше мощности двигателя. При статической работе двигатель вносит искажения в питающую сеть. Коэффициент мощности меньше 1 и может достигать значений до 0,2.

ПЧ-АД: Наводит в питающей сети гармоники. Коэффициент мощности около единицы.

По стоимости привода:

Стоимость непосредственно самого преобразователя напряжения сети, как в системе ТП-Д, так и в системе ПЧ-АД находится в одной ценовой категории. Для сравнения систем электроприводов будем использовать стоимость электрических машин.

Рассмотрим характеристики основных типов ПЧ.

а) НПЧ;

НПЧ предназначен для преобразования высокой частоты в низкую и состоит из 18 тиристоров, объединенных во встречно-параллельные группы (рис.2). В основе преобразователя лежит трехфазная нулевая схема выпрямления; каждая фаза преобразователя состоит из двух таких встречно включенных выпрямителей.

НПЧ различают с раздельным и совместным управлением.

При раздельном управлении управляющие импульсы должны подаваться на тиристоры одной из вентильных групп в соответствии с направлением тока в нагрузке. Для обеспечения раздельной работы применяется специальное логическое устройство, исключающее возможность прохождения тока в одной группе в то время, когда ток проходит в другой группе.

В преобразователях с совместной работой вентильных групп необходимо включение дополнительных реакторов, ограничивающих уравнительный ток между вентилями каждой группы, а углы управления положительной и отрицательной групп изменяются по определенному закону, исключающему появление постоянной составляющей уравнительного тока. Преобразователи с совместным управлением работой вентильных групп обладают большой установленной мощностью силовых элементов.

Рисунок 2.1 — ПЧ с непосредственной связью Для получения выходного напряжения, близкого по форме к синусоидальному, необходимо изменять угол включения вентилей таким образом, чтобы среднее за полупериод питающей сети значение напряжения изменялось в течение полупериода выходного напряжения по синусоидальному закону. Регулирование частоты и напряжения на выходе преобразователя достигается изменением угла включения вентилей.

К достоинствам этого типа преобразователей можно отнести:

1) однократное преобразование энергии и, следовательно, высокий КПД (около 0,97—0,98);

2) возможность независимого регулирования амплитуды напряжения на выходе от частоты;

3) свободный обмен реактивной и активной энергией из сети к двигателю и обратно

4) отсутствие коммутирующих конденсаторов, так как коммутация тиристоров производится естественным путем (напряжением сети).

К недостаткам рассмотренного ПЧ относятся:

1) ограниченное регулирование выходной частоты (от 0 до 40% частоты сети);

2) сравнительно большое число силовых вентилей и сложная схема управления ими;

3) невысокий коэффициент мощности — максимальное значение на входе преобразователя около 0,8.

б) ПЧ со звеном постоянного тока;

Наиболее широкое применение в современных частотно регулируемых приводах находят преобрaзовaтели с явно выраженным звеном постоянного тока, принципиальная схема которого приведена на рис. 3. В преобрaзовaтелях этого клaссa используется двойное преобрaзовaние электрической энергии: входное синусоидальное напряжение с постоянной амплитудой и частотой выпрямляется в выпрямителе (УВ), фильтруется фильтром ©, сглaживaется, a затем вновь преобразуется инвертором (И) в переменное напряжение изменяемой частоты и амплитуды. Двойное преобрaзовaние энергии приводит к снижению к.п.д. и к некоторому ухудшению мaссогaбaритных показателей по отношению к преобразователям с непосредственной связью.

Преобразователь с промежуточным звеном постоянного тока позволяет регулировать частоту как вверх, так и вниз от частоты питающей сети; он отличается высоким КПД (около 0,96), значительным быстродействием, сравнительно малыми габаритами и надежностью.

Рисунок 2.2 — Принципиальная схема ПЧ со звеном постоянного тока.

СФ — сетевой фильтр для отсечения высших гармоник; В — выпрямитель, обычно не регулируемый (в ПЧ первого поколения) для регулирования напряжения в звене постоянного тока; ДН и ДТ — датчики напряжения и тока; ТК — тормозни ключ; АИ — автономный инвертор, обычно ШИМ .; МФ — мотор-фильтр, уменьшение высших гармоник на двигатель; СУ — система управления.

