PETROM EPS Mentenanta

“ TEACHER ”

PROGRAM DE

PERFECTIONARE PROFESIONALA

Tema E11: Instalaţiile electrice din şantierele petroliere

II

2011

2

Instalaţiile electrice

din şantierele petroliere II

Material pentru perfectionare profesionala Redactare: Ing. Vlad Colodeiciuc si ing. Andrei Horhoianu Coordonare: Ing. Paul Popescu Sef Serviciu Tehnic si Fiabilitate

3

Cuprins 3. Retelele electrice din santierele de extractie………………………………4 3.1 Schemele de alimentare cu energie electrică a consumatorilor din şantierele de producţie ………………………………………………………….4 3.2 Posturile şi staţiile de transformare din zonele de producţie…………….11 3.3 Posturile de transformare din zonele de producţie………………………12 3.4 Staţiile de transformare din santierele de extracţie………………………19 3.5 Reţelele de distribuţie a energiei electrice în zonele de extracţie………..21 4. Raţionalizarea consumului de energie electrică în şantierele de producţie…………….………………………………………26 5. Instalatiile electrice pentru transportul prin conducte a petrolului si gazelor…………………………………………………………………………29 5.1 Echipamentul electric al staţiilor de compresoare pentru transportul gazelor naturale prin conducte magistrale……………………………………..29 5.2 Echipamentul electric al staţiilor de pompare a petrolului prin conducte

magistrale……………………………………………………………….....55

4

3. Reţelele electrice din santierele de extractie

Acest capitol se referă, în fapt, la alimentarea cu energie electrică a consumatorilor din zonele de producţie, ceea ce se realizează prin staţii şi posturi de transformatoare(4.2.) şi reţele electrice de distribuţie (4.3.). Specificul schemelor de alimentare cu energie electrică a consumatorilor din şantierele de producţie (4.1) şi măsurile concrete de raţionalizare a consumului energetic în şantierele de extracţie (4.4.) sunt determinate de următoarele particularităţi (impuse de condiţiile de zăcământ şi de tehnologia extracţiei):

- întinderea spaţială (topologică) mare şi răspândirea consumatorilor pe o suprafaţă diversă (ca profil, geografie, perimetru, formă etc.) cu o sarcină având repartiţia relativ uniformă (cu densitatea de 60-1000 kv/km2) - coeficientul de cerere de 0,45-0,65, cu puteri efectiv cerute de reţea de 5-20kw (uneori şi mai mari, de 200-2000kW puteri instalate în cazul compresoarelor şi pompelor pentru transportul ţiţeiului şi gazelor, pentru injecţia în strat ş.a.); - puterea instalată într-o schelă de producţie de 5-20 MW, din care 25-63% pentru unităţile de extracţie prin pompaj, 12-25% pentru compresoarele de gaze, 7-15% pentru pompele de apă, 7-15% pentru pompele de transport a ţiţeiului.

3.1 Schemele de alimentare cu energie electrică a consumatorilor din şantierele de producţie

Schemele electrice adoptate pentru alimentarea cu energie electrică şi acţionarea receptoarelor din instalaţiile şantierelor de extracţie se concep pentru a asigura următoarele condiţii minime necesare exploatării: siguranţa în funcţionare, furnizarea energiei la parametrii ceruţi şi economicitatea în exploatare. Siguranţa în funcţionare este o condiţie de bază, în special datorită dispersării consumatorilor şi lipsei de personal de supraveghere permanent. Funcţionarea la parametrii cerţi conferă fiabilitate echipamentelor electrice şi asigură funcţionarea fără întreruperi a instalaţiilor tehnologice. Economicitatea soluţiei este dictată de cheltuielile de investiţii şi de exploatare, la care se adaugă valoarea daunelor provocate de întreruperea alimentării cu energie electrică. Asigurarea unei fiabilităţi înalte se realizează prin: alegerea unui aparataj cu calităţi superioare şi adoptarea unor scheme adecvate situaţiilor cerute. Probabilitatea de succes în funcţionarea unui element de circuit fiind limitată şi ţinând cont că înserierea elementelor are ca efect scăderea în progresie geometrica a fiabilităţii schemei de alimentare, rezultă necesitatea adoptării unei configuraţii optime. În continuare vom analiza modalitatea micşorării timpilor de întrerupere în alimentarea cu energie electrică prin utilizarea unor scheme cu diferite grade de elasticitate. Amintim că elasticitatea în funcţionare este capacitatea schemei de a permite gruparea circuitelor după necesităţi în cazuri de avarie sau în exploatare normală.

5

Industria extractivă de ţiţei şi gaze face parte din categoria consumatorilor importanţi de energie electrică, nu atât prin energia consumată cât prin pierderile însemnate rezultate în urma întreruperii alimentării lor cu energie electrică. Conform prescripţiilor tehnice în vigoare fiecare consumator electric se încadrează într-o anumita clasă de putere şi într-o categorie, corelată cu nivelul de siguranţă cerut. În funcţie de valoarea daunelor provocate de întreruperea furnizării energiei electrice, se aleg scheme de alimentare cu sau fără rezerve de putere. De aceea vom analiza caracteristicile schemelor electrice utilizate în zonele de extracţie din punctul de vedere al alimentării de rezervă. Asigurarea unei surse de rezervă se face numai în cazuri temeinic justificate datorită investiţiilor mari, cât şi a consumurilor suplimentare de materiale (aluminiu, oţel, ciment etc.). Consumatorii care admit un tip de întrerupere relativ mare (peste 16 ore) sunt alimentaţi pe o singură cale din sistemul energetic. În general transformarea tensiunii se face cu o singură unitate, iar pe partea de joasă tensiune distribuirea energiei către consumatori se face de pe un singur sistem de bare. În această categorie intră majoritatea consumatorilor din zonele de producţie (unităţile în pompaj, parcurile de separatoare, staţiile de injecţie individuale etc.) O astfel de schemă se poate urmării în fig. 4-7. Se poate observa că fiabilitatea ei este mică, orice defect al elementelor principale scoţând întreaga schemă din funcţiune. În aceste cazuri timpul de întrerupere coincide cu timpul efectiv de remediere a defectului. Analizând probabilităţile stărilor de defect pentru diferite elemente de sistem, se observă că transformatoarele sunt elementele cele mai vulnerabile ale schemei (probabilitate de defect 96*10-4 faţă de 10-4 la linii aeriene, separatoare sau întreruptoare). Concluzia care se desprinde este că în acest caz trebuie avute în vedere următoarele două măsuri principale: adoptarea unei scheme electrice cu două unităţi de transformare; reducerea numărului de tipodimensiuni ale transformatoarelor din schele şi asigurarea pentru acestea, în rezervă la rece, a transformatoarelor de rocadă. Aplicând prima măsură trebuie ca puterea instalată în transformatoare să fie mai mare decât puterea cerută de receptoare, astfel încât în caz de avarie a unei unităţi, să se poată menţine în funcţiune principalii consumatori. Astfel în cazurile când se justifică din punct de vedere economic, pentru o putere cerută de 1200KW de aleg două transformatoare de 1000kVA în loc de unul de 1600 kVA. O altă soluţie simplă , eficace şi cu investiţii scăzute de asigurare a unei continuităţi sporite în funcţionare o reprezintă buclările. Se utilizează în mod frecvent în schelele de extracţie la alimentarea sondelor în pompaj. Pentru instalaţiile de extracţie şi transport ţiţei şi gaze, care prezintă un grad ridicat de pericol de incendiu şi explozie sau cele la care întreruperea în alimentarea cu energie electrică conduce la pierderi importante de producţie, se prevede şi o a doua sursă de alimentare. În cazurile cele mai frecvente rezolvarea constă în alimentarea consumatorilor prin doua linii electrice, transformarea tensiunii cu două unităţi şi utilizarea atât pe partea primară cât şi pe cea secundară de distribuitoare doua secţii de bare. Sursele de alimentare vor fi independente sau nu, în funcţie de timpul de întrerupere admis de receptoare. Două surse sunt independente daca o avarie la una din ele nu conduce la defectarea celeilalte. Cele doua distribuitoare (pe

6

înaltă şi joasă tensiune) vor avea secţiile de bare legate printr-o cuplă longitudinală prevăzută cu AAR (aclanşare automată a rezervei). Acest sistem primite punerea automată în paralel a celor doua secţii de bare în momentul căderii uneia din sursele de alimentare. Schema din figura 4-14 este tipica pentru funcţionarea cu AAR. De menţionat că aclanşarea rezervei se face la dispariţia tensiunii, însă nu trebuie să intre în funcţiune la scădere tensiunii pe bare (fig. 4-11). Elasticitatea schemei este foarte ridicată, permiţând, pe lângă o secţionare a barelor, şi trecerea fiecărui consumator de pe un sistem de bare pe celalalt, fără întreruperea tensiunii. De reţinut că în toate cazurile se impune o analiza atentă, atât tehnic cât şi economic, a avantajelor şi dezavantajelor, aducerea lor la acelaşi numitor (exprimarea lor în lei) si alegerea variantei optime din punct de vedere tehnico-economic. Exista cazuri când racordarea la o sursa de rezervă independentă din sistem este foarte costisitoare şi timpul mic de funcţionare al acesteia impune adoptarea unei alte soluţii Una dintre ele este folosirea grupurilor electrogene. În industria extractivă acestea sunt surse în rezervă rece sau caldă, putând fi pornite manual sau automat, în funcţie de importanţa consumatorilor. Dimensionarea lor se face întotdeauna numai pentru asigurarea alimentării cu energie electrică a consumatorilor vitali. Pentru puteri mici la consumatorii vitali, de exemplu automatizări, iluminat de siguranţă etc. se utilizează brăţării de acumulatoare, având ca avantaje o investiţie scăzută, probabilitate de defect mica, iar ca dezavantaje o întreţinere dificilă şi necesitatea unor invertoare în cazul utilizării lor pentru motoare de curent alternativ. Dimensionarea aparatajului din schemă se face ţinând seama de caracteristicile consumatorilor (tensiune, putere, căderi de tensiune admise, factor de putere, cicluri normale de funcţionare etc.) Tensiunile utilizate în mod curent de consumatorii din zonele de producţie sunt: 220V, 380V, 500V şi 6000V. Tensiunile sub 1kV sunt folosite pentru alimentarea receptoarelor cu puteri unitate de până la 160kW, putere de la care începe utilizarea tensiunii de 6 kV. Tensiune înaltă însemnă curenţi mici, deci cabluri cu secţiuni reduse, pierderi mici de energie şi tensiune, însă investiţii ridicare. La joasă tensiune situaţii este inversă. De obicei puterea unitară la care pot fi folosite amândouă tensiunile de 160kW s (utilizată frecvent la staţiile de injecţie apă). În aceste cazuri numai un calcul economic poate decide ce soluţie să se adopte. O observaţie foarte importantă: la alegerea schemei şi a utilajelor trebuie sa se ţină seama de situaţia existentă în zonă, de posibilităţile de procurare a echipamentului şi de perspectivele dezvoltării ulterioare. În subcapitolul 4.2 se face o analiză a tensiunilor de 220V, 380V şi 500V. În zonele de extracţie se utilizează cu precădere tensiunea de 500V cu neutru izolat. Amintim că se studiază posibilitatea utilizării pe scară largă a tensiunii de 660 V, datorită curenţilor mai mici (la aceeaşi putere), deci implicit reducerea pierderilor de energie, şi posibilităţii transportării energiei pe lungimi mai mari. Una dintre problemele majore ale unei scheme electrice este legata de tratarea neutrului. Exista trei metode de rezolvare: neutrul izolat, legat direct la pământ şi legat printr-o rezistenţă sau bobină. În zonele de producţie se utilizează pentru joasa tensiune primele doua soluţii, iar pentru media tensiune izolarea neutrului şi mai rar, tratarea lui printr-o rezistenţă. Principalele

7

caracteristici ale reţelelor cu neutrul izolat sunt următoarele: a) punerile simple la pământ nu duc la un scurtcircuit în instalaţiile electrice. Este permisă funcţionarea cu o punere la pământ pentru un timp limitat în vederea remedierii defectului, dacă este asigurată declanşarea la a doua punere la pământ; b) detectarea punerii la pământ se face greu, în special la joasă tensiune; c) în timpul unei puneri singulare la pământ, tensiunea pe fazele sănătoase creşte cu

sporind probabilitatea unui al doilea defect de izolaţie d) întrucât suma fazorială a curenţilor pe cele trei faze este nulă (exceptând pierderile transversale), acest tip de reţele practic nu influenţează liniile de telecomunicaţii; e) investiţii scăzute (4.2). În privinţa reţelelor cu neutru legat direct la pământ sunt de reţinut următoarele: a) punerile la pământ înseamnă scurtcircuit, deci duc de regulă la deconectarea instalaţiilor prin sistemele de protecţie; b) detectarea punerii la pământ este simplă, putând depista uşor circuitul avariat; c) apariţia de supracurenţi cu valori ridicare, care pot avea efecte negative asupra elementelor de circuit (totodată „scurgerea” acestor curenţi prin instalaţiile de legare la pământ duce la apariţia tensiunilor periculoase de pas şi de atingere); d) posibilitatea întoarcerii curenţilor de dezechilibru prin pământ poate da naştere la curenţi nesimetrici pe cele trei faze, cu implicaţii negative asupra reţelelor de telecomunicaţii (consecinţă imediata este sporirea investiţiei prin măsurile de protecţie pentru liniile de telecomunicaţii); e) cheltuieli superioare faţă de reţelele cu neutru izolat. Puterea consumatorilor este un element esenţial în dimensionarea unei instalaţii electrice. În practica se utilizează două noţiuni: putere instalată şi putere maximă simultan cerută sau, pe scurt, putere cerută. Puterea instalată este suma puterilor nominale ale tuturor consumatorilor. Pentru dimensionarea elementelor reţelelor electrice interesează puterea cerută, calculată cu

(1.1)

unde: este puterea instalată, randamentul (mediu) al receptoarelor, randamentul reţelei între receptoare şi punctul în care se calculează puterea cerută, -coeficient de încărcare, desemnând procentul de încărcare al consumatorilor (s-a stabilit, de exemplu, că sondele în pompaj au =0,5-0,6, iar compresoarele au -0,8-0,85) şi - factor de simultaneitate, exprimând faptul că numai o parte dintre receptoarele funcţionează simultan, datorită opririlor cerute de procesul tehnologic, de reparaţii etc. Plaja de variaţie a coeficientului

este foarte mare, el putând varia între 0,25 (la instalaţii de preparare fluide, foraj, grupuri industriale) şi 0,9-0,95 pentru staţiile de compresoare. În urma cunoaşterii tensiunii de lucru şi a puterii cerute se poate face o dimensionare a aparatului în regim normal de funcţionare. Orice alegere a echipamentului comportă în mod obligatoriu şi verificare pentru regimurile de defect ce pot apare. În principal acestea sunt date de scurtcircuite, suprasarcini şi tensiuni ridicate în regim de durată sau tranzitoriu. Dintre defectele amintite, scurtcircuitele sunt avariile cu consecinţele cele mai grave. Eliminarea lor în timpul cel mai scurt posibil este una din cerinţele oricărei scheme. Chiar în cazul unei protecţii sigure şi rapide există un scurt interval de timp în care elementele de circuit sunt supuse unor supracurent cu

8

valori foarte mari. Se impune, deci, calculul curenţilor de scurtcircuit pentru fiecare element, pentru a-l putea alege corespunzător. Un alt tip de defect care poate apare la instalaţiile electrice din exterior este supratensiunea. Originile ei sunt de natura internă (de comutaţie, puneri la pământ accidentale, rezonanţa armonicelor etc.) sau de natură externă (tensiuni induse sau supratensiuni provocate de lovituri directe de trăsnet). Principalii captatori şi transportatori de supratensiuni sunt liniile electrice aeriene. Pentru a opri propagarea tensiunilor periculoase, la intrarea liniilor în posturi, staţii sau la trecerea lor în cablu se montează descărcătoare de protecţie. Acestea sunt elemente ce asigură tăierea vârfurilor de supratensiune. În prezent, în industria extractivă de petrol şi gaze se utilizează doua tipuri de descărcătoare: cu coarne şi dispozitiv antipasăre utilizate la instalaţiile de mică importanţă, şi descărcătoare cu rezistenţă variabilă la restul instalaţiilor. Elementul de izolare este aerul, distanţa dintre eclatoare fiind specifică fiecărei tensiuni. Descărcătoarelor cu coarne nu pot controla curentul de descărcare, existând posibilitatea ca la curenţi mari ruperea lor să devină dificil ă. Descărcătoarele cu rezistenţă variabilă au în plus o rezistenţă a cărei valoare creşte după amorsarea arcului, limitând considerabil curentul de însoţire înainte de a-l rupe. Tensiunile uzuale ale descărcătoarelor sunt de 0,5 kV (pentru reţele cu =380V), 0,063kV ( =500V) 7,2kV ( =6kV) şi 25kV ( =20kV). De menţionat că eficienţa acestui tip de protecţie sporeşte cu scăderea distanţei dintre descărcătoare şi elementele protejate. Protecţia sus amintită face parte din aşa-numita coordonare a izolaţiei şi are ca rol principal evitarea străpungerii izolaţiei echipamentelor electrice. Fiecare instalaţie are un randament energetic, dar de raportul dintre energia utilă şi energia consumată şi exprimă gradul de utilizare al energiei electrice primită din sistem . Acest randament variază între 25-30% la staţiile de compresoare şi 45-50% la parcurile de separatoare, staţiile de injecţie etc. Din punctul de vedere electric, creşterea randamentului însemnă scăderea pierderilor în motoare, transformatoare, cabluri şi linii electrice aeriene. În subcapitolul 4.4. vom analiza câteva metode de îmbunătăţire a randamentelor. Pentru moment ne vom opri asupra pierderilor de energie în cablurile electrice. Formula pierderilor prin efect Joule este:

(1.2)

unde este rezistenţa specifică pe fază a cablului (în Ω/km), - lungimea cablului (km) şi - curentul pe fază (A). De aici rezultă metodele de reducere ale pierderilor şi anume: creşterea secţiunii cablurilor până la valorile optime, folosirea unor materiale cu rezistivitate cât mai scăzută, scurtarea traseelor cablurilor şi micşorarea curenţilor. Creşterea secţiunii e poate face până la atingerea secţiunii economice, secţiune pentru care suma dintre cheltuielile de investiţii şi de exploatare este minimă. Folosirea unor materiale cu rezistivitate mică trebuie, de asemenea , judecată din punct de vedere economic pentru că de obicei rezistivitate scăzută înseamnă investiţii mari. Alegerea traseelor este discutată mai pe larg în subcapitolul 4.3. pentru micşorarea curenţilor o importanţă deosebită o are factorul de putere ( ). Se ştie că prin factorul de putere se înţelege raportul

9

dintre puterea activă şi cea aparentă. Deoarece şi rezultă:

(1.3)

care arată că pierderile de putere în reţele depind de pătratul factorului de putere. Cu alte cuvinte pentru o putere activă cerută la arborele consumatorului, prin reţele transportăm şi o energie reactivă „parazită” (Q), care duce la creşterea pierderilor de putere şi energie. În zonele de extracţie a petrolului, factorul de putere al motoarelor folosite este foarte scăzut, variind între 0,6-0,7 la motoarelor unităţilor de pompaj si 0,9 la motoarele mari folosite la injecţia apei, pomparea ţiţeiului. Făcând un calcul simplu, pentru un motor de la sondă pierderile de energie sunt de două ori mai ridicate ( ). Apare, deci, ca deosebit de importantă mărirea factorului de putere. Vom examina câteva din soluţiile adoptate în zonele de extracţie. O primă metodă constă în utilizarea pe scară largă a motoarelor sincrone, în special la tensiunea de 6kV. Se ştie că motoarele sincrone pot funcţiona în regim capacitiv cuprins între 1 şi 0,9, diminuarea puterii active este neglijabilă. Se economisesc astfel investiţiile în condensatoare şi celule anexe. Dezavantajele maşinii sincrone faţă de cea asincronă se pot rezuma la: posibilitatea ieşirii din sincronism a motoarelor supraîncărcate; costul motorului sincron cu 40-50% mai mare; necesitatea aparaturii speciale de pornire şi reglaj. O altă metodă constă în echilibrarea unităţilor de pompare şi utilizarea de motoare cu caracteristici cât mai apropiate de puterile maxim cerute. Se cunoaşte faptul ca puterea reactivă consumată de un motor asincron este independentă de încărcarea acestuia. Prin urmare, înlocuirea motoarelor subîncărcate cu motoare de putere mai mica, pentru care încărcarea să fie peste 80% duce la creşterea factorului de putere. Tot în această idee, se recomanda evitarea mersului în gol a motoarelor, când se consumă energie reactiva fără a se produce lucru mecanic util. În aceste cazuri se pot monta limitatoare de mers în gol care decuplează consumatorul după un timp prestabilit. Se vor înlocui, de asemenea, transformatoarele subîncărcate (sub 50%) cu transformatoare funcţionând la 70-80% din puterea nominală. A treia şi cea mai utilizată metodă de îmbunătăţire a factorului de putere constă în montarea compensatoarelor statice (condensatoare). În schemele petroliere se folosesc condensatoare statice atât pe joasă tensiune cât şi pe medie tensiune. Pentru tensiunea de 380V şi 500V, treapta de putere reactiva este 15kvar. În prezent, se află în fază de omologare şi unităţi de 5 şi 10 kvar. La 6 kV se combină câte trei unităţi monofazate de 3,63 kV cu Q=25 sau 50 kvar; rezulta trepte trifazate de 75, respectiv 150 kvar. Amplasarea bateriilor de condensatoare se poate face în mod individual sau centralizat. Instalaţiile de pompaj acţionate electric au montate în cutia de pornire, protecţie şi automatizare (CMPA) în funcţie de puterea motorului electric, condensatoare static. Compensarea individuală are ca avantaj eliminarea circulaţiei puterii reactive pe cablu dintre distribuitor şi consumator, deci scăderea pierderilor de energie precum şi cuplarea şi decuplarea condensatoarelor odată cu motoarele corespunzătoare. Dezavantajul constă în imposibilitatea alegerii unei valori convenabile pentru condensatoare. Cuanta de putere reactivă fiind 15kvar, la un

10

factor de putere de 0,8 se poate face o compensare ideală numai la motoare de 45,90, 135 kW. Orice valori intermediare înseamnă subcompensare sau supracompensate. Este motivul pentru care acest tip de compensare are aplicabilitate limitată. În majoritatea schemelor electrice ale parcurilor de separatoare, staţii de compresoare, staţii de pompare etc., se utilizează compensarea centralizată. Aceasta constă în montarea condensatoarelor în celule speciale ale posturilor de transformare şi cuplarea lor în concordanţă cu puterea reactiva a consumatorilor aflaţi în funcţiune. Dezavantajele acestei metode sunt pierderile de energie în cablurile dintre post şi consumatori şi necesitatea unei permanenţe corelări între puterea consumatorilor cuplaţi şi numărul de condensatoarelor statice utilizate. Avantajul constă în posibilitatea unei compensări cât mai apropiate de valoarea neutrală. Se observa ca nu se poate face un reglaj continuu al puterii compensate cu acest tip de condensatoare. Valoarea factorului de putere neutral în sistemul energetic este de 0,92 putându-se depăşi această valoare, dar cel mult până la 0,95. Depăşind această limita se poate ajunge foarte uşor la supracompensare, cu efecte negative în stingerea arcurilor şi oprirea motoarelor asincrone. În ceea ce priveşte instalaţiile de legare la pământ, rolul lor este, pe de o parte, de a evita acumularea de sarcini electrice şi, pe de altă parte de a împiedica apariţia potenţialelor periculoase pe elementele care în mod normal nu sunt sub tensiune. În industria extractivă de ţiţei şi gaze, transportul ţiţeiului prin conducte şi vehicularea sa în rezervoare duce la acumularea de sarcini electrice datorită frecărilor cu pereţii conductelor, respectiv rezervoarelor. Descărcarea acestor sarcini necontrolata poate da naştere la scântei electrice Pentru a împiedica acumularea sarcinilor electrostatice, atât conductele cât şi rezervoarele de produse petroliere se leagă la o priză de pământ. Prevenirea tensiunilor periculoase pentru om se face legând elementele care nu trebuie să fie sub tensiune la priza de pământ. Prizele de pământ se realizează cu ajutorul electrozilor de adâncime dar şi cu electrozi orizontali. În marea majoritate a şantierelor de extracţie electrozii de adâncime (verticali) se execută din ţeavă de oţel cu diametrul 2,5 in şi lungimea 3m, iar priza orizontală din platbandă de oţel 30 X 6 mm2 . În funcţie de curentul maxim de scurtcircuit, prizele de pământ trebuie să se încadreze în anumite valori. Atingerea valorilor calculate se face variind numărul electrozilor verticali şi orizontali în funcţie de rezistivitatea solului. Pentru cazurile în care rezistivitatea are valori foarte mari, se practică utilizarea bentonitei, realizând un pat din aceste materiale în care se îngroapă electrozii. Menţionăm că în cazul reţelelor cu nulul legat la pământ, pe lângă legarea la pământ se realizează şi legarea la nulul de protecţie. 3.2 Posturile şi staţiile de transformare din zonele de producţie

Posturile şi staţiile de transformare sunt elemente componente importante ale reţelelor electrice, având funcţia de transformare a nivelului de tensiune, fără nici o modificare a frecvenţei. Denumirea de post de transformare se utilizează atunci când tensiunea joasă este sub 1kV, iar cea de staţie de transformare se foloseşte în cazurile în care ambele tensiuni (primară şi secundară) sunt peste 1kV.

11

Alcătuirea generală a unui post (staţie) de transformare este indicată schematic în fig. 4-1 şi are următoarele părţi componente: -distribuţia pe tensiunea primară (are rolul de primire a energiei electrice din sistemul energetic, distribuirea ei spre transformatoare, protejarea transformatoarelor precum şi realizarea unei scheme elastice în funcţionare);

- transformatoare, cu rolul de adaptare a nivelului de tensiune; - distribuţia pe tensiunea secundară, având rolul de repartizarea a energiei către consumatori si protejare selectiva a racordurilor către aceştia.

