автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.06, диссертация на тему:Модели и методы управления режимами работы и электропотреблением погружных центробежных установок

На правах рукописи

Ведерников Владимир Александрович

Модели и методы управления режимами работы и электропотреблением погружных центробежных установок

Специальность 05.13.06 — Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (нефтегазовая отрасль)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Тюмень 2006

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" на кафедре "Автоматизации и управления"

Официальные оппоненты:

Защита состоится 1 декабря 2006 г. в 15й часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.02 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г. Тюмень, Володарского 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

- доктор технических наук, профессор Лапин Э.С.

- доктор технических наук, профессор Логачев В.Г.

- доктор технических наук, профессор Сушков В.В.

Ведущая организация - ОАО "Гипротюменнефтегаз" , г. Тюмень

Автореферат разослан

2006 г.

Ученый секретарь

диссертационного сог

С.И Челомбитко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Увеличение объемов добычи нефти является одной из приоритетных задач развития ТЭК и в значительной мере определяет стратегию развития экономики страны. Это подтверждается федеральной целевой программой "Энергоэффективная экономика" на 2002-2005 гг. с перспективой до 2010г. (постановление правительства Российской Федерации от 17.10.2001 № 796), с отдельным разделом - "Нефтедобывающий комплекс".

Очевидно, что решение указанной задачи увеличения объемов достигается интенсификацией всех операций на нефтяном промысле, начиная с отбора нефти из пластов и до её передачи в систему "Транснефть". Однако, важнейшим условием её выполнения является повышение эффективности механизированного отбора нефти с использованием установок центробежных электронасосов (УЭЦН), особенно, оборудованных преобразователями частоты (ПЧ) то есть с системой электропривода "ПЧ - погружной электродвигатель (ПЭД)". Например, количество таких систем на месторождениях Юганского региона Западной Сибири мощностью от 50 до 1000 кВт составляет более шестьсот установок. Именно здесь, в сложных условиях скважин, может быть достигнут наибольший эффект от внедрения перспективных технологий и методов и, тем самым, обеспечено оптимальное использование погружного оборудования и промысловой сети электроснабжения.

Однако по данным ООО "ЭНЕРГОНЕФТЬ" (ОАО "Юганскнефтегаз") за период с 1997 по 2003 гг. электропотребление скважин механизированного фонда, составляющее примерно 60% общепромыслового, выросло в 2 раза с повышением на 20% его удельной составляющей на тонну добытой нефти. При этом межремонтный период погружных электроустановок за указанный интервал времени практически не изменился и составил в среднем год.

Причем, применение систем «ПЧ-ПЭД», составляющих от 10 до 20% их общего числа по отдельным месторождениям указанного объединения (а по

Приобскому месторождению даже более 40%) не вызвало его заметного изменения.

В этих условиях совершенствование методов управления УЭЦН, особенно оборудованных ПЧ, позволит повысить эффективность их использования с одновременным снижением электропотребления и потерь в промысловой сети электроснабжения, что в целом ведёт к экономии финансовых средств.

Решением этих проблем, особенно для УЭЦН с нерегулируемым электроприводом на базе асинхронного двигателя типа ПЭД, занимаются многие ведущие отечественные и зарубежные исследователи. Среди них известны такие научные школы, как кафедры электропривода МЭИ, УПИ и НЭТИ (сейчас - университеты). Среди отдельных исследователей известны такие имена ученых, как Ершов М.С., Зюзев A.M., Семченко П.Т., Сушков В.В., Ханжин В.Г., Шпилевой В.A., Kloeppe! F., Drehsler Р. и другие.

Однако, несмотря на наличие большого количества публикаций по данной проблеме, исследование процессов управления УЭЦН, как основной части технологической системы «УЭЦН-скважина», особенно при применении ПЧ, а также установок типа ЦУНАР с вентильным электроприводом, с единых методологических позиций не производилось, а задачи управления ею решались как частные, без учёта изменений ресурса погружного оборудования и характеристик электрической сети нефтепромысла. Поэтому в настоящее время отсутствуют адекватные методики управления режимами работы и электропотреблением УЭЦН, учитывающие ресурсные возможности центробежного насоса (ЦН) и ПЭД. Кроме того, требуют обоснования структуры и методы синтеза систем автоматизированного и автоматического управления указанным объектом, учитывающие отмеченные выше факторы, нуждаются в развитии, с учётом современных средств управления, методы объективного контроля параметров и автоматической диагностики оборудования. Все это вызывает значительные экономические потери и подтверждает актуальность проблемы.

Исходя из проведённого анализа состояния и технического уровня разработок в области управления УЭЦН, особенно с частотно - регулируемым электроприводом, сформулированы цель и задачи настоящей диссертационной работы.

Цель работы. Повышение эффективности применения погружных центробежных насосов с частотно-регулируемым электроприводом путём совершенствования методов и структур систем управления.

Основные задачи исследования

1. Обосновать ограничения и критерии управления погружным центробежным электронасосом (ЭЦН) как объектом управления при изменении скорости вращения ротора ПЭД на основе анализа закономерностей изменения основных параметров технологической системы «УЭЦН-скважина».

2. Установить параметры регулирования при управлении ЦН системы «УЭЦН-скважина» с электроприводом «ПЧ-ПЭД» с последующей формулировкой новых задач управления, учитывающих условия отбора нефти и состояние погружного оборудования и электрической сети при обеспечении снижения влияния на потери и качество напряжения в ней.

3. Разработать модели и методы управления ЦН системы «УЭЦН-скважина» с ПЧ с учетом присутствия высших гармонических составляющих на выходе последнего. Определить принципы синтеза структуры систем управления, обеспечивающих реализацию поставленных задач, в том числе, с учетом необходимости адаптации к изменениям технологических условий в скважине и состояния погружного оборудования.

4. Разработать методы и средства оценки значений основных контролируемых параметров системы «УЭЦН-скважина» с ПЧ, которые учитывают их динамику и возможные отклонения и, на этой основе, позволяют производить выбор управляющих решений, обеспечивающих

повышение эффективности процесса отбора нефти при снижении

интенсивности износа ресурса ЦН и ПЭД.

Методы исследования. Теоретические выводы работы основываются на использовании аналитических методов классической механики, современной теории электрических машин переменного тока с ПЧ, теории автоматического регулирования, современных вычислительных средств и численных методов прикладной математики. В работе используются экспериментальные исследования на лабораторных стендах и в реальных условиях нефтепромысловых предприятий.

Достоверность полученных результатов. Основные положения работы подтверждены экспериментальными результатами, полученными на лабораторных стендах «УЭЦН — скважина», промысловых испытаниях, а также при внедрении и практическом использовании на предприятиях ООО "Энергонефть" и ОАО "Юганскнефтегаз" опытно - промышленных образцов элементов систем управления, алгоритмов и технических средств измерения, разработанных методик расчёта и программных средств.

Научные результаты и новизна работы

1.На основе анализа основных закономерностей процесса отбора нефти скважиной и характеристик состояния центробежного насоса и ПЭД, обоснованы ограничения и критерии управления погружным центробежным электронасосом (как объектом управления) при регулировании скорости вращения ротора электродвигателя.

2. Разработаны новые целевые функции и задачи управления погружным ЦН с регулируемым приводом «ПЧ-ПЭД», учитывающие условия отбора нефти в скважине, состояние погружного оборудования и электрической сети, которые обеспечивают повышение эффективности применения погружных установок в условиях их влияния на потери электроэнергии и качество напряжения в сети.

3. Обоснованы требования к структуре силовой части электропривода «ПЧ - ПЭД» системы «УЭЦН-скважина» при учете высших гармонических

составляющих тока и напряжения и закону управления частотой и величиной напряжения на выходе ПЧ и, на этой основе, разработана структура системы управления, позволяющая адаптироваться к изменению ресурса ЦН и ПЭД.

4. Предложены технические средства измерения момента на валу ПЭД и сопротивления его изоляции, учитывающие динамику изменения и возможные отклонения основных контролируемых характеристик и реализующие в автоматическом режиме разработанные в диссертации методы и алгоритмы управления погружным электронасосом с ПЧ, что подтверждено полученными авторским свидетельством и патентом.

Личный вклад автора заключается в постановке задач и выборе методов исследований; уточнении математических моделей процессов разгазирования нефти в скважине и изменения температуры по ее вертикали с последующим обоснованием ограничений; разработке математических моделей изменения во времени момента статического сопротивления насоса (из-за подклинивания) и износа изоляции ПЭД (из-за потерь электроэнергии) системы «УЭЦН-скважина»; постановке задач и разработке критериев с синтезом структуры систем управления ЦН технологической системы «УЭЦН-скважина» с последующей разработкой алгоритмов управления ЦН, и участком электрической сети электроснабжения указанных объектов; алгоритмов диагностики электропривода УЭЦН; обобщении и анализе экспериментальных исследований и полевых испытаний опытных образцов.

Апробация работы. Основные результаты и научные положения диссертации докладывались и обсуждались: на Всесоюзной конференции "Робототехника и автоматизация производственных процессов" (г. Барнаул, 1982 г); на всероссийских и международных научно-технических конференциях "Нефть и газ" (г. Тюмень, 1997, 1998, 2001, 2002 г.г.); на международных научно-технических конференциях "Новые информационные технологии в нефтегазовой промышленности и в энергетике" (г. Тюмень, 2003 и 2006 гг.); на 11 и 12-ой международных научно- практических конференциях "Современные техника и технологии" (г. Томск, 2005 и 2006 гг.); на

технических советах ОАО "Юганскнефтегаз" и ОАО "Энергонефть" (г. Нефтеюганск 2006 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 36 работ, в том числе 16 статей в журналах (II рекомендуемых ВАК), сделано 14 докладов на конференциях, получено 4 авторских свидетельства СССР и 1 патент РФ на изобретения, издано 3 учебных пособия.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, шести разделов, заключения, списка литературы из 175 наименований и четырех приложений. Основная часть работы изложена на 210 страницах, содержит 72 рисунка и 5 таблиц.

Практическая ценность работы состоит в комплексном решении проблемы эффективного управления системой «УЭЦН-скважина» при частотном регулировании скорости вращения погружного ЦН. Совокупность полученных теоретических и практических результатов создаёт объективные предпосылки для внедрения разработанных структур систем и алгоритмов управления в промысловых условиях.

Основные положения, выносимые на защиту:

- закономерности процессов газовыделения и охлаждения ПЭД в скважине, а так же подклинивания и абразивного износа элементов ЦН, учитываемые при обосновании ограничений и критериев управления последним;

- целевые функции и модели управления ЦН системы «УЭЦН-скважина» с ПЧ, обеспечивающие повышение эффективности использования погружного оборудования и возможностей промысловой электрической сети путем выбора законов регулирования частоты и величины напряжения на выходе ПЧ и, в том числе, учитывающие при их реализации влияние ПЧ на потери и качество напряжения в электрической сети;

- разновидности структур систем и алгоритмов управления объектами типа погружной ЦН системы «УЭЦН-скважина» с ПЧ, в том числе, адаптирующие к изменениям ресурса ЦН и ПЭД;

- комплекс измерительных и вычислительных средств, обеспечивающих путём прогнозной оценки статических моментов сопротивления ЦН и уровня износа изоляции ПЭД, реализацию (в автоматическом режиме) разработанных моделей и алгоритмов.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложена общая характеристика диссертационной работы, обоснована актуальность, определена цель, отражены научная новизна и практическая ценность, описана структура работы.

В первом разделе на основе обзора литературы сформулированы задачи исследования, связанные с достижением поставленной цели. При этом представлена общая характеристика процессов добычи и подготовки нефти в условиях развития месторождения.

