автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Автоматизированная система управления электроснабжением нефтегазодобывающих комплексов

На правах рукописи

'Л г г -ч

Г < О V .1

ЧАРОНОВ ВЛАДИЛЕН ЯКОВЛЕВИЧ

-1 фй т

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕМ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ КОМПЛЕКСОВ

Специальность 05.14.02 - "Электрические станции (электрическая часть), сети, электроэнергетические системы и управление ими"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Санкт-Петербург 2000

Работа выполнена в АО "Татнефть" Научный консультант:

доктор технических наук, профессор АБРАМОВИЧ Б.Н. Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор СМОЛОВИК С.В., доктор технических наук, профессор ЛИМИТОВСКИЙ A.M., доктор технических наук, профессор ОРЛОВ A.B.

Ведущее предприятие: "Гияротюменьнефтегаз", г. Тюмень

Защита состоится " тШМ 2000 года в час

на заседании Диссертационного собета Д063.38.01. в Санкт-Петербургском государственном техническом университете по адресу: 195251, г.Санкт-Петербург, Политехническая ул, д.29, главный корпус, ауд. № 325.

С диссертацией можно ознакомиться в фундаментальной библиотеке Санкт-Петербургского государственного технического университета. . г.

Автореферат разослан "оС^ " ьИ сЩАЛ' 2000 г.

Ученый секретарь Диссертационного совета

K.T.H., доцент Е.Н.Попков

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Нефтегазодобывающие комплексы НГДК) являются одними ю самых ответственных и значительных по-ребителей электроэнергии среди промышленных предприятий России. В состав НГДК входит значительное количество (часто более 10) нефтегазодобывающих предприятий (НГДП). Энергетический комплекс -1ГДК объединен единством технологии и финансово-экономической деятельности. Для него характерна значительная территориальная рас-:редоточенность (сотни и тысячи км2) и недостаточный объем инфор-одионно-управляющего взаимодействия диспетчерских пунктов и тех-юлогических объектов, включая добычные установки.

Энергетический комплекс НГДК часто связан с несколькими нергосистемами, осуществляющими его энергоснабжение и имеющими )азличные финансовые и нормативные положения взаимодействия.

Для энергетического комплекса НГДК характерно наличие зна-[ительного числа линий электропередачи (ЛЭ11) 220, 110, 35 кВ (сотни I тысячи км), ЛЭП 6(10) кВ (тысячи и десятки тысяч км), промысловых »аспределительных подстанций (десятки и сотни). По отношению к отельным НГДП энергетический комплекс НГДК выполняет функции 1нергосистемы, формируя задания на ограничения отпуска электроэнер-ии при ее лимитировании или финансовых затруднениях.

Целью оптимального управления электроснабжением НГДК яв-мется снижение энергетических затрат на добычу нефти путем минимизации потребления электроэнергии и максимальных нагрузок с пе->иодом осреднения 30 минут в экстремальных зонах суточных графиков лектрических нагрузок. Указанная цель может быть достигнута с ис-юльзованием автоматизированных систем управления электроснабжении (АСУЭ), обеспечивающих минимизацию энергетической состав-[яющей на уровне композиций электроприемников, электроподстанций, -1ГДП и НГДК путем формирования заданных и согласованных с энергосистемами графиков нагрузки. Управление электропотреблением пре-(усматривает оптимизацию режимов напряжения и реактивной мощно-гги.

Текущий период эксплуатации энергетического комплекса НГДК :арактеризуется постепенным ростом стоимости электроэнергии и уве-щчением текущих затрат на обслуживание энергохозяйства. Энергети-[еская составляющая находится на уровне 164-20% от общего объема атрат на добычу нефти. В ряде случаев именно энергетическая состав-тощая затрат может стать причиной прекращения эксплуатации ме-

сторождения. В такой ситуации возникла чрезвычайная актуальность разработки безлюдной технологии организации эксплуатации, энергетического хозяйства НГДК. При практической реализации безлюдной технологии особую важность приобретает разработка АСУЭ НГДК, обеспечивающих реализацию информационно-управляющего объединения всех электроустановок, участвующих в технологическом процессе нефтедобычи, в единый, экономичный энергетический комплекс.

Актуальность исследований, связанных с созданием АСУЭ НГДК, подчеркивается в работах ведущих ученых в данной области, в том числе: Б.Н.Абрамовича, Ю.В.Бахира, В.Н.Гордеева, Е.П.Забелло, М.С. Ершова, В.В.Михайлова, Ю.Б.Новоселова, А.В.Праховника, С.В.Смоловика, Г.С.Хронусова и др. Однако, к настоящему времени не решен комплекс вопросов, позволяющих реализовать АСУЭ НГДК в виде активной кибернетической системы, обеспечивающей минимизацию энергозатрат на добычу нефти. Поэтому представляются актуальными разработка концепции оптимального оперативного управления электроснабжением нефтегазодобывающих комплексов, развитие теории оптимального лимитирования энергозатрат, теории экологически чистой электротехнологии депарафинизации нефтескважин, теории оптимального регулирования режима напряжения в промысловых распределительных сетях, теории телеуправления, комплексной автоматизации и диагностики электрического и технологического оборудования нефтедобывающих скважин.

Работа выполнена в АО «Татнефть» в соответствии с планами научно-исследовательских работ Миннефтепрома СССР, ГП «Роснефть», Государственного комитета РФ по высшему образованию, республиканского Фонда НИОКР при кабинете министров Республики Татарстан.

Цель и задачи исследования. Целью настоящей диссертационной работы являлось комплексное решение важной народнохозяйственной проблемы, заключающейся в разработке концепции, теории и технических средств автоматизированного управления электроснабжением нефтегазодобывающих комплексов на основе современных достижений науки и техники в области электроснабжения, электропривода, систем автоматизированного управления энергообъектами, включая системы телемеханики, телеуправления и диагностики технологическими и энергетическими установками нефтедобычи.

Для практической реализации поставленной цели потребовалось решить следующие задачи:

• разработать концепцию, определяющую общие принципы оптимального оперативного управления электроснабжением нефтегазодобывающих комплексов, позволяющую решить задачу минимизации энергозатрат во всех компонентах технологического процесса в условиях малолюдных и экологически безопасных систем разработки месторождений и комплексов современного и перспективного технологического оборудования; разработать методику определения удельных затрат электроэнергии на составляющие декомпозиции технологического процесса;

• выполнить анализ уровня удельных энергозатрат по отдельным составляющим декомпозиции технологического процесса добычи нефти и разработать методы их снижения при наличии АСУЭ, осуществляющей непрерывное информационно-управляющее взаимодействие между энергетическим и технологическим оборудованием;

• развить теорию рационального распределения ограничений отпуска электроэнергии и лимитов мощности между нефтегазодобывающими предприятиями, входящими в состав НГДК; разработать методику определения рационального уровня лимитов мощности путем минимизации целевой функции по критерию минимума недобора нефти;

• разработать схемно-технические решения оптимального построения электрооборудования добычных установок на основе современных достижений энергоэлектроники и микропроцессорных управляющих систем; разработать методику расчета вентильного электропривода погружных центробежных насосов, адаптированного в системе «преобразователь частоты с естественной коммутацией - синхронный электродвигатель с постоянными редкоземельными магнитами»;

• разработать теорию экологически чистой электротехнологии добычи вязкой и парафиносодержащей нефти, включая обобщенную структуру комплексов наземного и подземного оборудования и динамическую модель двухконтурной системы автоматического регулирования температуры скважины, ориентированную на эксплуатацию в условиях комплексной автоматизации работы нефтяных скважин с использованием технических средств систем электроснабжения;

• развить теорию оптимального управления режимом напряжения в промысловых распределительных сетях; разработать математическую модель обобщенной сети предприятия нефтедобычи, обеспе-

чивающую оценку отклонений напряжения в радиально-магистральных сетях, учитывающую нелинейности, вносимые нагрузкой и изменением коэффициента трансформации силовых трансформаторов; разработать рекомендации по оптимизации уровней напряжения с использованием средств индивидуального и группового регулирования;

• разработать теорию систем телеуправления, комплексной автоматизации и диагностики электрического и технологического оборудования нефтедобывающих скважин; разработать методическое и алгоритмическое обеспечение реализации линейных трактов каналов связи на тональных частотах по воздушным ЛЭП 6(10) кВ;

• создать и широко внедрить комплекс технических средств для функционирования системы электроснабжения в режиме активного кибернетического комплекса, участвующего в метрологическом обеспечении и оптимизации параметров технологических процессов в соответствии с разработанной концепцией автоматизированного управления электроснабжением объектов нефтедобычи, включая установки управления режимами напряжения и реактивной мощности, регулирования производительности нефтедобывающего оборудования, электронагрева нефтяных скважин и системы телекоммуникации работы и диагностики электроэнергетического и технологического оборудования с ЛЭП 6(10) кВ в качестве физических линий связи.

Идея работы заключается в разработке концепции и выявлении закономерностей приближения параметров электропотребления нефтегазодобывающих комплексов к энергетически оптимальным и разработке на их основе автоматизированной системы управления электроснабжением, обеспечивающей информационно-управляющее взаимодействие установок нефтедобычи в составе единого энергетического комплекса с использованием доступных коммуникационных сред.

Методы исследований. Использованы методы теории электрических цепей, методы теории электромагнитных процессов в системах электроснабжения, электрических машинах и преобразовательной технике, методы теории автоматического управления, оптимизации, численные методы решения алгебраических и дифференциальных уравнений, математическое и физическое моделирование, методы теоретического и экспериментального определения параметров и характеристик электротехнических комплексов.

Научная новизна работы заключается в следующем:

» разработаны концепция и алгоритм, определяющие общие принципы оптимального оперативного управления электроснабжением нефтегазодобывающих комплексов и позволяющие решить задачу минимизации энергозатрат во всех компонентах технологического процесса в условиях малолюдных и экологически безопасных систем разработки месторождений и комплексов современного и перспективного технологического оборудования;

» разработана методика определения удельных затрат электроэнергии на составляющие декомпозиции технологического процесса, выполнен анализ уровня удельных энергозатрат по отдельным составляющим и определена методология автоматизированного управления электропотреблением, обеспечивающая минимизацию энергозатрат в условиях НГДК;

> развита теория рационального распределения ограничений отпуска электроэнергии между нефтегазодобывающими предприятиями, входящими в состав НГДК;

• разработана методика расчета вентильного электропривода погружных центробежных насосов, адаптированного в системе «преобразователь частоты с естественной коммутацией — синхронный электродвигатель с постоянными магнитами»;

» разработана теория и динамическая модель экологически чистой электротехнологии добычи вязкой и парафиносодержащей нефти в условиях комплексной автоматизации работы нефтяных скважин с использованием технических средств систем электроснабжения;

• развита теория оптимального управления режимом напряжения в промысловых распределительных сетях; разработана математическая модель обобщенной сети нефтегазодобывающего предприятия и принципы оптимизации уровней напряжения с использованием средств индивидуального и группового регулирования;

> разработана теория систем телеуправления, комплексной автоматизации и диагностики электрического и технологического оборудования нефтедобывающих скважин; выявлены закономерности затухания тонального сигнала в тракте; определена зависимость мощности передатчика от используемой тональной частоты в воздушных линиях электропередачи длиной до 20 км;

> разработана методика определения ваттметр грамм станков-качалок с использованием системы телеуправления по линиям электроснабжения 6(10) кВ в виде набора вычисляемых на основе измерения мгновенных значений тока и напряжений дискретных значений электроэнергии, потребляемой приводом нефтяного станка-качалки

(СКН) в течение интервала времени, сопоставимого с циклом качания головки балансира СКН.

Обоснованность научных положений базируется на применении известных положений теории электрических цепей, теории электромагнитных процессов в электрических машинах, преобразовательной технике, системах электроснабжениях и телеуправления.

Достоверность научных положений, выводов ы рекомендаций подтверждается достаточным объемом теоретических и экспериментальных исследований, представительным объемом статистического материала, близкой сходимостью расчетных и экспериментальных данных и результатов физического моделирования (расхождение результатов не превышает 20%), положительными результатами внедрения и эксплуатации компонентов АСУЭ, частотнорегулируемого электропривода станков-качалок, установок электронагрева нефтескважин, системы телеуправления по ЛЭП 6(10) кВ и универсальной системы инженерных электрических коммуникаций.