Рисунок 2.3 — Принципиальная схема АИ В качестве запираемых ключем в АИ могут использоваться GTO тиристоры или IGBT транзисторы.

Тиристор является полуупрaвляемым прибором: для его включения достаточно подать короткий импульс на управляющий вывод, но для выключения необходимо либо приложить к нему обратное напряжение, либо снизить коммутируемый ток до нуля. Для этого в тиристорным преобрaзовaтеле частоты требуется сложная и громоздкая система управления.

Биполярные транзисторы с изолированным затвором IGBT отличают от тиристоров полная управляемость, простая неэнергоемкая система управления, сaмaя высокая рaбочaя чaстотa.

Вследствие этого преобрaзовaтели частоты на IGBT позволяют расширить диaпaзон управления скорости вращения двигателя, повысить быстродействие привода в целом.

Применение IGBT с более высокой частотой переключения в совокупности с микропроцессорной системой управления в преобрaзовaтелях частоты снижает уровень высших гармоник, хaрaктерных для тиристорных преобрaзовaтелей. Как следствие — меньшие добавочные потери в обмотках и мaгнитопроводе электродвигателя, уменьшение нaгревa электрической машины, снижение пульсаций момента и исключение так нaзывaемого «шaгaния» роторa в области малых частот. Снижаются потери в трaнсформaторaх, конденсаторных бaтaреях, увеличивaется их срок службы и изоляции проводов, уменьшaются количество ложных срaбaтывaний устройств защиты и погрешности индукционных измерительных приборов.

Изменением периода подачи управляючих импульсов на силовые ключи достигается изменение частоты напряжения подваемого на двигатель .

Рисунок 2.4 — Алгоритм подачи импульсов на транзисторы При таком алгоритме в любой момент времени работают три силовых ключа (VT1, VT4, VT6)

Для работы двигателя необходимо с изменением частоты изменять и напряжение. Для этого его изменяют в звене постоянного тока либо используют ШИМ. При выборе соотношений между частотой и напряжением чаще всего исходят их условий сохранения перегрузочной способности.

Выбор преобразователя частоты производят исходя из условий:

; ;

3.Расчетная часть

3.1 Составление расчетной схемы электропривода и приведение параметров Исходными данными для правильного расчета мощности и выбора типа электропривода являются технологические и конструктивные требования, которые возникают в связи с эффективностью использования производственных механизмов.

Одним из основных элементов электропривода определяющим, в значительной степени, его технические и экономические показатели является электродвигатель. Применение электродвигателя недостаточной мощности может вызвать нарушение в нормальной работе механизма, понижение его производительности, аварию и выход из строя двигателя. Использование двигателя завышенной мощности приведет к неоправданному увеличению капитальных затрат, снижения КПД двигателя.

Двигатели серии 4А выпускались в 80-х годах XX века в массовом количестве и в настоящее время эксплуатируются, практически на всех промышленных предприятиях России. Серия охватывает диапазон мощностей от 0,6 до 400 кВт и построена на 17 стандартных высотах оси вращения от 50 до 355 мм. Серия включает основное исполнение двигателей, ряд модификаций и специализированные исполнения. Двигатели основного исполнения предназначены для нормальных условий работы и являются двигателями общего назначения. Это трехфазные асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором, рассчитанные на частоту сети 50 Гц. Они имеют исполнение по степени защиты IP44 во всем диапазоне высот оси вращения и IP23 в диапазоне высот осей вращения 160…355 мм.

Модификации и специализированные исполнения двигателей построены на базе основного исполнения и имеют те же принципиальные конструктивные решения основных элементов. Такие двигатели выпускаются отдельными отрезками серии на определенные высоты оси вращения и предназначены для применения в качестве приводов механизмов, предъявляющих специфические требования к двигателю или работающих в условиях, отличных от нормальных по температуре или чистоте окружающей среды.