Анализ научных изысканий в области описания процессов добычи нефти скважинами, оборудованными УЭЦН, позволил сделать следующие выводы:

в заданиях на объёмы добычи по скважинам, указанных в технологических картах, возможно появление несоответствия возможностям пласта, вызванное наличием неопределённостей в описаниях;

указанное несоответствие дополнительно увеличивается из-за несовершенства методик подбора погружного оборудования, отсутствия нужного типоразмера оборудования и других причин;

- при эксплуатации УЭЦН происходит изменение условий отбора нефти и характеристик оборудования, вызванное рядом причин, среди которых, учитывающие изменение процесса газовыделения в скважине, солеотложение на рабочих элементах насоса, абразивный износ этих элементов и другие.

Эти обстоятельства в условиях месторождений Среднего Приобъя играют особую роль, учитывая электропотребление погружными установками до 60% общего объёма электрической энергии на нефтепромысле, а также их значительную территориальную рассредоточенность и суровые климатические условия. С этих позиций режим поиска так называемой на практике "оптимальной" рабочей точки системы «УЭЦН - скважина» имеет особую значимость, определяя в значительной мере эффективность использования погружного оборудования и промысловой сети.

В этой связи, учитывая, что узел «ПЧ-ПЭД» является электроприводом в технологической системе «УЭЦН-скважина», скважина представляет собой

источник возмущающих воздействий, а погружной центробежный насос -объект управления.

Решение комплекса вопросов по управлению таким объектом базируется на анализе причин и следствий появления неточностей в заданиях на объёмы добычи, оценке методик подбора погружного оборудования, а так же выявлении закономерностей в процессах газовыделения, солеотложения и абразивного износа элементов погружного насоса и, на этой основе, формулировании системы ограничений, целевых функций и задач управления.

Решение указанных вопросов при учёте особенностей силовой части системы «ПЧ-ПЭД», содержащей согласующий трансформатор и длинный кабель при генерации нелинейных искажений кривых тока и напряжения в ней, является основой для последующего синтеза систем управления и, в случае необходимости, обоснования требований к конструированию цепи обратной связи.

Особую значимость эти вопросы имеют для скважин, где вероятность заклинивания и преждевременного вывода в ремонт погружных установок на фоне повышенного теплового износа ПЭД, по мере эксплуатации установки, нарастает. Разработка стратегии управления, учитывающая эти обстоятельства и обеспечивающая режим экономного использования ресурса ПЭД на протяжении длительного интервала эксплуатации и интенсивного использования его кратковременно на его конечном этапе, может обеспечить значительный экономический эффект.

Здесь особое место отводится контролю состояния насоса и ПЭД, что позволит произвести экстраполяцию характеристик его развития на предполагаемом интервале безаварийной работы и, на этой основе, принимать решения о применении того или иного закона изменения частоты и величины напряжения на выходе ПЧ, что обеспечит эффективное использование представленных в работе результатов исследования.

Во втором разделе определен объект исследования - технологическая система «УЭЦН-скважина» и разработаны математические модели

электромеханических и тепловых процессов в ней: приводятся предлагаемые расчетные схемы, математическое описание и ряд рассчитанных характеристик, иллюстрирующих эти процессы, обоснованы предельные значения основных показателей этих процессов, используемые при выборе оборудования и управления им при эксплуатации системы.

При этом дебит скважины представляется в виде функции q = ф(Нн, Кпр, Уж, r-rm rrb), где нн - напор на выкиде насоса, кпр - коэффициент продуктивности пласта, уж — обобщенный коэффициент удельного веса и вязкости жидкости, rrh и rrb — гидравлические сопротивления нижней (до насоса) и верхней (после него) частей скважины. Её правая часть имеет значительную долю неопределенности, что осложняет выбор оборудования и управление системой при эксплуатации.

Одним из наиболее важных, влияющих на производительность

электронасоса факторов, является процесс газовыделения из пластовой

жидкости по мере ее подъема в стволе скважины. При его учёте

производительность и напор погружного насоса должны быть такими, чтобы

уровень разгазирования жидкости без использования сепаратора находился

выше насоса и удовлетворял условию (Ьднн < h < hHac)» где Ьдин -

динамический уровень жидкости в скважине системы «УЭЦН-скважина», a hHac

— уровень жидкости с давлением, равным давлению насыщения. При этом,

рабочий интервал системы через дебит скважины представляется в виде

<7 • ¿(¡¿Q , (1)

'mm ^ 'max' 4 '

где qmin, qmax — предельно допустимые минимальное и максимальное значения

потока жидкости, удовлетворяющие указанному выше условию высоты

подвески насоса.

Другим важным фактором является интенсивность износа изоляции ПЭД. Она зависит от температуры его нагрева, определяемой потерями в железе статора и в обмотках двигателя с одной стороны и его теплоотдачей потоку движущейся жидкости - с другой, а эффективность теплоотдачи - от

температуры жидкости в месте подвеса установки и скорости движения жидкости.

Область допустимых значений дебита скважины из условия обеспечения теплового баланса ПЭД представляется в виде

V ]/г:

I тт>

д<

(2)

где [<7кр]> [^тмп] — предельно допустимые максимальный и минимальный, выраженный через скорость движения в сечении между ПЭД и стенкой скважины, расход жидкости.

При этом, каждому значению дебита ц соответствуют свои значения скорости вращения ротора и момента, развиваемого ПЭД, и, следовательно, свои уровни потерь электроэнергии и нагрева изоляции электродвигателя.

К тому же, при эксплуатации систем «УЭЦН-скважина» наблюдается отложение солей и других веществ на рабочих элементах погружных насосов. Так, по данным фирмы "МамонтовЭПУ - сервис" солеотложение за 2003 год выявлено, примерно, у четверти отказавших УЭЦН с количеством заклиненных колес до 30 % их общего количества в насосе и с переломом (скручиванием) вала - у 3-5 % общего количества отказов.

Явление солеотложения вызывает появление дополнительной составляющей в моменте статического сопротивления насоса Мс„, возрастающего по мере эксплуатации установки. Он может быть представлен в виде

М„с=Мис0+ а (ф, (3)

где М„еи - начальное значение момента, а({) - коэффициент изменения сопротивления насоса на интервале в момент времени I, начиная с /„„.,= 0.

Значения М,к() и а(0 в выражении (3) для каждой технологической системы «УЭЦН-скважина» имеют свои индивидуальные значения, определяемые комплексом причин, среди которых можно назвать такие, как

отклонение ЭЦН от вертикали, качество монтажа электронасоса, интенсивность процесса солеотложения и другие.

Другим негативным явлением при эксплуатации УЭЦН является гидроабразивный износ рабочих органов, изменяющий геометрию рабочих колес и снижающий герметичность сальников и прокладок, что вызывает появление локальных потоков жидкости с постепенным снижением производительности, напора и КПД насоса на фоне остающихся без изменения характеристик электропотребления и, следовательно, нарушение процесса теплообмена в ПЭД.

Указанные отрицательные явления при эксплуатации УЭЦН в настоящее время происходят на фоне отключений электроэнергии и ее низком качестве на некоторых кустах скважин месторождений и, прежде всего, отклонений напряжения от заданных значений.

В этих условиях был проведен анализ режимов освоения скважины и пуска УЭЦН без ПЧ. Было установлено, что в указанных режимах происходит снижение эффекта съёма тепла ПЭД при повышенном тепловыделении. Кроме того, в первом из них, продолжающемся 10-12 часов, наблюдается повышение нагрузки электропривода из-за насыщения нефти жидкостью глушения скважины. При этом повышенный пусковой ток вызывает глубокое снижение напряжения ПЭД, повышенные нагрузки электропривода - интенсивный износ изоляции двигателя, а значительные ускорения при разгоне насоса - удары и, следовательно, повышенный износ механических узлов оборудования системы. Анализ установившихся и переходных режимов системы «УЭЦН-скважина» с ПЧ позволил обосновать комплекс технологических и технических ограничений на рабочие диапазоны по производительности ЦН, потерям в ПЭД и ускорению в узлах системы в динамических режимах, исключающих появление ударов. Причем, реализация той или иной стратегии управления осуществляется путем регулирования частоты и величины напряжения на выходе ПЧ.

При таком подходе к разработке стратегии управления ЦН, как объектом управления, важным является определение характера влияния указанных воздействии на характеристики ПЭД и ЦН. Для количественной оценки этого влияния были проведены стендовые испытания установки с ЭЦН-250 и ПЭД-90-117 в условиях лаборатории "ЮганскЭПУСервис" (г. Нефтеюганск), показавшие следующее:

- кривая тока имеет "седловидную" форму, вне зависимости от уровня загрузки ПЭД, со смещением точки с минимальными токами в сторону повышенных напряжений при ее увеличении;

- изменения температуры перегрева различны при одинаковых отклонениях напряжения в меньшую и большую стороны от номинального и составили 104 и 113,7 %, соответственно;

- поддержание на одном уровне магнитной нагрузки ПЭД при регулировании частоты требует разделения тока обмотки статора двигателя на намагничивающую часть и ток роторной цепи.

В третьем разделе предлагается формализованное представление задач управления, причем, в качестве объекта управления принят ЦН с электроприводом, в том числе по системе «ПЧ-ПЭД», как часть технологической системы «УЭЦН-скважина».

Включение ПЧ в состав оборудования УЭЦН позволяет в рабочих режимах отбора нефти устанавливать в цепи «ПЧ-ПЭД» значения частоты и напряжения, обеспечивающие получение заданной либо оптимальной производительности ЦН с точки зрения отбора нефти. В случае возможности изменения в широких пределах производительности ЦН системы «УЭЦН-скважина» с ПЧ и необходимости учета потерь электроэнергии в электрической сети наиболее целесообразна экономическая основа для формулировки целевых функций и задач управления.

Задача управления принятым объектом при разбиении интервала управления на ряд этапов с разными производительностями и потерями электроэнергии, направленная на минимизацию потерь за счет выбора

стратегии управления частотой и величиной напряжения ПЧ, представляется в виде

—<> min , (4)

f—I

при указанных выше технических и технологических ограничениях, действующих в системе «УЭЦН-скважины», и дополнительных -накладываемых сетью,

где А', = [/i-i'^i] - продолжительности /-ых (/ =1,2,3.....п) этапов интервала

управления;

Оч-дО „ (др,-д/,) - потери на /-ом этапе, (руб.) от недополученной нефти из-за отклонения производительности ЦН от заданного на этап значения и от потерь электроэнергии (в ПЭД и сети), соответственно.

При оперативном управлении указанным объектом более удобно использовать целевые функции и задачи управления, сформулированные на основе технических и технологических параметров.

В этом случае, в задаче повышения эффективности использования установки с ПЧ основная цель управления без учета составляющей по электрической сети будет заключаться в выполнении, путем выбора рациональной стратегии изменения частоты и величины напряжения ПЧ,

алгоритма Ф, обеспечивающего -Л = А / Q - ]Г (Л, / min , на принятой

<•1

модели объекта <Р, то есть

0,=F(<P.J,). (5)

при технических и технологических ограничениях системы,

где Л, - сумма приведенных капитальных и эксплуатационных затрат на обслуживание УЭЦН с ПЧ на /-м этапе интервала управления, обеспечивающая выполнение С?,-го объема добычи; А - общие затраты на интервале управления, обеспечивающие выполнение на нём £>-го объема добычи.

Учитывая возрастающую роль оперативного управления на современном этапе развития процесса механизированной добычи нефти, задача повышения эффективности применения систем «УЭЦН-скважина» с ПЧ на интервале из п этапов А^-ых продолжительностей с «7,-ми производительностями насоса будет

п

заключаться в минимизации функции /2 = — —> тт на эхих

этапах (путем нахождения /¡-го значения частоты) в условиях ограничений, которые выполняются путем согласованного с частотой закона изменения величины напряжения на выходе ПЧ (где — задание на объем добычи системы для /-го этапа).