Практическая ценность работы состоит в следующем:

• разработан и широко внедрен комплекс технических средств для функционирования системы электроснабжения в режиме активного кибернетического комплекса, участвующего в метрологическом обеспечении и оптимизации параметров технологических процессов, включая установки управления режимами напряжения и реактивной мощности, регулирования производительности нефтедобывающего оборудования, электронагрева нефтяных скважин и системы телекоммуникации работы и диагностики электроэнергетического и технологического оборудования с ЛЭП 6(10) кВ в качестве физических линий связи;

• разработаны схемно-технические решения построения оптимальной структуры электрооборудования добычных установок на основе современных достижений энергоэлектроники и микропроцессорных управляющих систем;

• разработана система группового (на шинах понизительных подстанций) и индивидуального (у удаленных потребителей электроэнергии) автоматического регулирования режима напряжения; открытая архитектура систем автоматического регулирования напряжения позволяет легко интегрировать ее в состав комплексов управления электроснабжением нефтегазодобывающих предприятий и придавать ей дополнительные функции путем введения в ее состав блоков расширения;

• обоснованы схемы и параметры приемо-передающей аппаратуры и устройств присоединения, обеспечивающих реализацию информационно-управляющего взаимодействия территориально рассредоточенных технологических и энергетических объектов по промысловым линиям электропередачи без установки заградительных фильтров;

• разработана система телеуправления, комплексной автоматизации и диагностики электротехнического и технологического оборудования с использованием линий электропередачи напряжением 6(10) кВ в качестве физических линий связи между диспетчерским пунктом, центральными станциями управления на распределительных подстанциях 35/6(10) кВ и станциями управления контролируемых пунктов;

• разработана универсальная система инженерных электрических коммуникаций (УСИЭК), позволяющая многократно использовать электрические линии, средства регулирования частоты вращения электродвигателей насосных установок, компенсации реактивной мощности и потерь напряжения, системы телеуправления и телесигнализации. УСИЭК обеспечивает возможность комплектации добычных скважин оборудованием, соответствующим периоду их эксплуатации без проведения дополнительных строительных и монтажных работ;

• разработано алгоритмическое и программное обеспечение функционирования компонентов управления электроснабжением, позволяющее интегрировать их в единый активный управляющий комплекс в условиях территориальной рассредоточенное™ энергообъектов НГДК;

• с целью обеспечения функционирования автоматизированной системы управления электроснабжением, а также снижения социальной напряженности в регионе созданы специализированные предприятия по производству и эксплуатации компонентов АСУЭ с общим числом рабочих мест около 2500.

Реализация выводов и рекомендаций работы. На основе предложенной концепции и алгоритма управления режимом электропотребления разработана четырехуровневая АСУЭ НГДК АО «Татнефть», обеспечивающая эксплуатацию месторождений без проведения дополнительных строительных и монтажных работ в течение всего периода «жизни» месторождения при реализации условия приближения режима электропотребления к энергетически оптимальному для принятых сис-

темы разработки и комплекса технологического оборудования. Внедрение предложенного комплекса АСУЭ, при стабилизации геолого-технологических параметров добычи, позволяет снизить энергозатраты на 20-7-25%.

Фактический экономический эффект от внедрения результатов работы составил 52,7 млн. руб.

ПОЛОЖЕНИЯ, ВЫНОСИМЫЕ НА ЗАЩИТУ:

1. Концепция и алгоритм управления электроснабжением нефтегазодобывающего комплекса, предусматривающие приближение режима электропотребления к энергетически оптимальному при лимитировании энергозатрат для нефтегазодобывающих предприятий по критерию минимума недобора нефти для принятой системы разработки месторождения и комплексов технологического оборудования.

2. Закономерности изменения параметров электрооборудования насосов, позволяющие оптимизировать режимы технологических установок добычных насосов с учетом периода «жизни» нефтескважин.

3. Зависимости и закономерности, совокупность которых составляет теорию экологически чистой электротехнологии депарафинизации нефтяных скважин при добыче парафиносодержащей нефти.

4. Зависимости характеристик режимов напряжения и реактивной мощности в распределительных сетях НГДК от распределения нагрузки в узлах радиально-магистральных линий, характеристик нагрузки и параметров электрооборудования подстанций, позволяющие реализовать бесконфликтную совместную работу оборудования в энергосберегающих режимах.

5. Параметры и характеристики капалообразующей аппаратуры, аппаратуры телеуправления, комплексной автоматизации и диагностики электротехнического и технологического оборудования с использованием в качестве передающей среды линий электропередачи, позволяющей организовать оперативное информационно-управляющее взаимодействие территориально рассредоточенных объектов НГДК.

6. Совокупность технических средств, алгоритмическое и программное обеспечение для создания АСУЭ НГДК в виде системы с открытой архитектурой, позволяющей интегрировать в ее состав управляющие компоненты, расширяющие возможности ее функционирования в режиме активного кибернетического комплекса в условиях малолюдных и экологически чистых технологий.

Апробация. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на совещаниях энергетических служб Миннеф-тепрома СССР, ГП «Роснефть», ПО Татнефть 1989-1992г.,на 1-ом и 2-ом международных симпозиумах «Автоматическое управление объектами ограниченной мощности», СПб, 1992 г., «Автоматизированные системы управления электропотреблением для предприятий горнодобывающей промышленности и перерабатывающего комплекса» (АСУЭ), СПб - Хельсинки, 1994г., на научно-техническом семинаре «Реализация энергосбережения в условиях полного хозрасчета и самофинансирования», Л., 19-20 июня 1990г., на научном технико - экономическом Совете АО «Татнефть», Альметьевск, 14 августа 1995г., на Международном симпозиуме «Энергосберегающие технологии добычи, транспортировки и переработки твердых, жидких и газообразных полезных ископаемых.», СПб,. 27-31 мая 1996 г.., на Четвертом международном форуме «Горное оборудование, переработка минерального сырья, новые технологии, экология», СПб, 29октября-2ноября 1996г., на научно-практической конференции Альметьевского нефтяного института «Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в Вузе», Альметьевск, 1-2ноября 1996г., на Юбилейной итоговой научной конференции Чувашского Государственного университета «Технические науки: сегодня и завтра», Чебоксары, 16-19 апреля 1997 г. , на Первой научно-технической конференции Чебоксарского центра «Релейная защита для автоматического управления», Чебоксары,27-29 марта 1997 г., на международном научно-техническом семинаре «Проблемы энергетики и пути их решения», Барселона, Испания, 24-31 мая 1997 г., на Второй международной научной конференции «Экология и развитие Северо-Запада России», СПб,26-28 июня 1997 г., на научно-техническом совещании Минтопэнерго Российской Федерации «Создание нового энергетического оборудования для нефтяной и нефтеперерабатывающей отраслей», Альметьевск, 15-19 сентября 1997 г., на международном горно-геологическом форуме «Горное оборудование для переработки минерального сырья, новые технологии, экология», СПб, 710 октября 1997 г., на седьмой всероссийской научно-технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН», Альметьевск, 10-14 ноября 1997 г., на научно-технической конференции ОАО Татнефть и НТО нефтяников республики Татарстан «Техника и технология добычи нефти на современном этапе», Альметьевск,14-15 мая 1998 г., на международной (XIII Всероссийской) конференции «Проблемы автоматизированного электропривода», Ульяновск,23-25 сентября 1998 г., на

научно-технической конференции ГАНГ, Москва, 1997 г., на международном конгрессе «СГГСЮ1С» «Новые высокие технологии для газовой нефтяной промышленности, энергетики и связи», Казань, 16-20 июня 1998г., на научно-практической конференции Минтопэнерго РФ «Современная техника и технология в нефтедобывающей промышленности Республики Татарстан», Альметьевск, 29 апреля 1999г. на конференциях и семинарах ученых кафедры Электротехники и электроснабжения горных предприятий Санкт-Петербургского государственного горного института (ТУ) в 1990-95 г., на межкафедральном электротехническом семинаре ученых горно-электромеханического факультета СПбГГИ (ТУ) 25 декабря 1995г.,

Публикации. По теме диссертации опубликованы 75 научных работ, в том числе 3 монографии, И брошюр и 15 авторских свидетельств и патентов на изобретения.

Стру|сгура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, девяти глав и заключения, изложенных на страницах. Содержит рисунков, таблиц, список литературы из г наименований и <9 приложений. Общий объем работы •^¿страниц.

Во введении дается общая характеристика работы, обосновывается ее актуальность.

В главе 1 рассмотрены научно - технические проблемы создания автоматизированной системы оптимального управления электроснабжением нефтегазодобывающих комплексов.

В главе 2 разработаны концепция и общие принципы оптимального управления режимом электропотребления нефтегазодобывающих комплексов, методика определения удельных затрат электроэнергии на компоненты технологического процесса добычи нефти. Даны результаты анализа уровня энергозатрат по отдельным компонентам и предложены мероприятия по их снижению.

В главе 3 разработана методика оптимального распределения уровня снижения электропотребления и мощности между НГДП путем минимизации целевой функции по критерию минимума недобора нефти. Представлена методология рационального распределения доли снижения электропотребления и мощности между НГДП.

В главе 4 обоснованы схемно-технические решения при выборе электрооборудования насосных установок для извлечения на дневную поверхность продукции скважин с учетом периода их эксплуатации. Разработаны системы регулирования производительности и автоматизации добычных установок, методика расчета вентильного электроири-

вода погружных центробежных насосов и экономичный электропривод малодебитных скважин.

В главе 5 приведены результаты разработки теории экологически чистой электротехнологии нагрева и депарафинизации скважин, даны обобщенная структура и параметры комплекса электронагрева при добыче парафиносодержащей нефти. Изучены динамика процессов регулирования тока в установках электронагрева и температуры нефтескважины.

В главе б обоснованы принципы оптимизации режима напряжения в узлах нагрузки НГДП. Разработана математическая модель, позволяющая оценить режим напряжения в промысловых распределительных сетях. Рассмотрены эффективность групповых и индивидуальных средств регулирования режима напряжения.

В главе 7 приведены результаты разработки системы телеуправления и телесигнализации нефтяных скважин по линиям электропередачи 6(10) кВ. Установлены параметры, характеризующие распространение высокочастотных колебаний вдоль трехфазных воздушных линий. Даны результаты расчета затухания сигнала тональной частоты, способы присоединения каналообразующей аппаратуры и определены минимальные мощности передатчика высокочастотного линейного тракта. Приведены данные по результатам эксперимента на физической моде-пи, позволяющие оценить погрешность расчетов. Выбрана структурная :хема организации канала связи.

В главе 8 приведены результаты разработки системы телеуправ-чения, комплексной автоматизации и диагностики электрического и технологического оборудования. Разработаны методика систематнче-:кого оперативного контроля динамограмм и методика, позволяющая юлучить ваттметрграммы станков-качалок, с использованием средств -елемеханики по линиям 6(10) кВ. Разработаны алгоритмическое и про-раммное обеспечение комплексной защиты и диагностики станков-;ачалок.

В главе 9 даны результаты разработки и экспериментальных ис-ледований технических средств автоматизированной системы управле-[ия электроснабжением НГДК, включая унифицированную систему гнженерных электрических коммуникаций, установки продольной ком-юнсации потерь напряжения (УПК), поперечной компенсации реактив-юй мощности (УПЕК) и систем телеуправления и телесигнализации с юпользованием воздушных линий электропередачи 6(10) кВ.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Положение 1. Концепция и алгоритм управления электроснабжением нефтегазодобывающего комплекса, предусматривающие приближение режима электропотребления к энергетически оптимальному при лимитировании энергозатрат для нефтегазодобывающих предприятий по критерию минимума недобора нефти для принятой системы разработки месторождения и комплексов технологического оборудования

Основной задачей оптимального управления электропотреблением с использованием технических средств АСУЭ является приближение режима потребления электроэнергии к энергетически оптимальному для принятой системы разработки месторождений. Реализация такой концепции управления достигается путем определения рациональных дифференцированных групповых норм расхода электрической энергии на добычу нефти для отдельных НГДП, непрерывного контроля в пределах планируемого периода фактического удельного расхода электроэнергии, сравнения фактического удельного расхода с рациональной групповой нормой и в случае их отличия выдачи рекомендаций по проведению энергосберегающих мероприятий, обеспечивающих приближение фактического потребления к рациональному. При автоматизированном управлении электропотреблением предполагается, что режимы напряжения и реактивной мощности оптимизированы или близки к оптимальным.

Реализация предложенной концепции предполагает минимизацию целевой функции:

Р.Са^ф-'Ки^тш, (1)

или

Р2((о)= соф -со^ ->тт, (2)

при ограничениях-.

»„^Ч... (3)

где: ЧУф и \Уот - массивы фактического и оптимального расхода электроэнергии по НГДК за заданный период;

N

.И N

(6)

N - число НГДП в составе НГДК;

®Ф и <£>опх - массивы фактических и оптимальных удельных расходов электроэнергии по отдельным составляющим технологического процесса добычи нефти за заданный период; t3.11 и £р П - заданный и расчетный период времени;

и См,« - фактическая и плановая добыча нефти за заданный период насосным способом, тыс. т.;

в2 и С2ш, - фактическая и плановая перекачка нефти дожимными насосными станциями (ДНС) за заданный период, тыс. т.: вз и взге, - фактическая и плановая подготовка нефти за заданный период, тыс. т.;

и 04т - фактическая и плановая реализация (внешняя перекачка) товарной нефти за заданный период, тыс. т.;

65 и Озпд - фактическая и плановая подготовка и утилизация пластовых вод и производственно-ливневых стоков за заданный период, тыс. т.; бе и 06[и - фактическая и плановая закачка воды для поддержания пластового давления (ППД) за заданный период, тыс. м3; Су и 07ПЛ - фактическая и плановая добыча нефти с применением электронагрева за заданный период, тыс. т.;

Обоснована декомпозиция технологического процесса на 7 составляющих, фактические и плановые удельные затраты для которых

и

(7)

„опт ©1! •• шопт 17

«сот = _ , ОПТ » от ...0)j7 Г »

щопт N1 » ••»wm

W* ef„.. -Gf,

W♦ = X GÎ-

W*

©г.- Gom un > /-* ОПТ

j = «Г- .,oj7 X QOBT /-i ОПТ ¡7

Qem N1 » /•"»ОПТ

где: Ш| - удельный расход электроэнергии на добычу 1 т нефти по извлечению продукции скважин на дневную поверхность насосным способом, кВтхч/т;

Юг - удельный расход электроэнергии на транспорт 1 т нефти от ДНС до ЦПС, кВтхч/т;

Юз - удельный расход электроэнергии на подготовку 1 т нефти, кВтхч/т; ш4 - удельный расход электроэнергии по комплексам сооружений хранения и внешней перекачки 1 т товарной нефти, кВтхч/т; <а5 - удельный расход электроэнергии по подготовке и утилизации пластовых вод и производственно-ливневых стоков, приходящейся на 1 т подготавливаемой нефти, кВтхч/т;

шб - удельный расход электроэнергии по ППД при закачке 1 м3 воды, кВтхч/т;

й)7 - удельный расход электроэнергии на добычу 1 т нефти при электронагреве скважин, кВтхч/т.