Posturile şi staţiile de transformare din şantierele de petrol şi gaze au particularităţi determinate de următoarele condiţii specifice:

- exploatare fără personal permanent; - caracterul temporar pentru marea majoritate a

lor; - amplasarea în vecinătatea unor zone cu pericol

de explozie sau incendiu. Ca o consecinţă a acestui lucru posturile şi staţiile de transformare conţin şi echipamentul de protecţie şi comandă al consumatorilor;

- caracterul refolosibil de la o locaţie la alta, conducând la anumite particularităţi constructive.

Pentru platforme de extracţie complexe (cu instalaţii de colectare, separare, tratare, depozitare, comprimare gaze etc.), staţiile de transformare–având caracter definitiv - se execută după proiecte tip.

Marea majoritate a instalaţiilor din şantierele de extracţie ţiţei şi gaze prezintă zone cu pericol de explozie. Posturile şi staţiile de transformare, datorită echipamentelor producătoare de arcuri electrice şi scântei, precum şi datorită utilajelor ce conţin ulei, au impus condiţii foarte severe de amplasare faţă de astfel de zone. Dacă restul echipamentului electric este suficient să-l amplasăm în afara zonelor clasificate, posturile de transformare trebuie distanţate, conform normelor la minim 25m faţă de sursele de explozie.

Un alt criteriu de care trebuie ţinut cont la amplasarea postului de transformare este drumul de acces la post, având în vedere atât perioada de construcţie, eventualele modificări sau extinderi aduse postului sau staţiei, cât şi condiţiile necesare unei bune exploatări. Se va avea în vedere în special posibilitatea schimbării transformatoarelor de forţă.

După stabilirea schemei monofilare şi a utilajelor componente, urmează aşezarea lor în incinta postului, aşezare ce se va face după următoarele principii: respectarea distanţelor pe orizontală şi verticală până la părţile aflate sub tensiune sau izolate, respectarea gabaritelor de trecere (în cazul drumurilor de acces), prevederea de coridoare pentru exploatare şi întreţinere, utilizarea unei suprafeţe cât mai reduse de teren. Acestea toate trebuie să asigure un grad de ocupare al terenului de minim 85%. Distanţele impuse pe orizontală şi pe verticală sunt reglementate prin normative.

Figura 3-1 Schema structural ă (generală) a unui post sau staţie

de transformare

12

În cazul posturilor de transformare de interior (în clădire) se va avea în vedere, în mod obligatoriu, posibilitatea unei extinderi ulterioare.

Amplasarea distribuţiei pe tensiunea secundară se face de regulă înspre consumator pentru scurtarea lungimii cablurilor. Pentru exemplificarea criteriilor expuse, în fig. 4-2. prezentăm amplasarea şi poziţionarea utilajelor dintr-o staţie de transformare de 20/6kV, 2x 1600 kVA, pentru alimentarea cu energie electrică a unei staţii de injecţie apă în strat.

Din punctul de vedere constructiv, posturile şi staţiile de transformare pot fi fixe, semiportabile sau mobile. Cele fixe pot fi: de tip aerian, pe unul sau doi stâlpi, cu puteri între 40-400kVA; de exterior, pe sol, cu puteri cuprinse între 400 -1600 kVA, cu unul, două sau trei transformatoare şi pe sol cu distribuţie combinată interior – exterior cu puteri până la 2 x4 MVA. Posturile semitransportabile sunt de tip electroalimentare, prefabricate industrial, cu puteri de 400 sau 630 kVA. Pentru intervenţii există posturile de transformare mobile având puterea de 400 kVA.

Figura 3-2 Amplasarea utilajelor într-o staţie de transformare - scara 1:100 (1- distribuitor de 20kV, 2 – fundaţie pentru transformator, 3 – transformator, 4-

distribuitor de 6kV, 5 – baterie de condensatoare, 6 –drum de acces, LEA – linie electrică aeriană

3.3 Posturile de transformare din zonele de producţie Tensiunea înaltă utilizată pentru transportul energiei la posturile de transformare este de 20kV, tensiune generalizată datorită pe de o parte a scăderii pierderilor la transport, iar pe de altă parte uniformizării reţelelor şi aparatajelor de medie tensiune. Tensiunile de utilizare în şantierele de petrol şi gaze sunt 220 V, 380 V, 500 V. Tensiunea de 0,4 kV (380V) asigură deconectarea rapidă a oricărei punerii la pământ, posibilitatea utilizării directe a iluminatului si automatizărilor etc. În privinţa tensiunii de 0,5 kV, ea este preferată datorită pierderilor mai mici în reţele şi a randamentului de transport sporit.

13

Posturile de transformare aeriene pe stâlpi sunt foarte des întâlnite la alimentarea cu energie electrică a grupurilor de sonde de extracţie, a puţurilor de apă, a atelierelor şi grupurilor industriale şi a parcurilor de separatoare. Motivele pentru care se preferă astfel de posturi sunt următoarele: scheme simple, realizate cu echipamente puţine şi sigure, posibilitatea amplasării distribuitorului foarte aproape de consumator (implicând reducerea substanţială a cablurilor şi a pierderilor în ele), ocuparea unor suprafeţe foarte mici (2m2 faţa de minim 50m2 la celelalte tipuri de posturi), putinţa amplasării practic pe orice teren, sunt tipizate şi se realizează cu investiţii sensibil micşorate. În figurile 4-3, 4-4 se pot urmări: ansamblul postului şi schema lui monofilară. Posturile de transformare aeriene se pot utiliza pe unul sau doi stâlpi. Primul caz se utilizează la posturi cu puterea până la 160kVA, iar cele pe doi stâlpi pentru posturile cu =250-400 kVA. Protejarea plecărilor se realizează cu separator tripolar cu siguranţe fuzibile (S.T.S.) sau prin intermediul unei cutii de distribuţie CD 24.

Figura 3-3 Post de transformare

aerian de 20/0,5 kV (1 – descărcător cu coarne, 2 – linia electrică aeriană de

20kV, 3 – linie electrică aeriană de 0,5 kV, 4 – siguranţe fuzibile, 5 –

transformator, 6 stâlp de susţinere, 7 – cutie de distribuţie tip CD-14

Figura 3-4 Schema monofilară a unui post de

transformare aerian

14

Posturile de tip electroalimentare sunt utilizate pentru puteri ale transformatorului de 400 sau 630 kVA, puteri care nu necesită montarea unei celule de înaltă tensiune, fiind suficientă protecţia prin siguranţe. Se utilizează în cazul parcurilor de separatoare, a staţiilor de injecţie apă în zăcământ, precum şi în alte cazuri cu scheme electrice similare. Avantajele acestor tipuri de posturi sunt următoarele: scheme simple, fiabilitate ridicată, tipizare accentuată, fundaţii simple, posibilitatea demontării şi montării la alte amplasamente, suprafeţe ocupate mici, investiţie redusă. În figurile 4-5, 4-6 sunt reprezentate un ansamblu al acestui post şi schema lui monofilară.

Figura 3-6 Schema monofilară a postului de alimentare tip electroalimentare

Figura 3-5 Post de transformare tip electroalimentare

(1 – linie electrică aeriană de 20kV,

2 – siguranţe de 20kV, 3 – transformator,

4 – fundaţia transformatorului, 5 – fundaţia distribuitorului,

6 – distribuitor de tensiune, 7- baterie de condensatoare,

8- împrejmuire

15

Pentru instalaţiile tehnologice care au consumatori pe joasă tensiune şi necesită transformatoare cu puteri cuprinse între 1000 şi 2 x 1600 kVA se utilizează posturi de transformare de exterior pe sol. Dintre instalaţiile deservite de aceste tipuri de posturi menţionăm: staţiile pentru injecţie de apă, staţiile de pompare a apei, staţiile de compresoare şi depozitele centrale de ţiţei. La aceste instalaţii distingem două situaţii: a) alimentarea din sistem se face pe o singură cale şi transformarea se face cu un singur transformator; b) alimentarea din sistem se face pe una sau două căi şi transformarea se face cu două sau mai multe transformatoare.

În primul caz se utilizează schema din fig. 4-7, care cuprinde o celulă de medie tensiune, transformatorul coborâtor şi distribuitorul de joasă tensiune. Celula de medie tensiune joacă rol de protecţie a transformatorului şi de contorizare a energiei active şi reactive.

Figura 3-7 Schema monofilară a unui post de alimentare pe sol

16

Pentru protecţia împotriva

supratensiunilor de origine internă sau externa se montează pe celula descărcătoare cu rezistenţă variabilă. Schema utilizată este simplă, ieftină însă neelastica. Modul de amplasare este redat în figura 4-8. Pentru cazul b) se utilizează o schemă complexă, care cuprinde în plus un distribuitor pe medie tensiune. În acest caz elasticitatea schemei este considerabil sporită, alegerea ei impunându-se în cazul proceselor tehnologice care nu admit o întrerupere de lunga durată a energiei electrice. La această variantă descărcătoarele cu rezistenţă variabila sunt incluse în celula de măsură, fiind accesibile pentru revizie. În ambele cazuri, datorită curenţilor mari pe joasă tensiune, legăturile între transformator şi distribuitorul de joasă tensiune se vor face prin bare de aluminiu şi numai în cazuri excepţionale prin cabluri. Amenajarea utilajelor în interiorul postului se va face încât să se permită accesul auto la transformatoare. În general, construcţia celulelor, transformatoarelor şi aşezarea lor pe fundaţii este făcută în aşa fel încât să se respecte înălţimea minimă până la părţile sub tensiune, iar în cazul când aceste gabarite nu sunt respectate se vor lua măsuri speciale (îngrădiri suplimentare de protecţie, supraînălţări etc.). Realizarea distribuţiei pe joasă tensiune se face în următoarele moduri: distribuitor cu celule de exterior, distribuitor cu celule de interior, tablouri din cutii capsulate, distribuitor cu celule de interior, tablouri din cutii capsulate, distribloc, disbar etc. Distribuitoarele de exterior sunt realizate din celule tipizate, cuprinzând plecări pentru motoare pornite direct sau prin autotransformator, intrări de la transformatoarele de forţă, măsură şi contorizare, servicii interne, cuplă, plecări diverse (fig. 4-6). Fiind modulate, se pot realiza distribuitoare cu un număr variabil de celule, asamblarea lor făcându-se foarte uşor. Este tipul de

Figura 3-8 Amplasarea unui post de transformare pe sol (1 – baterii de condensatoare de 0,4 kV, 2 –

linie dielectrică aeriană de 20 kV, 3 – celulă singulară de 20 kV, 4 – fundaţia

transformatorului, 5 –transformator 200/0,4 kV, 6 – bare de 0,4 kV, 7 – distribuitor de 0,4kV, 8-

împrejmuire).

17

distribuitor cel mai utilizat în industria petrolieră, datorită investiţiei reduse şi a schemelor multiple ce se pot realiza cu ajutorul lui. Distribuitoarele de interior au celule asemănătoare celor de exterior cu deosebirea că sunt închise numai în partea frontală, în rest având îngrădiri de protecţie în plasă. Dezavantajul acestor distribuitoare este costul ridicat datorită clădirii în care sunt incluse. Totuşi se folosesc la instalaţiile tehnologice apreciate a avea o durata mare de utilizare şi a celor care necesită o siguranţă deosebită în funcţionare. Tablourile din cutii capsulate se utilizează în general ca tablouri secundare în instalaţiile cu consumatori mici, grupaţi pe diferite zone (de exemplu ateliere mecanice). Cutiile sunt tipizate atât ca dimensiuni cât şi ca scheme electrice. Gabaritele acestor tablouri sunt reduse, ele putând fi montate fie pe un perete, fie pe stelaje metalice special amenajate. Avantajele acestui tip de distribuţie sunt investiţiile reduse, dimensiuni mici, micşorarea lungimii cablurilor prin amplasarea lor în imediata apropiere a consumatorilor. Dezavantajele lor constau în rigiditatea schemelor de alimentare şi în puterea limitată a consumatorilor. Un alt gen de distribuitor de interior este distriblocul. Caracteristica lui este alcătuirea din sertare echipate cu aparatajul necesar unui singur circuit (plecare motor, intrare transformator etc.). Asigură o exploatare foarte comodă, scheme complexe pentru o gamă largă de puteri, fiabilitate ridicată, precum şi o estetică plăcută. Datorită investiţiei ridicate nu se utilizează decât în cazul consumatorilor pretenţioşi. Disbarul se realizează printr-un sistem de bare dispuse în interiorul unei clădiri de-a lungul consumatorilor. În dreptul fiecărui consumator se racordează la bare o cutie de protecţie pentru plecarea respectivă. Se utilizează în cazul consumatorilor concentraţi într-o hală, unde numărul mare de motoare ar însemna lungimi mari de cabluri. Evident, avantajul principal este economisirea cablurilor de energie şi comandă. Alegerea distribuitorului se face ţinând cont de tipul, puterea, numărul şi importanţa consumatorilor, de „longevitatea” instalaţiei respective şi bineînţeles de valoarea investiţiei. Trebuie reţinut că există cazul în care se pot folosi două

Figura 3-9 Schema electrică de protecţie din celulele de alimentare a motoarelor electrice la 0,5 kV

18

sau trei tipuri de distribuitoare. De exemplu o distribuţie generala realizată cu celule de exterior şi două distribuţii secundare amplasate într-o hală cu tablouri din cutii capsulate, iar în alta prin disbar. Tipurile de protecţie pe care le realizează distribuitoarele sunt: - protecţia la scurtcircuit. Se realizează cu ajutorul siguranţelor fuzibile sau cu

întreruptoare automate. Pentru joasă tensiune, siguranţele folosite la protecţia motoarelor, bateriilor de condensatoare şi plecărilor mari sunt de tip lent, cu mare putere de rupere (S.I.S.T.). Pentru consumatorii mici se utilizează siguranţe rapide (LF). La 6 kV, în cazul utilizării contactoarelor pentru pornirea motoarelor, acestea se protejează la scurtcircuit cu siguranţe lente montate individual sau pe separator. Avantajele siguranţelor sunt fiabilitatea mare în funcţionare şi costurile scăzute. În schimb, ele trebuie înlocuite după ardere, iar la scurtcircuite puternice, prin spargere, pot distruge aparatajul celulei; (Reamintim că rolul contactoarelor nu este ruperea curenţilor de scurtcircuit ci numai de a cupla şi decupla consumatorii în funcţionare normală sau de a-o deconecta la suprasarcini şi goluri de tensiune. Aparatele care pot rupe curenţii de scurtcircuit sunt întreruptoarele şi pot fi de tip USOL sau OROMAX pentru joasă tensiune si IUP sau IO pentru medie tensiune).

- protecţia la suprasarcină În cazul în care este necesară o caracteristică dependentă de curent-timp protecţia se face cu relee de suprasarcină (TSA), atât de joasă cât şi la medie tensiune. La protecţia liniilor şi transformatoarelor, unde nu este impusă o caracteristică dependentă, se utilizează realizează relee de curent (RC-2) si relee de timp (RTp) care dau semnalul de declanşare pe întreruptor;

- protecţia împotriva punerilor la pământ Este folosită numai în cazul reţelelor cu neutrul izolat (0,5l6l20kV). La joasă tensiune, aparatul utilizat este DSDI, aparat care compară tensiunea între neutrul reţelei şi un neutrul creat artificial. În cazul apariţiei unei puneri la pământ, datorită închiderii curentului de defect prin capacităţile cablurilor, apare o deplasare a neutrului reţelei faţă de cel artificial, amplificată în DSDI şi comunicată printr-un releu pentru declanşare sau semnalizare. La 6 şi 20kV punerea la pământ este sesizată prin apariţia unei tensiuni homopolare, captată de trei transformatoare de măsură de tensiune (montate în triunghi deschis şi amplasate în celula de măsură). Discriminarea liniei defecte se face cu ajutorul transformatorului pentru componenta homopolară montate pe fiecare plecare şi dispozitive speciale ASP montate centralizat în celula de măsură;

- protecţia la minimă tensiune. Este utilizată în special pe medie tensiune (6 kV) si se realizează cu relee de minimă tensiune, ale căror contacte comandă declanşarea întreruptoarelor sau contactoarelor.

În figurile 4-9 şi 4-10 sunt redate schemele de protecţie desfăşurate pentru o celulă de motor pe 0,5 kV şi respectiv 6kV.

19

Figura 3-10 Schema electrică de protecţie pentru celula de alimentare a motoarelor de la

6kV, cu contactor 3.4 Staţiile de transformare din santierele de extracţie În şantierele de petrol tensiunile sunt de 20kV pentru tensiunea primară si

500V pentru cea secundară. În cele ce urmează când ne vom referi la 20kV se va înţelege tensiune la care se primeşte energie din sistem, iar prin 500V vom înţelege tensiunea de distribuire la consumatori.

Staţiile de transformare utilizate sunt de două tipuri: de interior (în clădire) sau de exterior.

Staţiile de interior sunt de cele mai multe ori numai parţial cuprinse în clădire. De obicei distribuitoarele de 20kV şi 500V sunt prevăzute în interior, iar

20

transformatoarele şi celulele bateriei de condensatoare (unde este cazul) sunt amplasate în exterior. Staţiile de transformare din interior sunt utilizate în cazul consumatorilor de importanţă deosebită, atunci când trebuie asigurată o fiabilitate ridicată în alimentarea cu energie electrică. Motivele pentru care sunt preferate în astfel de situaţii sunt următoarele: realizarea unor scheme deosebit de elastice, posibilitatea utilizării dublului sistem de bare împreună cu diverse tipuri de cuple (longitudinală transversală etc.) precum şi din protecţia conferită de clădirea de zid. Dintre dezavantaje vom enumera: investiţii mari, necesitatea întreţinerii unor gospodării anexe, număr dublu de celule de motor pornite cu contactor (distribuitoarele de exterior sunt echipate cu două contactoare CM6 pe celulă, pe când cele de interior cu unul singur).

Staţiile de transformare de exterior sunt folosite în cazul consumatorilor mai puţini exigenţi şi în special pentru alimentarea cu energie electrică a instalaţiilor cu o durată de viaţa scurtă. Faţă de staţiile de interior, au următoarele avantaje: investiţii substanţial reduse, utilizarea unui număr mai mic de celule de motor, dispariţia gospodăriilor anexe. Evident au dezavantajele lor şi anume: întreţinerea mai dificila, automatizări şi interblocaje reduse, rămânerea fără tensiune de comandă în golurile de tensiune ş.a.

Figura 3-11 Schema monofilară de principiu a unei staţii de transformare cu dublu sistem de bare

Alegerea unuia sau altuia din tipurile de staţii expuse anterior se face prin calcule economice de optim, luând în considerare atât investiţii directe (echipamente, clădiri, etc.) cât şi cele indirecte legate de daunele posibile în funcţionarea instalaţiei alimentate.

În fig. 4-11 se poate analiza schema monofilara pentru o staţie de transformare de interior cu dublu sistem de bare, având caracteristicile =20/6 kV şi =2 x 4 MVA. Se distinge elasticitatea schemei datorată sistemului de cuple. Schema de amplasare a utilajelor într-o astfel de staţie este indicată în figura 4-12. În figura 4-13 este redată schema monofilară a unei staţii de

21

transformare de exterior: 20/6 kV, 2 x 1600 kVA, specifică staţiilor de compresoare.

Figura 3-12 Staţia de transformare de interior

Figura 3-13 Schema monofilară a unei staţii de transformare de exterior

3.5 Reţelele de distribuţie a energiei electrice în zonele de extracţie Proiectarea, execuţia şi exploatarea (dezvoltarea) reţelelor electrice de

distribuţie reprezintă activităţi cu multe alternative întotdeauna soluţia aleasă trebuind să răspundă la două cerinţe de bază. Pe de o parte să se asigure alimentarea pe cât posibil fără întreruperi a consumatorilor, iar pe de altă parte să se obţină cel mai scăzut nivel de pierderi, prin măsuri de economisire şi raţionalizare a consumului de energie electrica şi materiale deficitare.

22

Linii electrice aeriene de medie tensiune Distribuţia energiei electrice din sistemul energetic la consumatorii petrolieri

(posturi de transformare) se face în general pe medie tensiune. Tensiunea frecvent utilizată este cea de 20 kV, existând în exploatare până la modernizare si reţele aeriene de 6,15 şi 35 kV. Sunt utilizate două soluţii de alimentare la 20 kV: linie electrica aeriană (LEA) sau linie în cablu subteran (LES). Varianta în cablu nu se recomandă decât în cazuri speciale (ieşiri din staţii de 20kV aglomerate, trasee dificile etc.) datorită fiabilităţii scăzute faţă de liniile aeriene şi întreţinerii grele în timpul exploatării.

Liniile electrice aeriene din schelele petroliere se împart în două categorii: reţele radiale şi reţele buclate. Reţelele radiale sunt realizate dintr-un ax principal, din care se ramifică racorduri către posturile de transformare. Aceste scheme sunt simple, conduc la investiţii minime, au o exploatare uşoară şi protecţie simplă. Principalul dezavantaj este acela că orice defect pe axul liniei înseamnă rămânerea întregii reţele fără tensiune. Pentru consumatorii importanţi cât şi pentru alimentarea cu energie electrică a structurilor cu întindere mare se foloseşte alimentarea în buclă. Legarea capetelor buclei se poate face la două surse diferite sau pe barele aceleiaşi staţii, în funcţie de tipul de întrerupere admis de consumatori. Pentru acest tip de reţea de distribuţie , siguranţa în funcţionare creşte, aceasta obţinându-se prin cheltuieli de investiţii mai mari decât în cazul alimentării radiale. În regim normal bucla este secţionată într-un punct oarecare evitând circulaţia de curenţi între staţiile de alimentare. Se permite, în acest mod, izolarea unui eventual defect de o parte a punctului de separare şi menţinerea în funcţiune a restului schemei.

Elementele din care se compune o linie electrică aeriană sunt următoarele: stâlpi, fundaţii, ancore, coronamente, izolatoare şi conductori. Stâlpii folosiţi sunt de două tipuri: SE (stâlp vibrat precomprimat) şi SC (stâlp centrifugat). Stâlpii SE se utilizează cu precădere în zona II-a metrologică iar cei SC în zona I. Pentru susţinere se pot folosi stâlpi SE5T şi SC 15006, iar pentru întindere şi colţ stâlpi SE11T, SC15014 etc. Pentru reţele dublu circuit se utilizează la susţinere stâlpii SC 15014, SC-12-2200 iar la întindere şi colţ 12-3100, T 1187. Alegerea stâlpilor se va face ţinând cont de configuraţia termenului şi de elementele traversate(reţelele electrice sau de telecomunicaţii, drumuri, etc.) În funcţie de natura terenului şi destinaţia liniei, fundaţiile utilizate pot fi din beton turnat, beton prefabricat sau burate. Fundaţiile stâlpilor de susţinere sunt burate în terenuri mijlocii şi tari, şi turnate în terenuri slabe (mlăştinoase). Pentru stâlpii speciali (întindere, întindere în colţ şi terminali) se folosesc fundaţii turnate la toate categoriile de teren. În cazuri speciale, pentru reducerea consumului de ciment se utilizează fundaţii burate la stâlpii terminali ancoraţi. Ţinând cont că stâlpii în fundaţie turnată practic nu pot fi refolosiţi, precum şi pentru creşterea productivităţii muncii, mecanizarea lucrărilor de construcţii montaj şi reducerea consumului de materiale, se utilizează fundaţii prefabricate. Acestea sunt de două tipuri: fundaţii tip coloană, folosite în terenuri slabe şi fundaţii cu rigle de beton pentru terenurile mijlocii şi tari. Acest tip de fundaţie conferă stâlpilor o buna stabilitate chiar în cazul solicitărilor deosebite, asigurând în acelaşi timp posibilitatea reutilizării stâlpilor.

23

Ancorele se folosesc de obicei pentru fixarea stâlpilor speciali montaţi în colţuri, având un unghi mai mic de 165° şi a celor terminali.

Coronamentele liniilor simplu circuit pot fi: în triunghi, utilizate, din ce în ce mai rar, orizontale şi deformabile. La reţelele dublu circuit se folosesc coronamente de tip stânga-dreapta cu izolaţie rigidă sau elastică. Coronamentul orizontal are fazele dispuse pe orizontală şi se utilizează la liniile echipate cu conductori între 35 şi 70 mm2. Pentru conductori de 95-120 mm2 se foloseşte coronamentul deformabil cu izolaţie elastică. Pentru zone foarte aglomerate şi zone împădurite se utilizează coronamentul dezaxat, cu toate fazele pe o parte a stâlpului. Pentru reţelele dublu circuit coronamentul este de tip stânga-dreapta cu izolaţie rigidă pentru conductoare de 70 mm2 şi stânga-dreapta cu izolaţie elastică pentru secţiunea de 95-120mm2 .

Izolaţia pentru liniile de medie tensiune este de tip rigid nestrăpungibil (ISNS 20 kV la susţinere şi ITFS sau IT 60/6 la întindere) şi izolatoare capă-tijă pentru formarea lanţului elastic de susţinere şi întindere (CTS-70-1B). Numărul de elemente CTS pentru 20kV este de două la susţinere şi trei la întindere.

Legăturile de izolatori vor fi simple sau duble în funcţie de amplasarea liniei şi de elementele traversate. Pentru zone cu circulaţie frecventă sau traversări de reţele electrice şi telecomunicaţii, drumuri etc., se folosesc legături duble, iar la amplasarea liniilor în celelalte zone se folosesc legături simple. În zonele poluate se montează unul sau două elemente capă-tijă în plus pe fiecare lanţ sau se ung aceste elemente cu vaselină siliconică la intervale de un an.

Conductoarele folosite sunt din oţel aluminiu cu secţiuni (în mm2) cuprinse între 35/6 şi 120/21, prima cifră fiind secţiunea de aluminiu, iar a doua inima de oţel. În zonele speciale meteorologice, la aceeaşi secţiune de aluminiu se măreşte secţiunea oţelului (de exemplu: 120/32). Tracţiunea în conductor este normală pentru liniile amplasate în zone cu circulaţie restrânsă sau fără elemente traversate şi redusă în zone cu circulaţie frecventă sau cu traversări.