К электрическим модификациям двигателей серии 4А относятся двигатели с повышенным номинальным скольжением, повышенным пусковым моментом, многоскоростные, частотой питания 60 Гц. К конструктивным модификациям относятся двигатели с фазным ротором, со встроенным электромагнитным тормозом, малошумные, со встроенной температурной защитой.

По условиям окружающей среды различают модификации двигателей тропического исполнения, влагоморозостойкого, химостойкого, пылезащищенные и сельскохозяйственные.

Большинство двигателей серии 4А имеют степень защиты IP44 и выпущено в конструктивном исполнении, относящемся к группе IM1, т. е. с горизонтальным валом, на лапах, с двумя подшипниковыми щитами. Корпус двигателей выполнен с продольными радиальными ребрами, увеличивающими поверхность охлаждения и улучшающими отвод тепла от двигателя в окружающий воздух. На противоположном от рабочего конце вала укреплен вентилятор, прогоняющий охлаждающий воздух вдоль ребер корпуса. Вентилятор закрыт кожухом с отверстиями для прохода воздуха.

Магнитопровод двигателей — шихтованный из листов электротехнической стали толщиной 0,5 мм, причем двигателей с h = 50…250 мм из стали марки 2013, а двигателей с h = 280…355 мм — из стали марки 2312.

Во всех двигателях серии с h < 280 мм и в двигателях с 2p = 10 и 12 всех высот оси вращения обмотка статора выполнена из круглого провода и пазы статора полузакрытые. При h = 280…355 мм, кроме двигателей с 2p = 10 и 12, катушки обмотки статора намотаны прямоугольным проводом, подразделенные и пазы статора полуоткрытые.

Обмотка короткозамкнутого ротора лопатки и кольца — литые из алюминия. Вентиляционные лопатки на кольцах ротора служат для перемещения воздуха, находящегося внутри машины.

Подшипниковые щиты крепят к корпусу с помощью четырех или шести болтов.

Коробка выводов расположена сверху станины, что облегчает монтажные работы при соединении двигателя с сетью.

Исходные данные для расчета

1. Высота подъёма подзема буровой колоны, м Hpod = 0

2. Угол подъема, град в = 0

3. Производительность, т/час Q = 1500

4. Скорость движения колоны, м/с v = 3,15

5. Вес вращающихся частей роликоопоры верхней ветви, кг GB = 44

6. Вес вращающихся частей роликоопоры нижней ветви, кг GH = 21

7. Шаг установки роликов на верхней ветви, м LPB = 1,25

8. Шаг установки роликов на нижней ветви, м LPH = 2,5

9. Коэффициент учёта дополнительных сопротивлений KD = 1,05

10. Коэффициент сопротивления движению по роликоопорам CCOP = 0,032

11. Мощность на первом барабане, кВт N1 = 250

12. Мощность на втором барабане, кВт N2 = 500

13. Угол обхвата первого барабана, град. б1 = 3,45

14. Угол обхвата второго барабана, град. б2 = 3,45

15. Коэффициент сцепления µ1 = 0,25

16. Коэффициент запаса n = 8

17. Коэффициент динамичности KД = 0,85

18. Кратность пускового момента KП = 1,4

19. Коэффициент угла установки K1 = 1,1

20. Коэффициент снижения производительности Kв = 0,85

Рисунок 3.1- Кинематическая схема

3.2 Выполнение упрощений Фазы роторной обмотки соединяются в звезду и реже в треугольник и подводятся к трем контактным кольцам, расположенным на валу двигателя и изолированным друг от друга. В цепь обмотки фазного ротора с помощью контактных колец и соприкасающихся с ними щеток можно вводить добавочные сопротивления или э. д. с. Это используется при необходимости изменения рабочих или пусковых характеристик двигателей. Кроме того, с помощью контактных колец и щеток можно замыкать обмотку ротора накоротко. Для уменьшения износа щеток в ряде конструкций асинхронных двигателей имеются специальные щеткоподъемные приспособления. С помощью этих устройств по окончании пуска двигателя контактные кольца замыкаются накоротко и образуют короткозамкнутый ротор, а щетки приподнимаются и не участвуют в работе.