Групповая фактическая и оптимальная нормы расхода электроэнергии на 1 т добычи нефти:

^ = 01)

»«г = (12)

где: в - добыча нефти за заданный период, т.

Разработан алгоритм управления режимами электропотребления НГДК (рис. 1), обеспечивающий энергетическую оптимальность (рациональность) процесса добычи нефти. Данный алгоритм практически не накладывает никаких ограничений на величину давления нагнетания, что позволяет планировать энергосбережение без ограничения добычи нефти. Разработана методика и установлены соотношения для определения удельных расходов электроэнергии на отдельные компоненты процесса добычи.

Методика предусматривает упорядоченную обработку информации, включающей для каждого НГДП в составе НГДК 41 независимую переменную, характеризующую геолого-технологические параметры составляющих компонентов нефтедобычи. Проверка адекватности предложенной методики в годовых сечениях массива данных об электропотреблении показала, что вычисленная в соответствии с предложенной методикой групповая норма электропотребления отличается от фактической не более чем на 9,4%. Обоснованы основные мероприятия, обеспечивающие минимизацию энергетической составляющей затрат на добычу нефти, в том числе: приведение в соответствие параметров и характеристик добычного оборудования с периодом эксплуатации скважин; совершенствование энергетических характеристик насосных установок, используемых во всех компонентах технологического процесса; смещение максимальных нагрузок в зону с минимальным тарифом.

Развита теория рационального распределения ограничений отпуска электроэнергии и лимитов мощности между НГДП, входящими в состав НГДК. Показано, что для предприятий НГДК характерно значительное отличие удельных расходов электроэнергии на добычу нефти. Это различие положено в основу расчетов по распределению доли снижения электропотребления между НГДП при заданной суммарной величине ограничения. Разработана методика рационального распределения ограничений лимитов мощности путем минимизации целевой функции по критерию минимума недобора нефти. При лимитировании

Рис. 1. Упрощенный алгоритм управления режимами электропотребления НГДК

по каждому га потребителей-регуляторов (ПР) НГДП рассчитываются нагрузки аварийной и технологической брони. В условиях НГДП в качестве ПР могут быть использованы кустовые (КНС), блочные (БНС) и дожимные (ДНС) насосные станции, термохимические и буровые установки. Для таких потребителей разработан способ распределения отключаемых нагрузок пропорционально их регулировочным возможностям. Если в отключении нагрузки участвуют все i групп потребителей, каждая с коэффициентом участия К; равным Р.

V — ' °П" .

'"Тр-'

/ 1 I огр.ш

приусловии, что К, +К2 -к..+Ki =1, то

АР1,огр=К!АРогр,з=А^гРрзР'°гв, (13)

/ . "i.orp.»

где ДР0Гр , - заданное для КГДК или НГДП ограничение.

При глубоких ограничениях по мощности может случиться, что отключаемые нагрузки затрагивают технологическую бронь, т.е. их отключение ведет к снижению уровня добычи нефти.

В этом случае целевая функция записывается в следующем виде: / п ^

-»min, (14)

4 1=1

где: функции AS; = f(AWj) - неубывающие дифференцируемые функции первого, второго и более высокого порядка, определяемые на основе экспериментальных данных по каждому из разнотипных или каждой группе однотипных регулировочных мероприятий.

F(X) = AS; + к Wj - AW

i=i l i=i

Положение 2. Закономерности изменения параметров электрооборудования насосов, позволяющие оптимизировать режимы технологических установок добычных насосов с учетом периода «жизни» нефтескважин.

Средний срок жизни нефтескважин составляет около 20 лет. За это время оборудование меняется несколько раз. Это объясняется, в первую очередь, не физическим износом оборудования, а изменением дебита скважины. Действительно, в «жизни» скважин можно выделить 4 периода: фонтанирования, эксплуатации с дебитом свыше 100 т/сутки

(высокодебитный период), период эксплуатации с дебитом 3*100 т/сутки (среднедебитный период), период эксплуатации с дебитом менее Зт/сутки (низкодебитный период).

Показана необходимость разработки универсальной системы инженерных коммуникаций, обеспечивающая многоразовое использование электрических линий, и разработаны компоновки добычного электрооборудования в зависимости от периода жизни скважины. Для высо-кодебитного и среднедебитного периода предусмотрено применение преобразователей частоты, обеспечивающих непрерывный режим работы и снижение динамических нагрузок на электромеханическое оборудование добычных установок. В низкодебитный период эксплуатации рекомендовано использовать малооборотные асинхронные двигатели, позволяющие привести в соответствие параметры добычных скважин и станков качалок, без изменения конструкции последних.

Рассмотрены особенности регулирования производительности штанговых глубинных (ШГН) и погружных электроцентробежных (ЭЦН) насосов. Показано, что несмотря на различные законы регулирования частоты вращения для их привода может применяться комплекс асинхронный короткозамкнутый двигатель (АДКР) - преобразователь частоты (ПЧ). При использовании ПЧ, в зависимости от глубины регулировки скорости, к.п.д. комплекса составляет 0,55-^0,92.

Особенностью регулирования производительности добычных установок является медленное даже при максимальной скорости откачки изменение давления столба нефти. Поэтому предложена циклическая система регулирования скорости двигателя добычного насоса, обеспечивающая поддержание заданного давления на его приеме. Цикл опроса обратной связи - 1 час. За 1 час давление на приеме двигателя насоса изменяется максимально на 2 атм. Для обеспечения устойчивости системы регулирования введены следующие ограничения:

• если давление Р столба жидкости отличается от заданного Рэ более чем на 10 атм, то через каждый цикл опроса, в случае, если Р>Рэ, двигатель получит задание на работу с максимальной скоростью;

• если Р<Р з+Ю атм, то через каждый цикл опроса скорость снижается на 0,1 п „;

• если Р<Р3, то скорость двигателя повышается на 0,1п„.В установившемся режиме система регулирования поддерживает заданную скорость с точностью, равной шагу сканирования 0,1 п.

Для реализации этого режима работы на станке-качалке устанавливается датчик направления хода штока, по команде которого меняется полярность и величина задающего напряжения, которое через задатчик

ускорения воздействует на систему регулирования электропривода, затормаживая с рекуперацией энергии или увеличивая скорость двигателя.

Для сокращения потерь энергии в динамических режимах (разгон, замедление) темп разгона за счет задатчика ускорения выбран таким образом, чтобы среднеквадратичный ток двигателя за двойной ход штока не превышал номинального.

Для повышения надежности и экономичности в установках ЭЦН предложено использование регулируемого привода на базе вентильного синхронного двигателя с возбуждением от постоянных магнитов. Показано, что применение такого двигателя взамен АДКР позволяет: уменьшить радиальную силу одностороннего магнитного тяжения в 7 раз; уменьшить прогиб вала в 4 раза; уменьшить радиальную силу, действующую на подшипник, в 4 раза; увеличить критическую скорость в 2 раза; снизить потребляемый ток на 20 %; снизить потери в меди подводящего кабеля в 1.5 раза; повысить к.п.д. на 11 %; снизить потери мощности в двигателе в 2,5 раза.

Разработана методика проектирования вентильного двигателя привода ЭЦН, адаптированная к выбранному типу ПЧ. Методика предусматривает расчет магнитного поля двигателя в квазиустановившемся режиме ПЧ методом сопряжения конформных отображений при интегрировании дифференциальных уравнений на входе и выходе ПЧ во временном интервале, совпадающем с периодом электромагнитных процессов в вентильном двигателе.

Показано, что в малодебитный период эксплуатации на CK следует заменять двигатели с частотой вращения 970 об/мин на двигатели с частотой вращения 485 об/мин и вдвое меньшей мощностью. При этом удельный расход электроэнергии на извлечение продукции скважин уменьшается на 20%, что объясняется уменьшением потерь энергии в двигателе и в клиноременной передаче.

Установлено, что при реализации рациональных режимов напряжения (0,95*0,97 U„) и реактивной мощности в промысловой сети и на вводе в скважину обеспечивается снижение потребления полной и реактивной мощности и тока соответственно на 0,4-5-0,46 o.e., 0,45 o.e. и 0,18-0,22 o.e., где за базис приняты соответствующие номинальные параметры ПЭД. Рекомендовано при отсутствии ПЧ в составе электрооборудования ДУ применять местные УПЕК и УПК.

Положение 3. Зависимости и закономерности, совокупность которых составляет теорию экологически чистой электротехнологии

депарафинизации нефтяных скважин при добыче парафиносодержа-щей нефти.

Разработана обобщенная структура оборудования комплекса экологически чистой установки электронагрева и депарафинизации нефтескважин (УЭНДС), схема которой приведена на рис. 2. Для предотвращения касания насосно-компрессорной трубы (НКТ) и обсадной колонны по высоте скважины до места установки погружного контакта на НКТ устанавливаются специальные центраторы, выполняющие функцию изоляторов.

Стальная штанга

Полированный шток ■

Изол. муфта

Стальная штанга

К$5.

Станция преобразователя

Силовой трансформатор

Узел герметизации

Насосно-компрессорная труба (НКТ) Изолятор Обсадная колонна Погружной контакт

Рис. 2. Схема комплекса оборудования УЭНДС.

Г

Выявлена зависимость параметров цепи «НКТ - погружной контакт - обсадная колонна» от частоты питающего напряжения. Обоснована минимальная частота тока электронагрева нефтескважин. Показана целесообразность питания цепи нагрева нефтескважины от тиристорно-го преобразователя переменным током частотой 5 Гц, что позволяет обеспечить взрывобезопасность установок и уменьшить установленную мощность электрооборудования в 2,7 раза по сравнению с установками, работающими на промышленной частоте.

Показано, что система автоматического регулирования режима электронагрева должна выполняться двухконтурной с подчиненным регулированием. Контур регулирования тока является подчиненным

контуру регулирования температуры. За счет регулятора тока осуществляется поддержание заданной величины тока и токоограничение. Регулятор температуры обеспечивает поддержание и ограничение температуры нефти на выходе из скважины, где устанавливается датчик температуры нефти. При этом минимизируются затраты электроэнергии на процесс нагрева.

Установлены закономерности протекания переходных процессов в контуре УЭНДС. Определены типовые динамические характеристики системы автоматического регулирования, настроенные на технический оптимум. Разработана тепловая динамическая модель нагревательного комплекса нефтескважины, определены ее параметры. Установлено, что передаточная функция регулятора температуры УЭНДС тлеет вид: -»зР + 1

\УрТ(р)=2,58х103

Р

Разработана динамическая модель в "малом" контура регулирования тока с пропорциональным регулятором. Определены параметры звеньев динамической модели включая коэффициенты передачи и электромагнитную постоянную времени цепи нагрузки. Определена импульсная составляющая тока при единичном скачке сигнала на входе регулятора тока. В результате исследования решетчатой функции ц(пТ) установлено, что для исключения бросков тока в переходных режимах систему автоматического регулирования следует настраивать на процесс конечной длительности или на апериодический процесс. Определено допустимое значение контурного коэффициента Кр для заданных соотношений Т„/Т и времени переходного процесса в контуре тока, где: Тп - электромагнитная постоянная времени цепи нагрузки преобразователя частоты; Т = 2л/шш0 ; л - последовательность целых чисел; со0 -угловая частота сети 314 с'1; ш - число пульсаций напряжения на выходе преобразователя частоты за период основной частоты.

Разработаны динамические модели объекта и системы автоматического регулирования. Показано, что объект регулирования, линеаризованный в заданной рабочей точке, представляется апериодическим звеном вида:

ТвР + Г

где: Т0 - постоянная времени нагрева нефти и НКТ;

11,о - установившаяся величина теплового сопротивления;

К, - производная кривой Р(1) в заданной фиксированной точке.

Показано, что переходные процессы в "малом" в окрестности базовой точки характеристики Р = f(t) могут быть настроены на технический оптимум. Разработана методика оценки энергетической эффективности применения УЭНДС. Методика основана на измерении энергии, потребляемой станком-качалкой, и количества добываемой нефти до и после депарафинизации нефтескважины.

Положение 4. Зависимости характеристик режимов напряжения и реактивной мощности в распределительных сетях НГДК от распределения нагрузки в узлах радиалъно-магистральных линий, характеристик нагрузки и параметров электрооборудования подстанций, позволяющие реализовать бесконфликтную совместную работу оборудования в энергосберегающих режимах.

