Установки погружных центробежных насосов (УЭЦН)

СОДЕРЖАНИЕ

лист

Аннотация (русский язык)

Аннотация (английский язык)

ВВЕДЕНИЕ

1.АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ СХЕМ И КОНСТРУКЦИЙ.

1.1.Назначение и технические данные ЭЦН.

1.1.1.Историческая справка о развитии способа добычи.

1.1.2.Состав и комплектность УЭЦН.

1.1.3.Технические характеристики ПЭД.

1.1.4.Основные технические данные кабеля.

1.2. Краткий обзор отечественных схем и установок.

1.2.1.Общие сведения.

1.2.2.Погружной центробежный насос.

1.2.3.Погружные электродвигатели.

1.2.4.Гидрозащита электродвигателя.

1.3.Краткий обзор зарубежных схем и установок.

1.4. Анализ работы УЭЦН.

1.4.1.Анализ фонда скважин.

1.4.2.Анализ фонда ЭЦН.

1.4.3.По подаче.

1.4.4.По напору.

1.5.Краткая характеристика скважин.

1.6.Анализ неисправностей ЭЦН.

1.7.Анализ аварийности фонда УЭЦН.

2.ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА.

2.1.Патентная проработка.

2.2.Обоснование выбранного прототипа.

2.3.Суть модернизации.

3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ.

3.1. Расчет ступени ЭЦН.

3.1.1. Расчет рабочего колеса.

3.1.2. Расчет направляющего аппарата.

3.2.Проверочный расчет шпоночного соединения.

3.3.Проверочный расчет шлицевого соединения.

3.4.Расчет вала ЭЦН.

3.5.Прочностной расчет

3.5.1.Прочностной расчет корпуса насоса.

3.5.2.Прочностной расчет винтов страховочной муфты.

3.5.3.Прочностной расчет корпуса полумуфты.

4.ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ ОТ

5.БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА.

6.Литература.

7. Приложение 1

8.Приложение 2

9.Приложение 3

10.Приложение 4

11. Приложение 5.

ВВЕДЕНИЕ

УЭЦН предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и
используется для форсирования отбора жидкости. Установки относятся к
группе изделий II, виду I по ГОСТ 27.003-83.

Климатические исполнение погружного оборудования – 5, наземного
электрооборудования – I ГОСТ 15150-69.

Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к данной
скважине. При работе скважины постоянно меняются параметры плата,
призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости: содержание воды,
количество попутного газа, количество механических примесей, и как
следствие, отсюда идет не доотбор жидкости или работа насоса вхолостую,
что сокращает межремонтный период работы насоса. На данный момент
делается упор на более надежное оборудование, для увеличения
межремонтного периода, и как следствие из этого снижение затрат на
подъем жидкости. Этого можно добиться, применяя центробежные УЭЦН вместо
ШСН, так как центробежные насосы имеют большой межремонтный период.

Установку УЭЦН можно применять при откачке жидкости, содержащих газ,
песок, и коррозионо-активные элементы.

1.АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ СХЕМ И КОНСТРУКЦИЙ.

1.1.Назначение и технические данные УЭЦН.

Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из
нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей
нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества
различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы
установок имеют исполнение обычное и повышенной
корозионно-износостойкости. При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости
концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 грамм\литр происходит
засорение насосов, интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие,
усиливается вибрация, попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям,
происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.

Условное обозначение установок:

УЭЦН К 5-180-1200, У 2 ЭЦН И 6-350-1100,

Где У – установка, 2 –вторая модификация, Э – с приводом от погружного
электродвигателя, Ц – центробежный, Н – насос, К – повышенный
коррозионостойкости, И – повышенной износостойкости, М – модульного
исполнения, 6 – группы насосов, 180, 350 – подача м\сут, 1200, 1100 –
напор, м.в.ст.

В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, максимального
поперечного габарита погружного агрегата, применяют ЭЦН различных групп
– 5,5, а 6. Установка группы 5 с поперечным диаметром не менее 121,7 мм.
Установки группы 5 а с поперечным габаритом 124 мм – в скважинах
внутренним диаметром не менее 148,3 мм. Насосы также подразделяют на три
условные группы – 5,5 а, 6. Диаметры корпусов группы 5 – 92 мм, группы 5
а – 103 мм, группы 6 – 114 мм. Технические характеристики насосов типа
ЭЦНМ и ЭЦНМК приведены в приложении 1.

1.1.1.Историческая справка о развитии способа добычи.

Разработка бесштанговых насосов в нашей стране началась еще до
революции. Когда А.С. Артюнов вместе с В.К. Домовым разработали
скважинный агрегат, в котором центробежный насос приводился в действие
погружным электродвигателем. Советские инженеры, начиная с 20-х годов,
предлагали разработку поршневых насосов с поршневым пневматическим
двигателем. Одним из первых такие насосы разработал М.И. Марцишевский.

Разработка скважинного насоса с пневмодвигателем была продолжена в
Азинмаше В.И.Документовым. скважинные центробежные насосы с
электроприводом разрабатывались в предвоенный период А.А.Богдановым,
А.В. Крыловым, Л.И. Штурман. Промышленные образцы центробежных насосов с
электроприводом были разработаны в особом конструкторском бюро по
бесштанговым насосам. Эта организация ведет все работы по скважинным
бесштанговым насосам, в том числе и по винтовым, диафрагменным и др.

Нефтегазодобывающая промышленность с открытием новых месторождений
нуждалась в насосах для отбора из скважины большого количества жидкости.
Естественно, что наиболее рационален лопастной насос, приспособленный
для больших подач. Из лопастных насосов получили распространение насосы
с рабочими колесами центробежного типа, поскольку они давали большой
напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. Широкое
применение скважинных центробежных насосов с электроприводом обусловлено
многими факторами. При больших отборах жидкости из скважины установки
ЭЦН наиболее экономичные и наименее трудоемки при обслуживании, по
сравнению с компрессорной добычей и подъемом жидкости насосами других
типов. При больших подачах энергетические затраты на установку
относительно невелики. Обслуживание установок ЭЦН просто, так ака на
поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не
требующие постоянного ухода.

Монтаж оборудования ЭЦН прост, так как станция управления и
трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла
установки ЭЦН размещают обычно в легкой будке.

1.1.2.Состав и комплектность УЭЦН

Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата
(электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого
плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования
устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции
управления (комплектного устройства) (см. рисунок 1.1.).
Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети
дооптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь
напряжения в кабеле. Станция управления обеспечивает управление работой
насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах.

Погружной насосный агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с
гидрозащитой и компенсатора, опускается в скважину по НКТ. Кабельная
линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель
крепится к НКТ, металлическими колесами. На длине насоса и протектора
кабель плоский, прикреплен к ним металлическим колесами и защищен от
повреждений кожухами и хомутами. Над секциями насоса устанавливаются
обратный и сливной клапаны. Насос откачивает жидкость из скважины и
подает ее на поверхность по колонне НКТ (см. рисунок 1.2.)

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной
колонны НКТ с электронасосом и кабелем, герметизацию труб и кабеля, а
также отвод добываемой жидкости в выходной трубопровод.

Насос погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый не
отличается по принципу действия от обычных центробежный насосов.

Отличие его в том, что он секционный, многоступенчатый, с малым
диаметром рабочих ступеней – рабочих колес и направляющих аппаратов.
Выпускаемые для нефтяной промышленности погружные насосы содержат от
1300 до 415 ступеней.

Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой
металлический корпус. Изготовленный из стальной трубы длиной 5500 мм.
Длина насоса определяется числом рабочих ступеней, число которых, в свою
очередь, определяется основными параметрами насоса. – подачей и
напором. Подача и напор ступеней зависят от поперечного сечения и
конструкции проточной части (лопаток), а также от частоты вращения. В
корпусе секций насоса вставляется пакет ступеней представляющих собой
собрание на валу рабочих колес и направляющих аппаратов.

Рабочие колеса устанавливаются на валу на призматической шпонке по
ходовой посадке и могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие
аппараты закреплены от поворота в корпусе ниппеля, расположенным в
верхней части насоса. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с
приемными отверстиями и фильтром, через которые жидкость из скважины
поступает к первой ступени насоса.

Верхний конец вала насоса вращается в подшипниках сальника и
заканчивается специальной пяткой, воспринимающей нагрузку на вал и его
вес через пружинное кольцо. Радиальные усилия в насосе воспринимаются
подшипниками скольжения, устанавливаемыми в основании ниппеля и на валу
насоса.

В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой
устанавливается обратный клапан и к которой крепится НКТ.

Электродвигатель погружной, трехфазовый, асинхронный, маслозаполненный с
короткозамкнутым ротором в обычном исполнении и коррозионностойком
исполнениях ПЭДУ (ТУ 16-652-029-86). Климатическое исполнение – В,
категория размещения – 5 по ГОСТ 15150 – 69. В основании
электродвигателя предусмотрены клапан для закачки масла и его слива, а
также фильтр для очистки масла от механических примесей.

Гидрозащита ПЭД состоит из протектора и компенсатора. Она предназначена
для предохранения внутренней полости электродвигателя от попадания
пластовой жидкости, а также компенсации температурных изменений объемов
масла и его расхода. (см. рисунок 1.3.)

Протектор двухкамерный, с резиновой диафрагмой и торцевыми уплотнениями
вала, компенсатор с резиновой диафрагмой.

Кабель трехжильный с полиэтиленовой изоляцией, бронированный. Кабельная
линия, т.е. кабель намотанный на барабан, к основанию которого
присоединен удлинитель – плоский кабель с муфтой кабельного ввода.
Каждая жила кабеля имеет слой изоляции и оболочку, подушки из
прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы плоского кабеля
уложены параллельно в ряд, а круглового скручены по винтовой линии.
Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К 38, К 46
круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны с
помощью резинового уплотнения, к токопроводящим жилам прикреплены
наконечники.

Конструкция установок УЭЦНК, УЭЦНМ с насосом имеющим вал и ступени,
выполненные из коррозионностойких материалов, и УЭЦНИ с насосом, имеющим
пластмассовые рабочие колеса и резинометаллические подшипники аналогична
конструкция установок УЭЦН.

При большом газовом факторе применяют насосные модули – газосепараторы,
предназначенные для уменьшения объемного содержания свободного газа на
приеме насоса. Газосепараторы соответствуют группе изделий 5, виду 1
(восстанавливаемые) по РД 50-650-87, климатическое исполнение – В,
категория размещения – 5 по ГОСТ 15150-69.

Модули могут быть поставлены в двух исполнениях:

Газосепараторы: 1 МНГ 5, 1 МНГ5а, 1МНГ6 – обычного исполнения;

Газосепараторы 1 МНГК5, МНГ5а – повышенной коррозионной стойкости.

Модули насосные устанавливаются между входным модулем и модулем-секцией
погружного насоса.

Погружной насос, электродвигатель, и гидрозащита соединяются между собой
фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на
концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

Комплектующие подъемы и оборудование установок ЭЦН приведены в
приложении 2.

1.1.3.Технические характеристика ПЭД

Приводом погружных центробежных насосов служит специальный
маслозаполненный погружной ассинхронный электродвигатель трехфазного
переменного тока с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения
типа ПЭД. Электродвигатели имеют диаметры корпусов 103, 117, 123, 130,
138 мм. Поскольку диаметр электродвигателя ограничен, при больших
мощностях двигатель имеет большую длину, а в некоторых случаях
выполнения секционным. Так как электродвигатель работает погруженным в
жидкость и часто под большим гидростатическим давлением, основное
условие надежной работы – его герметичность (см. рисунок 1.3).

ПЭД заполняется специальным маловязким, высокой диэлектрической
прочности маслом, служащим как для охлаждения, так и для смазки деталей.

Погружной электродвигатель состоит из статора, ротора, головки,
основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах
которой предусмотрена резьба для подсоединения головки и основания
двигателя. Магнитопровод статора собирается из активных и немагнитных
шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагаются обмотка.
Обмотка статора может быть однослойной, протяжной, катушечной или
двухслойной, стержневой, петлевой. Фазы обмотки соединены.