Distanţa medie între stâlpii unei reţele de medie tensiune se alege în funcţie de secţiunea conductorului de zona meteorologică unde este amplasată linia şi de elementele traversate. De regulă distanţele maxime pentru diverse secţiuni ale conductoarelor sunt următoarele: 70 m pentru secţiunea conductorului de 35 mm2 şi 80 m pentru conductor de 120mm2 , Aceste distanţe se reduc cu 20% în zonele speciale menţionate mai sus. pentru liniile electrice aeriene dublu circuit distanta medie este de 75 m pentru secţiuni de 70mm2 şi 90 m pentru conductor de 120 mm2 .

Una dintre problemele majore ce trebuie rezolvate în cazul liniilor electrice aeriene este alegerea traseului. Principiile de bază care vor fi luate în vedere la stabilirea traseului sunt următoarele: - amplasarea liniei în ampriza drumurilor, conform legislaţiei în vigoare,

precum şi datorită montajului şi întreţinerii uşoare; - coexistenţa liniei proiectate cu celelalte obiective din zonă se va face cu

respectarea normativului MEE PE 104/85 şi a normativului departamental ID 17/86;

- alegerea traseului se face în urma unui studiu amănunţit al zonei în aşa fel încât lungimea liniei să fie minimă

24

- studierea posibilităţii montării unui al doilea circuit pe traseele existente ale liniilor electrice aeriene din zonă, în vederea reducerii consumului de beton, metal şi a costurilor în general.

Reţele de distribuţie de joasă tensiune utilizate în zonele de extracţie

Ultima verigă a transportului energiei electrice către consumatori o constituie reţelele de distribuţie de joasă tensiune. Cantităţile mari de cabluri şi conductoare incluse în reţelele schelelor de extracţie impun o atentă alegere a acestora, în contextul necesităţii de utilizare raţională a cuprului şi aluminiului. Ştiind, de exemplu, că pentru receptoarele electrice care servesc un parc de separatoare sunt necesari 1200-1500 m de cabluri şi circa 6000 m de conductori neizolaţi, vom înţelege importanţa deosebită ce trebuie acordată acestor elemente. Distribuţia energiei la consumatorii individuali se face fie prin linii electrice aeriene fie prin cabluri electrice (LEX). În cazul distanţelor mari se impune alegerea soluţiei aeriene, pe când la distanţe scurte şi densităţi mari de consumatori se va preferă soluţia în cablu. Linii electrice aeriene de joasă tensiune. Liniile electrice aeriene de joasă tensiune constituie principalul mijloc de racordare la surse de energie a instalaţiilor de la sonde acţionate de motoare electrice, precum şi a puţurilor de apă. Distanţele mari dintre aceste tipuri de consumatori, cuprinse între câteva zeci de metri şi un kilometru, impun alegerea acestei soluţii cu optimizarea axelor principale. Elementele componente ale unei linii electrice aeriene de joasă tensiune sunt aceleaşi ca şi la liniile de înaltă tensiune. Vom prezenta câteva caracteristici ale stâlpilor utilizaţi la tensiuni sub 1kV. În zona meteorologică I şi direcţia vânturilor predominate perpendiculară pe traseul liniei se recomandă alegerea stâlpilor SC, iar pentru zona II-a sau zone în care direcţia vânturilor predominante este paralela cu traseul liniei se utilizează în general stâlpi SE. Pentru susţinere se folosesc stâlpi SC 10.001, SE 4T, iar la întindere, colţ şi terminali se aleg stâlpi SC 10.004 respectiv SE 10T. Fundaţiile stâlpilor se aleg după aceleaşi criterii ca la medie tensiune. Consolele utilizate diferă constructiv în funcţie de coronamentul ales (orizontal sau vertical). În general se preferă coronamentul orizontal, cu consolă dispusă pe vârful stâlpului, având avantajul unei prinderi simple şi o construcţie uşoară a consolei. Coronamentul vertical se utilizează la consumatorii cu puteri mici, neexistând posibilitatea montării mai multor circuite. Consumul de metal este substanţial redus faţă de cel orizontal. Izolatoarele folosite la coronamentul orizontal sunt de tip N-87 sau N-97 la susţinere, fixate cu suporţi drepţi în consolă şi T80 sau T115 la întindere, fixate cu plăcuţe în consolă. Pentru coronamentul vertical se utilizează izolatoare N-87 sau N-97 cu suport curb sau brăţară la susţinere şi T80 şi T115 cu suport drept fixat în stâlp. Cele două valori pentru fiecare tip de izolator corespund secţiunilor conductorului sub 50 mm2 sau peste 70 mm2 . În cazul în care este necesară asigurarea unei siguranţe mărite (traversări de drumuri, căi ferate etc.), se utilizează izolatoare duble de tracţiune tip TD80 sau TD115.

25

Conductoarele utilizate sunt de aluminiu cu secţiuni cuprinse între 35 şi 95 de mm2. Dimensionarea secţiunii conductoarelor se realizează în funcţie de secţiunea economică, aleasă conform normativului MEE.PE 135/85. O tehnologie aparte de realizare a elementului conductor o constituie conductoarele izolate torsadate de tipul TZIR. Conductorul este compus dintr-un fascicul de conductoare izolate separat şi răsucite între ele. Conductorul de nul, realizat din oţel-aluminiu, este înconjurat de restul conductoarelor izolate. Datorită funcţiilor mecanice şi electrice ale conductorului de nul, acesta mai este denumit nul-purtător. Acest tip de conductoare asigură eliminarea izolatoarelor şi consolelor, micşorarea culoarelor folosite de linie, reducerea pericolelor de electrocutare etc. Distanţele medii utilizate la liniile de joasă tensiune se aleg după aceleaşi criterii ca la înaltă tensiune, ele fiind de regulă de 40m. În cazuri excepţionale se poate merge până la o distanţă maximă de 60 m la conductoarele torsadate. Linii electrice de joasă tensiune în cablu. Exceptând sondele şi puţurile de apă, la restul consumatorilor din schele se utilizează, pentru distribuţia energiei, cablurile electrice. Soluţia în cablu este impusă de existenţa zonelor cu pericol de explozie în care este interzisă utilizarea liniilor electrice aeriene. Alegerea tipului de cablu se va face ţinând cont de : tensiunea nominală a consumatorului; curentul de sarcină în regim permanent; solicitările termice la scurtcircuit; căderea de tensiune la consumator; importanţa receptorului; caracteristicile acestuia (mediu normal sau cu pericol de explozie, existenţa vibraţiilor etc.; caracteristicile traseului ales. În funcţie de aceste date cablurile de energie utilizate în şantierele de extracţie pot fi de 1kV sau 6kV, armate sau nearmate, de cupru sau aluminiu. Secţiunile minime admise pentru cablurile de forţă, conform PE 107/81 sunt 1,5 mm2 pentru cupru şi 4mm2 la aluminiu. În general se utilizează cabluri cu izolaţie şi manta PVC, datorită calităţilor conferite de policlorura de vinil (bun izolator electric, nu propagă flacăra, este rezistenţă la intemperii, fiind în acelaşi timp uşor de montat şi exploatat). În zonele cu posibilităţi de deteriorare mecanică, se prevăd măsuri pentru protejarea cablurilor şi anume: utilizarea de cabluri armate, protejarea lor în ţevi pe PVC greu sau oţel, pozarea lor în tuburi de beton de dimensiuni adecvate, pozarea în canale sau pe estacade etc. În zonele cu pericol de explozie este interzisă utilizarea cablurilor de aluminiu cu secţiunea sub 25 mm2, motiv pentru care în cazurile când din calcul rezultă o secţiunea sub această valoarea se utilizează doze de trecere aluminiu-cupru dispuse la marginea zonei clasificate. Utilizarea cuprului se face numai în cazuri temeinic justificate, cazuri specificate în normativul de cabluri (PE 107/81). Pentru dimensionarea cablurilor se aplică criteriul secţiunii economice. Secţiunea economică este dată în prescripţiile energetice ale MEE (PE-135/85) în funcţie de consumatori şi de numărul de ore de funcţionare. Secţiunea economică nu poate fi în nici un caz sub valoarea secţiunii minime admise. Calcularea secţiunii minime admise se face ţinând cont de curentul nominal al conductorului, căderea de tensiune în regim normal şi la pornire, numărul de cabluri dispuse în paralel pe acelaşi traseu, numărul de ore de funcţionare zilnică şi caracteristicile mediului prin care trece cablul.

26

Ca şi în cazul liniilor electrice aeriene, un rol important în realizarea distribuţiilor în cablu îl joacă alegerea traseelor şi a modului de pozare a cablurilor. Traseele cablurilor se aleg respectând distanţele minime faţă de diverse obiective (conducte, drumuri, clădiri etc.), în scopul obţinerii unui consum minim de cabluri. În şantierele de extracţie se întâlnesc următoarele moduri de pozare a cablurilor: aeriană, îngropate în pământ sau în canale de cabluri. Pozarea aeriană se utilizează în cazurile când există deja estacade pentru conducte sau pereţi pe care să poată fi aşezate cablurile. Construirea de estacade speciale pentru cabluri nu se justifică decât în cazurile deosebite, datorită preţului ridicat al construcţiei. Montarea îngropată a cablurilor este procedeul cel mai des utilizat în schelele de extracţie. Prezintă avantajul unei investiţii reduse şi oferă o protecţie naturală a cablurilor. În schimb dezavantajele sunt depistarea grea a defectelor pentru cabluri, reparare şi înlocuire dificilă a cablurilor defecte. De asemenea , o necunoaştere exactă a traseelor acestor cabluri poate duce la lovirea şi ruperea lor în timpul săpăturilor ulterioare. Al treilea mod de pozare utilizat în industria extractivă îl constituie aşezarea cablurilor în canale special amenajate. Dimensiunile acestor canale depind de numărul de cabluri, putându-se recurge la rastele suprapuse în cazul unor fluxuri mari de cabluri. Canalele sunt acoperite cu tablă striată sau dale de beton, în ultimul caz putându-se circula peste ele şi cu mijloace auto. Se va evita folosirea canalelor de cabluri la instalaţiile tehnologice pentru care pot apare scurgeri de lichide inflamabile. Pentru mediile cu gaze explozive mai grele decât aerul, canalele de cabluri se vor umple cu nisip. Avantajul canalelor de cabluri ca şi al estacadelor constă în intervenţia rapidă în cazul defectării cablurilor. Investiţiile sunt mai scăzute decât în cazul pozării pe estacadă, dar mai ridicate decât la pozarea în pământ.

3. Raţionalizarea consumului de energie electrică în şantierele de producţie

Utilizarea raţională a energiei electrice constituie principalul obiectiv în

activitatea de exploatare curentă a instalaţiilor şi echipamentelor electrice din şantierele petroliere de producţie (extracţie). În legătură cu acest fapt se pun două probleme importante: consumarea unei cantităţi cât mai reduse de energie şi utilizarea ei pe cât posibil în afara vârfurilor de sarcină. Curba de sarcină zilnică are două vârfuri, unul dimineaţa între orele 6 şi 10 şi al doilea seara între 17 şi 22. Deci o primă măsură care se impune este funcţionarea consumatorilor în afara acestor ore. Funcţionarea în golurile de sarcină se va face numai dacă procesele tehnologice nu sunt cu flux continuu şi permit adoptarea acestei metode. De exemplu, evacuarea ţiţeiului din parcurile de separatoare este un proces a cărui durată este de 8-12 ore zilnic. La parcurile în sistem clasic, existenţa rezervoarelor de stocare permite alegerea perioadei

27

din zi în care să se evacueze produsele, deci evitarea funcţionării pompelor în vârfurile de sarcină. Utilizarea raţională a energiei electrice înseamnă în primul rând reducerea consumurilor. Înainte de a analiza consumurile din şantiere, vom aminti necesitatea căutării mijloacelor de folosire a resurselor energetice secundare. Problema este de maximă actualitate şi în industria extractivă de ţiţei şi gaze şi în acest domeniu s-au făcut paşi importanţi în direcţia utilizării căldurii din procesele de comprimare a gazelor şi aerului pentru combustie, a presiunii din zăcământ, a degradări presiunii gazelor la sonde, cât şi în staţiile de reglare, procese pentru care s-au iniţiat proiecte de turbogeneratoare care să debiteze energie electrică consumatorilor petrolieri. Pentru studierea consumurilor de energie electrică şi a căilor de reducere a acestora încă din faza de proiectare se elaborează bilanţuri energetice. Ca exemplificare vom analiza un bilanţ electric pentru un parc de separatoare. Bilanţul electric duce la aflarea randamentului de utilizare a energiei electrice şi stabilirea consumului de energie pe unitatea de produs. Din punctul de vedere al conţinutului şi metodei de elaborare se disting următoarele tipuri de bilanţuri electrice:

- bilanţ electric de proiect, care se elaborează în faza proiectării instalaţiilor noi;

- bilanţ electric real, care se referă la instalaţiile în funcţiune, se întocmesc periodic şi ajută la găsirea căilor de reducere a consumurilor;

- bilanţ electric optim, reprezentând bilanţul în care toate pierderile sunt la nivel minim, corespunzător condiţiilor tehnico-economice celor mai avantajoase. Vom prezenta în continuare un bilanţ electric de proiect la un parc de

separatoare, pe care vom analiza modalităţile de reducere a pierderilor şi consumului specific.

1. Date de proiect: Q – debit teoretic de pompare ( hm /3 ) ; p – presiune de pompare (metri coloană de apă); g – greutate specifică a lichidului pompat ( 3/ mtf ) ;

pr – randamentul pompei;

tr – randamentul transmisiei pompă-motor; 2. Calculul puterii utile:

gpQPu ⋅⋅⋅= 00272,0 3. Calculul pierderilor în pompă:

p

pup r

rPP

−=∆

1

4. Calculul pierderilor în transmisie:

t

tput r

rPPP

−+=∆

1)(

5. Calculul pierderilor în motoare:

28

)1( mim rPP −=∆ , unde: iP este puterea instalată în motor (kW) şi mr randamentul motorului. 6. Calculul pierderilor în cablurile electrice:

320 103 −⋅⋅⋅⋅=∆ IlrPc ,

unde: 0r este rezistenţa specifică a cablului ( m/Ω ), l- lungimea cablului (km) şi I – curentul absorbit la încărcarea medie (A). 7. Calculul pierderilor în bateria de condensatoare:

qQPb ⋅=∆ , unde Q este puterea reactivă a bateriei (kvar) şi q – pierderi de putere activă specifice (kW/kvar). 8. Calculul pierderilor în transformator:

sctr PbPP ⋅+=∆ 20 ,

unde: 0P sunt pierderile la mersul în gol al transformatorului, scP - pierderile de scurtcircuit ale transformatorului şi b – încărcarea transformatorului. 9. Calculul randamentului:

∑∑

∑∑

⋅+∆+∆+∆+∆+∆+⋅

==ililtrcmtpu

u

c

u

tPtPPtPPPP

tP

E

E

1)()(η

unde: t este timpul de funcţionare al fiecărui motor, 1t - timpul de funcţionare al bateriei de condensatoare şi transformatorului, ilP - puterea cerută de iluminat şi ilt - timpul de funcţionare al iluminatului. 10. Consumul specific:

tQ

Ec

r

c

⋅= ∑ ,

unde: cE sunt energiile consumate calculate anterior, rQ - debitul real şi t – timpul de pompare. Pentru fiecare proces tehnologic în parte există consumuri normate. Cerinţa fiecărui bilanţ este încadrarea consumului specific în consumul normat şi apropierea cât mai mult de bilanţul optim. Analizând din punct de vedere electric modalităţile de creştere a randamentului şi scădere a consumului specific rezultă următoarele măsuri:

- utilizarea unor motoare cu puterea instalată cât mai apropiată de puterea cerută la arbore (scad pierderile în motoare);

- scurtarea lungimii cablurilor, - îmbunătăţirea factorului de putere - încărcarea transformatoarelor cât mai aproape de nS⋅7.0 , valoarea unde

suma dintre investiţii şi cheltuieli în pierderile de energie electrică este minimă.

Ca observaţie, menţionăm că s-ar putea reduce rezistenţa specifică a cablurilor, dar nu poate fi separată de creşterea investiţiei în cabluri. Deci, trebuie calculate cheltuielile minime actualizate ţinând cont de costul cablurilor şi costul energiei pierdute în cabluri.

29

5. Instalatiile electrice pentru transportul prin conducte a petrolului si gazelor

5.1 Echipamentul electric al staţiilor de compresoare pentru transportul gazelor naturale prin conducte magistrale

Transportul gazelor naturale de la locul de producţie (extracţie) spre centrele de consum se face, de regulă prin conducte.

Transportul gazelor prin conducte se face fie cu ajutorul presiunii proprii a gazelor (într-o primă etapă, atunci când este posibilă utilizarea presiunii de zăcământ), fie prin comprimarea gazelor în staţiile de compresoare. Deci, atunci când – prin exploatare în timp – presiunea de zăcământ nu mai este suficientă pentru asigurarea debitului prevăzut (necesar), se instalează o staţie de compresoare în punctul iniţial al conductei şi un număr de staţii intermediare pe traseul ei. Presiunea de refulare a staţiei din punctul iniţial al conductei, este în general, aceeaşi ca şi la staţiile intermediare, care au toate, aceeaşi construcţie. Staţia de compresoare din punctul iniţial al conductei se deosebeşte de cele intermediare numai prin aceea că – dacă este necesar – ea este prevăzută şi cu instalaţii de uscare, a gazelor şi de purificare (dacă gazele naturale conţin hidrogen sulfurat sau/şi bioxid de carbon). În plus, raportul de comprimare al staţiei din punctul iniţial este – la începutul exploatării – mic (chiar zero), însă pe măsură ce presiunea de zăcământ a gazelor scade, acest raport de comprimare trebuie crescut, ajungând să fie egal cu cel al staţiilor intermediare sau chiar mai mare. Deşi acţionarea electrică a agregatelor de comprimare a gazelor naturale pentru transportul lor pe conducte magistrale este destul de rară, totuşi – pentru puţinele staţii de compresoare acţionate electric existente, dar pretenţioase în exploatare – vom prezenta în cadrul acestui capitol, elementele fundamentale şi anume: acţionarea electrică a compresoarelor de gaze naturale, echipamentul electric al staţiilor de compresoare pentru gaze şi protecţia contra descărcărilor electrice şi supratensiunilor statice (atmosferice) a staţiilor de compresoare.

Acţionarea electrică din staţiile de compresoare a gazelor naturale

Noţiuni introductive Procesul de comprimare a gazelor naturale se realizează cu ajutorul agregatelor numite compresoare, care pot fi de mai multe tipuri:

- compresoare volumice (la care creşterea presiunii gazelor se realizează prin reducerea volumului lor). Din această categorie, la transportul gazelor naturale, se utilizează compresoarele cu piston (cu una sau mai multe trepte de comprimare);

- compresoare centrifuge (cu unul sau mai multe etaje) şi compresoare axiale, la care creşterea presiunii se realizează prin intermediul energiei cinetice transmise gazelor;

- compresoare cu jet la care creşterea presiunii se realizează într-un aşa-numit difuzor, după ce într-o cameră de amestec se destinde un gaz de presiune înaltă care aspiră un gaz de presiune joasă.

30

Pentru toate aceste tipuri de compresoare se defineşte raportul de comprimare ar pp / , unde rp este presiunea gazelor la refularea din compresor şi

ap este presiunea gazelor la aspiraţia în compresor. La compresoarele cu piston, procesul de comprimare este însoţit de o

creştere apreciabilă a temperaturii gazelor. Din această cauză, la transportul prin conducte se utilizează o singură treaptă de comprimare, cu un raport stabilit astfel încât temperatura gazelor să nu depăşească (la refulare) 333,16 K, pentru a se evita astfel necesitatea răcirii. Pentru transportul la distanţă al gazelor din şantiere (prin conducte magistrale) este însă necesar uneori să se recurgă la comprimarea în mai multe trepte, cu răcirea intermediară a gazelor încât temperatura lor finală să nu depăşească limita admisă.

Compresoarele centrifuge sunt utilizate frecvent în transportul gazelor prin conducte magistrale, prezentând o serie de avantaje faţă de compresoarele cu piston. Astfel, compresoarele centrifuge au un gabarit redus, o fiabilitate ridicată şi permit realizarea unor rapoarte de comprimare relativ mici cu randamente destul de mari. În plus, compresoarele centrifuge au un consum redus de ulei, nu sunt sensibile la impurităţile din gaze şi reglarea parametrilor lor (debite, presiune, etc.) se realizează simplu prin variaţia turaţiei de acţionare. Există însă unele avantaje faţă de compresoarele cu piston ca: temperatura la refulare (pentru un raport de comprimare dat) este cea mai mare la compresoarele centrifuge; domeniul de utilizare al compresoarelor centrifuge este mai restrâns (debite peste sNm /45 3 şi presiuni mai mici decât 100 bar).

Până în prezent, în ţara noastră nu se utilizează – la comprimarea gazelor naturale – compresoare cu jet şi nici compresoare axiale.

În general, comprimarea gazelor naturale pentru transportul prin conducte magistrale se realizează fie cu motocompresoare (adică compresoare cu piston acţionate de motoare termice cu explozie, de exemplu cu motoare diesel – cu arbore motor comun), fie cu turbocompresoare (compresoare centrifuge antrenate de turbine cu gaze).

Acţionarea electrică (antrenarea cu motoare electrice), deşi prezintă unele avantaje principale (legate de randament, costul instalaţiei etc.), se utilizează în prezent mai puţin, deoarece turaţia este fie constantă (la acţionarea cu motoare sincrone sau motoare asincrone cu rotorul în scurtcircuit), fie se reglează cu consum suplimentar de energie (în cazul utilizării motoarelor asincrone cu rotorul bobinat, a grupurilor de maşini electrice sau a mutatoarelor), iar costul energiei electrice este ridicat.

Agregatele de comprimare se montează în aşa numitele staţii de compresoare, care sunt clădiri sau barăci metalice. În afară de compresoare şi motoarele lor de acţionare, în staţiile de compresoare mai există instalaţia de măsurare a parametrilor (debit, presiune, temperatură), instalaţia de reţinere a uleiului (în cazul compresoarelor cu piston) şi instalaţia de răcire (atunci când temperatura de refulare depăşeşte limita admisibilă). Dacă sunt utilizate compresoare cu piston cu mai multe trepte se prevede şi răcirea intermediară a gazelor. Agregatele de comprimare sunt dotate şi cu instalaţii de ungere, aparate de reglare şi dispozitive de protecţie contra avariilor. Staţiile de compresoare actuale sunt prevăzute cu camere de comandă în care sunt montate tablouri cu

31

aparate de măsurat şi control, de unde se efectuează pornirea, supravegherea şi oprirea agregatelor.

Staţiile de compresoare mai trebuie asigurate cu unităţi (combustibil, energie, apă etc.), precum şi cu anexele administrative, de exploatare, sociale, spaţiile de protecţie şi împrejmuire.

Clădirile în care se află compresoare trebuie amplasate la distanţe corespunzătoare de celelalte construcţii şi de căile de comunicaţie pentru a se preveni posibilitatea transmiterii unei surse de foc la instalaţiile de comprimare. În jurul clădirilor se prevede posibilitatea de acces a mijloacelor de prevenire şi stingere a incendiilor.

Echipamentul şi cablurile electrice trebuie să fie de tipul corespunzător acestui scop (adică în construcţie antideflagrantă şi cu siguranţă mărită contra exploziei), instalaţiile improvizate fiind strict interzise.

Distanţele dintre staţiile de compresoare şi alte obiective, precum şi distanţele dintre obiectele din incinta unei staţii trebuie să corespundă normelor legate de prevenire şi stingere a incendiilor.

În fiecare staţie de compresoare trebuie să existe posibilitatea întreruperii rapide a alimentării cu gazele ce se comprimă, a alimentării cu gaze combustibile, a alimentării cu energie electrică şi a refulării gazelor din instalaţie. Coşurile de refulare se amplasează la distanţa nepericuloasă de orice sursă de foc.

Compresoarele sunt prevăzute cu dispozitive automate de oprire înainte de a se atinge viteza maximă şi cu supape de siguranţă care să nu permită creşterea presiunii cu mai mult de 10% peste valoarea maximă. Compresoarele mai sunt echipate şi cu dispozitive de oprire sau alarmă pentru situaţiile în care ungerea şi răcirea sunt necorespunzătoare.

Conductele din incinta staţiei se probează la dublul presiunii de regim, iar robinetele de pe aceste conducte trebuie să fie uşor accesibile sau să aibă comandă de la distanţă. Acţionarea electrică a compresoarelor de gaze Compresoarele centrifuge, în cazul restrâns al acţionării electrice, sunt antrenate cu motoarele electrice rotative trifazate, fie de tipul asincron cu rotorul în scurtcircuit, cu crestături adânci (bare înalte), fie de tip sincron cu rotorul cu poli înecaţi (cu o pereche de poli, rareori două). Principalele caracteristici, ale acestor motoare, aşa cum rezultă din datele existente pentru staţiile de compresoare construite în lume în ultimii 10 ani sunt:

- la motoarele asincrone cu rotorul în scurtcircuit şi cu bare înalte (majoritatea unicate, realizate prin înlocuirea rotoarelor unor maşini de serie sau prin construcţie specială): puterea nominală 4 la 5 MW, turaţia nominală 1480 rot/min, tensiunea nominală a statorului 6000 V, randamentul 0.95…0.96, coeficientul curentului de pornire ( np II / ) 4.8

coeficientul de multiplicare a cuplului de pornire ( max/ MM p ) 0.85 şi

factorul de putere nominal ( nϕcos ) 0.87; - la motoarele sincrone (de construcţie specială): puterea nominală 4 la 12

MW, turaţia nominală 3000 rot/min (rareori 1500 rot/min), tensiunea nominală (a înfăşurării statorului ) 6000 V sau 1000 V la 50 Hz, tensiunea

32

nominală a rotorului (de excitaţie) 115 Vc.c, puterea nominală a excitatoarei 50 la 100 kW c.c, randamentul 0.96…0.979, pornire în asincron (la coeficienţi ai curentului de pornire: 5…8.8 şi coeficienţi de multiplicare a cuplului de pornire: 1.8 la 2.3) şi factor de putere nominal mai mare decât 0.9. Motoarele sincrone pot fi dotate cu excitatoare de patru tipuri: redresor comandat cu tiristoare (cu montaj în punte trifazată, alimentată de la reţea), generator de curent continuu cuplat direct pe arborele motorului, excitatoare fără perii (un alt alternator cu redresor cuplat direct pe arborele motorului principal) sau cu un grup separat motor asincron – generator de curent continuu.