Для выявления зависимости характеристик режимов напряжения и реактивной мощности составлена схема замещения сети НГДП в целом и отдельных промысловых подстанций, выявлен диапазон варьирования независимых переменных, включая параметры, характеризующие линии электропередачи, в том числе характер распределения нагрузки вдоль линии, характеристики нагрузки, учитывающие зависимость ее от напряжения в узле подключения, и параметры источников питания.

Разработана математическая модель режима напряжения в распределительных сетях НГДП с выделением линии, имеющей наибольшие потери напряжения (рис. 3). Активная и реактивная мощности, передаваемые к i-тому узлу по i-тому участку линии, определялись из выражений:

(15)

Uc

О-

Хл, Rni

APai+)AQ*iî AU! Pni+jCbi

Хэ Ra

Хм Rji

APfli+jAQm; AUi Pni+jQm

Pwl+jQHrl

Рл'+jQn

Xnn Ял

APjm+jAQ AUn Рлп+jQ лп

Рнп+jQ,

Рнга+jQ.

Рис. 3. Схема замещения СЭС предприятия нефтедобычи с выделением линии с наибольшими потерями напряжения.

ц »

Qci=XQHM- + EX'

l-i+l

Vl-i+1

ц и д д

/ +

\>М Ы+1

и?

QHr.i = Qoi(b0i+buUi+b2iU?);

(16)

где: aoi, ali; a^ - коэффициенты, отображающие зависимость активной мощности P„.i от напряжения в i-том узле Ц;

b0i, bu, bzi - коэффициенты, отображающие зависимость реактивной мощности Q«r.i от напряжения в i-том узле Uf,

Poi и Qos - активная и реактивная мощности потребляемые нагрузкой, подключенной к i-тому узлу, при напряжении в узле U = 1.

Выполнено математическое моделирование режимов напряжения и реактивной мощности. Зависимость изменения активной нагрузки вдоль радиально-магистральной линии представлялась в виде:

¿P0i=¿(A1-A2+2A20KAI-A2)n+A2^ = AIn+A2^.

¡=1 i=l

(17)

Коэффициенты Aq, Аь А2 для заданного распределения нагрузки вдоль ЛЭП определялись методом наименьших квадратов. Аналогично определялись коэффициенты Во, В|, В2 для определения реактивной нагрузки Qoi, подключенной в i-том узле выделенной линии.

Моделирование проводилось в следующем диапазоне варьирования независимых переменных:

1. Мощность, потребляемая электроприемниками, присоединенными к выделенной радиально-магистральной линии, o.e.: 0,1; 0,2.

2. Напряжение в конце выделенной линии, o.e.: 0,90+1,05.

3. Коэффициенты, характеризующие регулировочные эффекты нагрузки по напряжению: а'вг.ю = 1,143 1,059; а'^.п = -0,566 * -0,708 ; а'нг.а = 0,422 -ь 0,649; Ь'^.ю = 8,525 4- 3,207; Ъ'нгй = -17,13 ч- -5,55; Ь'нг.ц = 9,601 -г- 3,340.

4. Плотность тока в линии 0,5; 1,0 jäK.

В качестве базисных величин использовались мощность трансформатора питающей подстанции и напряжение в распределительной сети 6(10) кВ.

Коэффициенты, характеризующие распределение нагрузки по длине линии (равномерное сосредоточение в начале и конце линии), А0 = 0,074-0,14, А, = -0,0031-М),0042, А2 = -0,0004-0,0014, В„ = 0,07-И), 14, Bt = -0,0033-^-0,0051, В0 = -0,0006+0,0018.

В результате моделирования установлены зависимости потери напряжения в радиально-магистральной линии от параметров нагрузки, характера распределения нагрузки вдоль линии и параметров ее отдельных участков.

В случае сосредоточения нагрузки в конце и протяженности радиальной части линии 10 км, S„ = 0,28^,(8^ - номинальная полная мощность силового трансформатора) и j = 0,5jM потери напряжения достигают 8%, при увеличении плотности тока в линии до j3K потери напряжения возрастают и могут достигать 15%. Данные результаты моделирования показывают, что без применения индивидуальных устройств регулирования напряжения невозможно реализовать рациональный режим напряжения в радиально-магистральной линии. Поэтому в распре-

делительных сетях НГДП необходимо наряду с регулированием уставок устройств РПН силовых трансформаторов на подстанциях 110/35/6(10) кВ предусматривать устройства индивидуального регулирования режима напряжения у наиболее удаленных электроприемников.

Как показали исследования, минимум регулировочных характеристик нагрузки по напряжению Р = £(11) и <3 = Г (и) находится в пределах 0,75-^0,85 и„. Поэтому для снижения потребления активной и реактивной мощности, напряжение на шинах понизительных подстанций предприятия следует поддерживать близким к нижнему пределу, обусловленному устойчивостью работы наиболее удаленных от шин подстанций электроприемников (не оборудованных индивидуальными устройствами регулирования напряжения), с учетом компенсации потерь в питающих линиях.

Основным фактором, влияющим на межремонтный период и срок службы устройств РПН, при ограниченном ресурсе контактов является число переключений. Замена хоптактов РПН помимо прямых затрат на нее приносит также экономический ущерб в виде недовыпуска продукции из-за вывода трансформатора из эксплуатации. Поэтому возникает вопрос о балансе между снижением суточного числа переключений (зависящего от ширины зоны нечувствительности), увеличением срока службы контактов до нескольких лет и достижением экономического эффекта от процесса регулирования напряжения. Широкая зона нечувствительности является причиной увеличенного потребления электроэнергии в случае работы при повышенном напряжении. Проблему нахождения верхней уставки срабатывания устройств РПН, при которой процесс регулирования будет экономически выгодным, можно решить, построив целевую функцию экономической эффективности регулирования напряжения на шинах понизительной подстанции в зависимости от ширины зоны нечувствительности Z = ДДи). Целевая функция, удовлетворяющая указанному условию, будет иметь вид: 2 = Эг —Спер ~Спост —Кгол, (18)

где: Эг - годовая экономия от снижения потребления электроэнергии при внедрении автоматического регулирования режима напряжения на шинах понизительной подстанции;

Стер - зависящие от ширины зоны нечувствительности годовые текущие затраты;

Споет * независящие от ширины зоны нечувствительности годовые текущие затраты;

Кгод - капитальные затраты на аппаратуру автоматического управления устройствам РПН, приведенные к одному году.

Для индивидуального регулирования режима напряжения предложено использовать вольтодобавочный трансформатор (ВДТ) с регулируемым магнитным потоком.

В качестве магнитной цепи используется Ш-образный сердечник с намотанными на него катушками возбуждения, вольтодобавки и управления. Обмотки возбуждения Wn и W2i имеют одинаковое число витков, и включены встречно-последовательно. Катушки вольтодобавки W„ и W22 соединены последовательно с нагрузкой такой полярностью, что одна из них работает для повышения, а другая для понижения напряжения на нагрузке. Обмотки управления W3i и W32 соединены посредством тиристорных ключей таким образом, что Wji + W32 = Wj = const.

Зависимость напряжения на нагрузке от напряжения источника питания U0 и чисел витков, включенных в обмотки управления, определяется по формуле:

и.=и,

\ , 2(W21W32-W22W3,)n

(19)

Установлены зависимости массогабаритных показателей, энергетических и рабочих характеристик вольтодобавочных трансформаторов с регулируемым магнитным потоком от режимных параметров электроснабжения, характеристик нагрузки и управляющих воздействий. Показано, что ток в обмотке управления прямо пропорционален току нагрузки, сумме чисел витков обмоток вольтодобавки и обратно пропорционален числу витков, включенных в обмотке управления. Мощность ВДТ определяется мощностью нагрузки и диапазоном регулирования напряжения.

Положение 5. Параметры и характеристики каналообразующей аппаратуры, аппаратуры телеуправления, комплексной автоматизации и диагностики электротехнического и технологического оборудования с использованием в качестве передающей среды линий электропередачи, позволяющей организовать оперативное информационно-управляющее взаимодействие территориально рассредоточенных объектов НГДК

В условиях большой территориальной рассредоточенности энергообъектов НГДП единственной связывающей их информационной средой являются линии электропередачи напряжением 6(10) кВ. Поэтому, в

работе развита теория организации информационно-управляющего взаимодействия энергетических и технологических объектов с использованием указанной выше коммуникационной среды.

В связи с тем, что на подстанциях 110/35/6(10) кВ НГДК используются косинусные конденсаторные батареи мощностью в несколько сот квар, включенные на междуфазное напряжение, использование каналов связи с вводом сигнала по схеме «фаза-фаза» без высокочастотных заградителей невозможно, а также из-за отсутствия необходимости передавать по каналам связи сигналы релейной защиты, которые могут быть заблокированы на время замыкания на «землю» в сети 6 кВ, единственно целесообразной схемой организации канала связи является схема «фаза-земля».

В сетях 6(10) кВ канал связи по схеме «фаза-земля» можно с приближением считать одноволновым - в нем образуется одна электромагнитная «земляная» волна между тремя проводами фаз и землей. Затухание высокочастотных сигналов в ЛЭП 6(10) кВ при вводе по схеме «фаза-земля» резко возрастает на частотах выше 12 кГц и на линии максимальной расчетной длины 20 км превышает 30 дб. Практическое использование тональных частот на ЛЭП 6(10) кВ при вводе сигнала по схеме «фаза-земля» возможно в диапазоне I-s-12 кГц. Передача информации может производиться как со стороны подстанций 6(10)/0,4 кВ по ВЛ в сторону подстанции 35/6(10) кВ, так и в обратном направлении. Поэтому, приемо-передающие устройства устанавливаются по обоим концам ВЛ.

Определен диапазон варьирования независимых переменных, определяющих распространения сигнала тональной частоты в промысловых распределительных сетях: длина промысловой линии до 20 км, передаваемая по ЛЭП 6(10) мощность до 2000 кВА, суммарная мощность конденсаторных батарей, подключенных к шинам подстанции, 1300 квар и более, мощность трансформаторов 110/35/6(10) кВ до 20 МВА. Установлено, что значительная протяженность ЛЭП 6(10) кВ, подключенных к шинам питающей подстанции 110/35/6 кВ, а также наличие кабельных вставок приводит к увеличению суммарной емкости ЛЭП на землю до 2,4-5-2,7 мкФ. Это вызывает резкое увеличение затухания линейного тракта в верхней части диапазона тональных частот (более 10 кГц) и ограничивает возможный диапазон использования тональных частот в пределах 1-5-8 кГц. Определена зависимость минимальной мощности передатчика от частоты тонального сигнала. Результаты расчетов при работе передатчика на нагрузку 600 Ом приведены в табл., где Ряер -

минимально необходимая мощность передатчика; ипср - минимально необходимое напряжение на выходе передатчика.

__Табл.

Частота Л кГц 1 4 6 8 10 12 14 16 20

Рпер, ВТ 0,11 2,57 12,6 41,7 219 851 3,09 101 1,12 104 1,41 105

IV в 7,75 39,3 86,9 157 362 710 1,36 103 2,59 103 9,21 103

Анализ данных табл. показывает, что использование тональных частот без обработки ЛЭП высокочастотными заградителями целесообразно в диапазоне частот 1*8 кГц. В этом случае минимально необходимая мощность передатчика не превышает 100 Вт. При большей частоте минимально необходимая мощность резко возрастает от нескольких сот Ватт на частоте 10 кГц до мощности свыше 140 кВт на частоте 20 кГц.

Для проверки адекватности теоретических положений производилось физическое моделирование высокочастотного линейного тракта. Высокочастотный канал моделировался цепочечной П-образной схемой замещения, в которой одна ячейка моделирует 0,5 км ЛЭП 6(10) кВ с параметрами: Ь0яч = 2,2 мГн, С<цч = 6000 пФ, г^ ^, = 5 Ом при частоте Г= 1-10 кГц, гм.„ = 10 Ом при частоте 12-20 кГц.

При моделировании линия длиной 20 км, представленная 40 ячейками, нагружалась суммарной емкостью С„ = 2,4 мкФ, имитирующей емкость всех линий 6(10) кВ, подключенных к шинам подстанции 110/35/6(10) кВ.

Усредненная экспериментально снятая зависимость в диапазоне частот 4*10 кГц отличается от расчетной в пределах 20*25 %, что при принятых допущениях, можно считать хорошим совпадением. При значениях частот меньше 4 кГц, отличие расчетных и экспериментальных данных больше из-за явно выраженного резонанса на первой резонансной частоте рассматриваемого линейного тракта. С повышением частоты резонансные явления менее выражены из-за увеличения активных потерь в земле. На коротких линиях длиной 1*2,5 км резонансных явлений вообще не наблюдается, а на линии длиной 5 км явно выражена одна резонансная частота. Таким образом, расчетные значения затухания линейного тракта достаточно хорошо совпадают с данными, полученными на физической модели.

С использованием ЛЭП 6(10) кВ создана система телемеханического управления добычными установками, контроля параметров режи-

мов их работы и диагностики состояния. Разработана методика систематического оперативного контроля динамограмм, позволяющая определять отклонения параметров работы подземного оборудования от заданных и сократить количество профилактических подземных ремонтов скважин.