Активная часть магнитопровода совместно с обмоткой создает в
электродвигателей вращающееся магнитное поле, а немагнитная часть служит
опорами для промежуточных подшипников ротора. К концам обмотки статора
припаивают выводные концы, изготовленные из многожильной медного провода
с изоляцией, имеющий высокую электрическую и механическую прочность. К
концам припаивают штежельные гильзы, в которые входят наконечники
кабеля. Выводные концы обмотки соединяют с кабелем через специальную
штежельную колодку (муфту) кабельного ввода. Токоввод двигателя может
быть и ножевого типа. Ротор двигателя короткозамкнутый, многосекционный.
В его состав входят вал, сердечники (пакеты ротора), радиальные опоры
(подшипники скольжения). Вал ротора выполнен из пустотелой калиброванной
стали, сердечники из листовой электротехнической стали. Сердечники
набираются на вал, чередуясь с радиальными подшипниками, и соединены с
валом шпонками. Набор сердечников на валу затянуть в осевом направлении
гайками или турбинкой. Турбинка служит для принудительной циркуляции
масла для выравнивания температуры двигателя на длине статора. Для
обеспечения циркуляции масла на погружной поверхности магнитопровода
имеются продольные пазы. Масло циркуляцией через эти пазы, фильтра в
нижней части двигателя, где оно очищается, и через отверстие в валу. В
головке двигателя расположены пята и подшипник. Переводник в нижней
части двигателя служит для размещения фильтра, перепускного клапана и
клапана для закачки масла в двигатель. Электродвигатель секционного
исполнения состоит из верхней и нижней секций. Каждая секция имеет такие
же основные узлы. Технические характеристики ПЭД приведены в приложении
3.

1.1.4.Основные технические данные кабеля

Подвод электроэнергии к электродвигателю установки погружного насоса
осуществляется через кабельную линию, состоящую из питающего кабеля и
муфты кабельного ввода для сочленения с электродвигателем.

В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить:

Кабель марок КПБК или КППБПС – в качестве основного кабеля.

Кабель марки КПБП (плоский)

Муфта кабельного ввода круглая или плоская.

Кабель КПБК состоит из медных однопроволочных или многопроволочных жил,
изолированных в два слоя полиэтиленом высокой прочности и скрученных
между собой, а также подушки и брони.

Кабели марок КПБП и КППБПС в общей шланговой оболочке состоят из медных
однопроволочных и многопроволочных жил, изолированных полиэтиленом
высокой плотности и уложенных в одной плоскости, а так же из общей
шланговой оболочке, подушки и брони.

Кабели марки КППБПС с отдельно отшлангованными жилами состоят из медных
одно-,многопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтилена
высокого давления и уложенных в одной плоскости.

Кабель марки КПБК имеет:

Рабочее напряжение В – 3300

Допустимое давление пластовой жидкости, МПа – 19,6

Допустимый газовый фактор, м/т – 180

Кабель марки КПБП имеет:

Рабочее напряжение, В – 2500

Допустимое давление пластовой жидкости, МПа – 19,6

Допустимый газовый фактор, м/т – 180

Кабель марки КПБК и КПБП имеет допустимые температуры окружающей среды
от 60 до 45 С воздуха, 90 С – пластовой жидкости.

Температуры кабельных линий приведены в приложении 4.

1.2.Краткий обзор отечественных схем и установок.

1.2.1.Общие сведения

Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачивания
нефтяных скважин, в том числе наклонных, пластовой жидкости, содержащей
нефть и газ, и механической примеси.

Установки выпускаются двух видов – модульные и немодульные; трех
исполнений: обычное, коррозионостойкое и повышенной износостойкости.
Перекачиваемая среда отечественных насосов должна иметь следующие
показатели:

пластовая дикость – смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа;

максимальная кинематическая вязкость пластовой жидкости 1 мм\с;

водородный показатель попутной воды рН 6,0-8.3;

содержание мехпримесей для обычного и коррозионостойкого не более 0,1
г\л, износостойкого не более 0.5 г\л;

содержание сероводорода для обычного и износостойкого не более 0,01 г\л;
корозионостойкого до 1.25 г\л;

максимальное содержание полученной воды 99%;

свободного газа на приеме до 25%, для установок с модулями –
сепараторами до 55%;

максимальная температура добываемой продукции до 90С.

В зависимости от поперечных размеров применяемых в комплекте установок
погружных центробежных электронасосов, элетродвигателей и кабельных
линий установки условно делятся на 2 группы 5 и 5 а. С диаметрами
обсадных колонн 121.7 мм; 130 мм; 144,3 мм соответственно.

Установка УЭЦ состоит из погружного насосного агрегата, кабеля в сборе,
наземного электрооборудования – трансформаторной комилентной подстанции.
Насосный агрегат состоит из погружного центробежного насоса и двигателя
с гидрозащитой, спускается в скважину на колонне НКТ. Насос погружной,
трехфазный, асинхронный, маслозаполненный с ротором.

Гидрозащита состоит из протектора и компенсатора. Кабель трехжильный с
полиэтиленовой изоляцией, бронированный.

Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой
фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на
концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

1.2.2. Погружной центробежный насос.

Погружной центробежный насос по принципу действия не отличается от
обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости.
Отличие в том, что он многосекционный с малым диаметром рабочих ступеней
– рабочих колес и направляющих аппаратов. Рабочие колеса и направляющие
аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из модифицированного
серого чугуна, насосов коррозионностойких – чугуна типа «нирезист»,
износостойких колес – их полиамидных смол.

Насос состоит из секций, число которых зависит от основных параметров
насоса – напора, но не более четырех. Длина секции до 5500 метров. У
модульных насосов состоит из входного модуля, модуля – секции. Модуль –
головки, обратного и спускного клапанов. Соединение модулей между собой
и входного модуля с двигателем – фланцевое соединение (кроме входного
модуля, двигателем или сепаратором) уплотняются резиновыми манжетами.
Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом
входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя
осуществляется шлицевыми муфтами. Валы модулей-секций всех групп насосов
имеющих одинаковые длины корпусов унифицированы по длине.

Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и
направляющих аппаратов), верхнего и нижнего подшипников, верхней осевой
опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Ребра
предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических
повреждений.

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

Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется
внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана, с
другой стороны – фланец для подсоединения к модулю-секции, двух ребер и
резинового кольца.

В верхней части насоса имеется ловильная головка.

Отечественной промышленностью выпускаются насосы с подачей (м/сут):

Модульные – 50,80,125,200.160,250,400,500,320,800,1000.1250.

Немодульные – 40.80,130.160,100,200,250,360,350,500,700,1000.

Следующих напоров (м) – 700, 800, 900, 1000, 1400, 1700, 1800, 950,
1250, 1050, 1600, 1100, 750, 1150, 1450, 1750, 1800, 1700, 1550, 1300.

1.2.3. Погружные электродвигатели

Погружные электродвигатели состоят из электродвигателя и гидрозащиты.

Двигатели трехфазные, ассинхронные, короткозамкнутые, двухполюсные,
погружные, унифицированной серии. ПЭД в нормальном и коррозионном
исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5,
работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в
качестве привода погружных центробежных насосов.

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

мехпримесей не более 0.5 г/л;

свободного газа не более 50%;

сероводорода для нормальных, не более 0.01 г/л, коррозионностойких до
1,25 г/л;

Гидрозащитное давление в зоне работы двигателя не более 20 МПа.
Электродвигатели заполняются маслом с пробивным напряжением не менее 30
КВ. Предельная длительно допускаемая температура обмотки статора
электродвигателя (для двигателя с диаметром корпуса 103 мм) равна 170 С,
остальных электродвигателей 160 С.

Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего,
среднего и нижнего, мощностью от 63 до 630 КВт) и протектора.
Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки с токовводом,
корпуса.

1.2.4. Гидрозащита электродвигателя.

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой
жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации объема
масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи
крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса. Существует
несколько вариантов гидрозащиты: П, ПД, Г.

Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого исполнений.
Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита
открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения
специальной барьерной жидкости плотностью до 21 г/см, обладающий
физико-химическими свойствами с пластовой жидкостью и маслом.

Гидрозащита состоит из двух камер сообщенных трубкой. Изменение объемов
жидкого диэлектрика в двигателе компенсируется перетоком барьерной
жидкости из одной камеры в другую. В гидрозащите закрытого

типа применяются резиновые диафрагмы. Их эластичность компенсирует
изменение объема масла.

1.3. Краткий обзор зарубежных схем и установок.

Наиболее крупными фирмами, выпускающими погружные центробежные насосные
установки являются «Реда ламп», «Оил дайнемикс».

Погружные центробежные насосы применяются для добычи нефтепродуктов в
ряден стран.

Насосы имеют по 2 верхние и 2 нижние секции.

Рассчитаны на работу в скважинах:

с температурой до 95С;

содержание мехпримесей не более 0,5г\л;

сероводорода до 1,25 г\л;

свободного газа на приеме насоса до 35%.

После определения производительности скважины выбирается насос
соответствующего размера. Характеристиками рабочего колеса центробежного
насоса являются большое давление сверху вниз при низком уровне дебита.
Чтобы продлить срок службы насоса, фирма ОДИ рекомендует использовать
специальное оборудование, если предполагается значительное содержание
песка – гофрированный резиновый подшипник – используется для осевой
поддержки насоса. Резина обеспечивает прочную упругую поверхность
осевого подшипника. Такая поверхность позволяет частица песка
перекатывается по поверхности подшипника, не царапая ее. Канавки
обеспечивают отвод для частиц песка, которые затем вымываются из
подшипника. Если насос теряет осевую стабильность, вал начинает
вращаться эксцентрично, что приводит к увеличению боковой нагрузки и
эксцентричному вращению опорных шайб и сокращает срок службы насоса до
нескольких часов.

Опорные модули с заполненными опорными колесами и подшипниками
обеспечивают осевую и радиальную поддержку насоса благодаря
износостойким материалам, намного тверже песка, устойчивым к воздействию
агрессивных газовых и химических сред.

Насосы фирмы ОДИ отличаются от других зарубежных образцов:

две опорные ступени насоса;

валы секций не имеют своей пяты и, упираясь, друг в друга образуют вал,
который передает осевую нагрузку на пяту расположенную в протекторе;

валы соединяются между собой с помощью зацепления;

вал, общей длиной более 24 метров имеет только одну осевую опору в
нижней части и подвергается продольному изгибу;

в каждой двенадцатой ступени размещены бронированные втулки.

Фирма выпускает насос двух габаритов: 139.7 мм и 177.8 мм (диаметры
обсадных колонн) следующих типов ( таблица 1.1)

Таблица 1.1.

Тип

насоса Наружный

Диаметр,

(мм) Максимальная мощность на валу насоса, КВт Номинальная подача,

м/сут Допустимое давление на пяту,

м.в.ст.

R 3

30-50 3862

RC 5

50-73

RA 7

90-125

R 9

109-133

RC 12 101,6 200 133-186

R 14

150-212

RA 16

186-239

RA 22

239-311

R 32

311-437 2652

R 38

437-570 1676

Двигатель фирмы отличается конструкцией – число пазов ротора и статора
18 и 23 соответственно, у других соответственно 18 и 16. Двигатели очень
чувствительны к температуре, имеют малый температурный запас. Очень
важна скорость обливающей их жидкости, фирма специально оговаривает
диаметры скважин, в которые ставят ее двигатели. Фирма ODI
предусматривает регуляторы частоты вращения двигателя и считается, что
плавный пуск защитит двигатель, хотя есть вероятность того, что высокий
ток на отдельных фазах может выбить пробки. В общем. Технические
характеристики у двигателей фирмы ODI ниже, чем у отечественных
двигателей.

Фирма ODI скопировала советские протекторы ГД и 1Г51. Она использует к
гидрозащите вихревые газосепараторы KGV и RGV, если объем свободного
газа на приеме достигает 10%. Используются для определения влияния
повышенного содержания газа на работу насоса (рабочие характеристики
вихревых газосепараторов).

Фирма ODI не является лучшей фирмой, представляющей на мировом рынке
погружные центробежные насосы, но и не является плохой фирмой.

Более конкретно о технических данных насосов фирмы ODI представлено в
приложении.

При разработке конструкции ступеней насосов фирма уделяет особое
внимание проблеме защиты от абразии.

1.В ODI используется особая конструкция диффузора во всех ступенях
насосов 55 и 70 серий для того, чтобы исключить попадание песка в
область опорной втулки.

Конструкция ступени фирмы ODI представлена на рис.1.4.

1 – балансная гидравлическая конструкция устраняет необходимость
балансных отверстий;

2 – пьедестальная конструкция позволяет плавный проток жидкости в
рабочее колесо;

3 – поскольку в нормальном режиме рабочее колесо давит на опору сверху,
такая конструкция препятствует попаданию песка в область между втулкой
рабочего о поры диффузора;

4 – две опоры с феноловыми шайбами уменьшают радиальную нагрузку и
увеличивают продолжительность службы шайб.

1.4.Аанализ работы ЭЦН..