Un compresor de gaze (centrifug acţionat electric) este un agregat complex format din: compresorul centrifug, transmisie cu roţi dinţate (multiplicatoare de turaţie), motorul electric cu aparatura de comandă, sistemul de ungere, sistemul de răcire al motorului electric şi aparatele de măsurat, control şi automatizare. (fig. 5.1.) .

Transmisia cu roţi dinţate, montată între arborele compresorului centrifug şi arborele motorului electric, este necesară pentru multiplicarea vitezei de rotaţie de la 3000 sau 1500 rot/min (cât poate realiza motorul electric de acţionare) la 5000…6000 rot/min (viteza de lucru a compresoarelor centrifuge). Pierderile de putere din această transmisie pentru adaptarea vitezelor sunt de circa 1.5%.

Puterea motorului electric de acţionare a compresorului centrifug se determină în funcţie de puterea de la lucru în regim de durată a compresorului, care funcţionează la viteză de rotaţie practic constantă, cu formula clasică:

tcar ppKQP ηη ⋅−⋅= /)(

unde Q este debitul compresorului, rp - presiunea gazelor la refularea din compresor, ap - presiunea gazelor de aspiraţie, cη - randamentul compresorului,

tη - randamentul transmisiei motor-compresor şi K - un coeficient de siguranţă (K=1,1…1,12) pentru asigurarea unei „rezerve” de putere necesară acoperirii abaterilor regimului real de funcţionare, determinate de îmbâcsirea răcitoarelor, neetanşarea elementelor de închidere, mărirea producţiei gravimetrice în timpul iernii, scăderea tensiunii reţelei, abaterile frecvenţei reţelei etc. Dacă se folosesc unităţile de măsură min/3m (pentru Q), bar (pentru ar ppp −=∆ ) şi MW (pentru

P) atunci: tcpQKP ηη ⋅∆⋅⋅⋅= − /60

1010

56 . Astfel, la valorile uzuale 360 sNm /3 ,

10=−=∆ ar ppp bar şi 985.08.0 ⋅≤⋅ tc ηη , rezultă o putere a motorului electric de acţionare mai mică decât 10 MW (practic sunt necesare puterile: 10 MW la 4800 rot/min, 9 MW la 5000 rot/min şi 6 MW la 6000 rot/min). Răcirea motorului electric de acţionare se realizează prin ventilaţie în circuit deschis. La puteri mai mari decât 10 MW, ventilaţia se face în circuit închis, aerul recirculat fiind răcit cu apă. Unele motoare sincrone, cu puteri mai mari decât 10 MW, sunt utilate cu un racord şi un sistem special de conducte prin care în rotorul maşinii se introduce apă, la o presiune de 0,05…0,1 MPa, pentru stingerea incendiilor în cazul apariţiei lor în motor (prin scurtcircuite sau alte avarii).

33

Motoarele electrice de acţionare a compresoarelor de gaze naturale se instalează, adesea, în afara camerei compresoarelor (care este o sală cu protecţie împotriva exploziei, separată printr-un perete despărţitor de sala motorului electric), aşa cum se arată în figura 5-1., în care: 1 – racord la conducta magistrală de transport a gazelor naturale, 2 – robinet cu acţionare pneumatică, 3 – servomotor pneumatic, 4 – compresor centrifug, 5 – transmisie (multiplicatoare) cu roţi dinţate , 6 – separator de gaze, 7 – acumulator de ulei, 8 – perete despărţitor, 9 – motor sincron, 10 – excitatoare, 11 – răcitor de aer pentru ventilaţia motorului şi 12 – racord pentru apa de răcire. Nu este exclusă, totuşi posibilitatea instalării motoarelor electrice şi compresoarelor de gaze naturale într-o sală comună; aceasta impune însă obligaţia utilizării unui motor electric cu protecţie împotriva exploziei. Compresoarele cu piston, mai puţin utilizate la transportul gazelor naturale prin conducte magistrale (din cauza debitelor mici), atunci când sunt acţionate electric (situaţie relativ rară), sunt antrenate cu motoare asincrone trifazate cu rotorul în scurtcircuit (cu bare înalte) sau cu motoare sincrone trifazate, la puterile: 0,9…4 MW, tensiunile statorice de linie: 6000 V şi viteza de rotaţie : 750 rot/min (turaţia sincronă la 50 Hz). Transmisia motorului electric – compresor cu piston se realizează prin curele late sau trapezoidale, care au un randament de 0,96…0,99. Randamentul întregului agregat (motor electric – transmisie – compresor cu piston) nu depăşeşte valoarea de 0.4.

Pornirea motoarelor electrice de acţionare a compresoarelor de gaze naturale

Pornirea compresoarelor se face în gol, cu cilindrii descărcaţi – la compresoarele cu piston sau cu supapele de siguranţă atât pe refulare cât şi pe admisie deschise – la compresoarele centrifuge (după ce compresoarele au fost aerisite în prealabil). În această situaţie, puterea necesară la arborele motorului electric este determinată de pierderile din transmisie, pierderile mecanice (de frecare) din lagăre şi compresor, pierderile datorate rezistenţei de trecere a aerului prin compresor şi răcitorul compresorului etc. După stabilirea turaţiei normale a compresorului odată cu creşterea treptată a presiunii, compresorul se cuplează în fluxul de lucru. Cuplul de pornire în gol a compresorului este de 40…60% din cuplul lui nominal.

Pentru pornirea în gol a compresorului este necesar să se ţină seama şi de caracteristica mecanică reală a cuplului motorului, care determină condiţiile de accelerare a maşinii şi durata pornirii, în funcţie de momentele de inerţie ale întregului agregat.

Pornirea în gol a motoarelor electrice (asincrone şi sincrone) cu puteri mai mici decât 5 MW se face la tensiunea nominală a reţelei; cele cu puteri de 5 MW şi mai mari se pornesc la tensiuni reduse, prin utilizarea în acest scop – a autotransformatoarelor sau bobinelor de reactanţă. Motoarele sincrone se pornesc în asincron (în gol), dar pentru aceasta nu au o colivie rotorică specială (de pornire în asincron), funcţia ei îndeplinind-o însuşi rotorul masiv al maşinii (în acest fel, cuplul iniţial de pornire este egal cu cel maxim).

34

Figura 5.1-1 Schema unei secţiuni transversale printr-o staţie de compresoare a unei conducte magistrale de transport a gazelor naturale

În figura 5-2 este redată schema unui montaj de pornire în asincron cu

bobină de reactanţă a motoarelor sincrone trifazate MS 3 ~, procedeu des utilizat. La cuplarea întreruptorului trifazat K2, înfăşurătoarea statorică a motorului sincron MS 3 ~ este alimentată de la reţea în serie cu (prin) bobina de reactanţă trifazată pentru pornire BRP. Această bobină produce o cădere de tensiune de cca. 35% din tensiunea nominală (a reţelei) ceea ce asigură o micşorare suficientă a curentului de pornire. Astfel motorul sincron porneşte în regim asincron, având înfăşurarea rotorului (de excitaţie) decuplată de la bornele excitatoarei şi conectată pe un rezistor de amortizare Ra, conexiuni realizate de contactele Cf.

Figura 5.1-2 Schema de principiu a circuitului de comandă pentru pornirea în asincron cu bobină de reactanţă a motoarelor sincrone

35

În acest montaj, de regim asincron, motorul este accelerat până când viteza rotorului ajunge la 95% din turaţia de sincronism. Acum intervin contactele Cf (comandate de un releu minimal de frecvenţă Rf din circuitul înfăşurării rotorice închisă pe rezistorul RA) care decuplează pe RA şi conectează înfăşurarea rotorului la excitatoarea GEX (un generator de c.c. compound). Prin aceasta, motorul MS 3 ~ intră în sincronism, fiind cuplat şi întreruptorul K – simultan cu deschiderea întreruptorului K2 – ceea ce face ca înfăşurarea statorului motorului să fie alimentată direct de la reţea (prin deconectarea bobinei BRP), deci la tensiunea nominală. De aceea, în continuare, curentul de excitaţie trebuie imediat reglat astfel încât să nu depăşească valoarea lui nominală în momentul în care înfăşurării statorului i se aplică tensiunea nominală a reţelei. (Se ştie că, la o tensiune a statorului care nu se abate de la valoarea nominală cu mai mult de 5%, motorul sincron dezvoltă cuplul nominal şi lucrează la factorul de putere nominal dacă excitaţia este alimentată la curentul nominal). În acest scop, în schema circuitului de excitaţie este prevăzut un contact CS (comandat de releele întreruptorului K) ce se închide numai la o scădere bruscă a tensiunii în reţeaua de alimentare, şuntând reostatul REX din circuitul de excitaţie al excitatoarei, şi un releu de curent RI care controlează curentul de excitaţie. Întreruptorul trifazat K1 serveşte la alimentarea cu tensiune de la barele de 6 kV la pornire, iar S este un separator.

Protecţia motoarelor electrice de acţionare a compresoarelor de gaze naturale Motoarele asincrone utilizate la acţionarea compresoarelor centrifuge sunt

dotate cu dispozitive de protecţie pentru: curent maxim la suprasarcini şi curenţi de scurtcircuit; curent de punere la pământ (masă) a unei faze; tensiune maximă şi – uneori – cu protecţie diferenţială de curent (în caz de avarii interne). În cazul în care este admisă şi se prevede autopornirea (de exemplu după revenirea în reţea a tensiunii în urma unei căderi bruşte a ei), protecţia minimală de tensiune nu se instalează.

Pentru motoarele sincrone sunt prevăzute următoarele relee electrice de protecţie: maximal de curent pentru suprasarcină şi scurtcircuit; diferenţial de curent pentru avarii interne; minimal de tensiune pentru scăderea tensiunii statorice sub 0,6 din tensiunea nominală pe o durată mai mare decât 1 s; de curent pentru punerea la pământ; minimal de curent pentru întreruperea curentului de excitaţie; relee de frecvenţă ş.a. Pentru asigurarea procesului de pornire prescris, motoarele sincrone sunt echipate cu cel puţin două întreruptoare automate (ca, de exemplu, K, şi K2 din figura 5-2.); înaintea pornirii motoarelor sincrone, se cuplează manual aceste întreruptoare, după care toate operaţiile din circuitul de excitaţie decurg automat. Motoarele sincrone cu puteri mari (peste 10 MW), mai ales cele cu excitatoare de tip redresor comandat (cu tiristoare), sunt dotate cu dispozitive automate pentru pornirea, protecţia şi optimizarea regimului de funcţionare (traductoare, regulatoare, relee de comandă) sau chiar cu microprocesoare. Schemele acestor sisteme automate sunt extrem de diverse, depinzând de tipul motorului şi excitaţiei, de fabricant, anul fabricaţiei etc.

36

Protecţia tehnologică a agregatelor de compresoare Protecţia tehnologică acţionează la abaterea de la regimul prescris a

sistemului de ungere şi a altor dispozitive ale agregatului de comprimare a gazelor naturale.

Sistemul de ungere conţine o serie de pompe, conducte de ulei de joasă, medie şi înaltă presiune, răcitor de ulei, purificator, site şi alte elemente. Conductele de ulei de joasă şi medie presiune asigură ungerea lagărelor axial-radiale ale compresorului (presiunea uleiului este de 0.45 MPa), ale transmisiei cu roţi dinţate şi ale motoarelor electrice (presiunea: 0,05…0,06 MPa). Uleiul de ungere , din rezervorul de ulei, este trimis în conductele de ulei de o pompă montată în corpul transmisiei cu roţi dinţate a agregatului motor-compresor. La racordul conductei de ulei de medie presiune cu conductă de ulei de joasă presiune este instalată o supapă de reducere a presiunii. De la conducta de ulei de medie presiune, uleiul este trimis şi într-un releu fluidic de alunecare axială, montat în compresorul centrifug, care asigură protecţia la apariţia unei alunecări axiale a rotorului compresorului mai mare decât 0,7…0,8 mm, prin oprirea întregului agregat.

În perioada de pornire şi oprire a agregatului, uleiul este trimis în conductele de ungere de nişte pompe de ulei numite de pornire, acţionate separat cu motoare asincrone. Pentru menţinerea presiuni necesare în conductele de ulei, la oprirea agregatului, în caz de avarie (căderea tensiunii reţelei electrice de alimentare, desprinderea motorului sincron de acţionare a agregatului, scăderea bruscă a presiunii uleiului etc.), în sistemul de ungere sunt prevăzute şi pompe de ulei de rezervă acţionate de motoare de curent continuu alimentate de la baterii de acumulatoare.

La ieşirea din camera spirală a compresorului centrifug, rotorul compresorului este dotat cu o etanşare cu ulei, care realizează protecţia la scurgerea locală de gaze. Prevenirea scurgerii de gaze prin elementele de etanşare cu ulei se obţine prin menţinerea presiunii uleiului la un nivel care depăşeşte cu 0,2…0,3 MPa presiunea gazului din compresor, ceea ce se realizează cu ajutorul unui regulator de cădere de presiune gaz-ulei.

Pentru etanşarea şi ungerea lagărului axial al compresorului centrifug se folosesc conductele de ulei de înaltă presiune (6,5 MPa) în care uleiul avansează din rezervorul de ulei cu ajutorul unor pompe cu şurub elicoidal acţionate cu motoare asincrone de 20 kW, 380 V, 1450 rot/min. Există două pompe elicoidale: una de lucru, cealaltă de rezervă (pompa de rezervă este cuplată automat atunci când se opreşte accidental pompa principală).

Sistemul de ungere cu ulei este înzestrat şi cu trei răcitoare (prin circulaţie de apă), câte unul pentru fiecare din cele trei grupe de conducte – de joasă, medie şi înaltă presiune.

Protecţia tehnologică a agregatului compresor acţionează: - la reducerea căderii presiunii ulei-gaz în lagărul cu garnitură de etanşare,

până la 0,08…0,09 MPa (prin comandă de la un regulator automat al căderii de presiune);

- la reducerea presiunii uleiului în sistemul de ungere a lagărelor agregatelor până la valoarea 0.025 MPa (prin comandă de la releul de pornire a pompei de rezervă a ungerii);

37

- la ridicarea bruscă a temperaturii uleiului până la 080 C, la oricare din lagărele agregatului (prin semnal de comandă de la un termometru de controlul temperaturii – o punte electronică cu termistoare);

- la creşterea alunecării axiale a rotorului compresorului centrifug peste 0,7…0,8 mm (prin comandă de la un releu de ulei).

Acţionarea electrică a utilajelor auxiliare din staţiile de compresoare

Pentru acţionarea mecanismelor auxiliare ale agregatelor de compresoare a gazelor naturale şi a dispozitivelor de uz general din staţiile de compresoare se folosesc motoare asincrone cu rotorul în scurtcircuit (capsulate, cu răcire cu aer, din seriile unice, cu puteri de până la 28 kW şi tensiuni de alimentare de 380 V) sau/şi motoare de curent continuu de 220 V şi puteri până la 10 kW. Pentru acţionarea pompelor din sistemele de răcire (tunuri de răcire, dispozitive arteziene cufundate etc.) se folosesc motoare electrice verticale, cu carcasă fără talpă, fixate de pompă cu ajutorul flanşei existente pe scutul motorului. Instalaţiile de ventilaţie din locurile unde există amestecuri cu pericol de explozie sunt echipate cu motoare asincrone cu rotorul în scurtcircuit, în construcţie antiexplozivă (din seria antiex). Pentru acţionarea pompelor de ulei de rezervă destinate agregatelor compresoare se utilizează motoare de curent continuu de 220 V. Pornirea, oprirea şi protecţia motoarelor pentru acţionarea utilajelor auxiliare se face cu ajutorul întreruptoarelor automate în aer, contactoarelor, dispozitivelor de pornire magnetice şi releelor de construcţie normală sau – în locurile unde există amestecuri explozive – de construcţie antiex. În staţiile cu acţionare electrică a compresoarelor centrifuge, fiecare agregat compresor este dotat cu: pompe de ulei pentru pornire, acţionate cu motoare asincrone (6 kW, 380 V, 725 rot/min); pompe de ulei pentru pornire de rezervă, acţionate cu motoare de curent continuu de 8,5 kW, 220 V şi 800 rot/min; pompe de ulei pentru etanşare, acţionate cu motoare asincrone de 20 kW, 380, 1450 rot/min; pompe de ulei pentru etanşarea de rezervă, acţionate cu motoare asincrone (20 kW, 380 V, 1450 rot/min); ventilatoare de răcire a motorului electric principal (asincron sau sincron) pentru acţionarea compresorului de gaze, antrenate cu motoare asincrone de 20 kW, 380 V, 730 rot/min. În staţiile de compresoare cu acţionare neelectrică (cu turbine de gaze pentru antrenarea compresorului centrifug), fiecare agregat compresor este utilat cu următoarele dispozitive acţionate electric:

- pompe de ulei de pornire, cu motoare asincrone (20 kW, 380 V, 2920 rot/min);

- pompe de ulei de rezervă, cu motoare de curent continuu (4,5 kW, 220 V, 2200 rot/min);

- pompe de ulei pentru etanşare în caz de avarii, cu motoare de curent continuu (8,5 kW, 220 V, 1600 rot/min);

- dispozitiv pentru rotirea arborelui agregatului turbină cu gaze – compresor centrifug (necesar punerii în mişcare a rotoarelor în timpul răcirii sau în

38

vederea pornirii agregatului după diverse opriri), cu motor asincron de 1,7 kW, 380 V, 1490 rot/min.

Utiliz ări auxiliare de tip general ale energiei electrice în staţiile de compresoare

Din componenţa dispozitivelor auxiliare de uz general din staţiile de compresoare pentru transportul gazelor prin conducte magistrale, fie că sunt cu acţionare electrică sau nu, fac parte:

- două pompe centrifuge (una de lucru şi cealaltă de rezervă) care servesc turnurile de răcire a apei folosită la răcirea uleiului (în răcitoarele de ulei). Aceste pompe sunt acţionate electric, cu motoare asincrone cu rotorul în scurtcircuit (10…28 kW, 380 V, 1480 sau 2900 rot/min);

- ventilatorul turnului de răcire acţionat cu motoare asincrone cu rotorul în scurtcircuit, cu două viteze (20/28 kW, 380 V, 1450/730 rot/min);

- pompa de acid şi pompa de vid, ale instalaţiei de acidizare pentru stabilizarea durităţii temporare a apei de răcire, acţionată cu motor asincron de 1,5…4,5 kW, 380 V, 980 sau 1420 rot/min;

- instalaţia de epurare a uleiului de ungere dotată cu un motor asincron de 2,8…4 kW, 380 V, 1430 rot/min;

- staţia de pompare pentru răcirea gazului tehnologic (gazul natural comprimat), când această răcire este necesară, dotată cu un motor asincron de 2,8 kW, 380 V, 1450 rot/min

- compresoare auxiliare de aer, acţionate cu motoare asincrone de 4,5 la 20 kW, 380 V, 1500 rot/min (viteza sincronă la 50 Hz). În afara consumatorilor de energie electrică enumeraţi mai înainte, în

staţiile de compresoare a gazelor naturale mai există şi receptoare de energie electrică pentru activităţi care nu sunt legate direct de funcţionarea agregatelor de compresoare, şi anume: utilajele electrice din atelierele mecanice (strunguri, maşini de găurit şi alte maşini-unelte, scule de mână electrice etc.); aparatele electrice din diferitele încăperi anexe ale staţiei de compresoare, aparatele electrice pentru condiţionarea aerului; pompele acţionate electric utilizate pentru alimentarea cu apă uzuală şi pentru cazanele cu abur şi apă caldă; iluminatul electric al teritoriului staţiei de compresoare şi al construcţiilor locuibile ş.a.

Iluminatul artificial se realizează electric, cu corpuri de iluminat obişnuite – în încăperile în care nu există pericol de explozie şi cu corpuri de iluminat în construcţie antiexplozivă (de tip LMS – 7, AV – 02, CFSM -01 sau PVA – 2a ) – în incintele cu amestecuri explozive sau în exteriorul încăperilor staţiei de compresoare. Nivelurile normate de iluminare medie pentru spaţiile specifice compresoarelor de gaze sunt: în hala de compresoare 75…150 lx; în locurile unde se găsesc instalate aparatele de măsurat şi control 150 lx; în camerele („casa”) dispozitivele de reglare 30 lx.

Pentru asigurarea continuităţii în alimentarea cu energie electrică, în caz de avarii care duc la dispariţia tensiunii din reţeaua electrică de curent alternativ, se realizează o alimentare de siguranţă pentru: motoarele de acţionare a pompelor de ulei de rezervă; circuitele şi aparatele de protecţie prin relee şi de semnalizare; dispozitivele de automatizare, comandă, control; sistemele de telecomandă şi telecomunicaţii, iluminatul de siguranţă etc. Alimentarea de

39

siguranţă cu energie electrică trebuie realizată în toate staţiile de compresoare (atât la cele cu electrocompresoare, cât şi la staţiile cu turbocompresoare sau motocompresoare). Ea se face în curent continuu, de la baterii de acumulatoare cu plumb, cu elemente conectate serie-paralel pentru realizarea unei tensiuni de 220 V c.c şi a unei capacităţi de 100…400 Ah, cu funcţionare (descărcare) pe o durată de cel puţin o oră (deci cu sarcini de circa 100…400 A). Această baterie de acumulatoare este conectată în tampon cu un redresor la reţeaua de curent alternativ; în regim normal de lucru, redresorul asigură simultan alimentarea receptoarelor de curent continuu şi încărcarea acumulatoarelor; în caz de avarie (la „căderea” reţelei de C.A.), un dispozitiv automat de comutare deconectează redresorul şi leagă bateria de acumulatoare la reţeaua alimentării de siguranţă.

La staţiile cu motocompresoare sau turbocompresoare, alimentarea cu energie electrică pentru utilizările generale şi auxiliare (prezentate mai înainte) se face în curent alternativ trifazat, la tensiunea de 380/220 V, prin conectare la reţelele electrice de distribuţie cu legături duble (conectări la două posturi de transformare diferite sau la două secţiuni cu alimentare diferită a barelor de 380 V din acelaşi post de transformare), ceea ce conferă o siguranţă ridicată în funcţionarea energiei electrice. Receptoarele electrice care nu necesită continuitate în funcţionare (cele care nu sunt implicate direct în procesul tehnologic al agregatelor de compresoare) sunt alimentate după scheme radiale, printr-o singură linie conectată numai la una din secţiile barelor de 380 V.

Alimentarea cu energie electrică a staţiilor de compresoare În staţiile de compresoare ale conductelor magistrale de gaze naturale cu acţionare electrică a compresoarelor, puterea instalată a consumatorilor de energie electrică poate atinge 100 MW şi mai mult – în cazul staţiilor ce utilizează compresoare cu piston. La astfel de puteri, alimentarea cu energie electrică se face prin staţii de transformare proprii (plasate în apropierea teritoriului sau chiar pe teritoriul staţiei cu electrocompresoare) conectate la sistemul electroenergetic naţional prin două linii de înaltă tensiune, de 110 kV sau 220 kV, aşa cum se arată în figura 5-3. Cele două linii (de 110 sau 220 kV) sunt linii aeriene, montate pe stâlpi separaţi şi conectate la insule (secţii) diferite ale sistemului electroenergetic naţional. Staţiile de compresoare pentru gazele naturale fără acţionare electrică (dotată cu aşa numitele turbocompresoare – TC sau motocompresoare – MC), la care – aşa cum am mai arătat – mecanismele auxiliare, dispozitivele de uz general şi serviciile sunt electrificate (cu puteri instalate de 500…3000 kW), se alimentează cu tensiunea de 380 V din posturi de transformare proprii care sunt conectate prin două linii aeriene cu tensiunea de 20 kV la două staţii diferite ale sistemului electroenergetic naţional de 110 (220)/20 kV.