Установлено, что на основе сопоставления теоретических и фактических динамограмм работы штангового глубинного насоса может быть получена объективная и достоверная информация о параметрах, характеризующих работу скважины в заданные моменты времени. Получаемые данные могут быть документированы и архивированы для выполнения прогнозных оценок. Показано, что путем измерения нагрузки на полированный шток в течение нескольких минут после остановки СКН может быть осуществлен контроль утечки в НКТ.

Разработана методика, позволяющая получить с использованием системы телеуправления работой нефтяных станков-качалок по линиям электроснабжения 6(10) кВ ваттметрграмму в виде набора вычисляемых на основе измерения мгновенных значений тока и напряжений дискретных значений электроэнергии, потребляемой приводом СКН в течение интервала времени, сопоставимого с циклом качания головки балансира. В результате обработки ватгметрграммы определяються ее период (число качаний головки балансира в единицу времени), минимальное, максимальное и среднее значение активной мощности за время цикла качания и небаланс СКН.

Выполнен сравнительный анализ определения периода ваттметр-граммы с использованием методов скользящего осреднения и метода медианной фильтрации. Показано, что метод медианной фильтрации позволяет исключить выбросы большой амплитуды. После однократного применения к ваттметрграмме процедуры фильтрации в соответствии с данным методом получается инвариантная последовательность отсчетов, которая не изменяется при последующей фильтрации медианным фильтром с одинаковой шириной окна. Однако при частых выбросах метод медианной фильтрации не позволяет решить задачу восстановления полезного сигнала. В случаях, когда ваттметрграмма может быть представлена состоящей го непрерывных и монотонных участков, обработку ее целесообразно проводить с использованием метода скользящего окна.

Для повышения надежности и оперативности диагностики состояния добычного оборудования рекомендованно одновременно производить регистрацию ватгметрграмм и динамограмм, что позволит

осуществить систематический оперативный контроль основных технологических и энергетических параметров.

Положение 6. Совокупность технических средств, алгоритмическое и программное обеспечение для создания АСУЭ ЯГДК в виде системы с открытой архитектурой, позволяющей интегрировать в ее состав управляющие компоненты, расширяющие возможности ее функционирования в режиме активного кибернетического комплекса в условиях малолюдных и экологически чистых технологий.

Разработаны методики проектирования, алгоритмическое и программное обеспечение, позволяющее реализовать совокупность технических средств, обеспечивающих широкое внедрение АСУЗ на объектах НГДК, в том числе: системы автоматизации станков-качалок с регулируемым электроприводом с асинхронными короткозамкнутыми электродвигателями, вентильные приводы погружных электроцентробежных насосов, экономичные приводы малодебитных скважин, устройства группового и индивидуального регулирования режима напряжения, установки продольной, поперечной и комбинированной компенсации потерь напряжения и реактивной мощности, установки, экологически чистые электротехнология и установки депарафинизации нефтескважин, каналы связи по ЛЭП 6(10) кВ между энергетическими и технологическими объектами нефтедобычи, система телеуправления, комплексной автоматизации и диагностики электрического и технологического оборудования, унифицированная система инженерных электрических коммуникаций для обустройства скважин.

Разработана система автоматического регулирования напряжения на шинах понизительной подстанции, имеющая модульную конструкцию и базирующаяся на применении программируемого контроллера. Система автоматического регулирования обеспечивает снижение среднего уровня напряжения на шинах подстанции и потребления активной мощности и электроэнергии.

Разработана автоматическая система индивидуального регулирования режима напряжения на базе вольтодобавочного трансформатора с регулируемым магнитным потоком. Система обеспечивает изменение напряжения на электроустановках без искажения формы кривой путем коммутации тиристоркых ключей, включенных в цепях обмотки управления. Силовые тиристоры работают в условиях больших токов и низких обратных напряжений, что позволяет применить элементы с низким классом по напряжению.

Выполнена разработка и изготовлены элементы, входящие в состав УЭНДС, и системы в целом, определен необходимый объем защит. Проведены опытно-промышленные испытания и внедрены в промышленную эксплуатацию УЭНДС стационарного и передвижного типа номинальной мощностью 100 кВА.

Созданная универсальная система инженерных электрических коммуникаций (УСИЭК) предполагает многоразовое использование инженерных электрических линий, средств регулирования частоты вращения электродвигателей насосных установок, компенсации реактивной мощностй и потерь напряжения, системы телеуправления и телесигнализации добычных установок. УСИЭК включает в себя комплектную понизительную трансформаторную подстанцию наружной установки, установку поперечной емкостной компенсации (УПЕК), установку продольной емкостной компенсации (УПК) потерь напряжения, устройство присоединения и станцию управления телемеханической системой, станцию с преобразователем частоты, подкшочательный путает, кабельные линии н заземляющее устройство. УСИЗК позволяет осуществить перевод скважины со способа эксплуатации с применением ЭЦН на способ эксплуатации с применением ШГН и обратно, значительно уменьшив объем монтажных работ и время перевода.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В результате проведенных исследований разработаны научные положения, совокупность которых является новым достижением в развитии теории электромеханических и электротехнических систем нефтегазодобывающих комплексов, на основе которых разработаны методы и средства автоматизированного управления электроснабжением, обеспечивающие минимизацию энергозатрат, повышение надежности и экологической безопасности эксплуатации НГДК.

Основные научные и практические результаты работы заключа- .. ются в следующем:

1. Предложена концепция и алгоритм, определяющие общее принципы оптимального управления электроснабжением нефтегазодобывающих комплексов. Концепция предусматривает приближение режима электроснабжения к энергетически оптимальному для принятой системы разработки месторождения и комплексов технологического оборудования. При реализации предложенной концешош с использованием средств АСУЭ производится оперативное управление ре- . жимами электропотребления во всех компонентах технологического

процесса добычи нефти, параметры и энергетические установки которого приближены к возможности реализации целевой функции минимизации удельных энергозатрат. Внедрение предложенной концепции при стабилизации геолого-технических параметров добычи позволяет снизить удельные энергозатраты на 20...25%.

2. Разработана ориентированная на обработку данных на ПЭВМ методика определения удельных затрат электроэнергии, предусматривающая декомпозицию технологического процесса на добычу нефти, в том числе извлечение продукции скважин на дневную поверхность насосным способом, транспорт нефти от ДНС до ЦДС, подготовку

. нефти, хранение и внешнюю перекачку товарной нефти, подготовку и утилизацию пластовых вод и производственно-ливневых стоков, поддержание пластового давления и электронагрев скважин. Методика предусматривает упорядоченную обработку информации, включающей для каждого НГДП в составе НГДК 41 независимую переменную, характеризующую геолого-технологические параметры -составляющих компонентов нефтедобычи. Проверка адекватности предложенной методики в годовых сечениях массива данных об электропотреблении показала, что вычисленная в соответствии с предложенной методикой групповая норма отличается от фактической не более чем на 9,4%.

3. Для нефтегазодобывающего комплекса характерно значительное отличие удельных расходов энергии на добычу нефти на входящих в его состав предприятиях- Рекомендовано учитывать различие расходов при распределении долей снижения электропотребления между НГДП. Разработана методика оптимального распределения уровня снижения электропотребления и мощности между НГДУ путем минимизации целевой функции по критерию минимума недобора неф-ти.и на примере АО'Татнефть" показана эффективность этой методики. Предложен алгоритм, обеспечивающий рациональное распределение долей снижения электропотребления и мощности между НГДУ комплекса.

4. Обоснованы схемнотехническйе решения при выборе электрооборудования насосных установок для извлечения продукции скважин на дневную поверхность с учетом периода их эксплуатации. Доказана технико-экономическая целесообразность применения ПЧ для питания электродвигателей насосных установок по условиям снижения удельного расхода электроэнергии и обеспечения непрерывности технологического процесса. Показана необходимость разработки универсальной системы инженерных коммуникаций, обеспечиваю-

щая многоразовое использование электрических линий в соответствии с периодом эксплуатации скважин. Применение ПЧ со звеном постоянного тока позволяет иметь к. п.д. комплекса ПЧ-АД, в зависимости от глубины регулирования скорости, 0,55-0,92. Показана целесообразность построения замкнутой системы автоматического регулирования скорости насоса с использованием обратной связи по величине давления на приеме глубинного насоса. В малодебитный период эксплуатации на CK следует заменять двигатели с частотой вращения 970 об/мин на двигатели с частотой вращения 485 об/мин и вдвое меньшей мощностью. При этом удельный расход электроэнергии на извлечение продукции скважин уменьшается на 20%, что объясняется уменьшением потерь энергии в двигателе и в клиноре-менной передаче.

5. Установлено, что при реализации рациональных режимов напряжения (U=0,95-0,97o.e.) и реактивной мощности в промысловой сети и на вводе в скважину обеспечивается снижение потребления полной и реактивной мощности и тока соответственно на 0,4-0,46 o.e., 0,45 o.e. и 0,18-0,22 o.e., где за базис приняты соответствующие номинальные параметры ПЭД. Рекомендовано при отсутствии ПЧ в составе электрооборудования добычных установок применять местные УПЕК и УПК.

6. Показана целесообразность питания цепи нагрева нефтескважины от тиристорного преобразователя переменным током частотой 5 Гц, что позволяет обеспечить взрывобезопасность установок при снижении установленной мощности электрооборудования в 2,7 раза. Разработана обобщенная структура комплексов электрооборудования нагрева и депарафинизации нефтескважин, включающая надземную и подземную части и обеспечивающая унификацию узлов и деталей установок, а также снижение затрат на их производство. Определены основные технологические параметры компонентов, входящих в состав установок электронагрева. Показано, что необходимая мощность контура нагрева составляет 100 кВА при токе 500 А и напряжении на вводе в скважину 200 В.

7. Предложена система автоматического регулирования режима нагрева нефтескважины в виде двухконтурной системы, в которой контур регулирования тока подчинен контуру регулирования температуры, и позволяющая минимизировать затраты электроэнергии на процесс нагрева. Определены типовые динамические характеристики системы автоматического регулирования, настроенные на технический оптимум. Разработана тепловая динамическая модель

нагревательного комплекса нефтескважины, определены ее параметры. Установлен вид передаточной функции регулятора температуры УЭНДС. Разработана динамическая модель в "малом" контура регулирования тока с пропорциональным регулятором.

8. Разработана математическая модель обобщенной сети предприятия нефтедобычи, обеспечивающая оценку отклонений напряжения в радиально-магистральных сетях, учитывающая нелинейности, вносимые нагрузкой и изменением коэффициента трансформации силового трансформатора. Модель включает Юп + 8 независимых переменных (п - число узлов радиально-магистральной линии, в которых подключена нагрузка), в том числе параметры и коэффициенты, характеризующие величину и зависимость нагрузки от уровня напряжения в узле, параметры радиально-магистральной линии, системы внешнего электроснабжения и силового трансформатора понизительной подстанции.

9. Разработана методика, алгоритм и программа расчета параметров режимов напряжения узлов нагрузки радиально-магистральных линий. Установлены зависимости потери напряжения в участках радиально-магистральной линии от параметров нагрузки, характера распределения нагрузки вдоль линии и параметров ее отдельных участков. Показано, что наиболее неблагоприятные режимы напряжения имеют место при наличии нагрузки, подключенной в начале и конце длинных линий. При плотности тока в линии, равной 0,5 от экономического значения, н длине линии свыше 8*10 км потери напряжения, в часы максимума нагрузок, достигают 8%, а при длине 12ч-15 км могут превышать 12%. Это приводит к необходимости дая обеспечения устойчивости работы удаленных электроприемников поддерживать напряжение на шинах главных понизительных подстанций выше номинального на 7-5-10%. При увеличении плотности тока в линии до экономического значения потери напряжения могут превышать 15%.

10. Даны рекомендации по выбору параметров и мест подключения индивидуальных устройств регулирования режима напряжения. Установлена необходимость включения индивидуальных устройств регулирования режима напряжения в радиально-магистральных сетях при протяженности радиальной части свыше 3-5-7 км. Выявлено, что диапазон регулирования напряжения индивидуальными устройствами должен составлять не менее 10-5-15%, ступень регулирования - 2*2,5%.Разработана методика выбора уставок срабатывания устройств регулирования напряжения под нагрузкой, базирующаяся на

обеспечении экономической эффективности процесса регулирования напряжения и ограничении среднесуточного числа переключений устройства РПН. Показано, что колебания нагрузки предприятий НГДК при стационарном технологическом процессе вызываются изменениям напряжения и подчиняются нормальному закону распределения. Выявлена зависимость экономической эффективности процесса регулирования режима напряжения от ширины зоны нечувствительности и среднесуточного числа переключений устройства РПН. Показано, что основными параметрами, определяющими экономическую эффективность процесса регулирования режима напряжения с помощью устройства РПН являются нижняя уставка срабатывания и ширина зоны нечувствительности.

11. Разработан алгоритм управления блоком автоматического регулирования напряжения на шинах понизительной подстанции. Алгоритм обеспечивает надежную и безаварийную работу устройства РПН, возможность бесконфликтной совместной работы устройства РПН с другим смежным оборудованием. Разработана система автоматического регулирования напряжения на шинах понизительной подстанции, имеющая модульную конструкцию, базирующаяся на применении программируемого контроллера. Система обеспечивает снижение среднего уровня напряжения на шинах подстанции, потребления активной мощности и электроэнергии. Открытая архитектура системы позволяет легко интегрировать ее в состав комплексов управления электроснабжением предприятий НГДК и придавать ей дополнительные функции путем введения в ее состав блоков расширения.