1.4.1.Анализ фонда ЭЦН по АО “Сургутнефтегаз”

Таблица 1.1.

состояние всего Т И П О Б О Р У Д О В А Н И Я

ЭЦН5-20 ЭЦН5-30 ЭЦН5-80 ЭЦН5-125 ЭЦН5М-50 ЭЦН5-250 ЭЦН5А-250 ЭЦН5А-400
ЭЦН5А-500 ЭЦН5А-16 ЭЦН5А-25 Центрилифт ODI ВНН ЦУНАР прочие

Спущено в скважину 7769 302 27 1535 843 3891 360 148 73 33 17

6 105 387 42 0 0

В работе 6857 221 25 1372 768 3372 333 139 65 31 8 2 105 375 41 0 0

В простое 912 81 2 163 75 519 27 9 8 2 9 4 0 12 1 0 0

1.4.2 Анализ фонда скважин.

1.4.3. По подаче.

За последние годы было выпущено около 1042 насосов типа ЭЦН, из них :

2,5% – ЭЦН 20

38,9% – ЭЦН 50

15,0% – ЭЦН 80

12,1% – ЭЦН 125

1,7% – ЭЦН 160

7,6% – ЭЦН 200

7,3% – ЭЦН 250

2,5% – ЭЦН 360

11,3% – ЭЦН 500

Таблица 1.2.

Типоразмер Фонд

на 1.01.97 Типоразмер

Фонд

на 1.01.97

ЭЦН 30 25 ЭЦН 200 76

ЭЦН 50 389 ЭЦН 250 73

ЭЦН 80 150 ЭЦН 360 25

ЭЦН 125 121 ЭЦН 500 113

ЭЦН 160 17 Всего 989

Импортного производства:

Таблица 1.3.

Типоразмер

Фонд

на 1.01.97 Типоразмер Фонд

на 1.01.97

R – 3 6 RA – 16 1

RC – 5 9 RA – 22 1

RA – 7 5 R – 32 2

R – 9 6 R – 32 10

RC – 12 7 Всего ODI 53

R – 14 6

1.4.4.По напору.

По напору насосы распределились следующим образом:

35,7% – напор 1300 метров

17,8 – напор 1200 метров

напор 1400 метров

напор 1700 метров

напор 900 метров

напор 750 метров

напор 100 метров

В настоящее время растет необходимость в напоре 1300, 1700, 1800 метров
с подачей 30.50 кубических метров.

1.5. Краткая характеристика скважин

Скважины бурились на месторождениях кустовым способом, все
наклонно-направленные. Средняя глубина до 3000 метров. Угол наклона
скважины до 45. Глубина спуска насоса колеблется в пределах от 1200 до
1700 метров.

Динамический уровень:

-самый малый – устье;

-самый большой – > 1000 метров.

Динамический уровень в основном колеблется в пределах от 0 до 800
метров. В настоящее время наблюдается все большее снижение уровня нефти
в скважинах месторождений, увеличение числа скважин с динамическим
уровнем больше одного километра.

Распределение фонда УЭЦН по динамическим уровням за 1996 год
представлено в таблице 1.4.

Таблица 1.4.

0-200 201-400 401-800 801-1000 >1000 всего действ.

фонд.

193 152 389 166 115 1015 1115

17,3% 13,6% 34,9% 14,9% 10,3% 91,0% 100%

1.6.Анализ неисправностей ЭЦН.

На предприятиях используются как модульные, так и немодульные насосные
установки.

К неисправностям насосных установок можно отнести следующие
неисправности:

– реже всего выходит из строя гидрозащита, основной поломкой является
прорыв резиновой диафрагмы;

– двигатели выходят из строя из-за пробоя статора нижнего или верхнего
оснований, а также коррозии корпуса;

– насос выходит из строя чаще всего из-за засорения мехпримесями, быстро
изнашивается вал насоса.

Распределение отказов УЭЦН по укрупненным причинам за 1997 год
представлен в таблице 1.5.

Таблица 1.5.

причины НГДП

Нет подачи 200

R – 0 1020

Клин 15

Негерметичность НКТ 32

прочие 48

ВСЕГО 1315

Причины отказа погружных насосов выглядят следующим образом:

Таблица 1.6.

№ Причины отказа 1996 г. 1995 г

1 Мехповреждение кабеля 71 69

2 Засорение мехпримесями 162 118

3 Агрессивная среда 1 7

4 Негерметичность НКТ 14 7

5 Несоответствие кривизны 6 27

6 Некачественное глушение 2 2

7 Электроснабжение 3 6

8 Нарушение э/колонны 1 2

9 Некачественный монтаж 29 65

10 Полет ЭЦН 7 1

11 Комплектация несоотв. заявке 26 18

12 Бесконтрольная эксплуатация 39 35

13 ГТМ 17 4

14 Причина не выявлена НГДП 59 53

15 Прочие 91 –

Итого по вине НГДП 528 414

16 Брак ремонта кабеля 7 12

17 Брак ремонта ПЭД 9 8

18 Брак ремонта гидрозащиты 1 4

19 Брак ремонта насоса 1 –

20 Скрытый дефект оборудования 31 13

21 Причина не установлена ЭПУ 3 1

Итого по вине ЭПУ 52 38

НДП + ЭПУ

Спорные

Заводской брак 5 14

Итого отказов 585 466

Из таблицы видно, что самым значительным техническим фактором, влияющим
на работу установок ЭЦН. И являющимися причинами выхода из строя можно
назвать мехповреждения кабеля, засорение примесями, некачественный
монтаж, а также несоответствие кривизны ствола скважины, и
бесконтрольное эксплуатация. Отсюда следует, что забивание мехпримесями
является важным фактором влияющим на срок службы насоса, а борьба с ними
должна привести к увеличению межремонтного периода установки. За 1997
год межремонтный период и наработки на отказ имеют следующие значения:

Таблица 1.7.

Эксплуат.

фонд Действ.

фонд Отказы Наработка

на отказ Кол-во

ремонтов МРП Средний дебет Обводненность

1995 1996 1995 1996 1995 1996 1995 1996 1995 1996 1995 1996 1995 1996
1995 1996

1576 1431 1168 1115 1172 1315 264 266 1226 1224 310 310 114.5 122.6 89,0
90,4

1.7.Анализ аварийного фонда по НГДУ «Лянторнефть»

В 1997 году произошло 60 полетов на 60 скважинах оборудованных
установками электроцентрированных насосов. За прошедшие 5 лет наметилась
тенденция увеличения количества аварий по фонду УЭЦН. В отчетном году
аварийность повысилась на 16 скважин, по сравнению с аналогичным
периодом 1996 года. Большая часть полетов произошли в результате
расчленения фланцевых соединениях УЭЦН – 48%. Здесь следует выделить
обрывы по шпилькам между секциями насоса – 25% и метод ПЭД и протектором
гидрозащиты – 10%. Следующая группа обрывов – обрывы по НКТ. Основная
доля обрывов приходится на нижнюю и верхнюю часть колонны НКТ,
соответственно – 44% и 38%. Все остальные аварии относятся к категории
частных случаев. Последняя большая группа аварий – это аварии по причине
слома по телу узлов УЭЦН. По данной причине 4 полета получено в
результате слома по телу корпуса секций насосов, 3 – по корпусу
гидрозащиты, 1 – по телу ловильной головки. Сломы по «шейки насосов»
возросли с 1 полета в 1996 г до 5 в 1997 году. Проводя анализ
эксплуатации аварийного фонда скважин УЭЦН достаточно четко
просматривается влияние осложняющих факторов на работу УЭЦН ставших
причиной полета на этих скважинах. В первую очередь, львиная доля
полетов получена на таких пластах, как А 4-5 и А 2-3, где наблюдается
интенсивный вынос мехпримесей и высока степень коррозии. Высокое
содержание мехпримесей в добываемой жидкости наблюдается практически по
всем скважинам аварийного фонда, особенно на момент запуска и первых
дней эксплуатации. Более того по ряду скважин в период работы
содержание мехпримесей не только остается на одном уровне, но и
увеличивается. Снижение выноса мехпримесей говорит о том, что установка
начала снижать свою производительность из-за износа рабочих органов
насоса.

Основными причинами аварий являются следующие факторы:

1.Повышенное содержание мехпримесей в добываемой жидкости как после
ремонта, так и в процессе эксплуатации, что вызывает интенсивный износ
оборудования, что в свою очередь повышает вибрационные нагрузки.

2.Некачественные крепежные материалы, применяемые при монтаже УЭЦН,
которые не выдерживают вибрационные нагрузки в процессе работы. Монтаж
зачастую проводится крепежными материалами не соответствующими ГОСТ.

3.Увеличение полетов 1997 году связано также низким уровнем обеспечения
нефтепромысловым оборудованием, в результате чего не обновляется парк
подземного оборудования.

4.Недостаточным контролем со стороны технических служб ДАОЗТ за режимом
работы скважин.

5.«Спутник».

Предлагаемые меры по сокращению аварийности:

1.Повышать контроль за работой скважин, особенно по пластам А 4-5 и А

2-3. Здесь необходимо 1 раз в месяц отбирать пробу добываемой местности
на анализ содержания мехпримесей (по пластам А 4-5 и А 2-3 2 раза в
месяц), 2 раза в месяц (в начале и в конце) контролировать УЭЦН по
динамическому уровню.

2.Производить спуск УЭЦН на заданную глубину (7-10 метров) только с
замером НКТ, что исключит попадание установки в зону повышенной
кривизны.

3.Рассмотреть вопрос о приобретении НКТ с антикоррозийным покрытием для
спуска в скважину коррозийного фонда.

4.Увеличить процент обновляемости парка подземного ремонта.

5.При ПДС производить зачистку резьбы труб и муфт перед свинчиванием,
более качественно проводить отбраковку НКТ по износу резьбовых
соединений.

6.Возбновить работу ПДК по авариям, более детально подойти к
расследованию причин полетов.

Подробное распределение отказов представлено в приложении 5.

2. ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА

2.1. Патентная проработка

М.М. Трусов, В.Я. Райт, и др. Авторское свидетельство № 597785, №

21, 1976 г. с.4. «Скважинная насосная установка».

Изобретение относится к гидромашиностроению и может быть использовано в
конструкциях скважинных насосных установок, предназначенных для
откачивания сред, содержащих механические примеси.

Цель изобретения – уменьшение габаритов и металлоемкости установки, а
также повышение степени очистки перекачиваемой среды.

Поставленная цель достигается тем, что в скважинной насосной установке,
содержащей центробежный насос, размещенный под ним электродвигатель,
установленный на выходе насоса гидроэлеватор с наружным кожухом и
камерой смещения и деформируемый пакер, последний расположен выше
гидроэлеватора, в наружном кожухе гидроэлеватора выполнены отверстия и
его камера смешения сообщена с областью всасывания насоса посредством
упомянутых отверстий, а электродвигатель снабжен спиральной направляющей
на его наружной поверхности.

2.О.М. Юсупов, М.Д. Валеев и др. Авторское свидетельство № 1019111,

№ 19, 1982 г., с 4. «Способ запуска центробежного насоса».

Изобретение относится к гидромашиностроению и может быть использовано
при эксплуатации центробежных насосов для подъема жидкости из скважины.

Цель изобретения – упрощение технологии запуска.

Указанная цель достигается тем, что согласно способу запуска
центробежного насоса, откачивающего газированную жидкость и
установленного в скважине на колонне подъемных труб, подключенной в
верхней части к выкидной линии и затрубному пространству скважины,
включающему создание положительной разности давлений на выходе и выходе
насоса, раскрутку ротора последнего в турбинном режиме жидкостью,
перетекающей из затрубного пространства в колонну подъемных труб под
действием созданной разности давлений, и включение электродвигателя
насоса, предварительно отключают колонну труб от выкидной линии и
затрубного пространства, а создание положительной разности давлений
осуществляют путем выпуска газа на верхней части колонны труб.

Ю.Г.Вагапов, А.А.Ланкин и др. Авторское свидетельство № 808698,

№ 8, 1981 г., с.4. «Погружной электроцентробежный агрегат».

Изобретение относится к насосостроению и может найти применение в
погружных электроцентробежных насосах, предназначенных, например, для
добычи нефти из скважин.

Цель изобретения – обеспечение возможности обратной прокачки жидкости
через насос и измерения давления на приеме насоса.

Указанная цель достигается тем, что насос дополнительно содержит муфту,
закрепленную над обратным клапаном, в которой размещен специальный груз
со штоком в нижней части, проходящим через отверстие седла клапана,
причем груз имеет сквозное отверстие.

Л.А.Чернобай, А.М. Романов и др. Авторское свидетельство №

1028893, № 26, 1981 г., с 4. «Погружной центробежный насосный
агрегат».