Если принять приоритетной задачу экономного использования погружного оборудования установки с ПЧ целевая функция управления

п

представляется в виде /= & Р^Ь) —* т'т, а задача управления на

1=1

интервале будет заключаться • в выполнении такого алгоритма использования ресурса погружного оборудования на его этапах, который позволит достичь поставленную цель на интервале, то есть

Ф2 = Р(<Р,1), (6)

при ограничениях задачи (5), имеющих меньшие значения по загрузке ПЭД.

Однако данные эксплуатации УЭЦН с ПЧ на месторождениях Среднего Приобъя показывают на более значительную зависимость интенсивности расходования ресурса оборудования от динамических режимов работы оборудования, среди которых режимы освоения скважины после бурения, ремонтов и ГРП и пусковые режимы, количество которых в значительной мере зависит от надёжности электроснабжения.

Степень влияния каждого из них на достижение указанной цели зависит от характера изменения тока и момента на валу ПЭД в переходном режиме, а именно, от кратности пускового тока ПЭД и ускорения на валу ЦН,

определяемых закономерностями согласованного с частотой изменения величины напряжения на выходе ПЧ.

Целевая функция управления на каждом у-ом переходном процессе

представляется в виде Yj = (К/ Aüj + Kj Aßj) —> min. а алгоритм ее

нахождения путем выбора соответствующей стратегии управления частотой и

величиной напряжения ПЧ, как

Ф = F (Ф, Yj), у =1,2.....т (7)

в условиях допустимых значений пускового тока /п ПЭД и ускорения а на валу ЦН,

где АOj, Aßj - уровни износа изоляции ПЭД и погружного оборудования системы нау-ом этапе интервала управления, соответственно; К¡, К.2 - весовые коэффициенты составляющих в критерии Yj.

Задача управления (7) объектом в переходных режимах фактически сводится к оптимизации управления током ПЭД и ускорением на валу ЦН.

Учитывая, что интенсивность расходования ресурса ЦН и ПЭД при эксплуатации УЭЦН не одинакова, представляется целесообразной задача согласования их состояния при выводе УЭЦН в ремонт.

Так, для месторождений с солеотложением и абразивным износом рабочих элементов насоса его заклинивание с последующим подъёмом ЭЦН происходит при выполнении на интервале управления условия

М* = MHi.(t), при t = t* (8)

где М* - момент электромагнитный максимальный ПЭД, определяемый величиной напряжения на выходе Г1Ч; M„c (t) — постепенно возрастающий на интервале момент статического сопротивления насоса, приведенный в (3); t -момент времени выполнения условия (8).

В этом случае целевая функция управления объектом при допущении зависимости интенсивности износа изоляции ПЭД от температуры нагрева.

определяемой потерями в нём и, следовательно, значениями тока и напряжениями двигателя, может быть представлена в виде

п

2 = X КГ»< ~ кТеч } , (9)

где Ту/ , ТВ/. продолжительности /-го этапа интервала, определённые из условий возможности заклинивания ЦН и предельного износа изоляции ПЭД (при /-м режиме управления по частоте и величине напряжения) соответственно; к - коэффициент согласования интенсивности износа изоляции ПЭД и изменения момента сопротивления ЦН из-за подклинивания рабочих колёс.

В четвертом разделе дана характеристика нефтепромысловых сетей электроснабжения Юганского региона Западной Сибири, содержащих значительную часть протяжённых линий электропередач ВЛ 6 кВ при большой территориальной распределенности кустов добывающих скважин. При этом отмечены следующие негативные особенности эксплуатации этих сетей: неравномерная загруженность, высокий уровень реактивного электропотребления, большие потери и значительные отклонения напряжения от заданных значений на некоторых кустах добывающих скважин.

Установлено, что одной из причин этих негативных явлений является несовершенство применяемых методов управления системами «УЭЦН-скважина», в том числе содержащих ПЧ. Это связано с установкой повышенных напряжений питания ПЭД при эксплуатации УЭЦН, обеспечивающих снижение риска заклинивания погружных насосов, но вызывающих, однако, повышенное реактивное элсктропотребление.

Были обоснованы подходы к снижению влияния указанных явлений при эксплуатации УЭЦН в электрических сетях Среднего Приобья в процессе их развития путем применения устройств компенсации реактивной мощности, из которых были исследованы два - поперечной (УПК) и продольной (УПЕК) компенсации реактивной мощности на кустах добывающих скважин и

снижения электрической нагрузки в сетях путем управления режимами работы насосных агрегатов (НА) кустовых насосных станций (КНС) и схемами их включения в промысловую систему водоводов.

Для оценки эффективности применения первых для месторождений Среднего Приобья была разработана расчетная (математическая) модель участка электрической сети Мамонтовского месторождения с кустами № № 680 и 54 "А". Условия развития схемы электроснабжения были представлены в виде изменения длин высоковольтных линии 6 кВ в пределах от 2,5 до 10 км, глубин подвески ЭЦН в скважине от 1,5 до 2,5 км, количества работающих УЭЦН на кусте от 4 до 7 и степени их загрузки, равной фактической по кусту №680 и увеличенной на 30%.

Было установлено, что снижение напряжения на 10% на входе расчетной схемы участка сети (на шинах 35 кВ подстанции 35/6 кВ), вызванное, например, суточными или сезонными колебаниями нагрузки, привело к уменьшению до 4% суточного объема добычи куста, повышению на 10 кВт потребления активной и снижению на 30 квар реактивной мощностей.

Включение устройств поперечной (УПК) и продольной (УПЕК) компенсации на уровне напряжения 0,4 кВ вызвало уменьшение до 10% отклонения напряжения у ПЭД, при этом потери мощности в установке при включении устройства УПЕК оказались на 15% ниже устройства УПК.

Другой подход к снижению указанных отрицательных последствий для электрической сети заключается, как указывалось, в снижении общего электропотребления, которое достигается путем выравнивания загрузки насосных агрегатов КНС при использовании в них регулируемого электропривода и изменения схем подключения к магистральным линиям водоводов отдельных НА или КНС в целом, чем обеспечивается меньший разброс их рабочих точек по производительности. Это подтверждено двумя авторскими свидетельствами и патентом.

Использование данного подхода к управлению электропотреблением нефтепромысла предполагает создание базы данных о гидравлических и

энергетических характеристиках НА и КНС месторождения, получение которых для каждой КНС без ее остановки может быть выполнено путем включения в их состав НА с регулируемым электроприводом.

Во всех представленных случаях предполагается использование математических моделей соответствующих частей нефтепромысловой электрической сети, с формулировкой задач управления и алгоритмов включения в сеть тех или иных источников реактивной мощности, мощностей трансформации, а так же управления электропотреблением, особенно в часы максимума нагрузки.

В качестве примера, подлежащего минимизации, предлагается показатель, учитывающий суммарные мощность и электропотребление, например, КНС, в часы недопустимого снижения напряжения на принятом интервале управления (сутки) при ограничениях по гидравлическим характеристикам КНС (напору Н в гидросистеме и суточной производительности дсут станции), то есть

Э-(У,

' А', У

р

\ /I ом I /

Я=С,/5з+С2Э, (10)

— электропотребление П электродвигателей

КНС на принятом интервале управления t, равном, например, суткам, содержащее полезную составляющую /У,- и потери (постоянные Л,- и переменные 5; в номинальном режиме) в /-ом двигателе (1=1,2, ...,п), имеющем номинальную мощность Р„аи ¡\ Рз - доля участия электроприводов КНС в общей нагрузке сети в часы, когда напряжение на шинах 0,4 кВ кустов скважин снижается ниже установленного уровня; С/, С^ — весовые коэффициенты составляющих в критерии (10).

В пятом разделе, принимая во внимание результаты исследований условий и режимов работы погружных установок и учитывая сравнительные характеристики преобразователей с автономными инверторами напряжения (АМН) и тока (АИТ), предложена, в качестве наиболее целесообразной для

систем «УЭЦН-скважина», структура ПЧ с АИН, допускающая их использование в разомкнутых системах электропривода и обеспечивающая оптимальные, или близкие к ним, условия работы ПЭД.

Однако для скважин повышенной глубины и с неустойчивым дебитом, а так же для технологических систем «УЭЦН-скважина» в динамических режимах после ремонта, ГРП или перерыва электроснабжения, рекомендуется структура ПЧ с АИТ в системе электропривода, замкнутой по скорости или моменту ПЭД.

Внешний вид системы «УЭЦН-скважина», содержащей ПЧ, приведен на рисунке (1). Особенностью ее системы электропривода, в отличие от обычных, является наличие длинного кабеля в комплекте с повышающим трансформатором, особенно при учете генерации ПЧ в его входные и выходные цепи совокупности гармонических составляющих тока и напряжения.

ПЭД

Г = уаг и = уаг

- 0,4 кВ Г = сог^

и = СОП51

СУ (ПЧ)

Тр-р

а) б)

Рисунок I. Функциональная схема системы, состоящей из скважины (а) и УЭЦН с ПЧ и Тр с длинным кабелем (б)

Для оценки влияния длинного кабеля в условиях генерации ПЧ комплекса гармоник в кривых тока и напряжения были разработаны математические модели указанного электропривода, реализованные на языке DELPHI, в максимальной степени учитывающие особенности структур преобразователя с автономными инверторами напряжения (АИН) и тока (АИТ).

С помощью модели для ПЧ с АИН были построены кривые изменения действующих значений напряжения U и токов статорной I: и роторной

обмоток в зависимости от ® = / / Уисы при отсутствии высших гармонических составляющих (штрих-пунктирные линии) и при их наличии (сплошные линии) для двух загрузок ПЭД, указанных в виде значений скольжения s=0,02 и s=0,04, где f, fN0M - текущее и номинальное значения частоты напряжения ПЧ, соответственно.

На рисунке (2) приведены указанные кривые для s=0,04, при совместном изменении величины и частоты напряжения питания согласно U*-a2.

Представляет значительный практический интерес изучение характера изменения основных параметров процессов в ПЭД при выполнении других законов согласованного изменения напряжения при регулировании частоты.

На рисунке (3) приведены результаты расчета этих параметров при скольжении s=0,04 при условии, что при а < 1 напряжение меняется согласно указанному выше закону, а при а > 1 остается постоянным.

При расчетах на модели было установлено:

- включение в цепь питания ПЭД трансформатора с длинным кабелем вызывает при изменении частоты по сравнению с обычным асинхронным приводом изменение магнитной нагрузки ПЭД и, как следствие, изменение максимального и пусковых моментов и критического скольжения, особенно при частотах, превышающих номинальные;

- с увеличением глубины скважины действие указанных факторов возрастает, осложняя условие успешности пуска и снижая эффективность использования установки, особенно, для скважин с неустойчивым дебитом;

-увеличение значений основных параметров процессов ПЭД, вызванные действием высших гармонических составляющих токов и напряжений в цепи ПЧ-ПЭД, влечет за собой снижение ресурса ПЭД, особенно при поддержании при регулировании постоянства магнитной нагрузки ПЭД (с поддержанием условия и/Г2=сопз1).

и*;

//х Ю-;

/-.х/ГГ

Рисунок 2. Кривые зависимости параметров процессов ПЭД от а при и*=а2

Рисунок 3. Кривые зависимости основных параметров процессов ПЭД от а при и*=а'?приа<1 и и*=сопз1 при а>1

Из кривых рисунка (3) видно: - при поддержании постоянным напряжения при а > 1 исключается на диапазоне регулирования зона повышенного влияния высших гармонических составляющих на действующие значения тока и напряжения ПЭД, что в целом ведет к увеличению его ресурса;

- при постоянной величине напряжения при регулировании частоты вызывает снижение перегрузочной способности ПЭД на этом участке

диапазона регулирования;

- решение об использовании того или иного закона, согласованного с частотой изменения величины напряжения при регулировании частоты должно приниматься индивидуально для условий каждой системы «УЭЦН-скважина» с учетом требований к расходованию ресурса изоляции ПЭД износу механических узлов УЭЦН и уровню электропотребления, особенно, по реактивной составляющей.