12. Установлены зависимости массогабаритиых показателей, энергетических и рабочих характеристик вольтодобавочных трансформаторов с регулируемым магнитным потоком от режимных параметров электроснабжения, характеристик нагрузки и управляющих воздействий. Показано, что ток в обмотке управления прямо пропорционален току нагрузки, сумме чисел витков обмоток вольтодобавки и обратно пропорционален числу витков, включенных в обмотке управления. Мощность ВДТ определяется мощностью нагрузки и диапазоном регулирования напряжения. Разработана автоматическая система индивидуального регулирования режима напряжения на базе вольтодобавочного трансформатора с регулируемым магнитным потоком. Система обеспечивает изменение напряжения на электроустановках без искажения формы кривой путем коммутации тиристорных ключей, включенных в цепях обмотки управления.

Силовые тиристоры работают в условиях больших токов и низких обратных напряжений. Установлено, что нагрузочная и регулировочная характеристики ВДТ близки к линейным. При номинальной мощности коэффициент полезного действия ВДТ достигает 97,5%.

13. Развита теория организации информационно-управляющего взаимодействия энергетических и технологических объектов нефтедобычи с использованием передающей среды в виде ЛЭП 6(10) кВ. Выявлены закономерности распространения тонального частотного сигнала в ЛЭП 6(10) кВ без заграждающих фильтров при вариации частоты в пределах 1*20 кГц. Показано, что ввод тонального частотного сигнала в ЛЭП 6(10) кВ целесообразно осуществлять по схеме «фаза-земля». Это обусловлено наличием батарей косинусных конденсаторов, включенных на междуфазное напряжение, а также экономической нецелесообразностью установки заграждающих фильтров на ЛЭП 6(10) кВ. Определен диапазон варьирования независимых переменных, определяющих распространения сигнала тональной частоты в промысловых распределительных сетях: длина промысловой линии до 20 км, передаваемая по ЛЭП 6(10) мощность до 2000 кВА, суммарная мощность конденсаторных батарей, подключенных к шинам подстанции 1300 кВАр и более, мощность трансформаторов 35/6(10) кВ до 20 MB А.

14. Выявлены закономерности затухания тонального сигнала в линейном тракте. Обоснованы схемы и параметры приемо-передающей аппаратуры и устройств присоединения, устанавливаемых по обоим концам ЛЭП. Установлено, что для организации канала связи по ЛЭП 6(10) кВ длиной до 20 км с использованием тональных частот 1*8 кГц мощность передатчика не превышает 100 Вт. Выбрана структурная схема организации канала связи на тональных частотах по ЛЭП 6(10) кВ, включающая приемо-передающие устройства на питающей подстанции 35/6(10) кВ и подстанции контролируемого пункта, подключенные по схеме «фаза-земля».

15. Разработана система телеуправления комплексной автоматизации и диагностики электротехнического и технологического оборудования с использованием линий электропередачи напряжением 6(10) кВ в качестве физических линий связи между диспетчерским пунктом, центральными станциями управления на распределительных подстанциях 35/6(10) кВ и станциями управления контролируемых пунктов. Разработана методика контроля динамограмм, позволяющая оперативно определять отклонения параметров работы подзем-

ного оборудования от заданных и сократить количество профилактических подземных ремонтов скважин.

16. Разработана универсальная система инженерных электрических коммуникаций УСИЭК, позволяющая многократно использовать электрические линии, средства регулирования частоты вращения электродвигателей насосных установок, компенсации реактивной мощности и потерь напряжения, системы телеуправления и телесигнализации. УСИЭК обеспечивает возможность комплектации добычных скважин оборудованием, соответствующим периоду их эксплуатации без проведения дополнительных строительных и монтажных работ. Разработаны на уровне изобретений комбинированные системы компенсации потерь напряжения и реактивной мощности, включающие УПЕК и УПК. Системы обеспечивают коммутацию последовательного и параллельного блоков секций конденсаторов и успешный пуск АД добычной установки, исключают возможность перекомпенсации реактивной мощности и предотвращают развитие субгармонических колебаний.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ Научно-технические монографин

1. Абрамович Б.Н., Чаронов В .Л., Дубинин Ф.Д., Коновалов Ю.В. Электротехнические комплексы с синхронным двигателем и тири-сторным возбуждением. СПб: Наука. 1995. - 264с.

2. Чаронов В.Я. Автоматизация работы основного оборудования и проблемы энергосбережения на объектах нефтегазодобычи. Альметьевск: ТатАСУ нефть. 1998. - 330с.

3. Чаронов В.Я., Забелло Е.П. Пути совершенствования системы тарифов на электрическую энергию для нефтегазодобывающих предприятий. Альметьевск: ТатАСУнефть. 1998. - 127с.

Научно-технические брошюры

4. Чаронов В.Я., Генин B.C., Кирюшин В.В. Система телекоммуникации работы нефтяных качалок с ЛЭП б (10) кВ в качестве физических линий связи. Альметьевск: ТатАСУнефть. 1997. - 44с.

5. Чаронов В.Я., Альтшуллер М.И., Капьсин В.Н.,.Саевич В.Л Регулируемый электропривод штанговых скважинных насосных установок. Альметьевск: ТатАСУнефть. 1997. - 84с.

S. Чаронов В.Я., Генин B.C. Контроль работы СКН в СТК РНК ЛЭП. Альметьевск: ТатАСУнефть. 1997. - 63с.

7. Чаронов В .Я., Забелло Е.П. Исследование потерь холостого хода основного энергетического оборудования нефтегазодобывающего предприятия и разработка мероприятий по их сокращению. Альметьевск: ТатАСУнефть. 1997. - 82с..

8. Чаронов В Л. Управление электропотреблением нефтегазодобывающих комплексов. Альметьевск: ТатАСУнефть. 1998. - 88с.

9. Чаронов B.Ü., Абрамович Б.Н., Полшцук В.В. Моделирование режимов напряжения в промысловых распределительных сетях АО «Татнефть». Альметьевск: ТатАСУнефть. 1998. - 35с.

10. Чаронов В.Я., Борисов Л.Ф.Система возбуждения и защиты высоковольтных синхронных двигателей объектов нефтеотдачи. Альметьевск: ТатАСУнефть. 1998. - 74с.

И. Чаронов В.Я., Шепелин А.Б., Алатырев Е.М. Регулируемый электропривод насосных агрегатов системы водо и теплоснабжения городов. Альметьевск: ТатАСУнефть. 1998. - 81с.

12. Чаронов ВЛ., Шрамек В.Б., Саблин А.Ю. Блочно - модульная станция управления станком - качалкой. Альметьевск: ТатАСУнефть. 1998.-31с.

13. Чаронов ВЛ., Иванов А.Г., Михаилов В.В., Арзамасов В.Л., Муза-гитов М.М., Заикин В.А. Автоматизированная система электронагрева и депарафинизации нефтескважин. Альметьевск: ТатАСУнефть. 1998. - 93с.

14. Чаронов ВЛ., Гаврилов А.Н., Леонов Ю.К., Скворцов Ю.Г., Муза-гитов М.М., Заикин В.А, - Изоляционно-контактная система подземной части УЭНДС. Альметьевск: ТатАСУнефть. 1998. - 69с.

Научно-технические статьи

15. Абрамович Б.Н., Чаронов В Л. Устройство защиты установок продольной емкостной компенсации (УПК) от перенапряжений и субгармонических колебаний // Машины и нефтяное оборудование. 1985. № 5. Москва.

16. Абрамович Б.Н., Чаронов В Л. Энергетические показатели режимов работы электрооборудования УЭЦН и способы их улучшения // Нефтяное хозяйство. 1985. № 3.

17. Абрамович Б.Н., Чаронов В Л., Евсеев А.Н., Логинов A.C., Нурба-сынов Д.Н. Эффективность автоматического регулирования режима напряжения в центрах питания. Сборник «Научно-производственные достижения в нефтяной промышленности в новых условиях хозяйствования». -М. 1989.

.8. Абрамович Б.Н., Чароиов В.Я., Коновалов Ю.В. Совершенствование режима потребления электроэнергии на предприятиях нефтедобычи //Нефтяноехозяйство. 1988. № 7.

.9. Абрамович Б.Н., Чаронов В.Я., Коновалов Ю.В., Гарифуллин В.Г. Управление возбуждением синхронных двигателей с использованием микропроцессорных приборов для дистанционного учета электропотребления//Промышленная энергетика. 1989. №9.

10. Абрамович Б.Н., Чаронов В .Я., Ганский В.П., Коновалов В.А., Логинов A.C., Евсеев А.Н. Учет и регулирование электропотребления с использованием микропроцессорной техники // Электрические станции. 1989. №9.

:1. Абрамович Б.Н., Чаронов В .Я., Коновалов Ю.В. Электродвигатели насосных станций как потребители регуляторы активной и реактивной мощностей//Нефтяное хозяйство. 1990. №5.

2. Чаронов В.Я., Иванов А.Г., Горчаков Г.Г., Арзамасов В.П., Михаилов В.В., Музагитов М.М. Проблемы электронагрева нефтескважин при очистке их от отложений от парафина И Электротехника. 1995. №12.

3. Чаронов В.Я. Экономичные электропривода для станков качалок маподебитных нефтяных скважин // Нефтяное хозяйство. 1996. №12.

4. Чаронов В.Я. Применение вентильного электродвигателя для погружных центробежных насосов // Нефтяное хозяйство. 1996. №12.

5. Чаронов В.Я. Двухскоростной электропривод для станков-качалок нефтяных скважин//Нефть Татарстана. 1998. №1.

6. Чаронов В .Я. О путях перехода АО « Татнефть» на оплату за электроэнергию по дифференцированным по зонам суток тарифам // Нефть Татарстана. 1998 .№ 1.

7. ЧароновВ.Я. Энергосберегающий комплексно-автоматизированный электропривод УЭЦН. // Нефтяное хозяйство. 1998. №7.

8. Афанасьев A.A., Альтшуллер М.М., Воробьев А.Н., Никифоров В.Е., Саевич В.Л., Чаронов В .Я. Вентильный двигатель для погружных насосов нефтяных скважин // Электричество. 1998. №8.

9. Чаронов В.Я., Иванов А.Г., Гаврилов А.Н., Леонов Ю.К. Электротехнологический комплекс УЭНДС и пути его совершенствования.// Нефть Татарстана. 1998. №2.

0. Чаронов В.Я., Забелпо Е.П. Некоторые аспекты выбора каналов средств связи.// Нефть Татарстана. 1998. №2.

1. Чаронов В.Я. Научно-технические проблемы создания автоматизированной системы управления электроснабжением. Сборник трудов

Альметьевского нефтяного института. Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе. 1997. Альметьевск.

32. Чаронов В.Я. Режимы электроснабжения и мощности в часы максимумов энергетических систем в НГДУ, Сборник трудов Альметьевского нефтяного института. Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе. 1997. Альметьевск.

33. Чаронов ВЛ. Система регулирования скорости вращения асинхронных двигателей скважинных насосов. Сборник трудов Альметьевского нефтяного института. Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе. 1997. Альметьевск.

34. Чаронов В.Я. Оптимизация работы штанговой глубинонасосной установки регулированием скорости вращения вала асинхронного двигателя. Сборник трудов Альметьевского нефтяного института. Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе. 1997. Альметьевск.

35. Чаронов В.Я. Технико-экономическое обоснование телемеханизации нефтяных скважин по линиям электроснабжения. Сборник трудов Альметьевского нефтяного института. Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе. 1997. Альметьевск.

36. Чаронов В.Я. Комплекс электротехнических устройств, создающих энергосберегающие технологии в добыче нефти. Сборник докладов научно-практическая конференция. Техника и технология добычи нефти на современном этапе. 14-15 мая 1998 . Альметьевск.

37. Чаронов В.Я. Добычные установки мехфонда скважин потребители - регуляторы. Межвузовский сборник научных трудов. Электрические аппараты. 1998 . Чебоксары .

38. Чаронов В.Я., Хузин М.М., Сафиуллин P.A., Махмутов P.P., Генин B.C., Кирюшин В.В. Телекоммуникации нефтепромысловых объек-

. тов с использованием ЛЭП 6 (10) Кв в качестве физических линий связи. Межвузовский сборник научных трудов ЧТУ. Электрические аппараты. 1998. Чебоксары.

39.' Чаронов В.Я., Забелло Е.П. Выбор мест установки систем регулируемого электропривода на нефтяных скважинах, оборудованных станками качалками. Межвузовский сборник научных трудов ЧГУ. Электрические аппараты. 1998. Чебоксары.

40. Чаронов ВЛ., Шепелин A.B. Об экономической эффективности применения регулируемых электроприводов насосных агрегатов линии Камского каскада. Нефть Татарстана. Выпуск №2. 1998. Альметьевск.

Тезисы докладов на научных конференциях

41. Чаронов В.Я. Создание автоматизированной системы контроля и учета энергоресурсов для объединения «Татнефть»./ Тезисы докладов. Второй Международный Симпозиум «Автоматическое управление объектами ограниченной мощности» 22-26 июня 1992 г. Санкт-Петербург.