Изобретение относится к гидромашиностроению, более конкретно к
конструкциям насосных установок для подъема минерализованных жидкостей,
например обводненной нефти, из скважины.

Цель изобретения – повышение долговечности при использовании агрегата
для перекачивания обводненной нефти.

Поставленная цель достигается тем, что в погружном центробежным агрегате
излучатель снабжен расположенным по обе стороны от него кольцевыми
камерами, сообщенными с отверстиями.

5. С.А. Войтко, А.А. Гунин и др. Авторское свидетельство № 1083696,

1981 г., с.3. «Скважинная насосная установка».

Изобретение относится к области гидромашиностроения и может быть
использовано в конструкциях насосных установок, предназначенных для
откачивания жидкости с механическими примесями из скважин.

Цель изобретения – в повышении надежности и уменьшения габаритов
установки.

Поставленная цель достигается тем, что в скважинной насосной установке,
содержащей установленный на колонне подъемных труб насос, размещенный на
выходе последнего пескоотстойник, снабженный в нижней части нормально
открытым клапаном, и обводную трубу, нижний конец которой
непосредственно сообщен с выходом насоса, а верхний через обратный
клапан – с полостью колонны труб, обводная труба расположена внутри
пескоотстойника, а нормально открытый клапан выполнен подпружиненным и
имеет внутреннюю

полость, уплотненную относительно полости колонны труб и гидравлически
связанную с выходом.

2.2.Обоснование выбранного прототипа.

Большое значение имеют погружные центробежные насосы для нефтедобывающей
промышленности. Скважины, оборудованные установками погружных
центробежных электронасосов, выгодно отличаются от скважин,
оборудованных глубинонасосными установками. Применение такого
оборудования позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после
бурения в любой период года, без больших затрат времени и средств на
сооружение фундаментов и монтаж тяжелого оборудования. Спуск
электронасоса в скважину отличается от обычного для промыслов спуска НКТ
лишь наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам, сборка же
самого электронасоса на устье скважины очень проста и занимает по нормам
не более 2-3 часов.

Характерной особенностью погружных центробежных насоса является простота
обслуживания, экономичность, относительно большой межремонтный период их
работы.

Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса,
двигателя и гидрозащиты спущен на колонне НКТ в скважину. Насосный
агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на
поверхность по колонне НКТ. Кабель в сборе, обеспечивает подвод
электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и
колоне НКТ хомутами. Насос погружной, центробежный, модульный,
многоступенчатый, вертикального исполнения.

Базовой моделью для моего усовершенствования является УЭЦН 5 50-1300,
так как на основании проведенного анализа полетов УЭЦНМ в АО
«Сургутнефтегаз» видно, что влияние вибрации в модульных насоса ЭЦН
приводит к обрыву болтов во фланцевых соединениях, не только самого
верхнего, но и ниже. На основании этого предлагается конструкция
противополетного устройства, устанавливаемого на каждое фланцевое
соединение насосного агрегата, описанное далее.

2.3.Суть модернизации.

Страховочные муфты предназначены для предотвращения падения установок в
скважину при ее расчленении по фланцевому соединению.

Устанавливаются страховочные муфты между модуль-секциями насоса (кроме
соединения входной модуль – модель-секция) и между модуль-головкой и
модуль секцией. Если применяется противополетная головка.

Монтаж-демонтаж установок производится согласно «Инструкции по
монтажу-демонтажу на устье скважин погружных электроцентробежных насосов
для добычи нефти» со следующими дополнениями.

После соединения верхней и нижней секций, приподнять агрегат и
установить на фланцевом соединении страховочную муфту в следующей
последовательности:

1.Вывинтить стягивающие винты из корпуса муфты для рассоединения двух
частей.

2.Установить обе части муфты на фланцевое соединение винтами вниз так,
чтобы срезанная плоскими часть муфты находилась под кабелем.

3.Соединить часть муфты винтами при помощи шестигранного ключа, и
расклинить винты со стороны разрезанной части, для предотвращения
самопроизвольного развинчивания.

Аналогично установить муфту при наличии многосекционного насоса между
всеми модулями.

Демонтаж муфты осуществить следующим образом:

1.Сжать плоскогубцами расклиненные концы винтов.

2.Вывинтить винты из корпуса страховочные муфты, разъединить части муфты
и снять их.

3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

3.1.Расчет ступени ЭЦН

3.1.1.Расчет рабочего колеса.

При расчете ступени погружного центробежного насоса всегда известны
подача и напор насоса, скорость вращения вала и диаметр обсадной колонны
скважины для работы в которой предназначен насос. (1)

Подача, Q – 30 м\сут.

Напор, H – 1300 м.

Частота вращения вала, n – 3000 об\мин.

Внутренний диаметр корпуса насоса, d – 82 мм.

Внутренний диаметр корпуса ступени, d – 76,5 мм.

После того, как установлен внутренний диаметр ступени, можно приступать
непосредственно к расчету проточной части рабочего колеса и других
размеров.

Для этого необходимо выполнить следующее:

а) Определить наибольший внешний диаметр рабочего колеса D max

D2max=Dвн.–25,
(3.1.)

где, S – радиальный зазор между внутренней стеной корпуса ступени

D вн. и наибольшим диаметром рабочего колеса D max.

Этот зазор выбираем в пределах S=2-3 мм

б) Определим приведенную подачу рассчитываемой ступени:

Qприв.=2800( 90 )3 Q,
(3.2)

n D2max

где, 2800 – приведенная скорость вращения единичного насоса в об\мин.

90 – наибольший внешний диаметр рабочего колеса единичного

насоса в мм.

n – число оборотов вала, об\мин.

Q – рассчитываемая подача, л\с.

в) Определяем диаметр втулки при входе в рабочее колесо:

Dвт.=Кdвт*D2max,
(3.3)

где, K d вт – коэффициент, соответствующий полученному значению

Q прив, 0,31.

После определения диаметра втулки необходимо проверить возможность
размещения вала насоса.

При этом должно быть соблюдено условие:

D = d + 2 ? вт.,

где, D вт – диаметр втулки, мм;

D в – диаметр вала насоса, мм;

?вт. – толщина ступени втулки (для погружных центробежных насосов с
диаметром корпуса 92-150, можно принять Sвт=2-4 мм);

г) Определяем наибольший диаметр входных кромок лопастей D1 max по
уравнению:

D1max=D2max

KD1max (3.4)

где, КD1 max – коэффициент, определенный для Q прив, 2,3;

в) Определяем диаметр входа D в рабочее колесо:

D0=КD0*D1max,
(3.5)

К – коэффициент диаметра входа в рабочее колесо для данного

Qприв, 0,96;

е) Определяем наименьший диаметр входных кромок лопастей рабочего колеса
D2 min:

D2min=?D2вн.ст.–1*(D2max)2*Fприв

0,78590
(3.6)

где, Fприв – приведенная площадь без лопаточного кольца между стенкой

корпуса ступени Dвн.ст. и ободом верхнего диска рабочего колеса

D2 min. Находят для Q Fприв = 1600 мм.

ж) Определяем наименьший диаметр входных кромок лопастей D1min:

D1min= D2max

KD1min
(3.7.)

где, KDmin – коэффициент определяемый для Qприв.

з) Определяем высоту канала b на выходе из рабочего колеса.

в=Кb2*D2max,
(3.8)

где, Кb2 – коэффициент, определяемый для Q, 0,016;

и) Определяем высоту канала b1 на входе в рабочее колесо.

b1=Kb1*D2max,
(3.9)

Кb1 – коэффициент, определяемый для Q, 0,036;

к) Напор ступени определяют по коэффициенту окружной скорости

Кv2окр., пользуясь уравнением:

Kv2окр.=V2окр.max
(3.10)

60?2gH

где, V2окр. – окружная скорость на диаметре D2max рабочего колеса;

Кv2окр.= ?D2ср.*n

60?2gH
(3.11)

где, K v2окр. – коэффициент окружной скорости, Кv2окр. = 1,33;

D2ср. – внешний диаметр рабочего колеса, мм;

п – число оборотов вала, об/мин;

g – ускорение свободного падения, м/с;

л) Определяем коэффициент быстроходности ступени;

м) Определяем конструктивные углы ?1 и ?2 от быстроходности ступени.

Расчет колеса:

а) D2max=Dвн.ст. – 2S

В2max=76,5-2*2

D=72,5 мм;

б)Qприв = 2800 (90 )3 *Q;

n D2max

Qприв = 2800 ( 90 )3 * 0,347;

3000 72,5

Qприв=0,6196 л\с;

в) d вт.=Кdвт*D2max

dвт=0,31*72,5

dвт=22,475 мм;

dвт=dв + 2?вт.

dвт=17+2*2/5

dвт= 22 мм;

г)D1max= D2max

KD1max

D1max=72,5

2,3

D=31,52 мм;

д) D0=К0*D1max;

D0=0,96*31,52;

D0=30,26 мм;

е) D2min=?D2 вн.ст. – 1 (D2max)2 *Fприв.

0,785 90

D2min=?76,52 – 1 (72,5)2 *1600

0,785 90

D2min=67,3 мм;

ж) D1min= D2max

KD1min

D1min= 72,5

2,2

D1min=32,95 мм;

з) b2=Кb2 * D2max;

b2=0,016*72,5

b2=1,16 мм;

и) b1=Кb1*D2max

b1=0,036*7,25=2,61 мм;

к) Н=(?Dср.* Н)2 * 1

60*КН2 2g

Н=(3,14*0,0725*3000) * 1

60*1,33 2*9,81

Н=3,73 м;

л) Hs=60;

м) ?1=27;

?2=53;

3.1.2. Расчет направляющего аппарата.

Осевой направляющий аппарат ступени погружного центробежного насоса
рассчитывают следующим образом:

а) Определяем приведенную подачу и по ней определим приведенную, а затем
действительную высоту рассчитываемой ступени:

lприв=22;

l=lприв.*D2max
(3.12)

б) Определяем высоту междулопаточных каналов:

b3пр.=90*b3
(3.13)

D2max

где, b3пр.- приведенная высота от приведенной подачи, 3.3;

b3пр.= b3прив.* D2max

в) Находим диаметр диафрагмы D направляющего аппарата:

F”прив.=0,7859(D2вн.ст.-D2)*(90)2
(3.14)

D2max

где, F”прив-приведенная площадь кольца внутренней стенкой корпуса

ступени и диаметром ступени, 800;

D3=?D2 вн.ст. – F’’прив. * (D2max)2

0,785
90

Расчет направляющего аппарата:

а) l=l прив. * D2max

l=22*72,5

l=17,7 мм;

б) b3=b3прив.*D2max

b3=3,3 * 72,5

b3=2,66 мм;

в) D3=?D2 вн.ст. – F’’ (D2max)2

0,785 90

D3=?76,52 – 800 (72,5)2

0,785 90

D3=72,04 мм;

КПД ступени 0,38

3.2.Проверочный расчет шпоночного соединения.

Шпоночное соединение проверяется по боковым граням шпонки под действием
окружного усилия, передаваемого рабочему колесу:

?=2Mр.к.D(h-t)*l
(3.15)

где, Мр.к. – момент передаваемый рабочему колесу.

D – диаметр вала;

t – глубина паза по валу;

l – длина посадочной части рабочего колеса;

h – высота шпонки.

Момент, передаваемый рабочему колесу определяется из мощности
передаваемой двигателем насосу. Мощность двигателя выбирают по основным
параметрам насоса. К основным параметрам относятся подача, напор, КПД.
Для определения напора необходимо определить количество ступеней
находящихся в насосе. Количество ступеней можно определить следующим
образом. Существует 5 видов секций отличающихся длиной, в зависимости от
длины в каждой секции располагаются различное число ступеней. Для
расчета возьмем следующий насоса: ЭЦН М-5-50-1300 состоящий из 2-х
секций № 2 и № 5, в некоторых расположено 264 ступени, в секции № 2
расположено 73 ступени, а в секции № 5 расположено 192 ступени. Длина
одной ступени ЭЦН 50 – 24 мм. Ступени насоса в секциях располагаются в
пределах:

L=n*l
(3.16)

где, n – число ступеней;

l – длина одной ступени;

L = (72*24) + (192*24)

L = 1728 + 4608

L = 6336 мм

Длина одной ступени ЭЦН – 30 равна 17,5 мм, в секциях расположится:

nр=L
(3.17)

где, np – число ступеней, рассчитываемого насоса в двух секциях;

lp – длина одной ступени ЭЦН – 30.

np=6336

17,5

np=362 ступени

Значит в секции № 2 расположится 99 ступеней, а в секции № 5
расположится 263 ступени. Напор одной ступени равен 3,73 м. Общий напор
равен произведению количества ступеней на напор одной ступени:

H=N*h
(3.18)

где, h-напор одной ступени

H=362*3,73

H=1350,26 м

H=1350 м.