В шестом разделе предлагается синтез систем управления на основе формализованного представления задач управления объектами «УЭЦН-скважина» с частотно-регулируемым приводом. Проблемой в данном случае является значительный разброс условий и режимов работы оборудования.

Решение задач управления типа (5), (6), (7) обычно осуществляется разомкнутыми системами управления. Их функциональная схема приведена на рисунке (4).

В контроллере системы управления (рисунок 4) устанавливаются указанные ранее технические и технологические ограничения в алгоритм управление, а также программы сбора и обработки измерительной информации и формирования управляющих команд.

В работе выполнен структурный анализ силовой части системы «ПЧ-ПЭД» и предложены два вида структурных схем разомкнутого типа, использующих в качестве выходной величины скорость вращения ПЭД или - скольжение.

Причём, первая из них соответствует требованиям реализации задач управления типа (5), а вторая - (6).

Анализ структурных схем показывает, что в квазистатическом режиме работы системы «УЭЦН-скважина», автоматизированная система управления удовлетворяет технологическим требованиям объекта в отношении быстродействия. Однако её использование в динамических режимах может быть причиной перегрузок в гидравлических и механических узлах.

Замкнутая система управления с указанной выше целевой функцией (5), содержащая один контур регулирования и один регулятор, обеспечит, путём

использования технического оптимума, в квазистатическом режиме поддержание дебита скважины на этапах интервала управления и оптимальность переходных процессов в динамических режимах. При этом в качестве регулируемого параметра может быть дебит скважины, давление на приёме насоса или скорость вращения привода.

Замкнутая система управления с целевой функцией типа (6) с одним контуром регулирования и одним регулятором обеспечит тем же способом рациональное использование ресурса оборудования. Она представлена на рисунке (5), где Рр с — передаточная функция регулятора.

- 0,4 кБ

Рисунок 4. Функциональная схема системы автоматизированного управления объектом

Для динамического режима передаточная функция регулятора из условия технического оптимума представится в виде

_/_ I + ЛЗ„ГЛ1 р

2Та Р «с

где Кс= со* „(р)/С/ф,,(р) - коэффициент цепи обратной связи; со*н — а>н/ соШ1 — относительная номинальная угловая частота вращения вращения ПЭД; со,, — номинальная угловая частота вращения ПЭД; (Оон - угловая частота вращения идеального холостого хода ПЭД при номинальной частоте /Н—5Ъ Гц; X = 0,8Мтах/М1|ом - перегрузочная способность ПЭД; - скольжение при номинальной скорости; Тв — постоянная времени ПЧ; 7д/-постоянная времени ПЭД.

Передаточная функция регулятора для квазистатического режима имеет тот же вид (11). Однако значение коэффициента Кс будет равно Кс= д*„ /С/ф,,, где ц*„ - относительное номинальное значение производительности ЦН, 1!ф„-номинальное напряжение на выходе ПЧ. Из (11) следует, что для данных случаев регулятор является пропорционально-интегральным звеном.

Применение при управлении целевых функций, используемых в задачах (6) и (7), обеспечивается рациональным использованием ресурса оборудования системы и, прежде всего, изоляции ПЭД с использованием в качестве регулируемого параметра скольжения.

Рисунок 5. Структурная схема замкнутой системы электропривода с выходным

параметром со* (либо я*)

Структурная схема такой замкнутой системы управления представлена на рисунке (6), где Fp s - передаточная функция регулятора скольжения.

Рисунок 6. Структурная схема замкнутой системы управления с выходным

параметром в

Имея в виду условие технического оптимума получаем передаточную функцию регулятора, который должен быть установлен в замкнутом контуре:

Ррз(Р)^

I аа> * (I + ХБнТл,р)

2К,Тер

а- со

(12)

Из (12) следует, что в данном случае регулятор является также пропорционально-интегральным (ПИ).

Решение проблемы получения информации о технологических показателях может быть найдено путём применения бессенсорного векторного управления на основе использования цифровой модели ПЭД и системы уравнений, с помощью которых вычисляются текущие значения скорости и вращения, скольжения, момента на валу и потерь в железе статора и меди ротора.

Таким образом, для продолжительных режимов работы промысловых объектов «УЭЦН-скважина» наиболее целесообразной является разомкнутая структура системы управления с телеметрией характеристик состояния процесса отбора и погружного оборудования. Для режимов освоения скважины, пуска УЭЦН и регулирования его скорости может быть рекомендована замкнутая система с векторным бессенсорным управлением, обеспечивающая вычисление скорости, скольжения и момента на валу ПЭД.

Наиболее сложной является реализация задачи оптимизации управления системы «УЭЦН-скважина» с ПЧ при изменении условий отбора нефти и состояния погружного оборудования, представленной в (9).

Главный вопрос, который при этом возникает, заключается в выборе величины и закономерности согласованного с частотой изменения напряжения на выходе ПЧ. Снижение негативных последствий существующей практики управления такими объектами может быть достигнуто определением момента сопротивления насоса и поддержанием на интервале управления определённой величины перегрузочной способности ПЭД, с ее кратковременным повышением в конце интервала и перемещением, тем самым, времени вывода установки в ремонт.

В работе проведён анализ факторов, влияющих на принятие решения по выбору рабочей точки системы. Дана, на основе расчета, количественная оценка изменения момента статического сопротивления насоса и потерь электроэнергии в ПЭД и в сети на интервале управления и, связанных с ними, износом изоляции ПЭД. В качестве примера в расчетах использовались данные по кусту скважин №680 Мамонтовского месторождения, представленные ранее гидравлические и электромеханические модели объекта и модели процессов электропотребления и теплового износа изоляции ПЭД.

Решение задач оптимизации управления объектом «УЭЦН-скважина» предполагает предварительное решение обычных задач (5), (6) для поддержания определенной производительности установки в условиях ресурсных возможностей оборудования. Это означает, что на начальном этапе интервала, после режима освоения скважины, определяются оптимальные значения рабочей частоты, ресурса изоляции ПЭД, момента статического сопротивления насоса и строится прогнозная кривая М„с(().

Принятый закон управления напряжением корректируется на интервале управления с помощью контроля момента статического сопротивления насоса, и определения на временной оси интервала точек, в которых изменяется крутизна характеристики М„с(0, с последующим расчетом в них новых

значений частоты/¡, остаточного ресурса изоляции рабочего напряжения 11-, и вида функции (V//) = /(¡). Эта операция повторяется п раз, пока не выполнится условие (8).

При более общем подходе к стратегии управления объектом «УЭЦН-скважина» решается задача (4), в которой учитываются изменения потерь в электрической сети.

Функциональная схема такой системы управления технологической системой «УЭЦН-скважина» с ПЧ приведена на рисунке 7.

Решение задачи с целевой функцией (4) требует проведения определенного объема вычислений с использованием математической модели электроснабжения данной установки и, следовательно, дополнительных вычислительных средств.

Рисунок 7. Функциональная схема замкнутой системы управления (СШИМ - система широтно-импульсной модуляции)

В блоке управления частотой системы устанавливаются уставки электрических защит, диапазоны регулирования частоты и напряжения на выходе ПЧ и уровни электропотребления из сети. В блоке задания закона изменения напряжения U = f(a) задаются алгоритмы поиска напряжения в рабочих точках, алгоритмы построения кривых M„c(t) и ресурса изоляции <p(t) на основе изменения и вычисления определенного числа показателей в ряде точек временной оси интервала и, также, алгоритм коррекции принятых в начале интервала прогнозных решений.

В шестой главе так же представлены данные по определению момента статического сопротивления насоса на основе измерения реактивных сил в системе крепления колонны труб на устье скважины, произведен выбор типа силоизмерителя на основе магнитоупругого эффекта, разработаны конструкции первичного преобразователя и датчика.

Там же приведены результаты испытания предлагаемого комплекта измерительных средств, представлена оценка основных погрешностей измерения и предложены решения по их снижению. Принятые решения подтверждены двумя авторскими свидетельствами.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

В диссертационной работе развиты общие представления о технологической системе «УЭЦН-скважина», содержащей преобразователи частоты, и теоретические положения о синтезе системы управления погружным центробежным электронасосом, разработаны методы и средства управления электроприводом «ПЧ-ПЭД» технологической системы.

Основные теоретические и практические результаты работы заключаются в следующем:

1. Уточнены закономерности изменения дебита скважины и характеристик состояния центробежного насоса и ПЭД и, на этой основе, обоснованы ограничения и критерии управления погружным центробежным

электронасосом (как объектом управления) при регулировании скорости вращения электронасоса.

2. Разработаны новые целевые функции и задачи управления погружным электронасосом, обеспечивающие на принятом интервале управления повышение эффективности использования погружного оборудования и промысловой сети. Уменьшение отрицательных последствий для электрической сети реализации указанных задач обеспечивается снижением общей активной нагрузки сети, путем изменения схем включения и регулирования НА КНС совместно с включением в её схему известных устройств компенсации реактивной мощности типа УПК и УПЕК.

3. Разработаны критерии и принципы синтеза систем и алгоритмов управления погружным электронасосом с ПЧ системы «УЭЦН — скважина» с формулировкой требований к основным регулируемым параметрам и возможности адаптации к изменениям ресурса ЦН и ПЭД. Учет действия высших гармонических составляющих тока и напряжения ПЧ производится путем дополнительной коррекции законов.

4. Предложены технические средства измерения момента на валу ПЭД и сопротивления его изоляции, учитывающие динамику и возможные отклонения характеристик и реализующие в автоматическом режиме разработанные в диссертации методы и алгоритмы управления УЭЦН с ПЧ, что подтверждено полученными авторским свидетельством и патентом. Разработана функциональная схема системы автоматического (автоматизированного) управления электроприводом «ПЧ-ПЭД», обеспечивающая на основе указанной выше базы данных наиболее целесообразный на принятом интервале управления режим эксплуатации УЭЦН.

Основное содержание диссертации опубликовано в изданиях, рекомендованных ВАК РФ:

1. Столбун М.И. Прямой пуск мощных электродвигателей, питаемых от энергопоездов./Столбун М.И., Ведерников В.А.//Промышленная энергетика, 1969, № 11 .-С.39-43.

2. Столбун М.И. Магнитоупругие преобразователи с комбинированным ' сердечником./Столбун М.И., Сизых П.П., Ведерников В.А.//Приборы и системы управления, 1975, № З.-С. 49-51.

3. Ведерников В.А. Расчёт магнитоупругого датчика //Изв. вузов. Горный журнал, 1978, №5.-С.121-129.

4. Ведерников В.А. Оптимизация системы электропривода погружного насоса./Ведерников В.А.,Лысова О.А.//Изв.вузов.Нефть и газ,2002,№5.-С.88-92.

5. Ведерников В.А.Оценка показателей работы куста скважин с УЭЦН./Ведерников В.А., Григорьев Г.Я.//Изв. вузов. Нефть и газ, 2003, № 4. -С. 40-46.

6. Ведерников В.А. Описание и анализ стендовых исследований насосной электроцентробежной установки./ Ведерников В.А., Лысова O.A. // Изв. вузов. Горный журнал, 2003, № З.-С. 8-12.

7. Новосёлов Ю.Б. Особенности применения частотно- регулируемых приводов погружных насосных установок на нефтяных месторождениях Западной Сибири./ Новосёлов Ю.Б., Фрайштетер В.П., Ведерников В.А., Мамченков A.B., Левин Ю.А. // Нефтяное хозяйство, 2004, № 3.- С. 86-87.