42. Чаронов В Л. Разработка и внедрение энергосберегающих технологий на нефтепромыслах Татарии./ Тезисы докладов Международного симпозиума «Энергосберегающие технологии добычи, транспортировки и переработки твердых, жидких и газообразных полезных ископаемых» 27-31 мая 1996г. Санкт-Петербург.

43. Чаронов В Л. Многоуровневая система структурно-технологических норм расхода электроэнергии в НГДУ. Тезисы докладов. Научно-практическая конференция Альметьевского нефтяного института «Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовка специалистов в ВУЗе». 1-2 ноября 1996 г. Альметьевск.

44. Чаронов ВЛ. Система комплексной автоматизации нефтедобывающих скважин./ Тезисы докладов. Четвертый Международный форум «Горное оборудование, переработка минерального сырья, новые технологии, экология». 29 оетября-02ноября 1996 г. Санкт-Петербург.

*5. Чаронов ВЛ. Концепция управления режимами электроснабжения НГДК./ Тезисы докладов научно-технического семинара «Проблемы энергетики и пути их решения». 24-31 мая 1997 г. Барселона. Испания.

16. Чаронов ВЛ. Экологическо-чистые технологии в области знерго-оборудования./ Тезисы докладов Второй Международной научной конференции «Экология и развитие Севера-Запада России». 26-28 июня 1997 г. Санкт-Петербург.

17. Чаронов В.Я. Построение АСКУЭ на базе счетчиков «Альфа» при отсутствии развитой информационной сети. Тезисы докладов научно-технического совещания «Создание нового энергетического оборудования для нефтяной и нефтеперерабатывающих отраслей». 15-19 сентября 1997 г. Альметьевск.

18. Чаронов В.Я. Комплексный электропривод для нефтяных скважин с УЭЦН./ Тезисы докладов Седьмой Всероссийской технической

конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». 10-14 ноября 1997 г. Альметьевск.

49. Чаронов В .Я. Регулируемый электропривод погружных ценробеж-ных нефтедобывающих насосов./ Тезисы докладов Седьмой Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». 10-14 ноября 1997 г. Альметьевск.

50. Чаронов В-Я. Система управления и телемеханизации нефтяных скважин по ЛЭП-6 Кв. Тезисы докладов на научно-технической конференции Уральской Государственной горногеологической Академии «Информационные технологии в горном деле». 3-6 июня 1996 г. Екатеринбург.

51. Чаронов В.Я. Система телеуправления и телесигнализации нефтяных скважин по линиям электроснабжения. Тезисы докладов Российско-Финляндского семинара «Автоматизированные системы телеуправлением для предприятий горнодобывающей промышленности и перерабатывающего комплекса (АСУЭ). 25-30 апреля 1994 г. Санкт-Петербург.

52. Чаронов В.Я. Комплекс электрооборудования для электронагрева скважин при очистки их от парафина. Тезисы докладов Четвертого международного форума «Горное оборудование для переработки минерального сырья, новые технологии, экология». 29 октября 1996 Санкт - Петербург.

53. Чаронов В.Я. Асинхронные двигатели для привода станков-качалок низкодебиггных скважин. Тезисы докладов научно-технического семинара Международной Энергетической Академии «Проблемы энергетики и пути их решения. 24-31 мая 1997 г. Барселона. Испания.

54. Чаронов В.Я. Экологически чистая энергосберегающая технология добычи вязкой и парафиносодержащей нефти. Тезисы докладов Второй Международной научной конференции «Экология и развитие Северо-Запада России». 26-28 июня 1997 г. Санкт-Петербург.

55. Чаронов В.Я. Оптимальное автоматизированное управление электроснабжением нефтедобывающих комплексов. Тезисы докладов научно-технического совещания Минтопэнерго «Создание нового энергетического оборудований для нефтяной и нефтеперерабатывающих отраслей.» 15-19 сентября 1997 г. Альметьевск.

56. Чаронов В.Я. Автоматизированные системы управления электропотреблением для предприятий горнодобывающего комплекса. Тезисы докладов Российско-Финляндского семинара «Автоматизированные системы телеуправлением для предприятий горнодобы-

вающей промышленности и перерабатывающего комплекса (АСУЭ). 25-30 апреля 1994 г. Санкт-Петербург.

57. Чаронов В.Я., Гении B.C., Иванов А.Г. Математическая модель для исследования тепловых процессов при использовании электронагрева для очистки нефтяных скважин от парафина. Тезисы докладов Международного симпозиума «Энергосберегающие технологии добычи, транспортировки и переработки твердых, жидких и газообразных полезных ископаемых.» 27-31 мая 1996 г, Санкт-Петербург.

58. Чаронов В.Я., Шрамек В.Б., Саб™ А.Ю. Создание технических средств автоматизированной системы управления технологическими объектами нефтедобычи. Тезисы докладов научно-практической конференции Альметьевского нефтяного института «Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в ВУЗе. 1-2 ноября 1996 г. Альметьевск.

59. Чаронов В.Я., Альтшуллер М.И. Регулируемый электропривод штанговой скважинной насосной установки для нефтедобычи типа РЭП СКН. Тезисы докладов научно-практической конференции Альметьевского нефтяного института «Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в ВУЗе. 1-2 ноября 1996 г. Альметьевск.

60. Чаронов В.Я., Борисов Л.Ф., Гении B.C. Системы автоматического и дистанционного управления и релейная защита высоковольтных синхронных двигателей насосных станций. Тезисы докладов первой научно-технической конференции Чебоксарского центра Релейной защиты и автоматического управления. 27-29апреля 1997 г. Чебоксары.

Патенты на изобретения и свидетельства иа полезную модель.

61. А с. № 1185490 от 15 июня 1985г.Установка продольной емкостной компенсации./ Абрамович Б.Н., Иванов О.В., Коновалова С.А., Ма-курова JI.B., Нурбасынов Д.Н., Чаронов В.Я.

62. A.c. № 1410184 от 15 марта 1988г. Устройство для регулирования напряжения./Чаронов В.Я., Абрамович Б.Н., Ананьев К.А., Ганский В.П., Макурова Л.В., Каменев П.М., Трухалова С.П.

63. A.c. № 1474794 от 22 декабря 1988г. Устройство для регулирования напряжения./ Чаронов В.Я., Абрамович Б.Н., Ананьев К.А., Макурова Л.В., Каменев П.М., Якупов Ш.К.

64. А.с. № 1161910 от 8 марта 1991г. Источник реактивной мощности узла нагрузки. Абрамович Б.Н., Ананьев К.А., Ганский В.П., Коновалов Ю.В., Макурова Л.В., Чаронов В.Я., Мендес Р.Р.

65. А.с. № 1721704 от 22 ноября 1991г. Устройство для автоматического регулирования режимов реактивной мощности узла нагрузки. Абрамович Б.Н., Ананьев К. А., Коновалов Ю.В., Чаронов В Л., Гребнев В.В., Проскуряков Е.М., Тамаркин Э.А.

66. Патент Р.Ф. на изобретение №2070667 от 20 декабря 1996г. Способ автоматического управления глубиннонасосной установкой нефтяных скважин оборудованных станком-качалкой. / В.Я.Чаронов, М.И.Альтшуллер, Горчаков В.В., Кирилов А.А.

67. Патент Р.Ф. на изобретение № 2109926 от 27 апреля 1998 г. Изолятор. Леонов Ю.К., Чаронов В.Я., Музагитов М.М., Заикин В.А.

68. Патент Р.Ф. на изобретение № 2117135 от 10 августа 1998 г. Устройство для управления электронагрева нефтескважины и очистки ее от парафина. Иванов А.Г., Арзамасов В.Л., Михайлов В.В., Чаронов В.Я.

69. Патент Р.Ф. на изобретение №2099842 от 20 декабря 1997г. Устройство защиты трехфазного электродвигателя от работа на двух фазах./ Альтшуллер М.И., Кальсин В.Н., Саевич В.Л., Чаронов В.Я.

70. Патент Р.Ф. на изобретение №2115800 от 20 июня 1998 г. Устройство для откачки пластовой жидкости из скважины./ Альтшулллер М.И., Белов Б.В., Чаронов В.Я.

71. Патент Р.Ф. на изобретение №2101847 от 10 января 1998г. Электропривод тиристорный асинхронный./ Альтшуллер М.И., Кальсин В.Н., Саевич В.Л., Чаронов В.Я.

72. Патент Р.Ф. на изобретение № 2105866 от 27 февраля 1998г. Устройство для электронагрева нефтескважины. Иванов А.Г., Арзамасов В.Л., Михайлов В.В., Горчаков В.В., Чаронов В.Я., Музагитов М.М..

73. Патент Р.Ф. на изобретение №2122233 от 20 ноября 1998 г. Устройство для контроля работы микроэвм./ Генин В.С, Чаронов В.Я.,. Ки-рюшин В.В., Токмаков Е.П., Леонтьев А.Н., Бугаев Г.А..

74. Патент Р.Ф. на изобретение №2126579 от 20 февраля 1999 г. Устройство для контроля и защиты от опасных изменений напряжений в трехфазной сети./ Шаякберов Н.Ш., Шаякберов Ш.Ш., Чаронов В.Я., Евсеев А.Н., Шаякберов И.Н..

75. Свидетельство Р.Ф. на полезную модель №6478 от 16 апреля 1998 г. Устройство для дискретного регулирования переменного напряже-

тая. Абрамович Б.Н., Дубинин Ф.Д., Евсеев А.Н., Чаронов В.Я., ПолищукВ.В.

Диссертанту принадлежат в публикациях: №5,6,7,8,38,39,58,59, 73 - идея разработки, постановка задачи, участие в разработке схемных решений; №32,62,63,65,74,75 - разработка концепции, выбор исходных данных для моделирования, анализ результатов моделирования; №12,13,14,22,29,57,67,68,72 - идея разработки, постановка задачи, разработка методик, анализ результатов; №28,33,40,60,66,71 - обоснование разработок, организация и непосредственное участие в разработке технических заданий, анализ результатов работ; №61,64,69,70 - идея разработок, разработка схемных решений, анализ результатов, в остальных публикациях - постановка задачи, участие в проведении исследований и обработке результатов, организация внедрения новых технических средств.

_Лицензия ЛР N° 06394 от 08 09.97_

Подписано в печать/(2.^/.^в#0Объем в п. л. О

Тираж {ОС_Заказ № {Ц._

Отпечатано з издательстве "Нестор" 195 251. Сзнкт-Петербург, Политехническая, 29

16

ные и радиально-магистральные ЛЭП, образующие промысловые распределительные сети. Указанные ЛЭП оснащаются устройствами автоматического повторного включения (АПВ), автоматического ввода резерва (АВР), автоматической частотной разгрузки (АЧР) и автоматического повторного включения после АЧР (ЧАГТВ). Устройства электросетевой автоматики повышают надежность электроснабжения электроустановок НГДК. Среди электроустановок имеются потребители 1-ой, 2-ой и 3-ей категории по надежности и бесперебойности электроснабжения, что затрудняет организацию их электропитания общими ЛЭП.

В ведущих нефтегазодобывающих районах страны промысловые распределительные сети являются общими для добычных (ДУ) и буровых (БУ) установок. Отдельные отходящие линии имеют значительную протяженность (8-И 0 км). При пусках главных приводов БУ отклонения напряжения на электрооборудовании ДУ могут превышать значения, допустимые по ГОСТ 13109-97, и приводят к нарушению их устойчивой работы.

Целью оптимального управления электропотреблением НГДК является снижение энергетических затрат на добычу нефти путем минимизации потребления электроэнергии и максимальных нагрузок с периодом осреднения 30 минут в экстремальных зонах суточных графиков электрических нагрузок. Указанная цель может быть достигнута с использованием автоматизированных систем управления электропотреблением (АСУЭ), обеспечивающих минимизацию энергетической составляющей на уровне композиций электроприемников, электроподстанций, НГДП и НГДК путем формирования заданных, и согласованных с энергосистемами, графиков нагрузки. Управление электропотреблением предусматривает оптимизацию режимов напряжения и реактивной мощности.

Текущий период эксплуатации энергетического комплекса НГДК характеризуется постепенным ростом стоимости электроэнергии и увеличением текущих затрат на обслуживание энергохозяйства. Энергетическая состав-

29

По приближенным оценкам общие затраты, связанные с депарафинизацией (с учетом недобора нефти) в 1995 г. составили около одного триллиона рублей.

Сложности борьбы с отложениями АСПО связаны со слабой изученностью механизма формирования этих отложений который до сих пор находится в дискуссионном состоянии. Согласно теории отложения парафина, ас-фальтенов и смол происходят на активных центрах кристаллизации, как внутри объема жидкости, так и на стенках НКТ. Нефть в процессе подъема по НКТ к устью скважины обволакивает металлическую поверхность НКТ и штанг и всплывает вверх, касаясь металла. В результате при хорошей гидро-филизации (смачивании) металлической поверхности НКТ на последней образуются отложения парафинсодержащих фракций.

Предотвращение парафинизации НКТ может быть достигнуто за счет гидрофобности (несмачиваемости) поверхности НКТ и штанг, либо путем создания искусственных активных центров внутри объема жидкости. Кроме предотвращения образования парафина, известен ряд методов очистки НКТ от АСПО.

В настоящее время в мировой практике применяются следующие методы борьбы с отложением парафина:

1. Промывка скважин ингибиторами, либо химическими реагентами и горячей водой (гидрохимический способ).