40

Figura 5.1-3 Schema modulului de alimentare cu energie electric a staţiilor de

compresoare gaze din ssitemul electroenergetic naţional Staţiile de transformare pentru alimentarea cu energie electrică a staţiilor cu electrocompresoare au schema de principiu de tipul celei reprezentate în figura 5-4 cu două transformatoare (TI şi TII ) de 110 (220)/6 kV conectate între bare secţionate, atât pe primar (110 sau 220 kV) cât şi pe secundar (6 kV). Barele secţionate sunt legate între ele prin cuple automate AAR (de tip anclanşarea automată a rezervei). Celelalte notaţii din figura 5-4 reprezintă: SL – separator de linie, K – întreruptoare automate, SF – siguranţe fuzibile, DSA – dispozitive pentru protecţia la supratensiuni atmosferice (descărcătoare), TM – transformatoare de măsură (de tensiune), M – motoare electrice (sincrone sau/şi asincrone) pentru acţionarea compresoarelor de gaze TAI şi TAII – transformatoare de 6/0.4 kV pentru alimentarea cu energie electrică a mecanismelor auxiliare, de uz general şi alte servicii AUG. Staţia poate fi utilizată în două moduri distincte: - cu linii de rezervă. În acest caz, una din cele două linii – împreună cu

transformatorul pe care îl alimentează – este în funcţiune (conectată la sistemul electroenergetic naţional), iar cealaltă linie – cu transformatorul ei – este în rezervă „caldă” (este deconectată de la sistemul electroenergetic naţional, putând fi anclanşată automat în cazul unei avarii pe partea liniei în funcţiune). De exemplu, dacă partea I (linia aeriană + transformatorul TI) este în funcţiune, ceea ce însemnă că toate separatoarele şi întreruptoarele de pe partea I sunt închise, atunci linia aeriană II împreună cu transformatorul TII sunt în rezervă, deci cu toate întreruptoarele şi separatoarele de pe partea II deschise . În această situaţie AAR de 110 (220) kV este deschis, iar AAR de 6 kV este menţinut închis, astfel că toţi consumatorii staţiei de compresoare

41

(conectaţi la cele două secţiuni ale barelor de 6 kV) sunt alimentaţi printr-un singur transformator (TI). De aceea, fiecare din cele două transformatoare de forţă (TI şi TII ) se aleg la puterea nominală capabilă să acopere o singură consumul întregii staţii de compresoare (fiecare transformator de 110(220)/6 kV are o singură putere nominală de 15,…63 MVA). Astfel, prin acest mod de utilizare, staţia de transformare asigură alimentarea la sarcină totală a staţiei de compresoare plus o rezervă de 100% (în cazul unei avarii pe linia în funcţiune I, acţionează AAR de 110 (220) kV care pune în lucru linia II şi deconectează linia I, lăsând conectat pe TI şi deconectat pe TII ; dacă este o avarie numai la transformatorul TI acesta este deconectat de la ambele bare 110(220)kV şi 6 kV, este pus în funcţiune TII şi închis AAR de 110 (220)kV, linia I, rămânând în funcţiune şi linia II rezervă etc.);

Figura 5.1-4 Schema de principiu a staţiei de transformare pentru alimentarea cu

energie electrică a staţiilor de electrocompresoare - cu bloc linie – transformator în paralel. În acest caz, cuplele AAR – de 110

(220) kV şi de 6 kV – sunt menţinute închise, astfel că ambele linii şi transformatoare de forţă (TI şi TII ) lucrează simultan în paralel, fiecare din cele două transformatoare având o încărcare (sarcină) de 50…70% din puterea nominală, ceea ce asigură o funcţionare la randament aproape maxim sau chiar maxim. La ieşirea din funcţiune a unuia dintre transformatoare, ce l

42

de al doilea asigură alimentarea completă a tuturor consumatorilor din staţia de compresoare. Schema staţiei de transformare din fig. 5-4, cu întreruptoare automate pe

înaltă tensiune, cu relee de protecţie pe intrările de 110(220) kV şi cuplele secţiunilor de bare AAR 110 (220) kV, permite mai multe manevre pentru transferarea alimentării staţiei de transformare de pe o linie pe alta, transferarea alimentării oricărui transformator de pe o linie pe alta, transferarea alimentării oricărui transformator de pe o linie pe alta (sau în paralel), fără întreruperea alimentării cu energie electrică a staţiei de compresoare. Regimul de lucru, paralel sau serie al transformatoarelor şi liniilor, trebuie ales în funcţie de condiţiile de funcţionare, sarcină, protecţia la scurtcircuit, starea echipamentelor electrice şi tehnologice etc., astfel încât, în permanenţă să se asigure funcţionarea optimă din punctul de vedere al minimizării pierderilor. Să mai reţinem că – în conformitate cu reglementările în vigoare – exploatarea staţiei de transformare revine administratorului judeţean – pe partea de 110(220) kV (inclusiv transformatoarele de forţă) şi consumatorului pe partea de 6 kV. Staţiile de compresoare pentru gaze naturale dotate cu agregate turbocompresoare sau motocompresoare, care au electrificate numai serviciile auxiliare şi de uz general, sunt alimentate cu energie electrică - aşa cum am mai arătat – de la posturi de transformare (de 20/0.4 kV) proprii, conectate la sistemul electroenergetic local prin două linii electrice aeriene de 20 kV, legate la staţii de transformare diferite de 110(220)/20 kV ale sistemului electroenergetic naţional. Schema de principiu a unu astfel de post de transformare este redată în figura 5-5 unde: TI1 şi TI2 reprezintă transformatoarele de forţă de 20/6 kV (cu puteri nominale de 1,…4 MVA); T1 şi T2 – transformatoarele de forţă de 6/0.4 kV (cu puteri nominale de 630,…,800 kVA şi mai mult); G~, antrenat de un motor diesel - MD reprezintă un grup electrogen de rezervă (generator sincron de circa 1000 kW, 380 V, 750 rot/min - G~, antrenat de un motor diesel - MD); TM – transformatoare de măsură (de tensiune); DSA – descărcătoare pentru protecţia barelor de 6 kV împotriva supratensiunilor atmosferice ; SL – separatoare de linie; K – întreruptoare automate de înaltă tensiune (20kV); SF – siguranţe fuzibile; I – întreruptoare de joasă tensiune (380 V); AAR – cuplă de bare longitudinală (de tip anclanşare automată a rezervei); C – cuple longitudinale de bare şi UAG – reţele de distribuţie a energiei electrice la utilizatorii auxiliari şi generali din staţia de compresoare. Prin modul cum e concepută (cu întreruptoare automate de linie, cuplă AAR, cuple de joasă tensiune şi protecţia pe partea de 20 kV), schema postului de transformare din fig. 5-5 realizează siguranţa în alimentarea cu energie electrică a staţiei de compresoare prin numeroase variante de conexiuni (cu rezervă de linie şi transformatoare pe 20 kV, cu rezervă de transformatoare pe 0.4 kV, cu linii şi/sau transformatoare în paralel etc.) Pentru o siguranţă sporită, în anumite cazuri (mai rare), se montează şi un grup electrogen de rezervă. Postul de transformare este exploatat exclusiv de către consumator(ale staţiilor cu turbo sau motocompresoare).

43

Figura 5.1-5 Schema de principiu a posturilor de transformare pentru alimentarea cu

energie electrică a staţiilor cu turbocompresoare sau motocompresoare

Protecţia împotriva supratensiunilor atmosferice a staţiilor de compresoare pentru gaze

Activitatea electrică atmosferică, foarte intensă în caz de furtună, duce la descărcări şi supratensiuni care pot da efecte electromagnetice, termice şi mecanice în construcţie şi în instalaţiile de pe sol, având ca rezultat avarierea lor. Avariile şi consecinţele lor (distrugeri mecanice, incendii, explozii, accidentarea personalului de serviciu etc.) cresc în cazul construcţiilor cu incinte în care există pericol de explozie (spaţii cu amestecuri explozive), dotate cu conducte metalice şi instalaţiile electrice, aşa cum este cazul staţiilor de compresoare ale conductelor magistrale de transport al gazelor naturale. Având în vedere pericolul de avarie datorită supratensiunilor atmosferice asupra staţiilor de compresoare, care reprezintă investiţii de mare valoare economică şi tehnică, ce trebuie să aibă o funcţionare sigură, fără întreruperi,

44

protecţia împotriva supratensiunilor atmosferice constituie o măsură obligatorie pentru staţiile de compresoare gaze naturale de pe întreg teritoriul ţării noastre. Producerea supratensiunilor atmosferice Sursa activităţii electrice atmosferice o constituie norii de furtună. Un nor de furtună este rezultatul unor fenomene intense termodinamice însoţite de procese de ionizare care au ca efect electrizarea norilor. Atât furtunile termice (datorate încălzirii puternice a solului) cât şi furtunile frontale (datorate contractului între fronturi de aer rece şi cald) produc deplasarea ascendentă a unor mase de aer cald care – la altitudini mari, întâlnind o presiune din ce în ce mai mică – se destind adiabatic (adică fără introducerea sau evacuarea de căldură). Această destindere adiabatică are ca efect o scădere a temperaturii, ceea ce face ca vaporii de apă din aer să condenseze, formând picături din ce în ce mai mari care la înălţimi mai înalte se transformă în fulgi de zăpadă sau cristale de gheaţă. Un astfel de nor de furtună are, deci în partea de jos picături de apă – care se electrizează în general negativ, iar în partea de sus fulgi de zăpadă sau cristale de gheaţă – electrizate pozitiv. Acest nor de furtună, încărcat în partea sa inferioară în special cu sarcini electrice negative, formează „armătura” unui condensator uriaş, cealaltă „armătură” fiind pământul (solul terestru de sub nor), pe suprafaţa căruia se produc (prin inducţie electrică) sarcini pozitive. Intensitatea medie a câmpului electric al condensatorului nor-pământ depăşeşte rareori valoarea de 100 kV/m. Această valoare se referă însă la cazul uni câmp uniform. În anumite locuri, unde densitatea sarcinii electrice este mare, se produc condiţii pentru o descărcare prin efect corona (pe sol se observă, uneori, descărcări luminoase în jurul obiectelor cu vârfuri ascuţite). Când – prin intensificarea furtunii – câmpul electric în apropierea norului sau pământului atinge valoarea critică (de 25 – 30 kV/cm), se creează condiţiile pentru producerea trăsnetului. Trăsnetele sunt descărcări electrice disruptive (prin aer) între norii de furtună (electrizaţi) şi pământ – ceea ce poartă denumirea de trăsnet liniar sau între două zone cu sarcini electrice diferite ale aceluiaşi nor (sau a doi nori învecinaţi) – ceea ce poartă denumirea de fulger. Există, în natură, trăsnete cu o singură lovitură (un canal de descărcare prin aer sub forma unei coloane de gaze ionizate şi fierbinţi) – numite trăsnete singulare, sau trăsnete cu câteva lovituri de-a lungul aceluiaşi canal (într-un timp de 0,1…1 s) – numite trăsnete multiple (de câteva zeci de lovituri). În afară de trăsnete multiple, care lovesc într-un singur punct pe pământ , mai apar şi serii de trăsnete, ale căror lovituri succesive sunt îndreptate spre mai multe puncte de pe pământ, situate la distanţe de circa 1 km (destul de frecvente în ţara noastră). Orice trăsnet constă, în fapt, dintr-un şir de descărcări în trepte, pornind de sus în jos (adică de la norul de furtună spre pământ), cu lungimi de câţiva zeci de metri şi cu durată de 1…5 sµ (cu o „pauză” de câteva zeci de microsecunde în fiecare treaptă ) care formează aşa numita descărcare prealabilă. Dacă o astfel de descărcare prealabilă în trepte , pornind de sus în jos, atinge sau se apropie de pământ intervine o a doua etapă a primei lovituri – anume descărcarea principală, care se dezvoltă. Viteza descărcării inverse este foarte mare de 10…100 m/sµ . Pericolul pe care îl prezintă o descărcare atmosferică (un trăsnet) pentru clădirile şi instalaţiile

45

industriale şi electrice de pe sol, depinde de intensitatea curentului din canalul descărcării (trăsnetului). Curentul de trăsnet este un curent variabil în timp şi cu schimbare de sens. Mai lent variabil în timpul descărcării prealabile (cu o durată de 20…50 sµ şi o valoare medie de 200 kA), curentul de trăsnet îşi schimbă sensul brusc, trece printr-un vârf de 2000-5000 kA cu o durată de 0,08…0,002

sµ (aşa numitul curent de impuls) şi scade apoi treptat la zero în câteva zeci de microsecunde (aşa numita durată convenţională). Dintre toate felurile de descărcări atmosferice (fulgere, trăsnete globulare, trăsnete liniare etc.), cel mai mare interes îl prezintă trăsnetele liniare (descrise mai înainte), între nor şi pământ, deoarece ele produc majoritatea avariilor din instalaţiile tehnologice, din cele electrice şi din clădiri. Avariile determinate de loviturile trăsnetelor liniare se datorează efectelor curentului de trăsnet (care depind de forma lui de undă, de durata medie, de intensitatea medie şi de vârf etc.) şi sunt:

- efectul termic. Reprezintă o acţiune primară (directă) a loviturii de trăsnet care prin fenomenul Joule-Lentz al curentului de trăsnet – duce la o încălzire puternică a obiectelor de pe sol atinse de trăsnet ce provoacă incendii, explozii, carbonizări, topirea metalelor, volatilizarea metalelor etc. În cazul în care obiectele lovite de trăsnet sunt metalice (elementele de captare, conductoarele sistemelor de legare la pământ, linii şi cabluri electrice, conducte, burlane, acoperişuri de tablă etc.), curentul care produce încălzirea conductorului până la temperatura de incandescenţă, de topire sau de volatilizare are valoarea ti (în kA) dată de formula:

ut tkAi /= , în care ut este durata undei curentului de trăsnet (în sµ ), A- aria secţiunii transversale a obiectului metalic lovit de trăsnet (în 2mm ) şi k un coeficient determinat pe cale experimentală. Aşa, de exemplu, pentru aducerea la topire a unei bande de fier (a unui element de coborâre dintr-o instalaţie de protecţie contra trăsnetului), cu secţiunea de 50 2mm , de către un trăsnet cu durata medie de 400 sµ este suficientă o intensitate a curentului de trăsnet de 288400/50115 =⋅=ti kA. Un pericol în plus îl prezintă, la staţiile de compresoare, spaţiile în care se formează amestecuri explozive (prin scăpări de gaze naturale, prin avarii, prin manevre tehnologice de încercare, curăţire, aerisire, etc.) unde exploziile şi incendiile pot fi provocate cu uşurinţă prin efect termic de către trăsnete;

- efectul mecanic. Reprezintă o acţiune directă datorită căreia obiectele lovite de trăsnet (şi în special : stâlpii de lemn şi din beton, barăcile şi clădirile mici din panouri prefabricate de beton şi BCA, coşurile de cărămidă, suporţii şi traversele din instalaţiile industriale etc.) sunt despicate, sparte şi fisurate. Mecanismul acestei despicări este următorul: curentul de trăsnet, trecând prin fibrele lemnului sau porii cărămizilor şi betonului, provoacă (datorită temperaturii ridicate a canalului de descărcare) o vaporizare explozivă a apei pe care o conţine materialul (lemn, beton poros, cărămizi, BCA etc.), cu dislocări de aşchii şi fragmente în lungime de până la câţiva metri. Acţiunile mecanice ale curentului de trăsnet se datorează şi forţelor electrostatice care iau naştere

46

între sarcinile din dielectric (lemn, piatră, beton, cărămidă, BCA etc.), forţe care acţionează şi după dispariţia curentului de trăsnet. Aceste forţe, având un caracter de şoc, sunt tocmai cele care conduc la distrugerea construcţiilor din piatră, din beton şi din cărămidă. Unele acţiuni mecanice se datorează şi forţelor electrodinamice dintre elementele metalice ale unei instalaţii lovite de trăsnet. Curentul de trăsnet, trecând prin deschideri şi prin canale înguste (care se găsesc în număr mare în staţiile de compresoare), creează eforturi de rupere considerabile;

Valorile coeficientului k pentru efectul termic al trăsnetelor Materialul de incadendescenţă de topire de volatilizare

Fier 90 115 438 Aluminiu 128 200 230

Cupru 220 305 327 Constantan 70 170 129

- efectul electromagnetic reprezintă o acţiune directă a descărcărilor principale prin câmpul magnetic produs, cu viteză de variaţie în timp foarte mare care induce tensiuni electromotoare în conducte şi în alte părţi metalice ale clădirilor, barăcilor, instalaţiilor tehnologice şi ale celor electrice din apropierea locului lovit de trăsnet. Aceste t.e.m induse pot ajunge (mai ales în echipamentele electrice din staţiile de transformare ale compresoarelor: linii, cabluri, aparate de conectare, transformatoare şi maşini electrice) la zeci şi sute de kilovolţi, ceea ce provoacă deteriorarea izolaţiei, străpungerea părţilor izolante, conturnarea izolatoarelor etc.

- efectul ohmic. Este, de asemenea, o acţiune directă a curentului de trăsnet ti care, trecând prin obiecte legate la pământ (ce au o rezistenţă ohmică

R), produc căderi de tensiune tRi care pot ajunge la valori foarte mari, de sute şi chiar mii de kilovolţi. Căderile de tensiune prin efect ohmic şi t.e.m induse de câmpul magnetic

al curentului de trăsnet conduc la aşa numitele supratensiuni datorate loviturilor directe de trăsnet (denumite, în comun la modul generic: supratensiuni atmosferice). Ele se propagă în toate părţile interconectate ale elementelor metalice şi – mai ales – în toate sectoarele interconectate ale sistemului electric (reţelele de distribuţie şi linii de transport).

În afara acestor supratensiuni atmosferice (ca efecte directe ale trăsnetului), în elementele metalice ale clădirilor şi instalaţiilor tehnologice se mai pot produce potenţiale înalte prin efecte secundare ale trăsnetelor, fulgerelor apropiate şi chiar prin norii de furtună, precum şi t.e.m ridicate în circuitele electrice (închise sau deschise) ale clădirilor şi instalaţiilor tehnologice (din interiorul sau exteriorul clădirilor) prin inducţie electromagnetică. Ele pot duce la avarii locale (străpungeri de izolaţie, supraîncălziri, arcuri electrice), chiar în lipsa unei lovituri de trăsnet. Acestea sunt aşa-numitele efecte secundare ale trăsnetului.

Consecinţele acestor efecte sunt mult mai mari (în ceea ce priveşte amploarea avariei şi probabilitatea de producere a ei) la staţiile de compresoare, care fac parte din categoria instalaţiilor tehnologice ale exploatărilor miniere, petroliere şi de gaze (instalaţii cu zone în care există pericol de explozie). Aşa

47

sunt: staţiile de compresoare cu acţionare cu motoare termice sau cu turbine de gaze, punctele de distribuire a gazelor, camerele compresoarelor de gaze separate prin pereţi despărţitori de sala motoarelor electrice de acţionare, instalaţiile de uscare şi de curăţire a gazelor, platformele cu robinete ale staţiilor de compresoare, depozitele deschise de metanol şi condensate extrase din gaze, staţiile deschise cu compresoare de gaze ş.a.

O grijă deosebită, în ceea ce priveşte evitarea efectelor trăsnetului, trebuie avută la exploatarea conductelor de gaze în perioadele de revizie şi curăţire (de obiecte străine şi impurităţi) a conductelor prin suflare cu gaze. Gazul natural suflat prin capetele de conducte, aduce cu el noroi şi umezeală, creând aici amestecuri conductoare prielnice producerii canalelor de descărcare la supratensiuni atmosferice mult mai mici. Ejectarea gazelor naturale, sub presiune, la înălţime mare şi în câmp deschis reprezintă – practic – un paratrăsnet natural activ, care – pe timp de furtună – poate duce la aprinderea sa. Fenomene analoage apar şi la exploziile de avarie a gazelor prin orificiile produse în conductele de gaze, la ruperea lor.

Probabilitatea atingerii de către trăsnete a staţiilor de compresoare, a staţiilor de distribuţie a gazelor şi a altor obiective de pe traseul conductelor magistrale de gaze naturale, depinde direct de frecvenţa medie a furtunilor din zona de amplasare a lor. Astfel, numărul posibil N al loviturii construcţiilor şi instalaţiilor tehnologice de către fulgere , cu protecţie contra trăsnetelor, se poate determina cu formula:

(2.1)

unde l, L şi h sunt lăţimea, lungimea şi respectiv înălţimea obiectivului (fiecare în m), iar n este numărul mediu de fulgere pe 1km2 de suprafaţă a solului pe an, în zona de amplasare a obiectivului . Numărul n se determină în funcţie de numărul mediu de zile cu oraje (furtuni cu descărcări electrice) al regiunii (aşa-numitul indice K) precum urmează:

indicele K (zile/an): 20..40 40..60 60..80 80..100 >100 Numărul n (lovituri/km2) 2,5 3,8 5 6,3 7,5

Pentru teritoriul ţării noastre, numărul de zile cu furtuni (în timpul cărora se produc descărcări electrice) din decursul unui an stabilit ca medie pe baza datelor obţinute în cel puţin 10 ani – este indicat în harta din fig. 5-6.

Instalaţiile de protecţie contra trăsnetelor Aceste instalaţii, denumite abreviat şi IPT, sunt instalaţiile care servesc la

protejarea clădirilor şi instalaţiilor tehnologice împotriva efectelor directe ale loviturilor de trăsnet; ele sunt formate din: elemente de captare, elemente de coborâre şi priza de pământ.

În afara de IPT, în staţiile electrice de transformare, se instalează şi descărcătoare (eclatoare) pentru protecţia la supratensiunile atmosferice. Ele se conectează la barele cu tensiuni de 6 kV şi mai mari, la bornele transformatoarelor, a izolatoarelor de înaltă tensiune (≥ 6kV) etc.

Elemente de captare. Numite, pe scurt, şi captatoare ele reprezintă acele părţi ale IPT care preiau direct descărcarea electrică atmosferică (trăsnetul),

48

fiind formate din: conductoare metalice, tije şi elemente metalice ale construcţiilor.

Pe teritoriul staţiilor de compresoare, se vor considera autoprotejate (ca având prin propria construcţie elemente de captare) acele clădiri, barăci şi instalaţii tehnologice care:

- sunt exterioare cu structură complet metalică executată prin sudare, nituire sau prin alte sisteme care asigură o continuitate electrică corespunzătoare (fig. 5-7);

- sunt construcţii metalice îngropate în pământ sub un strat de minimum 0,5 m de la nivelul solului.

Amplasarea elementelor de captare pe construcţiile protejate se realizează în trei tipuri distincte: sistem reţea, sistem de coamă şi sistem tijă (captator sau paratrăsnet), care pot fi şi combinate între ele.

Figura 5.1-6 Repartiţia numărului anual mediu de zile cu oraje pe teritoriul României

Figura 5.1-7 Construcţii autoprotejate faţă de trăsnete

49

Alegerea tipului sistemului de dispunere a elementelor de captare se face astfel încât sistemul ales să asigure zona de protecţie necesară. Zona de protecţie se verifică conform celor ce urmează.

a) IPT cu un captator vertical (fig. 5-8). Zona de protecţie se prezintă ca un con cu generatoare curbe. Secţiunea prin con la o înălţime (care interesează) este un cerc cu raza . Dacă înălţimea captatorului vertical (tijei) faţă de pământ este , raza de protecţie se determină cu relaţia:

(2.2)

unde P este un factor de corecţie în funcţie de înălţimea h a tijei. Dacă h>30 m atunci P=1, iar dacă h≤30 m se ia . b) IPT cu două captatoare verticale (tije) la distanţa a (fig. 5-9). Secţiunea

prin zonă la înălţimea de protecţie (ce interesează) făcută neapărat sub înălţimea minimă a coroanei de protecţie are forma unui pişcot cu două semicercuri de capăt de rază şi cu înălţimea minimă (la centru) . Înălţimea minimă a coroanei fiind: , unde P se alege ca şi pentru (5.1), raza R a arcului de cerc al zonei de protecţie este:

(2.3)

Raza (a semicercurilor secţiunii la nivelul prin zona de protecţie) se calculează cu (5.1), iar cu formula:

(2.4)

unde P este acelaşi ca în (5.1).

Figura 5.1-8 Zona de protecţie a unui

captator vertical

Figura 5.1-9 Zona de protecţie a unei IPT cu

două captatoare verticale

c) IPT cu două captatoare verticale (tije) inegale (fig 5-10). Zona de protecţie se calculează de la punctul b, unde h se înlocuieşte cu şi a cu a’ (care este distanţa de la tija scurtă până la punctul unde orizontala de nivel intersectează zona de protecţie a tijei lungi, , considerată ca fiind singură – v. fig. 5-8).

50

d) IPT cu trei captatoare verticale (tije) egale amplasate în vârfurile unui triunghi cu laturile şi (fig. 7-11). Zona de protecţie este delimitată în afara triunghiului de o suprafaţă determinată luând două câte două (ca la punctul b) cele trei tije, pe baza principiului superpoziţiei. Dacă D este diametrul cercului ce trece prin cele trei vârfuri ale triunghiului, atunci înălţimea până la care este asigurată protecţia în interiorul triunghiului se determină din:

(2.5)

unde h este înălţimea tijelor şi P este acelaşi ca în (5.1). e) IPT cu patru captatoare verticale (tije) egale amplasate în colţurile unui

dreptunghi (fig. 5-12). Zona de protecţie este delimitată în afara triunghiului de o suprafaţă determinată luând două câte două cele patru captatoare. Dacă D este diagonala dreptunghiului şi h înălţimea captatoarelor, atunci înălţimea până la care este asigurată protecţia în interiorul dreptunghiului se determina cu relaţia (5.2).

f) IPT cu patru sau mai multe captatoare verticale egale amplasate neregulat (fig. 5-13). Zona de protecţie este delimitată de o suprafaţă care se obţine prin suprapunerea suprafeţelor de protecţie a trei tije (v. fig. 5-11), asociate în doua grupe, fiecare având două tije comune (v. fig. 5-13). Dacă şi sunt diametrele cercurilor care trec prin ele 4 puncte (tije), având două puncte comune, atunci înălţimea zonei de protecţie este

, unde şi se calculează cu (5.2) în care se introduc şi respectiv .

Figura 5.1-10 Zona de protecţie a unei IPT cu două captatoare verticale inegale

g) IPT cu captatoare inegale. În acest caz se aplică metoda de la punctul c

combinată cu procedura de la punctul f. h) IPT cu un captator orizontal (fir de gardă) suspendat la înălţimea h faţă

de nivelul solului (fig.5-14). Secţiunea orizontală prin zona de protecţie, la o înălţime interesantă, are forma unui dreptunghi cu lăţimea 2 care se determină cu relaţia:

(2.6)

51

unde k este un coeficient care are valoarea k=1,2 pentru construcţii şi k=0,8 pentru liniile electrice aeriene.

Figura 5.1-11 Zona de protecţie a unei IPT

cu trei tije

Figura 5.1-12 Zona de protecţie a unei IPT

cu patru tije

Figura 5.1-13 Zona de protecţie a uni IPT

cu patru tije egale amplasate neregulat

Figura 5.1-14 Zona de protecţie a unui

captator orizontal suspendat

i) IPT cu două captatoare orizontale (fire de gardă) paralele la distanţa a şi cu înălţimea maximă la punctul de susţinere h (fig. 5-15). Secţiunea verticală prin zona de protecţie este limitată de arcul circumferinţei care trece prin punctele de susţinere şi punctul O aflata la înălţimea faţă de sol, ce se determina cu relaţia: . Pentru ca un obiect cu înălţimea , care se găseşte între cele două captatoare, să se afle în zona de protecţie, trebuie ca: .