8. Ведерников В.А. Исследование основных параметров процессов в электродвигателе УЭЦН при частотном регулировании./ Ведерников В.А., Лысова O.A. // Изв. вузов. Горный журнал, 2005, № 6,- С. 90-94.

9. Ведерников В.А. Разработка математической модели системы ПЧ-погружной электродвигатель./ Ведерников В.А., Лысова O.A., Кречина Г.С., Смирнов А.Ю. И Электротехника, 2006, № 3,- С.24-27.

Ю.Ведерников В.А. Модели в задачах управления системами «скважина -УЭЦН»./Ведерников В.А., Гапанович B.C.// Изв. вузов. Нефть и газ, 2006, № 1.-С. 15-20.

П.Ведерников В.А. Синтез замкнутой оптимальной системы управления погружной электроцентробежной установки./ Ведерников В.А., Лысова O.A. // Изв. вузов. Нефть и газ, 2006, № 2,-С.10-17.

Подписано к печати /V? /T-'^Vv? Заказ № ^^Р Формат 60x84 '/16 Отпечатано на RISO GR 3770

Гознак

Уч. - изд. л. * Усл. печ. л. Тираж -/ft? экз.

Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52

ВВЕДЕНИЕ.

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ХОЗЯЙСТВА, РОЛИ И МЕТОДОВ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ И ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЕМ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ УСТАНОВОК.

1.1. Механизированный способ добычи нефти на этапах разработки нефтяного месторождения.

1.2. Оборудование, условия и режимы работы электроцентробежных погружных установок типа

УЭЦН.

1.3. Схемы электроснабжения установок типа УЭЦН и качество электроэнергии.

1.4. Методы, модели и средства в задачах управления установками типа УЭЦН. 2. УСЛОВИЯ, РЕЖИМЫ РАБОТЫ И ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЕ УСТАНОВОК ТИПА УЭЦН.

2.1. Общие положения.

2.2. Обобщенная характеристика скважины, оборудованной УЭЦН, как технологического объекта на нефтяном месторождении.

2.3. Особенности эксплуатации установок типа УЭЦН в квазистатическом режиме работы

2.4. Влияние отказов в электроснабжении и отклонений величины и частоты напряжения питания ПЭД от принятых уровней на эффективность работы УЭЦН.

3. ЦЕЛЕВЫЕ ФУНКЦИИ И ЗАДАЧИ УПРАВЛЕНИЯ ПОГРУЖНЫМ ЦЕНТРОБЕЖНЫМ НАСОСОМ (ЦН) СИСТЕМЫ «УЭЦН-СКВАЖИНА», СОДЕРЖАЩЕЙ ПЧ.

3.1. Общие требования.

3.2. Скважина, оборудования УЭЦН с регулируемым электроприводом, как объект управления.

3.3. Целевые функции и задачи управления ЦН системы «УЭЦН-скважина» с ПЧ.

4. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ В УСЛОВИЯХ РАЗВИТИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА

МЕСТОРОЖДЕНИИ.

4.1. Общие представления.

4.2. Особенности формирования и эксплуатации сетей электроснабжения УЭЦН в процессе развития добычи на нефтяном месторождении.

4.3. Характеристика напряжения в промысловой электрической сети в процессе ее развития.

4.4. Модели и методы управления напряжением в сетях электроснабжения кустов скважин с УЭЦН.

4.5. Характеристика средств управления напряжением на шинах

0,4 кВ кустов скважин с УЭЦН.

4.6. Алгоритмы управления скоростью вращения вспомогательного НА КНС при учете требований качества напряжения и потерь в сети. 5. СТРУКТУРА И РЕЖИМЫ РАБОТЫ СИЛОВОЙ ЦЕПИ ПЭД ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ СКОРОСТИ УЭЦН.

5.1. Общие представления.

5.2. Влияние длинного кабеля в цепи питания ПЭД на характеристики УЭЦН.

5.3. Выбор типа ПЧ для скважин с УЭЦН.

5.4. Разработка математической модели цепи «ПЧ-ПЭД».

5.5 Оценка влияния цепи «ПЧ-ПЭД» на характеристики электропривода ЦН.

6. СИНТЕЗ СТРУКТУРЫ ЭЛЕКТРОПРИВОДА ПОГРУЖНОГО ЦН СИСТЕМЫ «УЭЦН-СКВАЖИНА» С ПЧ.

6.1. Об щие представления.

6.2. Синтез разомкнутой системы электропривода «ПЧ-ПЭД» ЦН.

6.3. Синтез замкнутой системы электропривода «ПЧ-ПЭД» ЦН.

6.4. Особенности синтеза системы и алгоритмов управления электропривода «ПЧ-ПЭД», адаптивных к изменениям технологических и технических условий.

6.5. Выбор технических средств измерения контролируемых параметров при реализации разработанных методов и алгоритмов адаптивного управления.

Актуальность работы. Увеличение объемов добычи нефти является одной из приоритетных задач развития ТЭК и в значительной мере определяет стратегию развития экономики страны. Это подтверждается федеральной целевой программой "Энергоэффективная экономика" на 20022005 гг. с перспективой до 2010г. (постановление правительства Российской Федерации от 17.10.2001 № 796), с отдельным разделом -"Нефтедобывающий комплекс".

Очевидно, что решение указанной задачи увеличения объемов достигается интенсификацией всех операций на нефтяном промысле, начиная с отбора нефти из пластов и до её передачи в систему "Транснефть". Однако, важнейшим условием её выполнения является повышение эффективности механизированного отбора нефти с использованием установок центробежных электронасосов (УЭЦН), особенно, оборудованных преобразователями частоты (ПЧ) то есть с системой электропривода "ПЧ - погружной электродвигатель (ПЭД)". Например, количество таких систем на месторождениях Юганского региона Западной Сибири мощностью от 50 до 1000 кВт составляет более шестьсот установок. Именно здесь, в сложных условиях скважин, может быть достигнут наибольший эффект от внедрения перспективных технологий и методов и, тем самым, обеспечено оптимальное использование погружного оборудования и промысловой сети электроснабжения.

Однако по данным ООО "ЭНЕРГОНЕФТЬ" (ОАО "Юганскнефтегаз") за период с 1997 по 2003 гг. электропотребление скважин механизированного фонда, составляющее примерно 60% общепромыслового, выросло в 2 раза с повышением на 20% его удельной составляющей на тонну добытой нефти. При этом межремонтный период погружных электроустановок за указанный интервал времени практически не изменился и составил в среднем год.

Причем, применение систем «ПЧ-ПЭД», составляющих от 10 до 20% их общего числа по отдельным месторождениям указанного объединения (а по Приобскому месторождению даже более 40%), не вызвало его заметного изменения.

В этих условиях совершенствование методов управления УЭЦН, особенно оборудованных ПЧ, позволит повысить эффективность их использования с одновременным снижением электропотребления и потерь в промысловой сети электроснабжения, что в целом ведёт к экономии финансовых средств.

Решением этих проблем, особенно для УЭЦН с нерегулируемым электроприводом на базе асинхронного двигателя типа ПЭД, занимаются многие ведущие отечественные и зарубежные исследователи. Среди них известны такие научные школы, как кафедры электропривода МЭИ, УПИ и НЭТИ (сейчас - университеты). Среди отдельных исследователей известны такие имена ученых, как Ершов М.С., Зюзев A.M., Семченко П.Т., Сушков В.В., Ханжин В.Г., Шпилевой В.А., Kloeppel F., Drehsler Р. и другие.

Однако, несмотря на наличие большого количества публикаций по данной проблеме, исследование процессов управления УЭЦН, как основной части технологической системы «УЭЦН-скважина», особенно при применении ПЧ, а также установок типа ЦУНАР с вентильным электроприводом, с единых методологических позиций не производилось, а задачи управления ею решались как частные, без учёта изменений ресурса погружного оборудования и характеристик электрической сети нефтепромысла. Поэтому в настоящее время отсутствуют адекватные методики управления режимами работы и электропотреблением УЭЦН, учитывающие ресурсные возможности центробежного насоса (ЦН) и ПЭД. Кроме того, требуют обоснования структуры и методы синтеза систем автоматизированного и автоматического управления указанным объектом, учитывающие отмеченные выше факторы, нуждаются в развитии, с учётом современных средств управления, методы объективного контроля параметров и автоматической диагностики оборудования. Все это вызывает значительные экономические потери и подтверждает актуальность проблемы.

Исходя из проведённого анализа состояния и технического уровня разработок в области управления УЭЦН, особенно с частотно -регулируемым электроприводом, сформулированы цель и задачи настоящей диссертационной работы.

Цель работы. Повышение эффективности применения погружных центробежных насосов с частотно-регулируемым электроприводом путём совершенствования методов и структур систем управления.

Основные задачи исследования

1. Обосновать ограничения и критерии управления погружным центробежным электронасосом (ЭЦН) как объектом управления при изменении скорости вращения ротора ПЭД на основе анализа закономерностей изменения основных параметров технологической системы «УЭЦН-скважина».

2. Установить параметры регулирования при управлении ЦН системы «УЭЦН-скважина» с электроприводом «ПЧ-ПЭД» с последующей формулировкой новых задач управления, учитывающих условия отбора нефти и состояние погружного оборудования и электрической сети при обеспечении снижения влияния на потери и качество напряжения в ней.

3. Разработать модели и методы управления ЦН системы «УЭЦН-скважина» с ПЧ с учетом присутствия высших гармонических составляющих на выходе последнего. Определить принципы синтеза структуры систем управления, обеспечивающих реализацию поставленных задач, в том числе, с учетом необходимости адаптации к изменениям технологических условий в скважине и состояния погружного оборудования.

4. Разработать методы и средства оценки значений основных контролируемых параметров системы «УЭЦН-скважина» с ПЧ, которые учитывают их динамику и возможные отклонения и, на этой основе, позволяют производить выбор управляющих решений, обеспечивающих повышение эффективности процесса отбора нефти при снижении интенсивности износа ресурса ЦН и ПЭД.

Методы исследования. Теоретические выводы работы основываются на использовании аналитических методов классической механики, современной теории электрических машин переменного тока с ПЧ, теории автоматического регулирования, современных вычислительных средств и численных методов прикладной математики. В работе используются экспериментальные исследования на лабораторных стендах и в реальных условиях нефтепромысловых предприятий.

Достоверность полученных результатов. Основные положения работы подтверждены экспериментальными результатами, полученными на лабораторных стендах «УЭЦН - скважина», промысловых испытаниях, а также при внедрении и практическом использовании на предприятиях ООО "Энергонефть" и ОАО "Юганскнефтегаз" опытно - промышленных образцов элементов систем управления, алгоритмов и технических средств измерения, разработанных методик расчёта и программных средств.

Научные результаты и новизна работы l.Ha основе анализа основных закономерностей процесса отбора нефти скважиной и характеристик состояния центробежного насоса и ПЭД, обоснованы ограничения и критерии управления погружным центробежным электронасосом (как объектом управления) при регулировании скорости вращения ротора электродвигателя.

2. Разработаны новые целевые функции и задачи управления погружным ЦН с регулируемым приводом «ПЧ-ПЭД», учитывающие условия отбора нефти в скважине, состояние погружного оборудования и электрической сети, которые обеспечивают повышение эффективности применения погружных установок в условиях их влияния на потери электроэнергии и качество напряжения в сети.

3. Обоснованы требования к структуре силовой части электропривода «ПЧ - ПЭД» системы «УЭЦН-скважина» при учете высших гармонических составляющих тока и напряжения и закону управления частотой и величиной напряжения на выходе ПЧ и, на этой основе, разработана структура системы управления, позволяющая адаптироваться к изменению ресурса ЦН и ПЭД.

4. Предложены технические средства измерения момента на валу ПЭД и сопротивления его изоляции, учитывающие динамику изменения и возможные отклонения основных контролируемых характеристик и реализующие в автоматическом режиме разработанные в диссертации методы и алгоритмы управления погружным электронасосом с ПЧ, что подтверждено полученными авторским свидетельством и патентом.