2. Применение скребковых инструментов (механический способ).

3. Применение футерованных НКТ за счет нанесения на их внутреннюю поверхность гранулированного стекла или эпоксидной смолы.

4. Применение бактерицидной защиты.

5. Применение магнитных методов защиты (установки "Магнифло").

6. Применение специальных электронагревателей, которые содержат, например, трубчатый корпус с размещенными по спирали на его поверхности нагревательными элементами. Нагреватель опускают в колонну и по-

формации силовых трансформаторов. Разработать рекомендации по оптимизации уровней напряжения с использованием средств индивидуального и группового регулирования;

разработать теорию систем телеуправления, комплексной автоматизации и диагностики электрического и технологического оборудования нефтедобывающих скважин. Разработать методическое и алгоритмическое обеспечение реализации линейных трактов каналов связи на тональных частотах по воздушным ЛЭП 6(10) кВ;

создать и широко внедрить комплекс технических средств для функционирования системы электроснабжения в режиме активного кибернетического комплекса, участвующего в метрологическом обеспечении и оптимизации параметров технологических процессов в соответствии с разработанной концепцией автоматизированного управления электроснабжением объектов нефтедобычи, включая установки управления режимами напряжения и реактивной мощности, регулирования производительности нефтедобывающего оборудования, электронагрева нефтяных скважин и системы телекоммуникации работы и диагностики электроэнергетического и технологического оборудования с ЛЭП 6(10) кВ в качестве физических линий связи.

60

ГЛАВА 2. УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ С 4-ГО УРОВНЯ ИЕРАРХИИ АСУЭ

2.1 Концепция управления режимами электропотребления с 4-го уровня иерархии АСУЭ

Основной задачей управления электропотребления с 4-го уровня иерархии АСУЭ является приближение режима потребления электроэнергии к энергетически оптимальному для принятой системы разработки месторождений. Реализация такой концепции управления достигается путем определения рациональных дифференцированных групповых норм расхода электрической энергии на добычу нефти для отдельных НГДП, непрерывного контроля в пределах планируемого периода фактического удельного расхода электроэнергии, сравнения фактического удельного расхода с рациональной групповой нормой и в случае их отличия выдачи рекомендаций по проведению энергосберегающих мероприятий, обеспечивающих приближение фактического потребления к рациональному. При управлении с 4-го уровня иерархии предполагается, что режимы напряжения и реактивной мощности оптимизированы или близки к оптимальным [4, 5 ].

Под расчетным периодом оценки показателей электропотребления понимается отрезок времени, в пределах которого технологический процесс устойчив и удельные расходы электроэнергии на добычу нефти насосным способом, транспорт, подготовку, хранение и внешнюю перекачку нефти, подготовку и утилизацию ливневых стоков и поддержание пластового давления (ППД) постоянны.

Реализация предложенной концепции предполагает минимизацию целевой функции:

93

энергоемких групп являются потребители электрической энергии в нефтегазодобывающей отрасли. Специфика этих потребителей состоит в том, что они рассредоточены по территории в виде длинных цепочек и разветвленных сетей, что затрудняет как автоматизацию энергоучета, так и управление нагрузками.

Необходимость лимитирования нагрузок обусловлена неравномерностью графиков нагрузок и дефицитом энергомощностей. Формы графиков нагрузок имеют основное значение для энергосистем, поэтому вопросы их анализа были подняты еще в 30-х годах. Так, по данным [28] в Московской энергосистеме в 1930 году число часов использования Ь максимальной нагрузки, равного отношению годового количества произведенной энергии Эгод к годовому максимуму нагрузки Ртах, составляло 3760 часов. Целенаправленная работа по выравниванию графиков нагрузок в то время привела к тому, что, например, в Московской энергосистеме эти нагрузки в пиковое время были снижены на 10%. Аналогичные результаты были получены в Ленинградской и Киевской энергосистемах.

Дальнейший опережающий рост развития энергетики привел к увеличению неравномерности графиков нагрузки, так как стоимость электроэнергии уменьшилась, а число потребителей с одно- и двухсменной работой возросло. Так, в шестидесятые годы зимние суточные графики энергосистем ряда стран имели коэффициент неравномерности на уровне от 0,25 (Дания) до 0,8 (Австрия) [94]. В последние годы тенденция неравномерности графиков нагрузки в большинстве энергосистем не наблюдается, однако и обратный процесс - их выравнивание протекает медленно. По оценкам работы [41] указывалось, что осуществление мероприятий по выравниванию графиков электропотребления в США позволит увеличить производство электроэнергии без ввода дополнительных мощностей более, чем на 8%. Впоследствии эта оценка подтвердилась. Аналогичная оценка для энергосистем бывшего СССР показала возможность снизить пиковые нагрузки энергосистемы на 10+20% [64].

г

ния технологических процессов, технологическая броня Рт и аварийна^ Ра.У Наличие подобных графиков по каждому из основных и вспомогательных производств НГДП позволяет составить карту режимов снижения нагрузки (таблица 3.1) по мощности в часы максимума энергосистемы с указанием номера режима, характеризующегося величиной (в %) снижаемой нагрузки, абсолютными величинами этого снижения и общим количеством основных и вспомогательных производств, участвующих в проведении регулировочных мероприятий. К сводной таблице 3.1 прилагается перечень постоянно действующих регулировочных мероприятий, в котором приводятся характеристики отключаемого оборудования - количество, мощность, тип установки, производительность. Как показало составление перечня, основные отключаемые объекты - это кустовые насосные станции (КНС), блочные КНС, дожимные насосные станции (ДНС) и,в отдельных случаях, термохимические (ТХУ) и буровые (БУ) установки. Это наиболее энергоемкие потребители - 500, 800, 1250, 1600 кВт, и их отключение на недлительный срок почти не приводит к снижению нефтедобычи, т.е. не затрагивает технологическую броню. Для таких потребителей рационален способ распределения отключаемых нагрузок пропорционально регулировочным возможностям.

Допустим, нам известно общее задание на отключение нагрузок АР0Гр.3 в целом по объединению к моменту Т3. Следует рассчитать величины АР;.огр,3 по управлениям таким образом, чтобы к концу заданного времени Т3 суммарная величина ЕАР1.огр.3 была равна АР0Гр.3,

Рассчитаем возможные величины ограничений ДР^з по каждому НГДУ, включенному в список ограничиваемых. В отключении нагрузки участвуют

коммуникаций, обеспечивающая многоразовое использование электриче-

L-

ских линий в соответствии с периодом эксплуатации-кважин. ПЧ со звеном постоянного тока удовлетворяют требованиям регулирования частоты вращения АДКЗ добычных установок. Несмотря на различные законы регулирования частоты вращения УЭЦН и CK силовые схемы ПЧ могут быть идентичны. Применение ПЧ позволяет достигнуть к.п.д. комплекса ПЧ-АД, в зависимости от глубины регулировки скорости, 0,55-0,92. Показана целесообразность построения замкнутой системы автоматического регулирования скорости насоса с использованием обратной связи по величине давления на приеме глубинного насоса.

Показано, что в малодебитный период эксплуатации на CK следует заменять двигатели с частотой вращения 970 об/мин на двигатели с частотой вращения 485 об/мин и вдвое меньшей мощностью. При этом удельный расход электроэнергии на извлечение продукции скважин уменьшается на 20%, что объясняется уменьшением потерь энергии в двигателе и в клино-ременной передаче.

Установлено, что при реализации рациональных режимов напряжения (0,95-0,97) и реактивной мощности в промысловой сети и на вводе в скважину обеспечивается снижение потребления полной и реактивной мощности и тока соответственно на 0,4-0,46 o.e., 0,45 o.e. и 0,18-0,22 o.e., где за базис приняты соответствующие номинальные параметры ПЭД. Рекомендовано при отсутствии ПЧ в составе электрооборудования ДУ применять местные УПЕК и УПК.

169

Следует отметить, что использование однофазного трансформатора с подключением его первичной обмотки со стороны 380 В к трансформатору, установленному для питания электрооборудования станка-качалки на скважине, имеет существенный недостаток. Недостаток заключается в том, что в этом случае возникает искажение (асимметрия) в системе трехфазного напряжения (смещение нуля) скважинного трансформатора, приводящее к ухудшению работы двигателей, подключенных к данному трансформатору.

Поэтому целесообразным является подключение трансформатора установки электронагрева и депарафинизации нефтескважин (УЭНДС) со стороны 6(10) кВ.

Работа ТП с низкой частотой обеспечивает взрывобезопасность установки и снижение установленной мощности трансформатора до 120 кВА (в установке "Паратрол" 300 кВА).

В случае уменьшения сопротивления в электрической цепи скважины (вплоть до короткого замыкания) обеспечивается постоянная величина тока. Эта особенность является существенным преимуществом УЭНДС 1 по сравнению с установкой "Паратрол", особенно, если учесть возможность замыканий в достаточно протяженной (около 1 км) электрической цепи нефтескважины.

Тиристорный преобразователь частоты выполнен на базе реверсивной трехфазной мостовой схемы выпрямления. ДПЧ каждую половину периода задающей частоты вырабатывает выпрямленное напряжение примерно постоянной амплитуды, а ток ^ имеет непрерывный характер. В результате при номинальном напряжении сети ии = и^ъоъа, где: = 1,351^; игл - вто-ричноелинейное напряжение Т; а - угол регулирования ТП.

Учитывая сопротивление Я электрической цепи скважины, которое по экспериментальным данным равно около 0,2 Ом, найдем:

иа - иио соэа = 1иЯ = 1,35С/2 соэа,

322

1. Произведена проверка функционирования устройств системы СТК РНК ЛЭП, изготовленных АО ВНИИР, г.Чебоксары по заказу АО Татнефть , г.Альметьевск, в условиях эксплуатации.

2. Результаты проверки положительные, опытный образец системы СТК РНК ЛЭП соответствует требованиям технической документации.

Технические средства СТК РЖ ЛЭП в течение 1995-ь97гг проходили опытную эксплуатацию. Средствами системы управлялась работа регулируемых приводов станков-качалок, контролировался ряд параметров:

• количество откачиваемой жидкости,

• потребляемая активная мощность и ваттметрграмма работы СКН,

• динамограмма ШГН,

• превышение давления в выкидном трубопроводе,

• несанкционированный доступ в станцию управления и др.

Полученные ваттметрграммы и динамограммы показаны в разделах 2 и

3. Результаты контроля параметров регистрировались в электронном журнале. Ниже приведены распечатки журналов замеров по указанным НГДУ и показаны графики работы скважин 1413, 1414, 30379. На графиках - отчетах по работе скважин отображены:

V- число качаний головки балансира СКН в минуту, С>- количество добытой жидкости, V/- количество электроэнергии, Р- потребляемая СКН активная мощность.

СТК РНК ЛЭП предназначена для телеуправления объектами добычи и первичной переработки нефти (СКН, ГЗУ, КНС, РП 36/6(10) кВ и др.), с использованием линий электроснабжения 6/10 кВ. В опытной эксплуатации на 9 скважинах опробована подсистема телеуправления СКН.

СТК РНК ЛЭП позволяет по командам диспетчерского пункта:

• включать и выключать СКН,

332

димо увеличить число вертикальных электродов. КТП заземляется путем присоединения шкафа к контуру заземления не менее, чем в двух местах.

Таблица 9.2

Варианты заземляющего устройства

„ ^ вертикальные заземлители,шт Заземляющее устройство—--'- горизонтальные заземлители,м

Параметры круг 12 мм 1=2 м труба НКТ 1=2 м Уголок 50x50x5 мм

полоса 4x40 мм полоса 4x40 мм полоса 4x40 мм

Кол-во зазем-лителей 4 25 4 25 4 25

Расчетное значение сопротивления 3,8 3,65 3,2

Контур заземления КТП соединяется с обсадной колонной скважины металлической связью (сталь круглая диаметром 10 мм или полосовая 4x40 мм, штанги), проложенной на глубине 0,7 м.

Подключательный пункт заземляется путем присоединения к данной металлической связи. Присоединение выполняется сваркой. Место приварки заземляющего проводника к стойке подключательного пункта должно быть расположено выше уровня земли и доступно для осмотра.

Трансформаторная подстанция устанавливается на фундаментные блоки или подставку в зависимости от инженерно-геологических условий местности.

При нормальных инженерно-геологических условиях (отсутствие распространения развития различных геологических процессов: карсты, оползни, обвалы, заболоченность, подмыв и разрушение берегов, разлив рек и т.п.) КТП устанавливается на два фундаментных блока ФБ-1, уложенных на выровненный грунт.

374

32 Гордеев В.И. О причинах завышения расчетного максимума электрической нагрузки. -Промышленная энергетика, 1983, №6.

34 Гуревич Ю.В., Либова Л.В., Хачатрян Э.А. Устойчивость нагрузки электрических систем. - М.: Энергоатомиздат, 1981.

35 Гусейнов Ф.Г., Мамедяров О.С. Экономичность режимов электрических сетей. - М.: Энергоатомиздат, 1984.

36 Дацковский Л.Х., Роговой В.И., Абрамов Б.И. и др. Современное состояние и тенденции в асинхронном частотно-регулируемом электроприводе (краткий аналитический обзор). // Электротехника. 1996. №10.

37 Джюджи Л., Пелли В. Силовые полупроводниковые преобразователи част