Elemente de coborâre. Aceste elemente ale IPT se realizează folosindu-se în primul rând componentele metalice ale construcţiei sau instalaţiei tehnologice, aşa cum sunt scheletul metalic al construcţiei, armăturile metalice ale clădirilor, pereţii metalici ai barăcilor etc. (v. fig. 5-7), cu condiţia asigurării continuităţii lor electrice pe toată înălţimea construcţiei prin sudură, nituire, şuruburi etc. La staţiile de compresoare, unde există pericol de incendiu şi explozie, nu se admit drept coborâri, elementele metalizate ale construcţiei montate pe verticală (conducte de apă, de încălzire, scările de incendiu şi nici burlanele pentru scurgerea apei sau – cu atât mai mult – conductele de gaze naturale).

52

În cazul în care construcţia nu are componente metalice care sa poată fi utilizate ca elemente de coborâre (sau, dacă le are, folosirea lor este interzisă), vor fi prevăzute conducte de coborâre. Materialele şi dimensiunile conductelor de coborâre se aleg conform datelor din tabelul 5.2. Normativele în vigoare prevăd – printre altele – următoarele indicaţii referitor la numărul conductelor de coborâre şi dispunerea lor pe clădiri: fiecare clădire va avea cel puţin două coborâri; clădirile cu lăţimea peste 12 m vor avea cel puţin patru coborâri (la cele patru colţuri); dacă o clădire are numai două coborâri, acestea vor fi plasate pe colţuri aflate pe diagonală; o conductă de captare de coamă (creastă) de pe acoperiş va avea coborâri la fiecare 20 m, dar cel puţin două coborâri situate la muchiile clădirii; conductele de coborâre se vor instala pe exteriorul clădirii, aparent, vizibil; legarea conductelor de coborâre la priza de pământ se va face pe traseul cel mai scurt (distanţa pe orizontală între coborâre şi priză să fie cât mai mică şi să nu depăşească 5 m).

Figura 5.1-15 Zona de protecţie a două captatoare orizonntale paralele

Priza de pământ. Reprezintă totalitatea conductelor metalice care realizează contactul direct cu solul în vederea dispersiei descărcărilor prin trăsnet în pământ. Prizele de pământ ale IPT pot fi naturale sau artificiale. Prizele de pământ naturale constau din: elementele metalice ale construcţiei în contact cu pământul, direct sau prin fundaţii (ca stâlpi şi alte elemente metalice îmbinate prin sudură); armăturile metalice ale construcţiilor din beton armat în contact cu pământul (cu condiţia ca secţiunile minime să fie cele din tabelul 5.2); coloanele de adâncime ale sondelor; conductele metalice de apa sau de fluide incombustibile (de exemplu, la staţiile de compresoare gaze: coloanele de purificare a gazelor, conductele instalaţiilor de separare, conductele aspiratoarelor de praf etc.).

Prizele de pământ artificiale pot fi, după procedeul de pozare în pământ de trei feluri:

- orizontale (de suprafaţă) adică cele aşezate în stratele superioare ale solului, la o adâncime de 0,5..0,8m. Se realizează din oţel bandă, oţel rotund şi oţel de armare (v. tabelul 5.2), cu o secţiune de cel puţin 100 mm2, care se aşează în pământ pe o zonă a cărei rază (de la locul central de racordare a elementelor de coborâre, de la captatoare) să nu fie mai mare decât 30;

53

- verticale (de adâncime) adică cele realizate din ţeavă de oţel sau din bare de oţel cornier zincat (cu dimensiunile minime indicate în tabelul 5.2), cu lungimea de 1,5..3m, îngropate în sol pe verticală („înfipte”) la o distanţă de la suprafaţă (până la capătul superior al prizelor) de cel puţin 0,7m;

- combinate (cu elemente orizontale şi verticale). Prizele de pământ se racordează la elementele de coborâre ale captatoarelor

IPT în mijlocul sistemului de contact cu pământul, iar electrozii prizelor de pământ se cuplează („conectează”) între ei prin sudare (astfel ca lungimea cusăturii de sudare să fie cel puţin de două ori lăţimea benzilor sudate sau cel puţin cât şase diametre ale electrozilor rotunzi).

Nr. crt.

Partea IPT Felul montajului

Materiale şi dimensiuni minime

Observaţii

0 1 2 3 5

1. Conducte principale de captare sau de

coborâre

În exteriorul clădirii, în

montaj aparent

Înglobat în construcţie

Oţel bandă zincat s=50mm2 g= 2,5 mm Oţel rotund zincat. Ø 8 mm Aluminiu bară s= 100 mm2 g= 5 mm Oţel de armare Ø8 mm

- -

Nu se admite montarea îngropată în elementele de constucţie (zid beton)

2. Prize de pământ naturale

În pământ Oţel s =100m2 Oţel de armare Ø 8 mm Ø 5 mm

- la betoanele pretensionate sau precomprimate

3. Prize de pământ

artificiale VERTICALE

În pământ Oţel ţeavă -protejat: g=3,5 mm -neprotejat g=4 mm Ø40; 60; 75 mm Oţel cornier zincat: s = 100 mm2 -protejat g=4 mm -neprotejat g= 6 mm

Lungimile recomandate pentru electrozi: Ø40→L=1,5 m Ø60→L= 2 m Ø75→L=3 m

-

4. Prize de pământ

ORIZONTALE

În pământ Oţel bandă s = 100 mm2 -protejat: g = 4 mm -neprotejat g = 6 mm Oţel rotund -protejat: Ø 11 mm -neprotejat Ø 14 mm Oţel de armare Ø 8 mm

- - -

Tabelul 5.1-1 Materiale şi dimensiuni minime pentru IPT

54

Alegerea unuia sau altuia dintre tipurile constructive ale prizelor de pământ

se face în funcţie de distribuţia rezistivităţii solului în zona unde se amplasează priza (astfel, dacă straturile superficiale ale solului au o rezistivitate mai mică decât cele mai adânci se alege – evident – tipul constructiv orizontal).

În staţiile de compresoare pentru gaze, priza de pământ a IPT trebuie să fie independentă de construcţie şi separată – la distanţa de cel puţin 5 m - de toate celelalte prize de pământ din incinta staţiei, precum şi faţă de priza de pământ pentru protecţia contra efectelor secundare ale trăsnetului. Valoarea rezistenţei de dispersie a prizei de pământ a IPT va fi de cel mult 5 Ω - în cazul prizei naturale şi de cel mult 10 Ω - în cazul prizei artificiale. Priza de pământ artificială a IPT va fi instalată la o distanţă de minimum 1,5 m şi maximum 5 m de la fundaţia construcţiei staţiei de compresoare şi va fi îngropată la cel puţin 0,5 m de la suprafaţa solului.

În afara rezistenţei de dispersie a prizei de pământ, la IPT se mai defineşte şi rezistenţa de impuls a unei prize de pământ prin produsul , unde este rezistenţa calculată sau măsurată în regim staţionar (în c.c.) şi un coeficient de impuls (valoarea lui depinde de tipul şi lungimea prizei simple de pământ, de intensitatea curentului de impuls care se scurge prin priză, de rezistivitatea soluţiei ş.a.)

Protecţia contra efectelor secundare ale trăsnetului În cazul staţiilor de compresoare pentru gaze naturale (unde există pericol de

incendiu), ale căror clădiri au IPT montate pe construcţie, se prevăd – la diferite nivele ale clădirii – conducte orizontale de echipotenţializare, pentru egalizarea căderilor de tensiune produse în IPT de către descărcările trăsnetelor. Centurile de echipotenţializare se realizează sub formă de contururi închise, dispuse la o distanţă pe verticală de 10..15 m. La aceste centuri se leagă toate coborârile IPT şi toate elementele metalice montate în exteriorul clădirii staţiei de compresoare cu excepţia conductelor de gaze naturale.

Pentru protecţia contra efectelor secundare ale trăsnetului, în cazul clădirilor staţiei de compresoare cu IPT montate pe ele, se iau în considerare următoarele măsuri de bază:

- toate conductele metalice, cu orice destinaţie ( însă cu excepţia celor pentru gaze naturale şi pentru alte lichide combustibile, cum ar fi cele de ulei de răcire), care intră sau ies din clădire, se leagă la pământ atât în punctele de intrare cât şi în cele de ieşire din clădire;

- toate elementele metalice şi instalaţiile electrice faţă de care IPT nu se găseşte la distanţa minimă admisibilă D, calculată cu formula

(în care R este rezistenţa prizei de pământ a IPT, în ohmi, L- lungimea conductei de coborâre a IPT de la locul de conectare la captatoare până la locul de intrare în pământ, în metri şi n.

- numărul conductelor de coborâre ale IPT), se leagă direct sau prin aparate de protecţie contra supratensiunilor, pe drumul cel mai scurt, la IPT;

- intrarea directă a liniilor aeriene de energie electrică în incinta staţiilor de compresoare trebuie evitată sau – dacă acest lucru nu este posibil – se aplică una din următoarele măsuri: în trei puncte ale conductoarelor

55

liniei electrice (la 25m, la 50m şi la 100m de la clădire) se vor prevedea aparate de protecţie contra supratensiunilor (de exemplu descărcătoare cu rezistenţă variabilă); se va ecrana (proteja) linia aeriană prin IPT pe o distanţă de 500 m de la clădire; nu se va intra în clădire cu linie aeriană ci cu cablu, pe o lungime de cel puţin 50m, a cărui armătură va fi legată la pământ, iar de la stâlpul de trecere a liniei în cablu – în trei puncte (la 25, 50 şi 100m de stâlp) pe linie – se vor monta descărcătoare.

Verificarea instalaţiilor de protecţie contra trăsnetelor (IPT) La o IPT se verifică (în faza de proiectare şi apoi în cea de execuţie) în

special: sistemul ales, materialele folosite, dimensiunile elementelor componente, protecţia contra coroziunii, executarea corectă a legăturilor (suduri, legături cu nituri, cu şuruburi etc.), amplasarea şi fixarea sigură a elementelor IPT, valoarea rezistenţei de dispersie a prizei la pământ.

Elementelor greu accesibile IPT (conducte de captare montate pe acoperişuri greu accesibile, conducte de coborâre montate îngropat etc.) li se verifică continuitatea electrică.

În timpul exploatării, după ce o IPT a suportat descărcarea unui trăsnet, trebuie efectuat un control al instalaţiei pentru a se stabili eventualele deteriorări. Reparaţiile necesare vor fi efectuate în cel mai scurt timp (imediat după constatare).

5.2 Echipamentul electric al staţiilor de pompare a petrolului prin conducte magistrale

După separarea petrolului brut de gaze, apă şi impurităţi mecanice (nisip, argile săruri etc.), în parcurile de separatoare amplasate în apropierea sondelor productive petrolul este pompat în depozitul central în vederea tratării chimice sau electrochimice (desalinare, deshidratare) până la un conţinut de apă de cel mult 1% şi un conţinut de săruri de cel mult 0,06% (aşa cum arătat în capitolul 5). Apoi, prin intermediul staţiilor de pompare, petrolul tratat este transportat prin conducte magistrale la rafinării sau combinate petrochimice, la staţiile de încărcare a cisternelor feroviare sau în danele petroliere. În unele cazuri, conductele magistrale servesc atât pentru transportul succesiv al petrolului la centrele de prelucrare, cât şi al produselor petroliere la centrele de consum.

Pomparea petrolului prin conducte magistrale Pentru transportul petrolului pe conducte de lungime mare şi cu debite

ridicate, presiunea de pompare nu se poate realiza într-o singură staţie, amplasată în capătul conductei, ci sunt necesare staţii intermediare pe traseul conductei.

Sisteme de pompare. Pomparea petrolului de la o staţie la alta se poate realiza prin mai multe sisteme: pomparea prin rezervoarele staţiei (staţia dispune de rezervoare de primire şi rezervoare de ieşire), pomparea printr-un singur rezervor al staţiei (acelaşi rezervor de primire-ieşire), pomparea cu rezervor tampon şi pomparea din pompă în pompă.

56

În sistemul de pompare cu rezervor tampon (fig. 5.2-1), petrolul intră din conductă direct în pompele staţiei. Dacă funcţionarea staţiilor de pompare nu este sincronizată, se foloseşte rezervorul tampon.

Figura 5.2-1 Pomparea cu rezervor tampon (S - staţie de pompare, R – rezervor de

ieşire, D – rezervor pentru decuplare, T – rezervor tampon

La sistemul de pompare din pompă în pompă (fig. 5.2-2) este necesară sincronizarea funcţionării staţiilor, întrucât nu se folosesc rezervoare. Parcul de rezervoare de decuplare serveşte pentru golirea conductei în caz de accidente sau reparaţii. Acesta este sistemul de pompare care se foloseşte în practica transportului petrolului pe conducte magistrale.

Figura 5.2-2 Pomparea din pompă în pompă(S – staţie de pompare, P – rezervor de

primire, R – rezervor de ieşire, D – rezervor pentru decuplare).

Staţiile de pompare sunt prevăzute cu claviatură care asigură legătura dintre rezervoare, dintre rezervoare şi pompele de alimentare, dintre pompele principale şi conducta magistrală, instalaţii pentru canalizarea şi colectarea

scurgerilor de petrol, instalaţii pentru stingerea incendiilor, instalaţii pentru alimentarea cu energie electrică, instalaţie pentru lansarea curăţitoarelor conductei magistrale etc.

În figura5.2-3 este reprezentată schema tehnologică a unei staţii principale de pompare a petrolului.

57

Din rezervoarele staţiei petrolul este aspirat de pompele de alimentare

(pompele booster), refulat în aspiraţia pompelor principale şi apoi, refulat de acestea la presiune mare, trece prin sistemul de reglare automata a presiunii în conducta magistrală. Pompele de alimentare trebuie să asigure debitul şi presiunea minimă 0,28-0,9 MPa de aspiraţie a pompelor principale, pentru funcţionarea acestora fără cavitaţie. Agregatele de pompare utilizate în transportul petrolului sunt echipate cu pompe centrifuge şi mai rar cu pompe cu piston (duplex şi triplex, pentru uniformizarea debitului de petrol).

Receptoare electrice ale unei staţii de pompe. Pentru antrenarea

pompelor centrifuge sunt utilizate, în general, motoare electrice şi mai rar motoarele cu ardere internă sau turbinele cu gaze. Întrucât pompele centrifuge au un regim de lucru constant de lungă durată – în general fără supraîncărcări - şi nu necesită reglarea turaţiei în vederea reglării debitului de petrol, sunt

Figura 5.2-3 Schema tehnologică a unei staţii principale de pompare a petrolului pe conducte magistrale (1 – rezervor colector de scurgeri, 2 – pompă principală, 3 – casa pompelor principale, 4- staţia de lansare a curăţitoarelor, 5 – regulatoare de presiune, 6 – filtru, 7 – instalaţie cu aparate de măsurat, 8 – debitmetre, 9 – vane cu acţionare

electrică, 10 – pompe de alimentare, 11 – casa pompelor de alimentare, 12 – claviaturi, 13 – rezervor).

10 11

58

antrenate de motoare asincrone cu rotorul în scurtcircuit sau motoare sincrone, cu puteri de sute sau mii de kW şi viteze nominale de la 600rot/min până la 3000 rot/min. Staţiile de pompare mai au şi alte receptoare energie electrică, în general de joasă tensiune (380/220 V c.a. 110 V c.c. , 24 V c. a.), care participă la desfăşurarea procesului tehnologic, cum sunt: ventilatoarele pentru presurizare, pompe pentru ungerea lagărelor pompelor de petrol, compresoare de aer, ventilatoare pentru răcirea motoarelor pompelor de petrol , aeroterme, exhaustoare, pompe de apă, pompe pentru incendiu, pompe pentru evacuarea scurgerilor de petrol, ventile cu acţionare electrică, iluminat interior şi exterior, instalaţii de automatizare etc.

Receptoarele electrice şi echipamentele electrice amplasate în medii cu pericol de explozie – zonate după normativul departamental – sunt construite şi omologate pentru a fi utilizate în aceste medii. Astfel motoarele electrice asincrone pentru pompele de petrol sunt cu protecţie antiexplozivă tip Ex.e – cu siguranţă mărită, iar motoarele sincrone pentru pompele de petrol sunt cu protecţie antiexplozivă tip Ex.p – cu presurizarea carcasei motorului. Motoarele asincrone de joasă tensiune de putere mică pentru ventilatoare, compresoare aer, pompe ulei etc. sunt cu protecţie explozivă tip Ex.d – cu carcasă antideflagrantă. Tablourile electrice pentru distribuţia energiei electrice si panourile de automatizare se amplasează fie în afara mediului cu pericol de explozie – în acest caz aparatele componente sunt în construcţie normală – fie în casa pompelor de petrol, implicând ca măsură de protecţie antiexplozivă crearea şi menţinerea permanentă a unei suprapresiuni de aer curat de circa 5-10 mm coloană de apă în interiorul acestora. Cea de a doua soluţie este mai avantajoasă decât prima soluţie sub aspect economic, prin reducerea cantităţii de cabluri utilizate şi se preferă în cazul în care se folosesc motoare sincrone pentru antrenarea pompelor de petrol. În cazul în care instalaţia de automatizare a staţiei de pompare este de amploare (adică se controlează şi se semnalizează funcţionarea multor parametrii tehnologici, secvenţa de pornire şi oprire este după un program complex etc.), tablourile pentru distribuţia energiei electrice şi panourile de automatizare se amplasează într-o „casă dispecer” adiacentă staţiei de pompe. Întrucât „casa dispecer” este în zona cu pericol de explozie, în toate compartimentele acesteia se va menţine o suprapresiune de circa 15mm coloană de apă, astfel că va fi imposibilă pătrunderea amestecului exploziv în interior. Clădirea „casei dispecer” este etanşă, cu geam mare bine etanşat cu vedere spre staţia de pompe – pentru urmărirea procesului tehnologic, şi cu un sas de intrare care separă „casa dispecer” presurizată de exterior şi permite intrarea sau ieşirea personalului de serviciu.

Parametrii hidraulici în regim de lucru ai staţiei de pompare. Pentru a

transporta pe o conductă magistrală petrol la debite mari, în staţiile de pompare se montează 3-4 pompe centrifuge identice, una fiind rezerva „caldă”, iar celalte funcţionând în paralel. Dacă este necesară realizarea unei presiuni de refulare mari, atunci pompele de lucru se montează în serie. Parametrii hidraulici de lucru ai staţiei de pompe, şi anume: Q- debitul de petrol şi p – presiunea de pompare, sunt coordonatele punctului static de funcţionare al staţiei, obţinut pe cale grafică prin intersecţia caracteristicilor pompei şi conductei de transport.

59

Caracteristicile generale ale pompelor centrifuge. Caracteristica presiunii pompei centrifuge reprezintă dependenţa dintre presiunea de pompare sau înălţimea dinamică (manometrică) H şi debitul pompei, Q, adică şi se exprimă prin relaţiile:

(3.1)

(3.2)

în care n este viteza de rotaţie şi – constante. Caracteristica puterii absorbite reprezintă dependenţa dintre puterea la arborele pompei P şi debitul Q al pompei, adică P=f(Q), care se poate exprima prin relaţia:

(3.3)

Caracteristica randamentului pompei în funcţie de debit,

(3.4)

unde P este puterea la arborele pompei. În fig. 5.2-4 sunt reprezentate curbele caracteristice ale unei pompe centrifuge radiale o anumită turaţie constantă şi domeniul raţional de utilizare, în care randamentul se menţine la valori ridicate.

Figura 5.2-4 Curbele caracteristice ale

pompei centrifuge radiale

Figura 5.2-5 Caracteristica pompelor

centrifuge montate în paralel (a – schema de principiu, b- diagramele de funcţionare)

În cazul în care două pompe identice funcţionează în paralel, caracteristica presiunii ansamblului C se obţine prin însumarea grafică a abciselor caracteristicilor A şi B ale pompelor pentru acelaşi debit. (fig. 5.2-6). Caracteristica presiunii unei staţii de pompare se deduce prin însumarea grafică a caracteristicilor individuale ale pompelor, în funcţie de modul de cuplare a acestora. Caracteristica hidraulică a conductei de transport. Ea exprimă dependenţa p=f(Q) sau H=f(Q), unde p este presiunea de refulare a staţiei de pompe (presiunea la intrarea în conductă) şi H este înălţimea de pompare (de ridicare a pompei). Pentru o conductă cu înălţimea de ridicare statică (contrapresiune), caracteristica conductei este dată de relaţia:

60

(3.5)

adică o parabolă ca în fig. 5.2-7, în care este rezistenţa conductei. Înălţimea de ridicare dezvoltată de pompă este utilizată pentru a învinge înălţimea geodezică şi pierderile de presiune pe conductă.

Figura 5.2-6 Carcacteristica pompelor centrifuge montate în serie (a – schema de

principiu, b – diagramele de funcţionare)

Regimul staţionar de lucru al staţiei de pompare este dat de echilibrul dintre înălţimea de ridicare a pompelor staţiei şi înălţimea de ridicare a conductei, adică grafic este intersecţia caracteristicii ansamblului pompelor staţie cu caracteristica conductei de transport. În fig. 5.2-8, coordonatele punctului static de funcţionare - sunt parametrii hidrodinamici de lucru ai staţiei de pompare. Alegerea pompelor staţiei se face astfel încât punctul static de funcţionare să se găsească în domeniul de utilizare a pompei (v. fig. 5.2-4), în care randamentul are valori ridicate.

Figura 5.2-7 Carcateristica H=f(Q) a

conductei de transport

Figura 5.2-8 Determinarea punctului static

de funcţionare al unei staţii de pompare

Acţionarea electrică a pompelor de ţiţei Pompele principale care lucrează cu debitele 360-5000 şi înălţimile de pompare 200-260 m, sunt acţionate de motoare asincrone cu rotorul în scurtcircuit sau motoare sincrone cu puteri de sute şi mii de kW, alimentate la 6 kV.

61

Pompele de alimentare asigură debitul pentru pompele principale la înălţimi de pompare de 28-90 m şi sunt acţionate de motoare asincrone cu rotorul în scurtcircuit cu puteri de zeci şi sute de kW, alimentate la 380 V sau 6 kV. Calculul puterii motorului electric de acţionare a pompei. Puterea utilă - reprezintă puterea hidraulică transmisă fluidului de către pompă la trecerea acestuia prin rotorul său:

(3.6)

în care k este un coeficient a cărui valoare depinde de unităţile de măsură ale mărimilor şi este dat în tabelul 5.2-1.

Tabelul 5.2-1 Valoarea coeficientului k în funcţie de unităţile de măsură în care sunt

exprimate mărimile:

CP m 75 kW m 102 CP m 270 kW m 367

Puterea mecanică la arborele pompei reprezintă puterea absorbită de pompă pentru a transmite puterea utilă :

(3.7)

unde randamentul al pompei centrifuge se calculează cu:

(3.8)

în care: =0,96..0,98 este randamentul volumic al pompei centrifuge, =0,80..0,96 – randamentul hidraulic şi =0,92..0,95 randamentul mecanic

(rezultă, deci =0,75..0,92). Puterea motorului de antrenare P va fi:

(3.9)

în care: este randamentul transmisiei, dacă se foloseşte un reductor de viteză (la cuplarea directă a motorului cu pompa =1); - un coeficient de siguranţă introdus pentru eventualele supraîncărcări ale motorului electric, cu valorile din tabelul 5.2-2, iar şi sunt înălţimea de pompare şi debitul corespunzând celei mai mari puteri absorbite, de pe caracteristica puterii la arbore a pompei.

Tabelul 5.2-2 Valoarea coeficientului în funcţie de puterea P a motorului de acţionare P

[kW] 1,5 1,5..4 4..7,5 7,5..40 40-100 100..200 >200

K 1,5 1,25 1,2 1,15 1,1 1,08 1,05

62

Parametrii mecanici ai sistemului de acţionare pompă-motor. Parametrii mecanici de funcţionare, adică: n-turaţia şi M- momentul cuplului mecanic, se pot determina prin două metode: metoda analitică (egalitatea cuplului rezistent al pompei cu cuplul activ al motorului de acţionare, exprimate analitic) şi metoda grafică (coordonatele punctului static de funcţionare al electroacţionării obţinut prin intersecţia caracteristicilor mecanice ale pompei şi motorului de acţionare). Caracteristica mecanică a pompei centrifuge. Constituie o caracteristică principală a pompei şi exprimă variaţia cuplului rezistent în raport cu turaţia pompei: . Caracteristica mecanică este influenţată de caracteristica hidraulică a conductei de transport la care este cuplată pompa şi de înălţimea statică de ridicare. Pentru pompa cu conductă fără înălţime statică, caracteristica mecanică este dată de relaţia:

(3.10)

în care: este cuplul rezistent static (pentru n=0), - cuplul rezistent nominal şi - turaţia nominală. Pentru valorile relative ale cuplului şi turaţiei în raport cu valorile nominale, notate prin:

(3.11)

(3.10) ia forma: (3.12)

adică o lege de variaţie parabolică ca în fig. 5.2-9.

Figura 5.2-9 Caracteristica mecanică a pompei centrifuge

Mărimea cuplului de frecare la pornire depinde de tipul lagărelor. Astfel pentru pompe cu lagăre de rostogolire , iar pentru cele cu lagăre de alunecare

. Caracteristica mecanică a pompei pentru mărimi relative se exprimă astfel:

63

- pentru pompe cu lagăre de rostogolire

(3.13)

- pentru pompe cu lagăre de alunecare:

(3.14)

În cazul pompei cuplate la conductă cu înălţime statică de ridicare pentru a determina caracteristica mecanică se folosesc caracteristicile generale ale pompei:

şi

Pentru valorile relative ale debitului, înălţimile de ridicare, puterii la arbore, randamentul pompei, adică:

(3.15)

în care sunt mărimile nominale, se calculează:

- înălţimea de ridicare relativă:

(3.16)

- puterea relativă la arbore

(3.17)

în care se obţine din caracteristica randamentului pentru şi ; - cuplul rezistent şi caracteristica mecanică:

(3.18)

Se determină parametrii de funcţionare ai pompei ( şi ), din tabelul 5.2-3 pentru următoarele valori ale înălţimii statice ale conductei de transport:

.