Гидравлическая мощность насоса равна:

Nг=Q*H*j
(3.19)

102 *?

где, Q – подача насосной установки;

H – напор насоса

j-относительный удельный вес жидкости

?-КПД насоса;

Q = 30 м3 /сут =3,5*10-4 м3 /с

Н = 1350 м

j=1900 кг/м3

?=0,43

Nг=3,5*10-4 *1350*1300

102*0,43

Nг =15 КВт

Мощность двигателя должна быть:

Nд ? 1,05 Nг,
(3.20)

где Nд – мощность двигателя;

Nг – гидравлическая мощность насоса;

Nд = 1,05*15

Nд=15,8 КВт

По (1) подбираем двигатель, соответствующий условию отраженному в
формуле (3.20):

Двигатель ЭД 20-103

Мощность двигателя Nд=20 КВт.

Момент, передаваемый на рабочее колесо:

Мр.к.=Nдв.
(3.21)

Nz*n

где, Nдв. – мощность подобранного двигателя;

Nz – число рабочих колес, установленных в насосе;

n – число оборотов вала насоса;

Nz =362 ступени

n=2840 об/мин=47,33 об/сек

Мр.к. = 20*103

362*47,33

Мр.к.=1,17 Вт.

Расчет шпонки на смятие производится по формуле (3.15):

?см.= 2Мр.к.

D (h-t)*l

Мр.к.=1,17 Вт.

D=17мм=0,017 м

l=10мм=0,01 м

h=1,6мм=0,0016 м

t=0,8мм=0,0008 м

?см= 2*1,17

0,017(0,0016-0,0008)*0,01

?см.=17205881 Н/м2

?см.=17,2 Мпа

Шпонка представляет собой кружок твердый, вытянутый, изготовленный из
латуни марки П63. Сопротивление латуни этой марки разрыву:

?в=75-95 кгс/мм2

?в=750-950 МПа

Сопротивление смятию находится в пределах 1/2 ?в, запас прочности на
смятие нас удовлетворяет.

3.3.Проверочный расчет шлицевого соединения.

Шлицевое соединение проверяется на смятие по формуле:

?см.=Т
(3.22)

0,75z Асм*Rср.

где, Т – передаваемый вращаемый момент;

z – число шлицев;

Ам – расчетная поверхность смятия;

Rср. – средний радиус шлицевого соединения.

Средний радиус шлицевого соединения определяется как:

Rср.=0,25 (D+d)
(3.23)

где, d-диаметр впадин шлицев, ;

D-максимальный диаметр шлицев;

D=0,017 м

d=0,0137 м

Rср.=0,25 (0,017+0,137)

Rср.=0,007675 м

Расчетная поверхность смятия равна:

Асм.=(D-d-2?)*l
(3.24)

где, ?-фаска на шлицах;

l-длина контактирующей поверхности шлицевого соединения;

?=0,003 м

l=0,04 м

Асм.= (0,017-0,0137 – 2*0,0003)*0,04

Асм.=0,000042 м2

Т=Nдв
(3.25)

где, Nдв.- мощность двигателя;

n – число оборотов вала;

Nдв.=20 КВт=20000Вт

n=2840 об/мин=47,33 об/сек

Т=20000

47,33

Т=422,6 Н*м

?см.= 422,6

0,75*6*0,000042**0,007675

?см=291308000 Н/м

?см=291,308 Мпа.

Вал насоса изготовлен из высоколегированной стали.

[?см]вала=500-1100 МПа.

Следовательно, шлицевое соединение, рассчитанное нами и проверенное на
смятие удовлетворяет нашему насосу.

3.4.Расчет вала ЭЦН

Различают валы прямые, коленчатые и гибкие. Наибольшее распространение
имеют прямые валы. Коленчатые валы применяют в поршневых машинах. Гибкие
валы допускают передачу вращения при больших перегибах. По конструкции
различают валы и оси гладкие, фанонные или ступенчатые, а так же
сплошные и полые. Образование ступеней на валу связано с закреплением
деталей или самого вала в осевом направлении, а также с возможностью
монтажа детали при подсадках с натягом. Полые валы изготавливают для
уменьшения массы или в тех случаях, когда через вал пропускают другую
деталь, подводят масло и пр. Прямые валы изготавливают преимущественно
из углеродных и легированных сталей.

Валы рассчитывают на прочность.

Расчет вала на прочность.

Во время работы вал насоса подвергается воздействию крутящего момента,
осевой сжимающей нагрузки на верхний торец вала и радиальной нагрузки.
Радиальная нагрузка на вал вызывается насосным расположением валов
секций насоса и протектора и возможность неточного изготовления
шлицевого соединения.

Предварительно оценивают средний диаметр вала по внутреннему диаметру
шлицев d концентрационных напряжений и изгиба вала:

?кр=Mкр.max=Mкр.max
(3.26)

Wр=0,2*d3 вн.

где, dвн.=Мкр.max
(3.27)

0,2*?кр

Максимальный крутящий момент:

Мкрmax=Nmax
(3.28)

где, N max– приводная мощность двигателя, 13 т;

w= ?*n – угловая скорость, сек;

п-частота вращения электродвигателя, об/мин.

Напряжение на кручение определяем по пределу текучести материала ?т.

Допустимое касательное напряжение при кручении принимаем с коэффициентом
запаса прочности ?=1,5;

?=[?]= ?т = ?т (3.18)

? 2?

Для вала насоса ЭЦН берем сталь 40ХН с пределом текучести ?=750 Мпа.

Насосное соединение валов и некомпенсированные зазоры создают радиальную
нагрузку в 60-130 кг.с, действующую на шлицевой конец вала насоса.

Радиальная нагрузка Р, находится по формуле:

Р1=K[3E*J*?у]
(3.29)

где, К – коэффициент, учитывающий компенсирующее влияние зазоров

и равный 0,45-0,85;

Е – модуль упругости материала вала, Па.

J – момент инерции вала, принимаемый с учетом тела втулки. М;

?у – стрела прогиба шлицевого конца вала, вызванная неспособнос-

тью в сочленении насоса и протектора, принимается равным 25*10 м;

С – расстояние от центра подшипника до середины муфты, м;

Момент инерции вала:

J=?*d4вн.*а*(D-dвн.)*(D+dвн.)*z
(3.30)

где, а – ширина шлицы, м;

D – наружный диаметр шлицев, м;

z – число шлицев.

Радиальная нагрузка на вал Р2, зависящая от неравномерной передачи
крутящего момента шлицами малы и ею можно пренебречь.

Пять работающих шлицев дают нагрузку, равную 0,2*Р, где

Рокр.=2*Мкр.max
(3.31)

dср.

где, D – средний диаметр шлицев.

Р2=0,2*Рокр.
(3.32)

Изгибающий момент на шлицевом конце вала:

Мизгб.max=(Р1+Р2)*b
(3.33)

где, b-расстояние от середины муфты или от точки приложения силы Р

до проточки под стопорное кольцо, м.

Мизг.max.=(Р1-Р2)*b.

Зная момент изгиба и момент кручения, можно определить напряжение изгиба
и кручения в опасном сечении вала (под проточку на стопорное кольцо).

?изг.max=Мизг.max
(3.34)

Wх=?*d4кр.
(3.35)

32*D

где, Wх- момент сопротивления в месте проточки под стопорное кольцо,

м;

dкр.-диаметр вала в месте проточки под стопорное кольцо, м;

?изгб.min=Мизг.min
(3.36)

Напряжение кручения

?кр.=Мкр.max
(3.37)

Wр=2*Wx – полярный момент сопротивления вала в месте проточки под
стопорное кольцо;

Эквивалентное напряжение находим по четвертной прочности:

?экв.=??2изг.max+3?2
(3.38)

По этой величине и пределу текучести материала вала устанавливается
запас прочности с учетом статистических нагрузок:

п=?т?1,3
(3.39)

?экв

Исходные данные:

Приводная мощность двигателя N = 2000Вт. Частота оборотов двигателя
п=2840 об/мин. Предел текучести материала вала ?=750 МПа. Модуль
упругости материала вала У=20*10 МПа. По данной методике произведем
расчет с цифровыми значениями:

Момент инерции вала:

J= ?*d4вн.+ а (D-dвн) * (D +dвн)2*z

J= 3,14*0,0124 + 0,0035 (0,017 – 0,012)*(0,017+0,012) 2*6

J=2,3*10-10 м;

Нагрузка создаваемая работающими шлицами:

Р2=0,2*Рокр.

Р2=0,2* Mкр.max

dср

Р2=0,2 * 2*67,28

0,0155

Р2= 1736,2584.

Максимальный изгибающий момент в месте проточки под стопорное кольцо:

Мизг.max= (Р1+Р2)*b

Мизг.max=(258,957+1736,258)*0,035

Мизг.max=69,83 Н*м.

Минимальный изгибающий момент в этом сечении:

Мизг.min=(Р1-Р2)*b

Мизг.min=(258,957-1736,258)*0,035

Мизг.min=51,74 Н*м;

Напряжение изгиба в опасном сечении:

?изг.max=Мизг.max

где, W= ?*d4кр

32*D

W=3,14*0,01574

32*0,017

W=3,51*10-7 м3;

Это мы нашли осевой момент сопротивления вала:

?изг.max.= 69,83

3,51*10-7

?изг.max =198,945Мпа

Минимальное напряжение изгиба

?изг.min.= 51,71

3,51*10-7

?изг.min.= 147,321 МПа

Напряжение кручения:

?кр=Мкр.max

где, Wр=2*Wх

Wр=2*3,51*10-7

Wр=7,02*10-7 м

Это мы нашли полярный момент сопротивления вала

?кр.= 67,28

7,02*10-7

?кр.=96,114 Мпа;

Эквивалентное напряжение:

?экв=??2 изг.max + ?кр2

?экв=?198,9452+3*96,1142

?экв.=259,409 Мпа;

Запас прочности по пределу текучести:

п= ?т ? 1,3

?экв

п= 750

259,409

п=2,8;

Из результатов расчетов видно, что вал из стали 40 ХН диаметром 17 мм со
шлицем и с проточкой под стопорное кольцо выдерживает заданные нагрузки
с коэффициентом запаса прочности п=2,8, который удовлетворяет условию
2,8>[1,4].

3.5.Прочностной расчет

3.5.1.Прочностной расчет корпуса насоса

Корпусы погружных центробежных насосов изготавливают из трубных
заготовок точением или из холодных комбинированных труб повышенной
точности длиной 2100, 3600 и 5000 мм.

Корпус насоса будет рассчитываться в следующей последовательности.

1.Выбираем наружный диаметр и внутренний корпуса насоса.

Dвн.=0,092 м, Dвн=0,08 м

2.Определяем предварительную затяжку пакета ступеней с учетом
коэффициента запаса плотности верхнего стыка по формуле:

T=?К?gНrвн.[1-Eк-Fк/2 (ЕкFк+Ена Fна)]
(3.40)

где К – коэффициент запаса плотности стыка;

К=1,4

? – плотность воды;

?=1000м/кг

g – ускорение свободного падения;

g = 9,8 м/с

H- максимальный напор насоса;

Н =1300 м

r – внутренний радиус расточки корпуса насоса;

r=0,04 м

Ек- модуль упругости материала корпуса насоса;

Ек=0,1х10 6Мпа

Fк – площадь поперечного сечения корпуса насоса;

Fк=1,62х10 -3 м 2

Ена- модуль упругости материала направляющего аппарата;

Ена=1,45х10 5МПа

Fна – площадь поперечного сечения направляяющего аппарата;

Fна=6,08х10-4 м2

Т=3,14х1,4х1000х9,81х1160х0,042 [1-2,1х106 х1,62[10-3 /2(2,1х106
х1,62х10-3 +1,45х105 х6,08х10-4 ) ]=48256Н

3.Находим общее усилие, действующее вдоль оси корпуса по выражению:

Q=Т+?gНrвн 2 EкFк/2(ЕкFк+ЕнаFна)+G + ?К?gНrвн
(3.41)

где Т – предварительная затяжка пакета ступеней, определенная по формуле

(3.40)

Т=48256Н

G – масса погружного агрегата;

G =20505 Н;

Hmax – максимальный напор насоса;

Нmax =3500 м

Q = 268519Н

4.Вычисляем осевое напряжение в опасных сечениях корпуса по формуле

?=Q/Fк
(3.42)

где Q – общее усилие, действующее вдоль корпуса насоса, определенное по

выражению (3.41)

Q=268591 Н

Fк – площадь ослабленного сечения корпуса по наружному диаметру

трубы;

Fк =1,24х10-3 м2

?z=268519/1,24х10-3=220МПа

5.Определяем тангенциальное напряжение в опасных сечения, по
выражению:

?=pgHmaxrвн/S-MT/F’
(3.43)

где S – толщина корпуса в опасном сечении;

S=0,009 м

M – коэффициент Пуассона;

M=0,28

?т=142 МПа

3.5.2.Прочностной расчет винтов страховочной муфты.