Личный вклад автора заключается в постановке задач и выборе методов исследований; уточнении математических моделей процессов разгазирования нефти в скважине и изменения температуры по ее вертикали с последующим обоснованием ограничений; разработке математических моделей изменения во времени момента статического сопротивления насоса (из-за подклинивания) и износа изоляции ПЭД (из-за потерь электроэнергии) системы «УЭЦН-скважина»; постановке задач и разработке критериев с синтезом структуры систем управления ЦН технологической системы «УЭЦН-скважина» с последующей разработкой алгоритмов управления ЦН, и участком электрической сети электроснабжения указанных объектов; алгоритмов диагностики электропривода УЭЦН; обобщении и анализе экспериментальных исследований и полевых испытаний опытных образцов.

Апробация работы. Основные результаты и научные положения диссертации докладывались и обсуждались: на Всесоюзной конференции "Робототехника и автоматизация производственных процессов" (г. Барнаул, 1982 г); на всероссийских и международных научно-технических конференциях "Нефть и газ" (г. Тюмень, 1997, 1998, 2001, 2002 г.г.); на международных научно-технических конференциях "Новые информационные технологии в нефтегазовой промышленности и в энергетике" (г. Тюмень, 2003 и 2006 гг.); на 11 и 12-ой международных научно- практических конференциях "Современные техника и технологии" (г. Томск, 2005 и 2006 гг.); на технических советах ОАО "Юганскнефтегаз" и ОАО "Энергонефть" (г. Нефтеюганск 2006 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 36 работ, в том числе 16 статей в журналах (11 рекомендуемых ВАК), сделано 14 докладов на конференциях, получено 4 авторских свидетельства СССР и 1 патент РФ на изобретения, издано 3 учебных пособия.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, шести разделов, заключения, списка литературы из 175 наименований и четырех приложений. Основная часть работы изложена на 210 страницах, содержит 72 рисунка и 5 таблиц.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

В диссертационной работе развиты общие представления о технологической системе «УЭЦН-скважина», содержащей преобразователи частоты, и теоретические положения о синтезе системы управления погружным центробежным электронасосом, разработаны методы и средства управления электроприводом «ПЧ-ПЭД» технологической системы.

Основные теоретические и практические результаты работы заключаются в следующем:

1. Уточнены закономерности изменения дебита скважины и характеристик состояния центробежного насоса и ПЭД и, на этой основе, определены ограничения и критерии управления погружным центробежным электронасосом (как объектом управления) при изменении скорости вращения электронасоса.

2. Впервые разработаны целевые функции и задачи управления погружным электронасосом, обеспечивающие на принятом интервале управления повышение эффективности использования погружного оборудования и промысловой сети. Уменьшение отрицательных последствий для электрической сети при реализации указанных задач обеспечивается снижением общей активной нагрузки сети, путем изменения схем включения и регулирования производительности насосного агрегата КНС совместно с включением в ее схему известных устройств компенсации реактивной мощности типа УПК и УПЕК.

3. Разработаны критерии и принципы синтеза систем и алгоритмов управления погружным электронасосом с ПЧ системы «УЭЦН-скважина» с формулировкой требований к основным регулируемым параметрам, включая адаптирующие к изменениям ресурса ЦН и ПЭД. Учет действия высших гармонических составляющих кривых тока и напряжения ПЧ производится путем дополнительной коррекции законов согласованного с частотой изменения величины напряжения. Подтверждено авторскими свидетельствами.

4. Предложены технические средства измерения момента на валу ПЭД и сопротивления его изоляции, учитывающие динамику и возможные отклонения характеристик и реализующие в автоматическом режиме разработанные в диссертации методы и алгоритмы управления УЭЦН с ПЧ, что подтверждено авторским свидетельством и патентом. Разработана функциональная схема системы автоматического (автоматизированного) управления электроприводом «ПЧ-ПЭД», обеспечивающая на основе указанной выше базы данных наиболее целесообразный на принятом интервале управления режим эксплуатации УЭЦН.

1. Телков Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. 2 изд., перераб. и доп. -М.: "Недра", 1998. - 365 с.

2. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки / Ш.К. Гиматудинов, Ю.П. Борисов, М.И. Розенберг и др. М: "Недра", 1983. 467 с. (с.44.3).

3. Халилов Э.М. Технология повышения нефтеотдачи пластов / Э.М. Халилов,Б.И. Леви, В.И. Дзюба, С.А. Панамарев. -М.: "Недра", 1984. 271 с.

4. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений. М.: "Недра", 1977. - 360 с.

5. Батурин Ю.Е. Проблемы разработки и обустройства нефтегазовых месторождений Западной Сибири на основном этапе развития нефтегазового комплекса. //Изв. Вузов. Нефть и газ, 1998, №4. -С. 41-47.

6. Pope G.A. The Aplication of Fractional Flow theory to Enhanced Oil Recowery. SPEJ, 1980 vol.20, №3:- P. 191 -205.

7. Дмитриевский A.H. Фундаментальный базис новых технологий нефтяной промышленности // Нефтяное хозяйство, 1997, №11. -С. 2 5.

8. Ю.Шелкачев В.Н. Анализ опыта внедрения методов увеличения нефтедобычи в США. // Нефтяное хозяйство, 1979, №3. -С. 69 73.

9. И.Батурин Ю.Е. К выбору расчетных методов определения технологических показателей разработки нефтяной залежи. Проблемы нефти и газа Тюмени, вып.ЗЗ, 1977. -С. 17-20.

10. Нормы технического проектирования объекта сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений. ВНТП 3 -85- Куйбышев: Гипровостокнефть, 1985. -218с.

11. Горбатиков В.А. Оптимизация систем обустройства нефтяных месторождений / В.А. Горбатиков, Ш.С. Донрагян, Я.М. Каган, В.Б. Ройзрах. Свердловск: Средне - Уральское кн. изд-во, 1976.-208 с.

12. М.Ножин Б.М. Основное направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири / В.М. Ножин, А.А. Шевелев, О.А. Левин и др. // Сб. науч. работ. — Тюмень:СибНИИНП, 1999, ч. II. С.105 - 121.

13. Лысенко В.Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1991. —296 с.

14. Баишев Б.Т. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений / Б.Т. Баишев,

15. B.В. Исайчев, С.В. Кожакин.—М.: Недра, 1978. —197 с.

16. П.Олейников В.А. Оптимальное управление технологическими процессами в нефтяной и газовой промышленности. JL: Недра, 1982. — 216 с.

17. Хачатуров В.Р. Математические методы регионального программирования. М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат.лит., 1989. - 304 с.

18. Бахир Ю.В. Энергетический режим эксплуатации нефтяных месторождений.— М.: Недра, 1978. —244 с.

19. Тахаутдинов Ш.Ф. Энергосберегающие технологии в нефтяной промышленности / Ш.Ф. Тахаутдинов, А.Т. Панарин, И.Ф. Калачев // Нефтяное хозяйство. М.: ЗАО изд - во Нефтяное хозяйство, 1998, №7.-С. 18-20.

20. Соловьев И.Г. Гибкие автоматизированные технологии добычи нефти. Концептуальные основы и эффективные причины. //Вестник кибернетики Тюмень. Вып. 3 - 2004. - С. 136148.

21. Казанский Д. АСУ ТП для нефтедобывающего предприятиям/Современные технологии автоматизации, 2001, №2. С.32 23.

22. Поскряков Ю.М. Типизация технических и программных решений автоматизации объектов добычи нефти / Поскряков Ю.М., Атлямов Н.И. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2001, №7, 8. -С. 14-17.

23. Коровин С.Я. "Альфа ЦИТС" - автоматизации работы центральной инженерно-технической службы нефтедобывающего управления / Коровин С.Я., Николаевский А.П. //Нефтяное хозяйство. 2001, №10, - С. 64 - 66.

24. Соловьев И.Г. Концептуальные основы и системные принципы управления гибкими автоматизированными технологиями нефтедобычи. //Изв. Вузов. Нефть и газ. 2004, №5,1. C. 62-69.

25. Установки погружных центробежных насосов для нефтяной промышленности. ОКББН. Каталог. М.: ЦИНТИ химнефтемаш, 1980.- 34 с.

26. TRW Reda Pump Division. The Leading Edge. Catalog, 1982, - 12 p.

27. Богданов A.A. Погружные центробежные насосы зарубежных фирм. Обзорная информация, сер. «Машины и нефтяное оборудование». М.: ВНИИОЭНГ, 1985, №10 -63 с.

28. TRW Reda Pump Division. Submersible Pump for the Petroleum Industry. Catalog, 1982 - 246 p.

29. TRW Reda Pump Division. Submersible Pump for the Petroleum Industry. Catalog, 1984 -117 p.

30. TRW Reda Pump Division. Submersible Pump for the Petroleum Industry. Catalog, 1985 -59 p.

31. Centrilift Hughes and division of Hughes Tool Company. Electrical Submersible Pumps and Equiment, 1983 - 136 p.

32. Кроуз Ф.К. Состояние и перспективы развития нефтяной и газовой промышленности стран мира. Фирма "Филип К.Кроуз энд ассошэйтс", Далас, Шт. Техас - Нефть, газ и нефтехимия за рубежом (переводное издание журналов США), 1987, №2, - С. 6 - 33.

33. Cline W.B., Ctarford D. W. Artificial Lift Sistems for Offshore Use. International Petroleum Times, 1978, №2088, - p. 22 - 24.

34. Вихтман Р.Г. Зарубежные нефтедобывающие системы на базе центробежных насосов./ Вихтман Р.Г., Филипов В.Н. //Обзорная информация, сер. ХМ-4. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1986, - 36 с.

35. Филиппов В.Н. Центробежные насосы для добычи нефти в модульном исполнении. Обзорная информация, сер. ХМ-4. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1986, - 36 с.

36. Tomal Pumping Systems. Submergible pumping systems. Oil Dynamics, Inc., 1986, - 13 p.

37. Двигатели асинхронные погружные унифицированной серии. Альметьевский насосный завод. 1998.-21 с.

38. Богданов А.А. Вопросы повышения эффективности эксплуатации скважин погружными электронасосами. М., ВНИИОЭНГ, 1976. С. 69 - 81.

39. Протокол приемных испытаний асинхронного электродвигателя типа ЭД 63 117, ОВЖ 125.156. Лысьва, 2005.-38 с.

40. Муравьев И.М. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях./ Муравьев И.М., Мищенко И.Г.// М.: Недра, 1976. -128 с.

41. Мищенко И.Т. Расчеты в добычи нефти. М.: Недра, 1989. - 245 с.

42. Муравьев И.М., Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах./ Репин Н.Н. // М„ "Недра", 1972. 132 с.

43. Вихтман Р.Г. Добыча нефти центробежными насосами в сложных условиях эксплуатации на нефтепромыслах Канады Э.И. (заруб. Опыт), сер. ХМ 4 - М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1987, №9.-28 с.

44. Давлетшин Х.Г.Резервы повышения кпд установок для добычи нефти./ Давлетшин Х.Г., Курбангулов Р.Г., Шарипов А.Х. // "Нефтепромысловое дело" НТС. 1970 г, вып.З. С. 19 — 21.

45. Ивановский Н.Ф. Исследование усилий, действующих в погружных центробежных насосах для добычи нефти: Дисс. канд. техн. наук. М.: МИНХГиГП., 1969. 139 с.

46. Бруслова О.В. Классификация отказов скважин после капитального ремонта по статическим данным //Изв. Вузов. Нефть и газ, 1998, №6, С.23.50.0сновные характеристики работы УЭЦН в нефтяных скважинах Миннефтепрома. Технические материалы. -М.: 1982. 78 с.