Pentru reducerea cuplului rezistent la pornire şi a curentului de pornire al motorului, pompele centrifuge pornesc „în gol”, cu robinetul de refulare complet închis.

Caracteristica mecanică a motorului electric de acţionare. Comportarea în exploatare a motorului electric se descrie prin caracteristica mecanică care exprimă dependenţa de cuplu activ al motorului de turaţie.

Tabelul 5.2-3 Parametrii de funcţionare ai pompei în funcţie de înălţimea de pompare a reţelei de transport

Para-metrul

=0,25

=0,50

0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00 1,10 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00 1,10

0,29 0,46 0,54 0,65 0,75 0,86 1,00 1,10 0,58 0,62 0,68 0,75 0,82 0,91 1,00 1,10

0,64 0,75 0,86 0,93 0,97 0,98 1,00 0,98 0,72 0,82 0,90 0,95 0,97 0,98 1,00 0,98

0,21 0,30 0,39 0,50 0,63 0,79 1,00 1,30 0,32 0,37 0,45 0,55 0,68 0,84 1,00 1,24

0,53 0,65 0,72 0,78 0,86 0,92 1,00 1,07 0,72 0,75 0,78 0,83 0,88 0,95 1,00 1,07

0,40 0,46 0,56 0,64 0,73 0,86 1,00 1,21 0,43 0,50 0,58 0,67 0,77 0,88 1,00 1,16

Para- metrul

=0,75 =1,00

0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0.90 1,00 1,10 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00 1,10

0,77 0,82 0,84 0,86 0,90 0,94 1,00 1,05 0,91 0,93 0,93 0,94 0,95 0,98 1,00 1,03

0,70 0,80 0,89 0,95 0,96 0,99 1,00 0,98 0,68 0,79 0,88 0,93 0,96 0,98 1,00 0,98

0,44 0,51 0,58 0,67 0,77 0,87 1,00 1,15 0,52 0,59 0,66 0,74 0,82 0,90 1,00 1,08

0,82 0,85 0,88 0,89 0,92 0,98 1,00 1,03 0,89 0,92 0,92 0,93 0,94 0,98 1,00 1,04

0,54 0,60 0,66 0,75 0,84 0,89 1,00 1,11 0,58 0,64 0,72 0,80 0,87 0,92 1,00 1,04

Întrucât, până în prezent, s-au folosit în exclusivitate sistemele de acţionare

nereglabile pentru pomparea petrolului pe conducte magistrale, s-au utilizat motoare asincrone cu rotorul în scurtcircuit şi motoare sincrone.

Pentru viitorul apropiat, tendinţa este de utilizare tot a acestor motoare, deoarece regimul de funcţionare al pompelor de petrol este constant (nu se impune reglarea debitului). Pentru pompe de puteri mari, P>320 kW se preferă motorul sincron, întrucât are un randament cu 1-2% mai mare decât motorul asincron şi factor de putere unitar sau chiar capacitiv.

Caracteristica mecanică naturală a motorului asincron este exprimată prin formula lui Kloss:

(3.19)

în care M este cuplul activ al motorului, - cuplul maxim (egal cu produsul dintre coeficientul de supraîncărcare şi cuplul nominal),

- alunecarea motorului asincron (unde reprezintă turaţia câmpului magnetic învârtitor, iar - turaţia rotorului) şi - alunecarea corespunzătoare cuplului maxim. Caracteristica mecanica a motorului asincron este reprezentată grafic în fig. 5.2-10. Pe porţiunea AB a caracteristicii, motorul are funcţionare stabilă (adică la creşterea cuplului rezistent turaţia scade, deci alunecarea creşte şi totodată creşte şi cuplul activ până devine egal cu cuplul rezistent), iar pe porţiunea BC funcţionarea este instabilă. Panta zonei stabile este mică, adică variaţia turaţiei în raport cu cuplul motorului este redusă, spunându-se că motorul are o caracteristică mecanică dură. La pornire, motorul electric trebuie să dezvolte un cuplu activ mai mare decât cuplul rezistent al pompei, a cărui valoare depinde de încărcarea acesteia (pompa poate fi pornită cu robinetul de refulare închis sau deschis) şi de momentul de inerţie a maselor puse în mişcare. Pentru pompele centrifuge pornite cu robinetul cu robinetul de refulare închis, , iar la pompele pornite cu robinetul de refulare deschis, , în care

este cuplul nominal. Caracteristica mecanică a motorului sincron pentru U=const. şi f=const. arată ca în fig. 5.2-11. caracteristica este perfect rigidă, motorul funcţionând la aceeaşi turaţie, indiferent de cuplul rezistent la arbore, atâta timp cât acesta nu depăşeşte o anumită valoare peste care motorul iese din sincronism şi se opreşte.

Pentru pornirea motorului sincron, rotorul este prevăzut cu o înfăşurare realizată din bare de alamă sau bronz scurcircuitate la capete cu două inele (numită colivie de pornire), care permite pornirea în regim de motor asincron. Procesul tranzitoriu al pornirii se desfăşoară în doua etape. Mai întâi, înfăşurarea de excitaţie a motorului este deconectată de la sursa de curent continuu şi închisă printr-un rezistor de descărcare cu rezistenţă nare (de 10-12 ori rezistenţa înfăşurării). Apoi, înfăşurarea statorului se conectează la reţeaua trifazată direct sau indirect cu aparate de pornire (autotransformatorul sau bobine de reactanţă), iar cuplul electromagnetic asincron produs, dacă depăşeşte cuplul rezistent la arbore, porneşte şi accelerează rotorul până în apropierea turaţiei de sincronism (circa 0,95 ).

66

Figura 5.2-10 Caracteristica mecanică a

motorului asincron

Figura 5.2-11 Caracteristica mecanică a

motorului sincron

În a doua etapă, înfăşurarea de excitaţie se conectează la sursa de curent continuu, se produce un cuplu electromagnetic sincron care se suprapune peste cuplul asincron, rotorul se accelerează şi intră în regim de motor sincron. Comutarea din regim de funcţionare ca motor asincron în regim de motor sincron se face cu relee de frecvenţă care urmăresc frecvenţa curenţilor induşi de câmpul magnetic învârtitor în înfăşurarea rotorică sau cu relee de timp. Caracteristicile de pornire, ale cuplului şi curentului statoric, pentru un motor sincron, sunt prezentate în fig. 5.2-12. Prezintă interes doua valori ale cuplului: cuplul de pornire în asincron care trebuie să fie mai mare decât cuplul rezistent static al pompei şi cuplul de intrare în sincronism, , corespunzător unei turaţii de 0,95 din turaţia nominală de sincronism. Valorile pentru cuplul de pornire şi intrare în sincronism ale motorului sincron sunt impuse de condiţiile de pornire ale pompei centrifuge, cu refularea închisă sau deschisă. Astfel, cuplul de pornire este , iar cuplul de intrare în sincronism pentru pornirile cu robinetul de refulare închis şi pentru pornire cu robinetul de refulare deschis. Pentru alimentarea înfăşurării de excitaţie a motorului sincron se folosesc două sisteme de excitaţie: cu maşină excitatoare de curent continuu şi cu maşină excitatoare de curent alternativ cu redresor. Primul sistem, de excitaţie este clasic şi constă dintr-un generator de curent continuu cu excitaţie derivaţie montat pe arborele motorului sincron. Curentul de excitaţie al motorului sincron se reglează prin intermediul reostatului de reglare RE care modifică tensiunea de excitatoare. În fig. 5.2-13 se prezintă schema de principiu a sistemului de excitaţie clasic.

Sistemul de excitaţie cu dispozitive semiconductoare de putere constă dintr-un generator sincron în construcţie inversă (înfăşurarea de excitaţie este pe stator, iar înfăşurarea rotorului este trifazată) şi un redresor trifazat în punte cu diode semiconductoare, ambele fixate solidar pe arborele motorului sincron. Reglarea curentului de excitaţie al motorului sincron după puterea şi factorul de putere impuse se realizează prin modificarea tensiunii de excitaţie a generatorului sincron, prin intermediul transformatorului monofazat TM cu prize multiple pe secundar.

67

Figura 5.2-12 Caracteristicile de pornire ale motorului sincron: a –caracteristica mecanică n*=f(M), b – carcateristica

curentului statoric n*=f(I*)

Figura 5.2-13 Sistemul de excitaţie clasic

al motorului sincron (MS – motorul sincron, E – excitatoarea de c.c., C –

contactor, I – întreruptor, RE – reostat de reglaj, RD –rezistenţă de descărcare

În fig. 5.2-14 se prezintă schema electrică de principiu a sistemului de excitaţie cu excitatoare fără perii.

Dacă redresorul trifazat se realizează cu tiristoare, reglarea curentului de excitaţie al motorului sincron se face prin variaţia duratei de conducţie a tiristoarelor, fără să mai fie necesară variaţia tensiunii de excitaţie a generatorului sincron. Deşi întreţinerea şi exploatarea motoarelor sincrone este mai pretenţioasă decât a motoarelor asincrone, tendinţa de acţionare (la viteză nereglabilă) a pompelor centrifuge cu motoare sincron este evidenta, datorită indicilor energetici mai buni ai acestor. Punctul de funcţionare în regim staţionar al sistemului de acţionare pompă centrifugă – motor electric se poate determina pe cale analitică prin rezolvarea sistemului de ecuaţii (3.13) şi (3.19) sau (3.18) şi (3.19). În majoritatea cazurilor, se preferă rezolvarea grafică prin trasarea la scară largă a caracteristicilor mecanice ale pompei şi motorului în aceeaşi diagramă. Coordonatele punctului de intersecţie al caracteristicilor, ca în fig. 5.2-15, reprezintă parametrii mecanici de funcţionare ai pompei şi motorului, întrucât pompa se cuplează direct la motor, deci raportul de transmisie este 1/1.

Caracteristicile mecanice de pornire ale pompelor centrifuge. Acestea se reprezintă grafic, prin , şi depind de modul de pornire (robinetul de refulare închis sau deschis) al pompei şi de înălţimea statică a conductei. Pornirea pompei în gol, cu robinetul de refulare complet închis, uşurează condiţiile de pornire ale motorului electric: curentul de pornire mai redus, cuplul de pornire mai redus, durata pornirii mai mică, deci solicitările termice şi dinamice ale căilor de curent sunt mai mici. În fig. 5.2-16, caracteristica mecanică de pornire a pompei descărcate are o variaţie parabolică pe porţiunea OA, iar pe porţiunea AB variaţia cuplului depinde de forma caracteristicii P=f(Q) a pompei.

68

Figura 5.2-14 Sistemul de excitaţie cu excitatoare fără perii (RE -rotorul excitatoarei, SE

- statorul excitatoarei)

Figura 5.2-15 Punctul static de funcţionare

al sistemului motor-pompă (a – caracteristica mecanică a motorului, b –

caracteristica mecanică a pompei)

Figura 5.2-16 Caracteristica mecanică de

pornire a pompei în stare descărcată

Figura 5.2-17 Caracteristica de pornire a pompei în stare încărcată

69

La pornirea pompelor cu robinetul de refulare deschis, cuplul rezistent depinde de înălţimea statică a conductei de transport. În fig. 5.2-17 a se prezintă caracteristica de pornire a pompei în stare descărcată cuplată cu o conductă fără înălţime statică. Cuplul rezistent are variaţia parabolică cu relaţia (3.12). În cazul pompei cuplată cu conductă cu înălţime statică (contrapresiune), caracteristica mecanică arătată ca în fig. 5.2-17b. Din analiza figurii se constată: pentru o înălţime de ridicare dezvoltată de pompă, inferioară înălţimii statice a conductei, pompa se comportă ca în stare descărcată, iar cuplul rezistent prezintă o variaţie parabolică (porţiunea OA), iar când înălţimea de ridicare a pompei depăşeşte înălţimea statică a conductei, cuplul rezistent are variaţia după curba AB.

Protecţia motoarelor electrice de acţionare a pompelor pentru transportul petrolului prin conducte magistrale

În circuitele de alimentare cu energie electrica a motoarelor electrice de acţionare şi în circuitele de comandă se prevăd dispozitive de protecţie împotriva regimurilor anormale de funcţionare şi a defectelor. Cel mai frecvent regim anormal de funcţionare este suprasarcina, care poate fi provocat de : scăderea tensiunii reţelei, întreruperea unei faze a circuitului de alimentare a motorului, creşterea cuplului rezistent al pompei peste cuplul motor nominal (supraîncărcare), ieşirea din sincronism a motorului sincron. Curenţii de suprasarcină determină creşterea temperaturii înfăşurării motorului peste valoarea admisă de clasa de izolaţie a acesteia şi prin aceasta uzura prematură (îmbătrânirea) izolaţiei sau scurtcircuite interne. Motorul poate lucra la cuplul nominal timp de 2 ore dacă tensiunea de alimentare este egală cu 0,95 , corespunzând unui curent de circa 1,05 . Pentru o suprasarcină de 1,5 motorul trebuie deconectat în maximum 2 minute. de aceea dispozitivele de protecţie sunt cu acţiune temporizată, întrucât suprasarcina nu necesită deconectarea imediată. Defectele cele mai frecvent întâlnite în acţionările cu motoare asincrone şi sincrone sunt:

- scurtcircuite interne sau la bornele motorului. Curenţii de scurtcircuit foarte mari faţă de curenţii nominali pot provoca deteriorări în instalaţii prin efectele lor termice şi dinamice;

- punerea la pământ a unei faze de alimentare în cazul sistemelor trifazate cu neutrul izolat faţă de pământ. Deşi defectul nu este grav, prin creşterea tensiunii fazelor sănătoase faţă de pământ se creează premizele unei a doua puneri la pământ şi astfel a unui scurtcircuit bifazat cu pământul, adică un defect cu urmări mai grave;

- minimă tensiune sau tensiune nulă, care provoacă supraîncărcarea motorului sau oprirea acestuia. Protecţia trebuie să asigure deconectarea motorului pentru a împiedica autopornirea, dacă prin aceasta se încalcă normele de tehnica securităţii sau dacă procesul tehnologic impune un anumit program de pornire.

Deşi motoarele sunt expuse aceloraşi defecte şi regimuri anormale de funcţionare, tipurile şi dispozitivele de protecţie diferă în funcţie de tensiunea de

70

alimentare (sub 1kV sau peste 1 kV) de puterea motorului, de condiţiile de pornire a pompei în stare descărcată sau încărcată şi de condiţiile de funcţionare.

Principalele tipuri de protecţie prevăzute pentru motoarele electrice sunt: protecţia maximală de curent netemporizată împotriva scurtcircuitelor, protecţia maximală de curent temporizată împotriva suprasarcinilor, protecţia de minimă tensiune, protecţia homopolară împotriva punerilor monofazate la pământ, protecţia motoarelor sincrone împotriva ieşirii din sincronism ş.a. Protecţia motoarelor electrice de acţionare a pompelor principale.

Pentru acţionarea pompelor principale de petrol se utilizează motoare asincrone sau sincrone de 6kV, la care se realizează următoarele protecţii:

- protecţia la scurtcircuit. Pentru motoarele cu puteri până la 2000 kW se realizează o protecţie maximală de curent netemporizată cu relee maximale de curent sau cu siguranţe fuzibile. Releele maximale de curent pot fi conectate direct în circuitul de alimentare al motorului (relee directe tip RPTD) sau prin intermediul transformatoarelor de curent (relee secundare de tipurile: RC-1, RTpC-1, RSZ3t sau AB31).

Schema de protecţie cu două relee secundare de curent este prezentată în fig. 6-18. La producerea unui scurtcircuit în înfăşurarea statorului, curentul de acţionare al releului maximal de curent I comandă declanşarea întreruptorului automat cu ajutorul releului intermediar RI, care îşi închide contactul din circuitul bobinei de declanşare al întreruptorului. Semnalizarea acţionării protecţiei se face prin releul de semnalizare RS. Curentul de pornire al protecţiei,

, trebuie sa fie mai mare decât curentul de pornire al motorului, adică:

(3.20)

în care 1,4-1,6 (pentru relee RC-1) sau 1,8-2 (pentru releele RTpC-1) este un coeficient de siguranţă, - raportul de transformare al transformatoarelor de curent şi - curentul de pornire al motorului. În cazul protecţiei cu siguranţe fuzibile rapide, când curentul de scurtcircuit depăşeşte curentul nominal al siguranţei, prin topirea fuzibilului siguranţei se întrerupe circuitul de alimentare al motorului.

Siguranţele fuzibile sunt dimensionate astfel încât să nu se topească la curenţii de pornire ai motorului . Curentul nominal al fuzibilului,

, trebuie să îndeplinească condiţiile:

(3.21)

unde este curentul de pornire al motorului, k=2,5 pentru pornire uşoară (pompa în stare descărcată) şi k=1,6-2 pentru pornire grea (pompa în stare încărcată), - curentul corespunzător puterii cerute şi - curentul admisibil de lunga durată al conductoarelor de alimentare a motorului;

- protecţia împotriva suprasarcinii se realizează cu relee maximale de curent cu acţiune temporizată de cel puţin 10 secunde, cu relee termice cu bimetal sau traductoare de temperatură (termocuplu, termorezistenţă, termistor) montate în punctele critice ale motorului.

71

Figura 5.2-18 Schema protecţiei maximale de curent (S – separator, I - întreruptor, BD –

bobină pentru declanşarea întreruptorului, TC – transformator de curent, Im –relee maximale de curent, RI – releu intermediar, RS – releu de semnalizare, M – motor

electric de înaltă tensiune)

Protecţia la suprasarcină cu relee de curent se combină cu protecţia la scurtcircuit folosind acelaşi releu maximal de curent dotat cu elemente bimetalice cu acţiune temporizată şi elemente electromagnetice rapide, pentru fiecare protecţie. Dacă valoarea curentului datorată suprasarcinii creşte peste curentul reglat se comandă cu temporizare declanşarea întreruptorului. Temporizarea protecţiei se stabileşte astfel încât ea să nu acţioneze pe durata regimului de pornire a motorului. Curentul de pornire al elementului termic se reglează la valoarea:

(3.22)

în care: este curentul nominal al motorului şi - raportul de transformare al transformatorului de curent. În cazul unui scurtcircuit interior motorului, elementele electromagnetice acţionează instantaneu şi comandă deschiderea întreruptorului. Cu releele de semnalizare se arată care dintre cele două protecţii a acţionat. Schema electrică a protecţiei la scurtcircuit şi suprasarcina cu releu RSZ3t, pentru un motor asincron de 6kV este redată în fig. 5.2-19. Pentru staţii de pompare cu motoare de puteri mari se măsoară continuu temperatura în anumite puncte critice ale motorului (în crestăturile statorului, lagăre, etc.) cu ajutorul unor sonde cu termistoare. Temperaturile măsurate sunt indicate cu logometre. La depăşirea temperaturii admisibile se comandă deconectarea întreruptorului motorului, aşa ca în fig. 5.2-20. Rezistenţa sondei cu termistor este aproximativ constantă până la atingerea temperaturii

72

admisibile, apoi valoarea acesteia creşte foarte repede. Termistorul este conectat, în serie cu un releu sensibil RI, la un mic redresor. La atingerea temperaturii admisibile, releul se dezexcită şi comandă declanşarea întreruptorului de alimentare a motorului, iar prin releul RS se semnalizează care dintre punctele critice ale motorului s-a supraîncălzit;

Figura 5.2-19 Protecţia unui motor împotriva suprasarcinilor şi scurtcircuitelor ( I –

întreruptor, BD – bobină pentru declanşarea întreruptorului, RSZ3t – releu maximal de curent, RS – releu de semnalizare, TS – transformator de curent, M- motor electric, R –

rezistoare)

- protecţia împotriva scăderii tensiunii de alimentare. Protecţia de minimă tensiune asigură deconectarea motorului de la reţea la scăderea pronunţată a tensiunii de alimentare sau la dispariţia acesteia. Ea are rolul de a preveni supraîncălzirea motorului la tensiuni reduse şi de a asigura securitatea personalului de deservire sau desfăşurarea normală a procesului tehnologic în cazul autopornirii necontrolate la revenirea tensiunii de alimentare. Pentru realizarea protecţiei se folosesc relee de tensiune minimă tip RT-2 asociate cu relee de timp. Tensiunea de pornire a protecţiei se alege egală cu 70% din tensiunea nominală a motorului cu o temporizare de la 0,5 secunde la 10 secunde. În fig. 5.2-21 se prezintă schema protecţiei de minimă tensiune, cu trei relee conectate între fazele secundare ale transformatorului în stea. Când tensiunea scade sub valoarea de pornire a releelor de tensiune minimă RTm, contactele lor se închid şi excită releul de timp RT care comandă declanşarea întreruptorului şi semnalizarea acţiunii protecţiei;

73

Figura 5.2-20 Protecţia împotriva suprasarcinilor cu sondă termistor: a – schema de principiu ( S – separator, I –întreruptor, BD –bobină declanşare întreruptor, RI – releu intermediar, RS – releu de semnalizare, T – sondă cu termistor, M – motor electric), b –

caracteristica rezistenţă R –temperatura Ø a termistorului

Figura 5.2-21 Protecţia la tensiune minimă (S – separator, I – întreruptor, BD- bobină

declanşare întreruptor, RI- releu intermediar, RT – releu de timp, RS – releu de semnalizare, RTm – relee cu acţiune de tensiune minimă, M – motor electric, TT –

transformator de tensiune, SF – siguranţe fuzibile)

74

- protecţia împotriva punerilor monofazate la pământ. Motoarele electrice sincrone şi asincrone (ale pompelor principale) alimentate din reţelele de 6kV cu neutrul izolat, se prevăd cu această protecţie dacă curentul de defect depăşeşte 10 A. În acest scop se utilizează protecţia maximală de curent homopolar, protecţia homopolară direcţionată, protecţii cu relee sensibile la armonicile superioare ale curentului homopolar. Pe cablul de alimentare al fiecărui motor se montează un transformator special de curent de secvenţă homopolară tip CIRHi (transformatorul toroidal) care sesizează curentul homopolar de pe sectorul protejat (cablul de alimentare şi motorul electric). Curentul secundar al transformatorului toroidal, reprezintă suma curenţilor secundari ai celor trei faze, deci curentul homopolar mărit de trei ori. Cu acesta se alimentează fie protecţia maximală de curent sau protecţia homopolară direcţională, fie circuitul basculant Schmitt al releului ASP.

În celula de măsură a distribuitorului de 6kV se montează un transformator trifazat kV, cu două înfăşurări secundare: înfăşurarea principală în stea

cu tensiunea nominală kV pentru măsură şi înfăşurarea auxiliară în triunghi deschis cu tensiunea nominală de fază kV pentru protecţia împotriva punerii la pământ. Tensiunea de la bornele înfăşurării auxiliare, reprezentând tensiunea homopolară multiplicată de trei ori, se aplică bobinei de tensiune a releului direcţional sau unui alt circuit basculant Schmitt a releului ASP.

În regim normal, când sistemele trifazate ale tensiunilor şi curenţilor absorbiţi sunt simetrice, curentul homopolar şi tensiunea homopolară sunt nule (practic 0,5-2 V) şi protecţia homopolară nu lucrează.

În cazul unui defect monofazat, se produce o modificare a tensiunilor faţă de pământ a tuturor fazelor şi punctului neutru al reţelei astfel: tensiunea faţă de pământ a tuturor fazelor sănătoase cresc, devenind egale cu tensiunile între faze iar punctul neutru - care înainte de defect avea potenţialul pământului – capătă acum, faţă de acesta, o tensiune egală şi de sens contrar cu tensiunea pe fază a fazei defecte.

În fig. 5.2-21 este reprezentată diagrama de fazori a tensiunilor şi a curentului de punere la pământ – curentul care circulă din pământ prin faza defectă – pentru punerea netă la pământ a unei faze din circuitul de alimentare al motorului.

Prin punerea la pământ a fazei R, potenţialul acesteia faţă de pământ este , iar potenţialele fazelor sănătoase şi cresc de 3 ori (devin egale

cu tensiunile de linie). În înfăşurarea în triunghi deschis a transformatorului se însumează vectorial tensiunile fazelor faţă de pământ şi rezultă triplul tensiunii homopolare. (v. fig. 6-22b):

(3.23)

în care kV este tensiunea pe fază a reţelei de fără defect. Prin capacităţile faţă de pământ ale fazelor sănătoase, vor circula spre locul

defectului curenţii reziduali , ai circuitelor de alimentare a motoarelor care se vor însuma vectorial formând curentul de punere la pământ (de defect):

(3.24)

75

şi care se va întoarce la sursă prin faza defectă. Curentul de defect are sens opus curenţilor capacitivi din fazele sănătoase.