Расчет винтов на срез произведем по формуле:

??[?]
(3.44)

где ? – напряжение среза действующее на винты страховочной муфты;

[?] – допускаемое напряжение среза.

Допускаемое напряжение среза определяется по формуле:

[?]=0,4?т

где ?т – предел текучести материала винта, для стали 35 из которой

изготовлены винты

?т=360МПА.

[?]=0,4х360=144МПа

Напряжение среза действующее на винты определяем по формуле

?=4S/пdхz
(3.45)

где S – сила среза действующая на винты;

d – внутренний диаметр резьбы;

d=0,0085 м;

z –количество винтов, z=2;

Находим силу среза по выражению

S=mхg
(3.46)

где m – масса насосного агрегата

m=709 кг

g – ускорение свободного падения;

g =9,8 м/с

S=709х9,81=6955,29 кгм/с2 =6955,29 Н

Определяем напряжение среза, действующее на винты страховочной муфты по
формуле (3.45)

?=6955,29х4/3,14х0,00855 х2=61285468 Па=61,29 МПа.

Прочностной рачсет винтов на срез является допустимой, так как 61,29 2 разность давлений в третьей зоне:

?pф=22/ ??lg ?+0,155 =13,3 Кпа

Радиус Зоны, опасной для жизни человека:

Rсм=30 3?Q=64,4 м

5.8.Основные мероприятия по предотвращению опасностей,

связанных с особенностями оборудования.

Технологические процессы, идущие под высоким давлением, оборудование,
находящиеся под большими нагрузками, в определенных условиях
представляют опасность для работающих.

Основные мероприятия по предотвращению опасностей, обусловленные
повышением давления и нагрузкам, сводится к следующим:

осмотр и испытание установки, оборудования, механизмов;

использование ослабленных элементов и устройств для механизации
опасности;

применение средств блокировки, исключающих аварии при неправильных
действиях работающих.

автоматизация производственных процессов, позволяющая вывести из опасных
зон, осуществление контроля за показаниями приборов и дистанционные
управления;

учитывать розу ветров. Нельзя допускать возможность попадания опасных
по взрыву и пожару смесей в огнедействующие установки;

на каждом предприятии с числом работающих более 300 человек организуют
фельдшерский здравпункт, а более 800 человек – врачебный здравпункт.

5.9.Выводы.

На основании анализа условий труда обслуживающего персонала,
характеристики вредных веществ, загрязняющих природную среду и
прогнозирования возможных чрезвычайных ситуаций на данном объекте можно
сделать следующие выводы:

В основном объект отвечает требованиям ГОСТов по условиям труда,
намечены мероприятий по условиям труда. Анализируя возможные
чрезвычайные ситуации, в данном проекте выявлены вероятные параметры
ударной волны при взрыве газовоздушной смеси, и намечены мероприятия по
предотвращению возникающих поражающих вредных факторов: взрыва и др.
факторов.

Литература

Бухаленко Б.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию М., Недра,
1983 г., 390 с.

Бабаев С.Г. Надежность нефтепромыслового оборудования. М., Недра, 1987
г., 265 с.

Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.П. Монтаж, обслуживание и ремонт
нефтепромыслового оборудования.М., Недра, 1985 г., 390 с.

Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. М.,
Недра, 1986 г., 272 с.

Бочарников В.Ф., Чижиков Ю.Н. Методические указания по дипломному
проектированию для студентов специальности (0508). Машины и
оборудование нефтяных и газовых промыслов. Тюмень, 1987 г., 33 с.

Беззубов Д.В и др. Насосы для добычи нефти. М., Недра, 1986 г., 224 с.

Говорова Г.Л. Разработка нефтяных месторождений и добыча нефти с

США. М., Недра, 1970 г., 272 с.

Иванов М.Н., Детали машин М., Высшая школа, 1991 г., 350 с.

Казак А.С., И.И. Росин, Л.Г. Чичеров Погружные бесштанговые насосы для
добычи нефти. М., Недра, 1973 г, 230 с.

Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М., Недра, 1974

г, 184 с.

Сулейманов М.М. и др. Охрана труда в нефтяной промышленности. М.,
Недра, 1980 г, 392 с.

12.Чичеров Л.Г. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудова-

ния М., Недра, 1987 г., 280 с.

13.Паспорт погружного центробежного модульного насоса. 211. НМЛ

03.000 ПС 1. Лебядянский машиностроительный завод. 15 с.

14.Анализ отказов по ЭЦН. СЦБПО ЭПУ, Сургут, 1998 г.

15.Руководство по эксплуатации УЭЦНМ. БПТО и КО № 3, Сургут. 118 с.

Приложение 5

Сведения о наработке и количестве отказов установок, оборудованных ЭЦН

НГДУ,

Месторождение Тип оборудования Общая наработка Кол-во отказов Наработка
на отказ

Быстринскнефть ЭЦН – 20

130

200

250

400

Итого: 19224

117828

75781

80062

45203

11898

3828

13581

367405 65

349

192

178

122

960 295

337

394

449

370

495

638

565

382

Федоровскнефть ЭЦН – 20

130

200

250

400

500

ODI

Итого: 53552

274536

180361

148510

82399

27369

10262

7396

14403

11464

810252 209

1047

537

422

285

2722 256

262

335

351

289

325

205

273

576

318

297

Сургутнефть ЭЦН – 20

130

200

250

ODI

Итого: 1966

93900

63829

40291

13234

3499

187

216906 8

239

124

497 245

392

514

530

378

269

436

Лянторнефть ЭЦН – 20

130

200

250

ODI

Итого: 7029

577040

167271

56011

9850

2964

12472

3278

835915 53

2160

453

145

2896 132

267

369

386

289

329

461

218

288

СНГ ЭЦН – 20

130

200

250

400

500

ODI

Итого: 70548

1193103

484640

288976

119629

37549

12056

7414

26875

15261

22561 314

4386

1359

752

388

112

7500 224

272

356

384

308

335

227

264

516

272

300

ANNOTATION

In the diplom project there is the main information about the
electro-centrifugal pump’s plant. There was analysis home and foreign
plans plant, analysis of refusal by know. Jugested improvement the of
pump. There was necessary hydraulic and durable calculations and
computation waiting economical effect.

АННОТАЦИЯ

В данном дипломном проекте даны основные сведения об установках
электроцентробежных насосов. Произведен анализ отечественных и
зарубежных схем установок, анализ отказов по узлам. Предложено
усовершенствование насоса.

Произведены необходимые гидравлические и прочностные расчеты и расчет
ожидаемого экономического эффекта.

Приложение 1

Техническая характеристика насосов типов ЭЦНМ и ЭЦНМК

Типоразмер Подача, м3/сут Напор, м Мощность, кВт КПД, % Частота
вращения, об/мин

Количество Длина, мм Давление на оптимальном режиме, кг/см2

ступеней секций

ЭЦНМ5-50-1300

ЭЦНМ5-50-1300 50 1360

1775 17,94

23,42

264

344 2

2 8252

10252 133,4

174,1

ЭЦНМ5-50-1200

ЭЦНМК5-80-1200

ЭЦНМ5-80-1550

ЭЦНМК5-80-1550

ЭЦНМ5-80-1800

80 1235

1235

1615

1800 12,77

21,77

28,46

31,73

51,5

286

351

392 2

2 8252

8252

10252

11252 121,2

121,2

158,4

176,6

ЭЦНМ5-125-1200

ЭЦНМК5-125-1200

ЭЦНМ5-125-1300

ЭЦНМК5-125-1300

ЭЦНМ5-125-1800

125 1180

1180

1335

1770 28,61

28,61

32,37

42,92

58.5

262

296

393 2

2 9252

9252

10252

13617 115,8

115,8

131

173

ЭЦНМ5-200-800

ЭЦНМ5-200-1400 200 830

1395 36,76

64 50

235

393 2

3 10252

17986 81,3

136,8

ЭЦНМ5А-160-1450

ЭЦНМ5А-160-1750 160 1415

1705 42,11

50,75 61

285

345 2

3 10251

12615 138,8

167,3

ЭЦНМ5А-250-100

ЭЦНМ5А-250-1400

ЭЦНМК5А-250-1400

ЭЦНМ5А-250-1700

ЭЦНМК5А-250-1700

250 1000

1400

1695

1695 46,13

64,57

78,18

61,5 2910 184

257

311

311 2

4 11252

15617

18982

19982 98,1

137,3

166,3

ЭЦНМ5А-400-950

ЭЦНМК5А-400-950

ЭЦНМ5А-400-1250

ЭЦНМК5А-400-1250

400 980

980

1255

1255 74,75

74,75

95,74

59,5

240

308

308 4

4 15617

15617

19982

19982 96,1

96,1

123,1

ЭЦНМ5А-500-800

ЭЦНМ5А-500-1000

500 825

1010 85,88

105,1 54,5

202

248 3

4 14617

17982 81

99,1

ЭЦНМ6-250-1400

ЭЦНМ6-250-1600 250 1450

1650 65,29

74,29 63

232

263 2

2 9252

10252 142,2

162

ЭЦНМ6-500-1150 500 1160 109,69 60

218 3 14617 113,8

ЭЦНМ6-800-700

ЭЦНМ6-800-1000 800 725

965 109,68

145,99 60

153

204 3

4 13617

17982 71,1

94,7

ЭЦНМ6-1000-900 1000 900 170,21 60

208 4 21982 88,3

Приложение 4

Основные технические параметры кабельных линий

Типоразмер кабельной линии Кабель в сборе

Типоразмер кабеля в сборе Кабель основной Удлинитель с муфтой

Количество X сечение жил (мм2) Длина, м Количество X сечение жил (мм2)
Длина, м

КПБК КПБП

К43.000-04 К43.010-04 3Х10 – 900 3Х6 50

К43.000-06 К43.010-06 3Х10 – 1000 3Х6 50

К43.000-08 К43.010-08 3Х10 – 1100 3Х6 50

К43.000-10 К43.010-10 3Х10 – 1200 3Х6 50

К43.000-12 К43.010-12 3Х10 – 1300 3Х6 50

К43.000-14 К43.010-14 3Х10 – 1400 3Х6 50

К43.000-16 К43.010-16 3Х10 – 1500 3Х6 50

К43.000-18 К43.010-18 3Х10 – 1600 3Х6 50

К43.000-20 К43.010-20 3Х10 – 1700 3Х6 50

К43.000-35 К43.010-35 3Х16 – 900 3Х6 50

К43.000-41 К43.010-41 3Х16 – 1100 3Х6 50

К43.000-45 К43.010-45 – 3Х16 1200 3Х6 50

К43.000-47 К43.010-47 3Х16 – 1300 3Х6 50

К43.000-50 К43.010-50 3Х16 – 1400 3Х6 50

К43.000-51 К43.010-51 – 3Х16 1400 3Х6 50

К43.000-53 К43.010-53 3Х16 – 1500 3Х6 50

К43.000-56 К43.010-56 3Х16 – 1600 3Х6 50

К43.000-59 К43.010-59 3Х16 – 1700 3Х6 50

К43.000-61 К43.010-61 3Х16 – 1800 3Х6 50

К43.000-63 К43.010-63 3Х16 – 1900 3Х6 50

К43.000-67 К43.010-67 3Х16 – 2100 3Х6 50

К43.000-91 К43.010-91 3Х25 – 1100 3Х16 50

К43.000-92 К43.010-92 – 3Х25 1100 3Х16 50

К43.000-97 К43.010-97 3Х25 – 1300 3Х16 50

К43.000-110 К43.010-110 3Х25 – 1800 3Х6 50

К43.000-112 К43.010-112 3Х25 – 1900 3Х6 50

СМЕТНАЯ КАЛЬКУЛЯЦИЯ № 1

на ЭЦНМ5 – 50-1300 (две секции)

№

п/п СТАТЬЯ ЗАТРАТ Сумма (руб)

1 Сырье и материалы

275842

2 Покупные изделия (запчасти) 2890014

3 Транспортные расходы 237268

4 Возвратные отходы (минусы)

ИТОГО: 3203124

5 Заработная плата 104520

6 Дополнительная зарплата 13588

7 Начисления на соцстрах 45472

8 Услуги и работы вспомогательных служб 47034

9 Инструмент и приспособления целевого назначения 6271

10 Электроэнергия 10452

11 Расходы на подготовку и освоение производства 10445

12 Цеховые расходы 58531

13 Расходы по содержанию оборудования 15678

14 Общезаводские расходы 290566

15 Расходы на подготовку и освоение производства.