47. Ханжин В.Г. Разработка комплексной методики оперативного исследования и регулирования режимов работы скважин, оборудованных УЭЦН.: авт. канд. дисс.// Тюмень, 1987.-20 с.

48. Технологический регламент выполнения работ с установками электроцентробежных насосов. Нефтеюганск, 1995. 35 с.

49. Трахтман Г.И. Энергосберегающая техника и технология в добычи нефти зарубежом. -М.: ВНИИОЭНГ, 1988. 36 с.

50. Богданов А.А. Влияние напряжения на энергетические показатели установок электроцентробежных насосов. / Богданов А.А., Казаков А.Д., Чудиновский А.А. // НТС. Машины и нефтяное оборудование, №2,1970.- 122 с.

51. Гендельман Г.А Повышение технико экономической эффективности установок погружных электронасосов / Гендельман Г.А, Суд И.И, Максимов В.П и др. // Серия Машины и оборудование, М.: ВНИИОЭНГ, 1973. - 57 с.

52. Расулов М.М, О регулировании напряжения трансформаторов для погружных электронасосов добычи нефти / Расулов М.М, Алескеров Ш.А. // ТНТО "Энергетика и электрооборудование установок нефтяной и газовой промышленности", вып.1. ВНИИОЭНГ, 1970. 100 с.

53. Алескеров Ш.А. Разработка и исследование трансформаторно теристорного регулятора напряжения погружных электронасосов для добычи нефти. Автор, канд. дисс. Баку.: 1976. -24 с.

54. Шварч Д.Л. Влияние напряжения питания на работу погружных электроцентробежных насосов добычи нефти в установившихся режимах. РНТС. Машины и нефтяное оборудование. -М.: ВНИИОЭНГ, 1982, №2 -С. 24 28.

55. Абрамович Б.Н Оптимизация режимов работы электрооборудования погружных электроцентробежных насосов нефтедобычи / Абрамович Б.Н, Ананьев К.А, Иванов О.В, и др.// Промышленная энергетика, 1983, №6. -С. 22 25.

56. Ведерников В.А Оценка влияния качества напряжения 0,4 кВ на кустах с УЭЦН на показатели работы скважинного оборудования / Ведерников В.А, Григорьев Г.Я.// Энергетика Тюменского региона №1. Тюмень: 2002 с.

57. Ведерников В.А Оценка показателей работы куста скважин с УЭЦН / Ведерников В.А, Григорьев Г.Я.// Изв. вузов Нефть и Газ, Тюмень, №4,2003. -С. 39 45.

58. Меньшов Б.Г. Электроэнергетик нефтяник. /, Сибикин Ю.Д., Яшков В.А.// Справочник. -М.: Недра, 1992.-427 с.

59. Меньшов Б.Г. Электрификация нефтяной и газовой промышленности / Меньшов Б.Г., Суд И.И. // М.: Недра, 1984 - 416 с.

60. Кудряшов Р.А. О причинах завышения электрических нагрузок на нефтяных месторождениях Западной Сибири./ Кудряшов Р.А., Новоселов Ю.Б., Фрайштетер В.П. // Промышленная энергетика, 1986, №.6. -С.18 -21.

61. Нормы расхода эл.энергии по технологическим процессам в добычи нефти /СТП 51.00.019 84. Р.А.Кудряшов, Казьмин А.А. Под ред. Новоселова Ю.Б., Фрайштетера В.П./ Тюмень: Гипротюменнефтегаз, 1984. - 66. с.

62. Кудряшов Р.А. Нормативная база проектирования эл.снабжения нефтяных месторождений / Кудряшов Р.А., Новоселов Ю.Б., Фрайштетер В.П., Малкова ЗА.// Нефтяное хозяйство, 2004, №3 С.76 - 79.

63. Атакишев Т.А. Электроэнергетика нефтяных и газовых промыслов / Т.А. Атакишев и др. -М.: Недра, 1988-221с.

64. Ниссенбаум И.А. Современное состояние проблемы энергоснабжения на нефтяных промыслах Тюменской области / Ниссенбаум И.А, А.Б. Новоселов, В.П. Фрайштетер // Энергетика Тюменского региона. Тюмень: НТЦ "Энергосбережение", 2000, №3. -С. 2-9.

65. Бабаев В.В. Электроэнергетика нефтяных и газовых промыслов / Бабаев В.В., Барьюдин А.А.//-М.: Недра, 1988.-221с.

66. Азятов Б.А. Совершенствование методов проектирования и эксплуатации нефтепромысловых электроустановок / Азятов Б.А., Кример Д.М. // М.: ВНИИОЭНГ, 1974.-60с.

67. Кудряшов Р.А. Обосновании уровня электропотребления и электрических нагрузок при проектировании эл.снабжения месторождений. / Кудряшов Р.А., Новоселов Ю.Б., Фрайштетер В.П., Евсеенко Д.В.// Нефтяное хозяйство, 2002, №7 -С.39 42.

68. Каяпов Г.Н. Основы построения промышленных электрических сетей / Каяпов Г.Н, Каждан А.Е., Ковалев И.Н. и др. Под. ред. Г.М. Каяпова. М.: Энергия, 1978 г. -352 с.

69. Дзлиев М.И. Эвристический алгоритм оптимизации структуры схем электроснабжения по мере роста нагрузок. В кн.: Опыт применения прикладных методов математики и вычислительной техники в народном хозяйстве. М.: 1978. с. 229 234.

70. Морланг А.А. Многоцелевая оптимизация структуры распределительных электрических сетей нефтяных промыслов Западной Сибири. Дисс.на сои.ск.канд.техн.наук.- Томск, 1983. 232 с.

71. Борисов Р.И. Многоцелевая оптимизация решений проектирования и управления режимами электрических сетей. Томск, 1979. - 87 с.

72. Веников В.А. Математические модели формирования оптимальных схем электроснабжения при автоматизированном проектировании. / Веников В.А., Глазунов А.А., Тюханов Ю.М. // Электричество, 1983, №1. -С. 17-22.

73. Кудряшов Р.А. Электрические нагрузки технологических установок нефтяных промыслов Западной Сибири / Кудряшов Р.А, Новоселов Ю.Б, Казьмин А.А. и др.// М.: ВНИИОЭНГ, 1982.

74. Головкин П.И. Энергосистема и потребители электрической энергии. М.: Энергоатомиздат. 1984. - 158 с.

75. М.А. Короткевич. Основы эксплуатации электрических сетей.- Минск, Высшая школа 1999.-202 с.

76. Маркушевич Н.С. Регулирование напряжения и экономия электроэнергии.- М.: Энергоатомиздат, 1984 104 с.

77. Суднова В.В Оценка влияния электроприемников на качество электроэнергии в точке общего присоединения. / Суднова В.В, Чикина Е.В. //Пром. энергетика, 2003, №5. -С. 43.

78. Жаркин О.Ф. Комплексные решения по управлению энергопотреблением для предприятий нефтяной и газовой промышленности. / Жаркин О.Ф, Лапин С.П, Максименко И.М и др. //Нефтяное хозяйство, 2004, №10. -С. 130 132.

79. Новоселов Ю.Б. Управление электропотреблением нефтяных промыслов / Ю.Б. Новоселов, В.П. Фрайштетер, И.А. Ниссенбаум, B.C. Мякинин. //Промышленная энергетика, 1986, №9. -С. 18 21.

80. Дрехслер Р. Измерение и оценка качества электроэнергии при несимметричной и нелинейной нагрузке. М.: Энергоатомиздат. 1985.С - 112 с.

81. Нурбосынов Д.Н. Методы расчетов и математическое моделирование режима напряжения и электропотребления в установившихся и переходных процессах. С - Пб.: Энергоатомиздат, 1999.-215 с.

82. Вагин П.Я. О необходимости более широкого применения средств местного регулирования напряжения в пром. электросетях / Вагин П.Я, Орлов B.C. // Промышленная энергетика, 1992, №2 -С. 32-38.

83. Столбун М.И. Прямой пуск мощных электродвигателей, питаемых от энергопоездов / Столбун М.И., Ведерников В.А. //Промышленная энергетика, 1969, № -С. 39-43

84. Абрамович Б.Н. Моделирование режимов напряжения в промысловых распределительных сетях АО "Татнефть"/ Абрамович Б.Н, Чаронов В.Я, Полищук В.В.// Альметьевск: ТатАСУнефть 1998. 35 с.

85. Поспелов Г.Е., Компенсирующие и регулирующие устройства в электрических системах. JL: Энергоатомиздат, 1983- 112 с.

86. Нурбосынов Д.Н. Минимизация потерь энергии в электротехнических комплексах предприятий и нефтедобычи. Авт. реф. дисс. докт. техн. наук. С.Пб, 2003. 43 с.

87. Дроздов А.Н. Выбор рабочих параметров погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси из скважин // А.Н.Дроздов, В.И. Игревский, П.Д.Ляпков, В.Н. Филиппов.-М.: 1986. -С. 7-24.

88. Богданов А.Аю О подборе погружного центробежного насоса к нефтяной скважине / Богданов А.А, Розанцев В.Р, Холодняк А.Ю, Лянц Р.Г. // М.: Нефтяное хозяйство, 1972, №12. -С. 36-38.

89. РД 03 00147275 - 065 - 2001. Глубинонасосное оборудование. Методика подбора. / К.Р. Уразаков, Т.Н. Валуйского, Ю.В. Алексеев и др. - Уфа: Башнипинефтъ, 2001. - 92 с.

90. Дроздов А.Н. Выбор рабочих параметров погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси из скважины / Дроздов А.Н, Игревский В.И, Ляпков П.Д, и др.// Обз. информация. Сер. "Нефтепромысловое дело". ВНИИОЭНГ. М.:1986. -С. 7 24.

91. Hall OP Computer helps selectlitting equipment / Hall OP, Dunbar CE // "Oil and Gas J", 1971, № 19, 84-88 c.

92. Ведерников В.А. Описание и анализ стендовых исследований насосной электроцентробежной установки./ Ведерников В.А., Лысова О.А. //Изв. вузов. Горный журнал, 2003, № З.-С 8-12.

93. Копылов И.П. Электрические машины, -М.: Энергоатомиздат, 1986 360 с.

94. Онищенко Г.Б. Электропривод турбомеханизмов / Онищенко Г.Б, Юньков М.Г.// М.: Энергия, 1972.-240 с.

95. ЮО.Сыромятников И.А. Режимы работы асинхронных и синхронных двигателей. М.: Энергоатомиздат. 1984.-240 с.

96. Зюзев А.Н. Развитие теории и обобщение результатов опыта разработки автоматизированных электроприводов агрегатов нефтегазового комплекса. Автореферат дисс. на соискание ст. доктора технических наук. Екатеринбург, 2004.

97. Афанасьев В.Аю Регулируемое управление электроприводными нефтепром. установками / Афанасьев В.А, Семченко П.Т. // Энергетика Тюм. региона. -1999, №1. -С. 18-19.

98. Богданов А.А. О регулировании параметров погружных электронасосов для добычи нефти изменением частоты тока / Богданов А.А, Гендельман Г.А, Чудиновский А.А.// ТНТО "Совершенствование электрооборудования для добычи нефти". ВНИИОЭНГ, 1973.-С. 20-35.

99. Юб.Харазов В.Г. Частотно-регулируемый электропривод. Преобразователи частоты для асинхронных электродвигателей.//Автомат. в промышл, 2005, №5. -С. 44-47.

100. Ю7.Семченко П.Т. Энергетические показатели насосного агрегата установок УЭЦН при частотном управлении. //Изв. вузов, Горный журнал, Свердловск, 1978, №1. -С. 142 -145.