Figura 5.2-22 Punerea monofazată la pământ: a – schema de principiu a protecţiei

maximale de curent (TCSH – transformator de curent pentru secvenţa homopolară, I – releu maximal de curent, TT – transformator de tensiune, C – condensator), b –

diagrama fazorială a tensiunilor. Curenţii din secundarele transformatoarelor de curent de secvenţă homopolară sunt proporţionali cu suma vectorială a curenţilor primari din cele trei conductoare ale cablurilor de alimentare astfel:

(3.25) - pentru circuitul cu defect: (3.26)

în care: I p1T ; I p1S; I p2T ; I p2S; I p3T ; I p3SI p1T ; I p1S; I p2T ; I p2S; I p3T ; I p3S, sunt curenţii capacitivi ai fazelor sănătoase şi I pI p -curentul rezidual primar (homopolar) din circuitul de alimentare cu defect (el este transformat în ipip şi se aplică releului pentru protecţie împotriva punerii la pământ). Curentul rezidual primar al circuitului defect este egal cu suma vectorială a curenţilor capacitivi din fazele sănătoase ale circuitelor de alimentare fără punere la pământ. Curentul rezidual al circuitului defect este mai mare decât fiecare dintre curenţii reziduali ai circuitelor fără defect, iar defazajele acestora în raport cu tensiunea homopolară sunt diferite; releul de protecţie va sesiza astfel circuitul cu defect. Curenţii reziduali capacitivi şi curentul de punere la pământ se calculează cu relaţiile:

I r ez:k =Ulk10

[A]I r ez:k =Ulk10

[A]

76

I pp =Ul10

[A]I pp =Ul10

[A]

în care: U[kV]U[kV] este tensiunea nominală a reţelei, lklk[km] –lungimea cablului circuitului kk şi ll [km] – lungimea totală a cablurilor. Curentul de pornire al releului de protecţie, I prI pr se alege pentru a îndeplini condiţiile de selectivitate (mai mare decât curentul rezidual al circuitului fără defect) şi sensibilitate (mai mic decât curentul rezidual al circuitului defect).

Schema electrică a protecţiei homopolare direcţionale cu releu direcţional varmetric este dată în fig. 5.2-23. Bobina de tensiune a releului este conectată la bornele înfăşurării în triunghi deschis ale transformatorului de tensiune, iar bobina de curent este conectată la bornele secundare ale transformatoarelor de curent de secvenţă homopolară.

Pentru a nu avea în transformator un curent secundar fals, dat de curenţii capacitivi care vin spre locul de punere la pământ atât prin mantaua cablului defect, cât şi prin mantalele cablurilor sănătoase, conductorul de legare la pământ al cutiei terminale este trecut prin interiorul transformatorului; prin această măsură curentul capacitiv care trece prin mantaua cablului se şi întoarce, anulându-şi efectul.

Figura 5.2-23 Schema electrică a protecţiei homopolare direcţionale (S – separator, I – întreruptor, BD – bobină pentru declanşarea întreruptorului, e – siguranţe fuzibile, TT

–transformator de tensiune, TCSH – transformator de curent pentru secvenţa homopolară, SR – releu de semnalizare, RD – releu direcţional, M- motor electric)

Schema electrică de principiu a protecţiei cu releul ASP-1 este redată în fig. 5.2-25. Curentul din secundarul transformatorului de secvenţă homopolară şi tensiunea din secundarul în triunghi deschis al transformatorului de tensiune, se aplică pe două circuite basculante Schmitt 1 şi 3.

77

Când curentul şi tensiunea de defect aplicate circuitelor basculante depăşesc pragurile de basculare ale acestora, la ieşire se obţin impulsuri de formă dreptunghiulară. Impulsurile circuitului basculant 1 sunt aplicate unui circuit de derivare şi transformate în impulsuri ascuţite. Cele două feluri de impulsuri (ascuţite ale curentului homopolar şi dreptunghiulare ale tensiunii) se aplică, printr-un montaj de coincidenţă, unui circuit basculant monostabil 4. Dacă impulsurile au aceeaşi polaritate impulsul ascuţit este transmis circuitului monostabil, producând bascularea acestuia. Impulsurile dreptunghiulare de la ieşirea circuitului monostabil – pe durata stării cvasistabile – sunt aplicate unui circuit de integrare şi apoi

circuitului de comandă care acţionează la rândul său temporizat un releu.

Figura 5.2-25 Schema de principiu a protecţiei cu ASP1 (1I – întreruptor de 6 kV, BD – bobină declanşare, TC – transformator de tensiune 1 şi 2 – circuite basculante Schmitt, 3 – circuit de derivare, 4 – circuit basculant monostabil, 5 –circuit de comandă, 6 -circuit

de alimentare)

Durata unui impuls este mai mica decât perioada de succesiune a impulsurilor ascuţite, deci a tensiunii sinusoidale. Comanda cu temporizare a

Figura 5.2-24 Diagrama semnalelor de lucru a schemei

cu ASP1

78

releului este necesară pentru a evita acţionarea falsă a protecţiei cauzată de impulsuri parazite. În fig 5.2-24 se prezintă diagramele semnalelor, în cazul circuitului trifazat fără punere la pământ (A) şi cu punere la pământ (B0, cu următoarele semnificaţii:

- 1A şi 1B - tensiunile sinusoidale corespunzătoare curentului homopolar, care se aplică pe intrarea circuitului basculant 1;

- 2A şi 2B – impulsurile dreptunghiulare de la ieşirea circuitului basculant 1;

- 3A şi 3B – impulsurile ascuţite obţinute după circuitul de deviere;

- 4A şi 4B – tensiunile sinusoidale obţinute în secundarul transformatorului de tensiune, care se aplică pe intrarea circuitului basculant 2;

- 5A şi 5B – impulsurile dreptunghiulare de la ieşirea circuitului basculant 2;

- 6A şi 6B – impulsurile aplicate circuitului de coincidenţă

- 7A şi 7B –impulsurile de la ieşirea circuitului de coincidenţă, care se aplică pe intrarea circuitului monostabil.

În cazul A fără defect de izolaţie, la ieşirea circuitului de coincidenţă nu se obţine nici un impuls, circuitul monostabil nu basculează şi protecţia nu lucrează.

În cazul B, cu punerea monofazată la pământ, impulsurile aplicate circuitului basculant monostabil, vor determina, aşa cum s-a arătat mai înainte, intervenţia protecţiei. Aparatul ASP-1 poate proteja până la 6 linii de alimentare a motoarelor electrice. Protecţiile cu relee sensibile la armonicile superioare ale curenţilor homopolari selectează circuitul cu punere la pământ pe baza comparaţiei nivelului armonicilor impare de ordinul 3,5,7 ale curenţilor homopolari ai tuturor circuitelor de alimentare ale motoarelor electrice. Deoarece curenţii capacitivi ai circuitelor se adună în locul punerii la pământ şi circulă însumaţi pe circuitul cu defect, nivelul curenţilor homopolari de armonici superioare de pe circuitul defect este mai mare decât nivelul respectiv de pe circuitele sănătoase. Releele fabricate în ţară pentru acest tip de protecţie sunt: ISP- indicatorul pentru sesizarea selectivă a punerilor la pământ şi RPP – releul pentru protecţia selectivă împotriva punerilor la pământ. Protecţia împotriva punerii monofazate la pământ, indiferent de tipul de realizare, va semnaliza şi va comanda declanşarea întreruptorului circuitului cu defect, pentru a preveni eventualele pericole de electrocutare sau pericolul unei

Figura 5.2-26 Schema electrică a protecţiei unui motor

asincron (e –siguranţe fuzibile, C – contactor tripolar, RT –releu termic, BP –buton de

pornire, BO – buton de oprire, M- motor electric)

79

explozii în casa de pompe la o a doua punere la pământ (care ar însemna un scurtcircuit bifazat cu pământul): - protecţia motoarelor sincrone împotriva ieşirii din sincronism. Suplimentar protecţiilor prezentate până aici, motoarele sincrone se prevăd cu protecţie împotriva ieşirii din sincronism. Trecerea din regim sincron în regim asincron este însoţită de pendulări (pulsaţii) mari ale curentului statoric, de modificarea defazajului dintre curentul şi tensiune din stator, de apariţia unei componente alternative a curentului în înfăşurarea rotorului ş.a. Pentru protecţia împotriva ieşirii din sincronism se utilizează una din variantele:

- protecţia la suprasarcină, care reacţionează la apariţia pendulărilor curentului statoric;

- sesizarea de componente alternative de curent în înfăşurarea rotorului, proprie regimului de pendulare.

Protecţia acţionează cu temporizare prin declanşarea întreruptorului din circuitul de alimentare al motorului sincron. În fig. 5.2-26 se prezintă schema electrică monofilară cu principalele tipuri de protecţii pentru o staţie de pompe cu motoare asincrone de 200kW şi 6kV. Codurile aparatelor din schemă sunt luate din cataloagele fabricilor producătoare. Protecţia motoarelor electrice de acţionare a pompelor de alimentare Staţiile de pompare principale (de capăt) sunt prevăzute cu pompe de alimentare (pompe booster) care asigură o presiune minimă de aspiraţie pentru pompele principale de transport. Pentru acţionarea acestora se utilizează motoare asincrone cu rotorul în scurtcircuit de înaltă tensiune 6kV, sau de joasă tensiune 380V sau 500V. Protecţia motoarelor de 6kV este identică cu cea a motoarelor pompelor principale. Protecţia motoarelor de joasă tensiune trebuie să intervină la aceleaşi defecte şi regimuri anormale de funcţionare ca şi la motoarele de înaltă tensiune Protecţia la scurtcircuit. Aceasta protejează motorul electric şi circuitul de alimentare împotriva curenţilor de scurtcircuit prin intermediul siguranţelor fuzibile sau al declanşatoarelor electromagnetice incluse în construcţia întreruptoarelor automate. Protecţia prin siguranţe fuzibile este cea mai utilizată în practică, datorită simplităţii ei, costului redus al aparatelor utilizate şi uşurinţei de realizare şi exploatare. Siguranţele fuzibile se montează după întreruptorul manual şi înaintea contractorului, ca în fig. 5.2-27 şi realizează protecţia la scurtcircuit prin întreruperea circuitului de alimentare în urma topirii fuzibilului străbătut de supracurentul periculos. Stabilirea tipului şi a curentului nominal al fuzibilului se face ţinând seama de mărimea curentului de pornire şi de durata pornirii, fără să depăşească mai mult de trei ori mărimea curentului maxim admis de conductoarele circuitului de alimentare al motorului, adică:

(3.27)

80

în care: I p = kp ¤ I nI p = kp ¤ I n este curentul de pornire al motorului, kk=2,5 – un coeficient pentru pornirea uşoară (cu refularea închisă) a pompei şi I ad:condI ad:cond - curentul maxim admis al conductorului.

Figura 5.2-27 Schema electrică monofilară pentru alimentarea pompelor principale

Protecţia prin declanşatoare electromagnetice (formate dintr-un releu electromagnetic şi un mecanism de deschidere), cu care se echipează întreruptoarele automate, constă în declanşarea instantanee sau temporizată a întreruptorului, în funcţie de caracteristica curentului de scurtcircuit.

Figura 5.2-28 Schema electrică de protecţie pentru motoarele asincrone conectate la

reţeaua de alimentare prin întreruptoare tip USOL. (I –întreruptor automat USOL, DT –

declanşator termic, DE – declanşator electromagnetic, DTm – declanşator de

minimă tensiune, BO – buton de oprire, CA – contact autoreţinere, M – motor electric)

81

În ţară se realizează întreruptoare automate tip USOL şi OROMAX prevăzute cu mai multe declanşatoare de protecţie (electromagnetice, termice şi de minimă tensiune). Curentul de pornire al declanşatorului electromagnetic se alege cu (40-60)% mai mare decât curentul de pornire al motorului protejat, dar fără să depăşească de 4,5 ori curentul maxim admis de conductoarele lui de alimentare, adică:

(1,4 – 1,6)Ip < Id.e. < 4,5Iad.cond

În fig. 5.2-28 se dă schema electrică a unui motor asincron conectat la reţeaua de alimentare printr-un întreruptor de tip USOL. Declanşatorul electromagnetic DE acţionează asupra dispozitivului mecanic de deschidere al întreruptorului. Protecţia împotriva suprasarcinilor. Această protecţie este necesară deoarece curentul statoric poate creşte la valori nu prea mari faţa de curentul nominal, datorită supraîncărcării (posibilă la pompa centrifugă numai datorită uzurii lagărelor), funcţionării în două faze sau scăderii tensiunii de alimentare. Pentru protecţia împotriva suprasarcinilor se utilizează relee termice bazate pe încovoierea unui bimetal când acesta este încălzit sau declanşatoare termice montate în aceeaşi carcasă cu contactorul sau întreruptorul automat. Bimetalul releului termic este încălzit fie direct de curentul motorului, fie indirect printr-un transformator de curent (înfăşurarea primară parcursă de curentul motorului), se încovoaie şi deschide un contact din circuitul de comandă al contactorului, provocând declanşarea acestuia şi întreruperea circuitului de alimentare al motorului (v. fig. 5.2-27). Curentul de serviciu I sI s al releului termic se reglează conform relaţiilor:

Is = (0,6…1)Ir = kT(1,05…1,2)In

în care I rI r este curentul de reglaj al releului termic, I nI n - curentul nominal al motorului electric şi kTkT - un coeficient de corecţie (în funcţie de temperatura mediului ambiant). Declanşatoarele termice, incluse în construcţia întreruptoarelor automate, acţionează mecanic în caz de suprasarcină asupra mecanismului de declanşare al întreruptorului. În fig. 6-28, declanşatorul termic DT al întreruptorului USOL, deconectează la suprasarcină întreruptorul II Protecţia împotriva scăderii tensiunii de alimentare. Este necesară pentru a preveni autopornirea pompelor de alimentare la revenirea tensiunii de alimentare, nepermisă atât de procesul tehnologic cât şi de normele de protecţie a muncii. Pentru protecţia contra scăderii tensiunii se folosesc relee sau declanşatoare de minimă tensiune; ultimele sunt incluse în întreruptoarele automate, aşa ca în fig. 5.2-28. Declanşatorul de minimă tensiune DTmDTm declanşează prin impuls mecanic întreruptorul automat II . În cazul circuitelor cu contactoare, bobina contactorului îşi pierde capacitatea de autoreţinere a armăturii mobile dacă tensiunea scade sub 0,7UnUn .

82

Echipamentul electric auxiliar al staţiilor de pompare a petrolului. Procesul tehnologic al unei staţii de pompare necesită, în afară de pompele principale şi de alimentare, şi alte instalaţii auxiliare care contribuie la desfăşurarea normală a procesului, în scopul asigurării condiţiilor de securitate pentru personalul de exploatare şi pentru instalaţiile de pompare. În funcţie de capacitatea de transport a staţiei, de puterea şi tipul motoarelor pompelor principale, staţiile de pompare sunt prevăzute cu diferite instalaţii auxiliare cum sunt: ventilatoarele pentru presurizarea incintelor – echipamente electrice în construcţie normală – amplasate în medii cu pericol de explozie, ventilatoare pentru purjarea pompelor înaintea pornirii, aeroterme şi exhaustoare pentru casa pompelor, pompe pentru incendiu, pompe pentru scurgerile de petrol, ventile cu acţionare electrică pentru protecţia catodică a conductelor de transport, pompe pentru ungerea lagărelor pompelor de petrol, instalaţii de automatizare a procesului tehnologic (după programele secvenţiale de pornire - oprire, semnalizare şi protecţie automată), instalaţii pentru protecţie împotriva tensiunilor periculoase de atingere (legarea la pământ, legare la nul) şi împotriva supratensiunilor atmosferice, instalaţii de telecomunicaţii între staţiile de pompare ş.a. Receptoarele electrice ale instalaţiilor auxiliare sunt alimentate la joasă tensiune 380/220 V; aparatele de comutare şi protecţie se montează în tablouri de distribuţie cu cutii capsulate sau cu dulapuri (celule) metalice închise, amplasate în general în afara mediului exploziv în aer liber sau în clădiri de zid, iar în unele cazuri (conducte magistrale Constanţa -Ploieşti - Borzeşti) în casa dispecer cu atmosferă presurizată. Receptoarele electrice amplasate în mediu exploziv sunt în construcţie antideflagrantă sau cu siguranţă mărită. Protecţia motoarelor electrice pentru acţionările auxiliare se realizează cu siguranţe fuzibile împotriva scurtcircuitelor şi cu relee termice împotriva suprasarcinilor ca în fig. 5.2-26. Racordurile electrice între tabloul de distribuţie şi motoarele electrice sunt realizate cu cabluri cu izolaţie termoplastica, cu manta de plumb pozate în canale sau şanţuri acoperite cu dale din beton, iar pe porţiunile aparente protejate împotriva deteriorărilor mecanice cu ţevi metalice de protecţie. Necesarul de putere activă şi reactivă pentru instalaţiile auxiliare, mărimile nominale ale aparatelor de conectare şi protecţie, secţiunile cablurilor electrice de alimentare, se stabilesc pe baza caracteristicilor tehnice ale acestora. prezentăm, spre exemplificare, pentru o staţie de pompare de capăt, puterile absorbite de receptoarele instalaţiilor auxiliare:

- pompele de ulei pentru ungerea lagărelor pompelor principale, antrenate de motoare asincron în construcţie antideflagrantă de 5,5 kW cu turaţia de 1460 rot/min;

- ventilatoarele pentru purjarea amestecurilor explozive din pompele principale şi de alimentare, antrenate de motoare asincrone de 7,5 kW cu turaţia 2120 rot/min;

- compresoarele de aer şi ventilatoarele pentru suprapresiune în incintele cu atmosferă presurizată, antrenate de motoare asincrone de 5,5 kW cu turaţia 1460 rot/min;

- aerotermele şi exhaustoarele pentru casa de pompe, antrenate de motoare asincrone de 1,1 kW cu turaţia 1410 rot/min;

83

- pompele pentru evacuarea scurgerilor de petrol de colectare, în rezervoarele staţiei de pompare, antrenate de motoare asincrone în construcţie antideflagrantă de 7,5 kW cu turaţia 1460 rot/min;

- ventile acţionate cu motoare asincron de 5,5 kW; - pompele de apa sau spumă, pentru instalaţia de stingere a incendiilor,

acţionate de motoare asincrone de 40 kW şi racordate în tabloul general de distribuţie înainte întreruptorului general;

- instalaţia de iluminat normal interior şi exterior cu o putere instalată de circa 10kW;

- instalaţia de telecomunicaţii prin radioreleu cu o putere instalată de circa 15kW;

- instalaţia de automatizare cu o putere instalată de circa 3 kW; - instalaţia de curent continuu pentru iluminatul de siguranţa şi pentru

circuitele secundare ale celulelor de medie tensiune, cu o putere instalată de circa 3 kW.

Instalaţia de curent continuu

Tabloul de distribuţie pentru instalaţia de curent continuu este alimentat de la o baterie de acumulatoare care lucrează în regim tampon cu un redresor trifazat. În regim normal de funcţionare redresorul încarcă bateria şi acoperă consumul receptoarelor. În cazul întreruperii funcţionării redresorului sau al dispariţiei tensiunii alternative se asigură continuitatea alimentării cu energie a receptoarelor de curent continuu – iluminatul de siguranţa şi instalaţia de automatizare pentru oprire şi semnalizare de la bateria de acumulatoare. Capacitatea bateriei se alege astfel încât să satisfacă o serie de condiţii: tensiunea de descărcare la sfârşitul perioadei de avarie să nu fie mai mică decât cea prescrisă de furnizorul bateriei (1,75V/element pentru descărcări sub 3 ore şi 1,8 V/element pentru descărcări peste 3 ore).

- tensiunea la bornele receptoarelor să nu fie sub valoarea minimă admisă; - curentul debitat de baterie să nu fie mai mare decât cel prescris pentru

tipul de baterie ales; - funcţionarea iluminatului de siguranţă în casa pompelor să fie asigurată

cel puţin 3 ore.

Echipamentul electric al instalaţiei de stingere a incendiilor Tabloul de distribuţie a energiei pentru pompele de incendiu se alimentează din tabloul general de distribuţie de joasă tensiune, înainte întreruptorului general (în caz de scurtcircuit pe bare, întreruptorul general întrerupe alimentarea). În fig. 5.2-29 se prezintă schema de alimentare a tabloului de distribuţie a pompelor de incendiu, pentru un post de transformare cu două transformatoare racordate la două surse independente. În condiţii normale, un transformator este în funcţiune, iar celălalt este rezerva caldă. La întreruperea uneia dintre surse, sistemul de aclanşare automată a rezervei AAR, deschide, de exemplu, întreruptoarele a1a1 şi a3a3 şi închide întreruptoarele a2a2 şi a4a4 , în aşa fel încât alimentarea tabloului general TG şi a tabloului pompelor de incendiu TPI să se facă de la transformatorul T2T2. Schemele electrice pentru protecţia şi comanda motoarelor sincrone ale pompelor de incendiu sunt ca în fig. 6-27.

84

Figura 5.2-29 Schema de alimentare a tabloului electric al pompelor de incendiu

Instalaţii de protecţie împotriva electrocutării Pentru a evita accidentele prin electrocutare cauzate de atingerile indirecte (atingerea unui element conductiv care în mod normal nu este sub tensiune, dar care a intrat accidental sub tensiune datorită unui defect de izolaţie), se utilizează ca măsuri de protecţie legarea la pământ pentru toate echipamentele electrice şi tehnologice ale staţiei de pompare şi legarea la nul pentru receptoarele alimentate la tensiunea 380/220 V. Protecţia prin legare la pământ este o metodă de bază de protecţie în cazul staţiilor de pompare cu motoarele alimentate din reţele cu neutrul izolat faţă de pământ (6kV sau 0,5kV). Aceasta constă în racordarea la o priză de pământ a părţilor metalice ale echipamentelor electrice (motoare, tablouri de distribuţie, stelaje cu butoane de comandă etc.) care în mod normal nu sunt sub tensiune. Protecţia asigură reducerea tensiunii de atingere (în cazul unui defect de izolaţie) sub valorile limită admise şi anume:

Ua < kaRpIp/α

în care: UaUa este tensiunea de atingere, RpRp - rezistenţa de dispersie a instalaţiei de legare la pământ, I pI p - curentul de punere la pământ prin priză şi α=2-5 este un coeficient de izolare a amplasamentului.

Pentru tensiuni de atingere şi de pas nepericuloase -65V şi 40V pentru un timp de deconectare mai mic decât 3 secunde, respectiv mai mare decât 3 secunde – se impune ca rezistenţa de dispersie a instalaţiei de legare la pământ să fie de cel mult 4Ω. Protecţia prin legare la nul se aplică pentru receptoarele staţiei de pompare, alimentate din reţeaua 380/220V cu neutrul legat la pământ. Acest sistem de protecţie constă în legarea carcaselor metalice ale echipamentelor electrice la conductorul de nul al reţelei trifazate. În cazul unui defect de izolaţie

85

pe o fază, carcasa metalică capătă potenţialul fazei şi se produce un scurtcircuit între faza respectivă şi conductorul de nul. Curentul de scurtcircuit monofazat determină topirea fuzibilului siguranţei sau declanşarea întreruptorului automat. Secţiunea conductorului de nul se dimensionează astfel încât curentul de defect să depăşească curentul nominal al siguranţei fuzibile sau curentul de reglaj al declanşatorului electromagnetic al întreruptorului automat:

Isc > kIn

Ca măsură suplimentară de protecţie, care să conducă la evitarea pericolului de electrocutare în cazul întreruperii accidentale a conductorului de nul, se foloseşte legarea la pământ a carcaselor metalice a echipamentelor electrice. Instalaţiile de protecţie se calculează astfel încât tensiunile de atingere şi de pas să nu depăşească valorile maxime stabilite prin norme. Instalaţii electrice de automatizare a procesului tehnologic Ele constau din echipamentele: pentru comanda pornirii şi opririi pompelor principale ale staţiei de pompare după un program prestabilit; pentru măsurarea centralizată a diverşilor parametri electrici şi neelectrici (curenţi, tensiuni, frecvenţă, puteri, energie electrică, temperaturi, debite, presiuni etc.); pentru semnalizarea optică şi acustică în casa dispecer, a ieşirii din limitele admise a unor parametri ai staţiei (presiuni, debite, temperaturi, nivel etc.); pentru protecţia automată a echipamentelor electrice şi tehnologice în anumite cazuri de avarie (spargerea conductelor, pătrunderea amestecurilor explozive în instalaţiile electrice cu aparatură normală, scurtcircuitele electrice, punerile monofazate la pământ etc.). Aparatura de automatizare pentru culegerea datelor (traductoare, aparate de măsurat) este amplasată în diverse puncte din instalaţia tehnologică iar aparatura de prelucrare logică a mărimilor de intrare (relee electrice, porţi logice, butoane, microprocesoare etc.) este plasată în dulapuri de automatizare în construcţie normală, dacă nu sunt în mediu exploziv sau cu atmosferă presurizată, dacă sunt în mediu exploziv. Lămpile de semnalizare şi hupa se amplasează în punctele de supraveghere cu personal a procesului tehnologic. Operaţia de pornire a pompelor principale se desfăşoară după un program prestabilit prin schema de automatizare, în mai multe etape: pornirea instalaţiei de presurizare pentru un nivel de suprapresiune de 15-20 mm coloană de apă, pornirea exhaustoarelor în casa pompelor pornirea pompelor de ungere a lagărelor pompelor, pornirea ventilatoarelor pentru răcirea forţată a motoarelor electrice, comanda ventilelor cu acţionare electrică pentru închiderea refulării şi deschiderea aspiraţiei pompelor principale, pornirea pompelor „booster” şi apoi, dacă toate condiţiile sunt îndeplinite – pornirea motoarelor pompelor principale şi deschiderea refulării acestora. Motoarele sincrone pornesc în asincron, apoi, după un timp de câteva secunde, trec în regim de motor sincron prin conectarea înfăşurării rotorului la sursa de curent continuu. Oprirea voită sau în cazul ieşirii din limite a parametrilor tehnologici se desfăşoară după secvenţa pornirii însă în sens invers.

86

Instalaţii pentru telecomunicaţii Acestea permit realizarea unor legături de comunicare, necesare procesului de transport pe conducte magistrale, între staţiile de pompare de pe aceeaşi conductă sau între staţiile de pompare şi dispecerul întreprinderii de transport al petrolului. Pentru distanţe de 40-50 km între staţiile de pompare se utilizează sistemul de comunicaţie prin radioreleu. Echipamentele staţiilor radio sunt amplasate într-o clădire special destinată acestora din incinta staţiei de pompare. Echipamentele electrice auxiliare ale unei staţii de pompare sunt în general receptoare de putere mică, cu un consum de circa (1-1,5)% din energia totală consumată, dar indispensabile funcţionării în siguranţă a procesului de transport al petrolului.