Итого заводская себестоимость

16 Внепроизводственные расходы

17 Полная себестоимость 3796281х1,23

18 Прибыль 4669426х1,1

19 Отпускная цена 5136369

Расшифровка материалов к

сметной калькуляции № 1

на ЭЦНМ5 – 50-1300 (две секции)

№ Наименование материалов

марка Единица измерения Цена Количество Сумма

1 Колесо рабочее НМ003.015 Шт. 12940 41,0 530540

2 Аппарат направляющий НМ003.016 Шт 17404 60,0 1044240

3 Шайба верхняя УЭ155.058-01 Шт 3610 41,0 148010

4 Шайба колеса УЭ152.022 Шт 3911 164,0 641404

5 Втулка защитная УЭ155.024 Шт 25156 1 25156

6 Втулка защитная вала УЭ155.031 Шт 3420 110,0 376200

7 Втулка подшипная УЭ102.077 Шт 26508 1,5 39762

8 Вал d-17, l – 4342 НМ003.007-06 Шт 140996 0,05 7050

9 Вал d-20, l-303

НМ003.029 Шт 115425 0,05 5771

10 Шпонка УЭ102.039 М/Шт 12360 2,0 / 1 12360

11 Втулка УЭ186.009-02 М/Шт 17940 0,2 3588

12 Муфта шлицевая

НМ003.120-11 М/Шт 6168 0,05 308

13 Муфта шлицевая

НМ003.130 М/Шт 6168 0,05 308

14 Подпятник УЭ102.025 М/Шт 50751 0,4 20300

15 Шайба пяты

УЭ102.026 Шт 16893 1,0 16893

16 Шайба УЭ102.027 Шт 9062 2,0 18124

17 Ветошь ГОСТ 5354-79 Кг 815 0,6 489

18 Масло МА ПЭД ГОСТ 20799-75 Кг 6800 1,0 6800

19 Моющее вещество МС-15 Кг 33388 2,0 66776

20 Смазка: УТ ГОСТ 1957-79 Кг 11624 0,06 697

21 Солидол УС ГОСТ 1033-79 Кг 6000 0,18 1080

22 Графит ГС-4 ГОСТ 8295-73 Кг – 0,36 –

Итого: 2965856

СМЕТНАЯ КАЛЬКУЛЯЦИЯ № 2

Текущий ремонт гидрозащиты 1Г-51

(протектора 1Г-51 и компенсатора ГД-51)

№ п/п Статьи затрат Сумма

1 Запчасти 524,42

2 Сырье и материалы 73,83

3 Транспортно заготовительные расходы 5,98

ИТОГО: 604,23

4 Заработная плата 70,42

5 Отчисления на соц.страх 27.11

6 Накладные расходы 1079,54

ВСЕГО 1781,30

РАСШИФРОВКА СТАТЬИ «Сырье и материалы»

№ Наименование Обозначение Ед.

Изм. Цена Кол-во Сумма

1 Масло I категории Омского НПЗ ГОСТ101210-76 Кг 3,28 10 32,80

2 Нефрас с50/170 (Бр-2) ГОСТ85505-80 Кг/л 1,80 4,38/6 7,88

3 Пленка ПМФС-352,0,06Х30 ТУ 6-19-226-83 Кг 127,46 0,032 4,08

4 Проволока ДКРНМ2Л63 ГОСТ1066-90 М 3,00 8 24,00

5 Порошок притирочный АСМ 28/20 ГОСТ9206-80 Кг 2,10 0,001 0,002

6 Салфетки х/б ГОСТ21220-75 Шт. 1,10 1,1 1,21

7 Полотно нетканное

кг 0,01 0,2 0,002

8 Мс-15 ТУ10-980-92 кг 12,62 0,13 1,64

9 Шкурка шлифовальная 1,830х2 СГТ 15А80МА ГОСТ6456-82 м2 22.50 0,04 0,90

10 Силикагель КСКГ ГОСТ3956-76Е кг 12,00 0,11 1,32

ИТОГО: 73,8

РАСШИФРОВКА СТАТЬИ «Запчасти»

№ Наименование Обозначение Ед.

изм. Цена Кол-во Сумма

1 Корпус пяты 8ТЩ001.365 Шт. 14,00 0,05 0,70

2 Втулка подшипника 8ТЩ007.036-01 Шт. 19,90 0,09 17,91

3 Вал 8ТЩ200.351 Шт. 265,40 0,2 53,08

4 Кольцо 8ТЩ217.514 Шт. 2,20 0,1 0,22

5 Кольцо пружинное 8ТЩ218.416 Шт. 1,60 5 8,00

6 Головка верхняя 8ТЩ253.294Э Шт. 210,80 0,05 10,54

7 Пята ЕЮТИ052.004 Шт. 46,60 0.3 13,98

8 Кожух 8ТЩ300.018 Шт. 5,20 0,5 2,60

9 Крышка ЭД139.013 Шт. 51,80 0,2 10,36

10 Крышка ЭД139.021 Шт. 26,50 0,1 2,65

11 Пробка ЭД139.154 Шт. 4,70 1,4 6,68

12 Пробка ЭД139.011 Шт. 8,70 0,3 2,61

13 Кольцо 075-081-36-2-2 ГОСТ18829-73 Шт. 2,40 9 21,60

14 Кольцо 034-040-36-2-2 ГОСТ18829-73 Шт. 1,90 4 7,60

15 Кольцо 052-058-36-2-2 ГОСТ18829-73 Шт. 2,20 7 15,40

16 Шпилька ЭД139.017 Шт. 3,20 4,2 13,44

17 Шпилька ЭД139.017-01 Шт. 3,20 1,05 3,36

18 Гайка 8ТЩ948.295 Шт. 3,00 0,4 1,20

19 Шайба ЭД139.015 Шт. 1,00 8 8,00

20 Шайба ЭД139.015-02 Шт. 1,20 2 2,40

21 Шпонка ЭД139.018-01 Шт. 2,00 0,7 1,40

22 Шпонка 8ТЩ979.080-05 Шт. 3,30 0,35 1,16

23 Шпонка 8ТЩ979.128-01 Шт. 0,50 0,35 0,18

24 Кольцо ЕЮТТИ052.003 Шт. 14.60 0,6 8,76

25 Винт М4.10.58.019 ГОСТ17473-80 Шт. 0,72 2,1 1,51

26 Гайка М10.12.40х019 ГОСТ2524-70 Шт. 3,00 7,2 21,60

27 Шайба пружинная 10.65Г.019 ГОСТ6402-70 Шт. 0,15 4,5 0,68

28 Уплотнение торцовое 2Р25В ТУ16.305.028-85 Шт. 91,40 0,2 18,28

29 Подпятник ЕЮТИ052.600 Шт. 75,10 0,6 45,06

30 Клапан 5ТЩ456.055-01 Шт. 24,80 0,3 7,44

31 Каркас 5ТЩ080.035.

СБ Шт. 17,00 0,05 0,85

32 Корпус ЕЮТИ347.000 Шт. 25,00 0,05 1,25

33 Сильфон ( к торц. Уплот.) 8ТЩ258.004 Шт. 8,00 0,05 16,00

34 Шайба 8ТЩ950.283 Шт. 7,60 0,9 4,56

35 Втулка защитная 8ТЩ219.232 Шт. 7,00 0,05 0,35

36 Пробка ЕЮТИ060.000-01 Шт. 3,20 0,7 0,16

37 Головка нижняя 8ТЩ253.205 Шт. 210,80 0,05 10,54

38 Втулка 8ТЩ294.143 Шт. 13,80 0,7 12,42

39 Ниппель нижний 8ТЩ454.081 Шт. 16,00 0,05 0,80

40 Кольцо 009-013-25-2-2 ГОСТ18829-73 Шт. 1,80 1 1,40

41 Ниппель верхний 8ТЩ454.086 Шт. 25,00 0,05 0,80

42 Кольцо 004-007-19-2-2 ГОСТ18829-73 Шт. 75,00 1 1,26

43 Корпус 5ТЩ000.176СБ Шт. 30,00 0,3 1,25

44 Диафрагма 8ТЩ456.039 Шт. 80,00 1 75,00

45 Каркас диафрагмы 8ТЩ.456.050 Шт. 30,00

1,50

46 Диафрагма 8ТЩ.456.040 Шт. 80,00

80,00

47 Клапан ЭД139.012 Шт. 20,60

6,18

48 Кольцо 008-012-25-2-2 ГОСТ18829-73 Шт. 1,80

1,80

0,00

ИТОГО:

524,42

РАСШИФРОВКА СТАТЬИ «Трудовые затраты»

№ Наименование работ Разряд Норма врем. Расценка Сумма

1 Разборка протектора Г-51м 4-5 0,88 4,56 4,01

2 Разборка компенсатора ГД-51 3-4 0,44 3,66 1,61

3 Сквозные работы 3-4 2,8 3,66 10,25

4 Сборка протектора 1Г-51 4-5 1,7 4,56 7,75

5 Сборка компенсатора ГД-51 4 0,88 3,87 3.41

6 Обкатка протектора 1Г-51 3 0,68 3,87 2,63

7 Гидравлическое испытание 4 0,68 3,87 2,63

Протектора 1Г-51

ИТОГО:

8,06

32,01

Премия (25%)

0,00

Районный к-т и сев. надб.

38,41

ВСЕГО 70,42

СМЕТНАЯ КАЛЬКУЛЯЦИЯ № 3

Текущий ремонт кабельной линии КППБ, КПБК для УЭЦН

№ п/п Статьи затрат Сумма

1 Запчасти 838,13

2 Сырье и материалы 10502,21

3 Транспортно заготовительные расходы 1,01

ИТОГО: 11341,35

4 Заработная плата 110,51

5 Отчисления на соц.страх 42,55

6 Накладные расходы 1694,12

ВСЕГО 13188,53

РАСШИФРОВКА СТАТЬИ «Запчасти»

№ Наименование Обозначение Ед.

изм. Цена Кол-во Сумма

1 Удлинитель с муфтой модульной кабельного ввода. к№93 Шт. 838,13 1
838,13

ИТОГО:

838,13

РАСШИФРОВКА СТАТЬИ «Трудовые затраты»

№ Наименование работ Разряд Норма времени Расценка Сумма

1 Разборка 3-4 5,45 3,66 19,95

2 Сборка 3-4 3,65 3,66 13,36

3 Сквозные работы 3-4 0,7 3,66 2,56

4 Испытание на стенде 3-4 3,15 4,56 14,36

ИТОГО:

12,95

50,23

Премия (25%)

0,00

Районный к-т и сев.надб.

60,28

ВСЕГО: 110,51

РАСШИФРОВКА СТАТЬИ «Сырье и материалы»

№ Наименование Обозначение Ед.

изм. Цена Кол-во Сумма

1 Пленка фторопластовая Ф-4ЭО ТУ6-05-2004-86 Кг 365 0,045 16,43

2 Лента полиэтиленовая липкая 0,1х20 ГОСТ5974-81 Кг 19 0,16 3,04

3 Пленка ПМФС-352 0,06х30 ТУ19-226-83 Кг 127,5 0,06 7,65

4 Припой МФСу

92-6-2 ТУ46-21-584-76 Кг 60,1 0,06 3,61

5 Нефрас С50/170 (Бр-2) ГОСТ85505-80 Кг/л 1,8 0,37/0,5 0,67

6 Шкурка шлифовальная 1,830х2СГТ 15А80МА ГОСТ6456-82 М2 22,5 0,02 0,45

7 Салфетки х/б ГОСТ21220-75 Шт 1,1 1 1,10

8 Лента киперная х/б 0,45х20 ГОСТ4514-78 М 0,2 20 4,00

9 Броня «S»-профиль

Кг/м 30,0 2,07/39 63,96

10 Кабель КПБП, КПБК

м 21 495,3 10401,30

11 Полотно нетканное

м 0,010 0,4 0,004

ИТОГО: 10502,21

СМЕТНАЯ КАЛЬКУЛЯЦИЯ № 4

на текущий ремонт насоса ЭЦНМ 5-50-1700

№ Наименование Обозначение Ед.