101. Новоселов Ю.Б. Особенности применения частотнорегулируемых приводов погружных насосных установок на нефтяных месторождениях Зап. Сибири /, Фрайштетер В.П., Ведерников В.А. и др. // Нефтяное хозяйство. М.:2004, № З.-С. 86-88.

102. Ю9.Дивайн Д.Л. Погружные центробежные насосы с изменяющейся частотой вращения вала. Фирма "Тиксасо",г.Одесса, шт. Техас - Нефть, газ и нефтехимия за рубежом (переводное издание журналов США). - 1979, № 6.- С. 14 - 20.

103. Иванов А.А. Оценка результатов эксплуатации опытно-промышленных партий установок типа "ЦУНАР" на нефтяных промыслах Западной Сибири / Иванов А.А., Кудряшов С.И., Маркелов Д.В.// Энергетика Тюменского региона, Тюмень, 2005, № 2.-С. 28 30.

104. TRW Reda Pump Division. Variable Speed Drivers, Specification and Recomded Installation Proadures, 1984. -p. 22-24.

105. TRW Reda Pump Division. Variable Speed Drivers, 1983. -p.22-26.

106. Погружные электродвигатели нефтедобычи при питании токами повышенной частоты. Сб. "Информационно измерительная техника в нефтяной и газовой промышленности" -Уфа, 1983.-С. 132- 136.

107. Дж. С. Панез Применение электроприводов с регулируемой частотой / Дж. С. Панез, JI.A. Алис // Москва: Недра, Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1983, №12. -С. 94 -96.

108. Вандевиер Джозер Э. Направление развития высокопроизводительных электрических погружных систем для скважин с высокой забойной температурой и агрессивной средой. М.: Информэлектро, 1987.- 24с.

109. Allis D. Н. Submersible Pump Long Beach Unit of East Wilmington Field 17 - year reviw. -Journal of Petroleum Technology, 1984, v. 36, №9, p.1321 -1325.

110. Centrilift Hughes, Ins., one of Hugehes Tool Co. - Haudbook for oilfeld subsurface electrically driven pumps, 1981, section 6, p. 16 -44, section 1, p. 1 -7.

111. Попов A.H. Частотное управление асинхронным двигателем.// Электротехника, 1999, №8. -С. 5-11.

112. Абдулрахманов К.А. Асинхронные электроприводы с регулируемой ЭДС двигателя. -Электротехника, 2001, №4. -С. 30-34.

113. Каталог продукции и применений. М.: Корпорация Триол, 2002.-304с.

114. Ведерников В.А. Особенности выбора преобразователей частоты для электропривода погружных насосных установок / Ведерников В.А, Лысова О.А, Григорьев Г.Я. // Энергетика Тюменского региона, 2004, №1.-С. 32 35.

115. Кудрявцев А.В. Современные преобразователи частоты в электроприводе / Кудрявцев А.В, Ладыгин А.Н. // Приводная техника, 1998, №3. -С. 21 28.

116. Бернштейн А.Я. Тиристорные преобразователи частоты в электроприводе / А.Я. Бернштейн и др. М.: Энергия, 1980. - 576 с.

117. Шубенко В.А. Оптимизация частотного управления асинхронного электропривода по минимальному току / Шубенко В.А., Шрейнер Р.Т., Мищенко В.А.// Электричество, 1970, №9.-С. 25-26.

118. Чуриков A.M. Анализ энергетических характеристик регулируемого электропривода переменного тока центробежных насосов. Автор, канд. дисс. М.: 1998.- 25 с.

119. Бычков В.П. Электропривод и автоматизация металлургического производства. М.: Высшая школа, 1977. - 391 с.

120. Ведерников В.А. Исследование основных параметров процессов в электродвигателе УЭЦН при частотном регулировании./ Ведерников В.А., Лысова О.А.// Изв. вузов. Горный журнал, 2005, № 6.- с 90-94.

121. Ведерников В.А. Разработка и описание цифровой модели системы электропривода погружной установки / Ведерников В.А., Лысова О.А., Мамченков А.В.// Вестник кибернетики. Тюмень, 2005, №4. -С 38-50.

122. Лысова О.А. Системы управления электроприводов / Лысова О.А., Ведерников В.А.// Учеб. пособ. Тюмень, ТюмГНГУ, 2005. - 112 с.

123. Ведерников В.А. Разработка математической модели системы ПЧ- погружной электродвигатель. / Ведерников В.А., Лысова О.А., Кречина Г.С., Смирнов А.Ю.// Электротехника. 2006. № 3.- С 24-27.

124. Аррилага. Гармоники в электрических системах / Аррилага, Бредни Д, Боджер П.// М.: Энергоатомиздат. 1990.-320 с.133.0тчет о научно исследовательской работе "Исследование влияния преобразователей частоты на сеть 0,4 кВ и ЭПУ". С.Пб.: 2003. - 100 с.

125. Никифоров В.Н. Экспериментальные исследования несинусоидальности напряжения в электрических сетях Лен Энерго / В.Н. Никифоров, С.Б. Бело, Н.Ю. Карасиди и др. Промышл. Энергетика, 2001, №8.- с.

126. Полищук В.В. Исследование высших гармоник при регулировании УЭЦН с помощью преобразователей частоты / Полищук В.В, Евсеенко Д.В., Прохорова В.Б.// Энергетика Тюменского региона. Тюмень: НТЦ "Энергосбережения", 2001, №4,- С. 35 - 37.

127. Решение проблемы гармоник для энергосистемы ДОМНГ НК "Юкос". Schlumberger RSG. Nefteygansk West Siberia, 2004.- 10 с.

128. Шрейнер В.Т. Активный фильт как новый элемент энергосберегающих систем электропривода / Шрейнер В.Т, Ефимов А.А. // Электричество, 2000, №3. -С. 41.

129. Адрианов М.В. Определение параметров фильтрующих устройств для обеспечения электромагнитной совместимости электропривода / М.В. Адрианов, О.В. Родионов // Электротехника, 1999, №11.-С. 37.

130. Ведерников В.А. Модели в задачах управления системами "скважина УЭЦН". / В.А. Ведерников, B.C. Гапанович // Изв. вузов. Нефть и газ, 2006, № 1.-С 15-20

131. Ведерников В.А. Синтез замкнутой оптимальной системы управления погружной электроцентробежной установки. / В.А. Ведерников, О.А. Лысова // Изв. вузов. Нефть и газ, 2006, № 2.-С 10-17

132. Первозванский А.А. Курс теории автоматического управления. М.: Наука,1986.-616 с.

133. Куржанский А.Б. Управление и наблюдение в условиях неопределенности. М.: Наука, 1977.-392 с.

134. Емельянов С.В. Новые типы обратной связи. Управление при неопределенности / С.В. Емельянов,С.К.Коровин// -М.:Наука,Физматлит, 1997.-352с.

135. Павлов Б.В. Системы прямого адаптивного управления / Б.В. Павлов, ИГ.Соловьев // М.: Наука, 1989. 136 с.

136. Растригин Л.А. Современные принципы управления сложными объектами. М.: Сов. радио, 1980.-232 с.

137. Галимов Р.С. Автоматизированное управление отбором продукции механизированных нефтегазодобывающих скважин / Р.С. Галимов, Р.А. Хамитов, Р.Ш. Тахаутдинов и др. //Автоматизация в промышленности, 2004, №3. -С.З 8.

138. Соловьев И.Г, Разработка алгоритма периодической эксплуатации УЭЦН с контролем ресурса изоляции. Отчет НИР 29-84, ТюмИИ. Тюмень, 1985. - 47с.

139. Болтянский В.Г. Математические методы оптимального управления. -М. :Наука.1969. -412с.149.3убов В.И. Лекции по теории управления. -М. :Наука.1975. -139с.

140. Чаки Ф. Современная теория управления. -М.: Мир. 1975. -368с.

141. РойтенбергЯ.Н. Автоматическое управление. -М. :Наука. 1978. -478с.

142. Хохлов В.К. Вопросы совершенствования контроля и защиты погружных электронасосов / В.К. Хохлов, Н.М. Горутько //Сер. Машины и оборудов. Нефтегаз промышл. М.: ВНИИОЭНГ 1980. 59 с.

143. Галлямов И.И. Метод диагностики погружного электродвигателя в ходе приемосдаточных испытаний / И.И. Галлямов, Р.И. Козлов // Экспресс, информ. Серия

144. Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности". М.: ВНИИОЭНГ. 1988. вып. 6.

145. Проценко А.А. Методы и средства контроля и диагностики оборудования нефтяных скважин в Западной Сибири. Автор, канд. дисс. С.Пб.: 1996. 20 с.

146. Матаев Н.Н. Диагностирование электроцентробежных установок добычи в процессе их эксплуатации на нефтяных месторождениях Западной Сибири / Н.Н. Матаев, В.В. Сушков, О А. Чукчеев // Пром. энергетика, 2004, №4. -С. 14-17.

147. Матаев Н.Н. Повышение эффективности работы установок погружных электроцентробежных насосов нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири.: Авт. канд. дисс. Омск, 2004. - 20 с.

148. Система погружной телеметрии "Электрон ТМС". Руководство по эксплуатации ЦТКД 023 РЮ. Радужный (Владимирская обл.). 2004.-С. 15.

149. Исакович Р.Я. Технологические измерения и приборы. Недра. М.: 1979. 348 с.

150. Митюков А.А. Скважинные системы контроля технологических параметров установок электроцентробежных насосов./ А.А. Митюков, О.Р. Искандаров // Нефтяное хозяйство,2004, №11. -С. 26-27.

151. Чудин В.И. Варианты решения проблемы контроля за дебитом нефтяной скважины // Нефтяное хозяйство М.: Нефтяное хозяйство, 2000, №3. - С. 51 - 54.

152. Белов В.Г.Модернизация АГЗУ "Спутник AM 40" и методики измерения продукции скважин / В.Г. Белов, В .Я. Соловьев// Нефтяное хозяйство, 2000, №10. -С. 118-120.

153. Филиппов И.Ф. Основы теплообмена в электрических машинах. Л.: Энергия, 1974. -384 с.

154. Балатин В.В. Прогнозирование ресурса машин и конструкции. М.: Машиностроение, 1984.-383 с.

155. Ушаков В.Я. Электрическое старение и ресурс монолитной полимерной изоляции. М.: Энергоатомиздат. 1980 - 152 с.

156. Montsinger V.M. Temperatur limit for shortime overloads for oil insulated neutral graunding reactors and transformes / V.M. Montsinger, J.E. Clem // - Trans. AIEE, 1956, 65, pt 11, p. 966 -973.

157. Ведерников В.А. Расчет магнитоупругого датчика //Изв. вузов. Гонный журнал, 1978, №5.-С.124-129.

158. Столбун М.И. Магнитоупругие преобразователи с комбинированным сердечником / М.И. Столбун, П.П. Сизых, В.А. Ведерников //Приборы и системы управления, 1975, №3. -С.49-51.

159. Авторские свидетельства и патенты на изобретения

160. Ведерников В.А., Бочарников В.Ф. Устройство для измерения реактивного момента погружного электронасосного агрегата. Авт. свидетельство СССР. № 1610076. Б.И.-1990,. №44.

161. Столбун М.И., Сизых П.П., Ведерников В.А. Устройство для измерения усилий. Авт. свидетельство СССР. № 510657. Б.И.-1975, № 38.

162. ПЗ.Столбун М.И., Ведерников В.А., Карандин В.Н. Способ испытания насоса и насосных установок. Авт. свидетельство СССР. № 1634824. Б.И. -1990, №10.

163. Столбун М.И., Ведерников В.А., Карандин В.Н. Способ управления насосной станцией. Авт. свидетельство СССР. № 1656167. Б.И. -1991, № 22.

164. Ведерников В.А., Пальянов А.П., Коновалов В.Н. Кустовая насосная станция. // Патент РФ № 2145003. Б.И. -1998. № 12.