изм. Цена Кол-во Сумма

1 Аппарат

направляющий НМ003.016 Шт. 23,70 103 2441,10

2 Втулка защитная вала УЭ155.031 Шт. 3,84 105 403,20

3 Колесо рабочее НМ003.015 Шт. 19,20 103 1977,60

4 Шайба колеса верхняя УЭ155.058 Шт. 0,48 152 72,96

5 Шайба колеса нижняя УЭ152.022 Шт. 1,20 152 182,40

6 Втулка защитная УЭ155.024 Шт. 39,60 2 79,20

7 Опора верхняя УЭ196.120 Шт. 69,12 0,6 41,47

8 Опора нижняя УЭ196.016 Шт. 88,32 0,6 52,99

9 Вал d=17, l=4 м НМ003.007-06 Шт. 330,00 0,3 99,00

10 Вал d=17, l=5 м НМ003.007-02 Шт. 559,68 0,3 167,90

11 Шпонка дл. 1 м УЭ102.039 Шт. 5,76 3 17,28

12 Шайба пяты УЭ102.026 Шт. 12,00 2 24,00

13 Подпятник УЭ102.025 Шт. 28,08 1,1 33,70

14 Втулка

подшипника УЭ102.077 Шт. 38,40 2 76,80

15 Муфта шлицевая НМ003.120-11 Шт. 97,20 0,3 29,16

16 Муфта шлицевая НМ003.130

52,20 0,6 31,32

17 Шайба УЭ102.027 Шт. 4,80 4 19,20

18 Втулка УЭ155.027-05 Шт. 0,00 1 0,00

19 Основание УЭ185.003 Шт. 0,00 0,1 0,00

20 Головка УЭ186.002 Шт. 0,00 0,1 0,00

21 Втулка

дистанционная УЭ155.022-04 Шт. 0,00 0,6 0,00

22 Кольцо опорное вала УЭ188.009 Шт. 0,96 6 5,76

23 Корпус насоса УЭ196.021 Шт. 0,00 0,1 0,00

24 Подшипник

верхний УЭ186.080 Шт. Шт. 0,00 0,6 0,00

25 Крышка

упаковочная Э2-81 Шт. 0,00 0,1 0,00

26 Гайка М12 Э2-62 Шт. 1,74 4 6,96

27 Болт М12-6gх60 ГОСТ 7808-70 Шт. 4,44 2,8 12,43

28 Шайба пружинная 12 ГОСТ 6402-70 Шт. 0,26 4 1,04

29 Кольцо 060- 065-30-2-2 ГОСТ 18829-73 Шт. 2,40 3 7,20

30 Кольцо 075-080-30-2-2 ГОСТ 18829-73 Шт. 2,40 6 14,40

31 Подшипник

нижний УЭ155.110 Шт. 180,00 0,6 108,00

32 Шайба опорная УЭ102.042 Шт. 26,40 0,6 15,84

33 Отбойник УЭ196.023 Шт. 0,00 0,6 0,00

34 Сетка УЭ186.011 Шт. 0,00 0,3 0,00

35 Крышка

упаковочная НМ003.001 Шт. 0,00 0,05 0,00

36 Шайба УЭ102.084 Шт. 16,80 1 16,80

37 Втулка НМ003.008-01 Шт. 0,00 0,3 0,00

38 Шайба опорная НМ003.009-01 Шт. 0,00 0,3 0,00

39 Шпонка НМ003.011 Шт. 0,00 0,3 0,00

40 Втулка УЭ155.027-04 Шт. 0,00 0,3 0,00

41 Вал НМ003.012 Шт. 0,00 0,3 0,00

42 Втулка распорная УЭ155.026 Шт. 0,00 0,6 0,00

43 Шпилька М12 8gх30.88.55 ГОСТ 22038-76 Шт. 4,80 2,1 10,08

44 Клапан обратный КО-73 УЭ196.020СБ

422,40 0,25 105,60

ИТОГО: 6053,39

РАСШИФРОВКА СТАТЬИ «Сырье и материалы»

№ Наименование Обозначение Ед.

изм. Цена Кол-во Сумма

1 Масло индустриальное И-20А ГОСТ 20799-75 кг 2,78 0,69 1,92

2 МС-15 ТУ10-980-92 кг 5,00 1,239 6,20

3 Шкурка

шлифовальная 1,830х2 СГТ ГОСТ 6456-82 м2 45,53 0,08 3,64

4 Салфетка х/б ГОСТ 21220-75 шт. 0,76 0,8 0,61

5 Полотно нетканное

м2 5,54 1 5,540

6 Смазка графитная

УСсА ГОСТ 3333-80 кг 33,41 0,53 17,71

7 Краска масляная

кг 25,00 0,005 0,13

ИТОГО: 35,75

РАСШИФРОВКА СТАТЬИ «Трудовые затраты»

№ Наименование работ Разряд Норма времени Расценка Сумма

1 Разборка 3-4 1,29 3,66 4,72

2 Сборка 3-4 3,4 3,66 12,44

3 Сквозные работы 3 9,95 3,45 34,33

4 Испытание секций и консервация 3-4 3,22 4,56 14,68

ИТОГО:

17,86

66,17

Премия (25%)

0,00

Районный к-т и сев.надб.

79,40

ВСЕГО: 145,57

Погружное оборудование Наземное оборудование

Типооборудование тип

установки Насоса двигателя газосепара-тора кабельной линии
трансформатора комплектного устройства комплектной трансформаторной
подстанции

УЭЦНМ5А-250-1000 ЭЦНМ5А-250-1000 ПЭДУ63-117В5

ПЭДУ63-117ДВ5 МНГ5А

– К43.000-06

К43.000-10 ТМПН-100/3-73У1

(УХЛ1)

U=1,61 кВ КТППН – 100/10-82УХЛ1 на 6(10) кВ

5 ЛТППНКС – 650/10/1,6-85УХЛ1

на 6(10) кВ

УЭЦНМ5А-250-1400 ЭЦНМ5А-250-1400 ПЭДУС90-117В5

ПЭДУС90-117ДВ5 МНГ5А

– К43.000-50

К43.000-56

ТМПН-100/3-73У1

(УХЛ1)

U=2,05 кВ

ШГС5805-

49А3У1 КТППН-250/10-82УХЛ1

на 6(10) кВ

5ЛТППНКС – 125/10/2,4-85УХЛ2

на 6(10) кВ

УЭЦНМК5А-250-1400 ЭЦНМ5А-250-1400 ПЭДУСК90-117В5

ПЭДУСК90-117ДВ5 МНГК5А

– К43.000-50

К43.000-56

УЭЦНМ5А-250-1700 ЭЦНМ5А-250-1700 ПЭДУС90-117В5

ПЭДУС90-117ДВ5 МНГ5А

– К43.000-110

К43.000-112

УЭЦНМК5А-250-1700 ЭЦНМК5А-250-1700 ПЭДУС90-117В5

ПЭДУСК90-117ДВ5 МНГК5А

– К43.000-110

К43.000-112

УЭЦНМ5А-400-950 ЭЦНМ5А-400-950 ПЭДУС90-117В5

ПЭДУС90-117ДВ5 МНГ5А

– К43.000-41

К43.000-47

УЭЦНМК5А-400-950 ЭЦНМК5А-400-950 ПЭДУСК90-117В5

ПЭДУСК90-117ДВ5 МНГК5А

– К43.000-41

К43.000-47

УЭЦНМ5А-400-1250 ЭЦНМ5А-400-1250 ПЭДУ63-117В5

ПЭДУ63-117ДВ5 МНГ5А

– К43.000-53

К43.000-59

УЭЦНМК5А-400-1250 ЭЦНМК5А-400-1250 ПЭДУС125-117В5

ПЭДУС125-117ДВ5 МНГК5А

– К43.000-53

К43.000-59

УЭЦНМ5А-500-800 ЭЦНМ5А-500-800 ПЭДУС125-117В5

ПЭДУС125-117ДВ5

К43.000-45

УЭЦНМ5А-500-1000 ЭЦНМ5А-500-1000 ПЭДУС125-117В5

ПЭДУС125-117ДВ5

К43.000-51

Погружное оборудование Наземное оборудование

Типооборудование тип

установки насоса двигателя газосепара-тора кабельной линии
Трансформатора комплектного устройства комплектной трансформаторной
подстанции

УЭЦНМ6-250-1400 ЭЦНМ6-250-1400 ПЭДУ90-123В5

ПЭДУ90-123ДВ5 1МНГ6

– К43.000-50

К43.000-56

КТППН – 250/10-82УХЛ1 на 6(10) кВ

1250/10/2,4-85УХЛ1

УЭЦНМ6-250-1600 ЭЦНМ6-250-1600 ПЭДУ90-123В5

ПЭДУ90-123ДВ5 1МНГ6

– К43.000-56

К43.000-61

На 6(10) кв

УЭЦНМ6-500-1150 ЭЦНМ6-500-1150 ПЭДУС180-117В5

ПЭДУС180-117ДВ5 1МНГ6

– К43.000-91

К43.000-97 ТМПН-400/6-У1-

(УХЛ1)

320кВА КУПНА83-29

А2У1

КУПНА700-

79А1ХЛ1

УЭЦНМ6-800-700 ЭЦНМ6-800-700 ПЭДУС125-117В5

ПЭДУС125-117ДВ5 – К43.000-35 – КТППН-250/10-82УХЛ1 на 6(10) кВ

5 ЛТППНКС – 1250/10/2,4-85УХЛ1

на 6(10) кВ

УЭЦНМ6-800-1000 ЭЦНМ6-800-1000 ПЭДУС180-130В5

ПЭДУС180-130ДВ5

– К43.000-97

ТМПН-400/6-У1-

(УХЛ1)

320кВА

УЭЦНМ6-1000-900 ЭЦНМ6-1000-900 ПЭДУС250-130В5

ПЭДУС250-130ДВ5 – К43.000-92 ТМПН-400/6-У1-

(УХЛ1)

400кВА

Погружное оборудование Наземное оборудование

Типооборудование тип

УЭЦНМ5-125-1200 ЭЦНМ5-125-1200 ПЭД45-117ЛДВ5

ПЭД45-117ЛГВ5

ПЭДУ45-103В5

ПЭДУ45-103ДВ5 1МНГ5

– К43.000-10

К43.000-14

КТППН – 250/10-82УХЛ1 на 6(10) кВ

1250/10/2,4-85УХЛ1

УЭЦНМК5-125-1200 ЭЦНМК5-125-1200 ПЭДУ45-103В5

ПЭДУ45-103ДВ5 1МНГК5

– К43.000-10

К43.000-14

На 6(10) кв

УЭЦНМ5-125-1300 ЭЦНМ5-125-1300 ПЭД45-117ЛДВ5

ПЭД45-117ЛГВ5

ПЭДУ45-103В5

ПЭДУ45-103ДВ5 1МНГ5

–

К43.000-14

К43.000-18 ТМПН-400/6-У1-

(УХЛ1)

320кВА КУПНА83-29

А2У1

КУПНА700-

79А1ХЛ1

УЭЦНМК5-125-1300 ЭЦНМК5-125-1300 ПЭДУ45-103В5

ПЭДУ45-103ДВ5 1МНГК5

– К43.000-14

К43.000-18 – КТППН-250/10-82УХЛ1 на 6(10) кВ

5 ЛТППНКС – 1250/10/2,4-85УХЛ1

на 6(10) кВ

УЭЦНМ5-1250-1800 ЭЦНМ5-125-1800 ПЭДУС63-103В5

ПЭДУС63-103ДВ5 1МНГ5

– К43.000-97

ТМПН-400/6-У1-

(УХЛ1)

320кВА

УЭЦНМ5-200-800 ЭЦНМ5-200-800 ПЭДУ45-103В5

ПЭДУ45-103ДВ5 1МНГ5

– К43.000-92 ТМПН-400/6-У1-

(УХЛ1)

400кВА

УЭЦНМ5-200-1400 ЭЦНМ5-200-1400 ПЭДУС90-103В5

ПЭДУС90-103ДВ5 1МНГ5

– К43.000-92 ТМПН-400/6-У1-

(УХЛ1)

400кВА

УЭЦНМ5А-160-14500 ЭЦНМ5А-160-1450 ПЭДУ63-117В5

ПЭДУ63-117ДВ5 МНГА5

– К43.000-92 ТМПН-400/6-У1-

(УХЛ1)

400кВА

УЭЦНМ5А-160-17500 ЭЦНМ5А-160-1750 ПЭДУС90-117В5

ПЭДУС90-117ДВ5 МНГА5

– К43.000-92 ТМПН-400/6-У1-

(УХЛ1)

400кВА

PAGE 2

3 2

=16

Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter