автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Режимы работы систем электроснабжения объектов нефтегазовых месторождений

005004111

Мукани Эме Борис

РЕЖИМЫ РАБОТЫ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 05.09.03 - Электротехнические комплексы и системы

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- 1 ДЕН 2011

Москва 2011г.

005004111

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина

Научный руководитель - доктор технических наук,

профессор

Ершов Михаил Сергеевич

Официальные оппоненты - доктор технических наук,

профессор

Ляхомский Александр Валентинович

Ведущая организация - Московский энергетический институт (технический университет)

Защита диссертации состоится «20» декабря 2011 г. в аудитории 308, в 16 час. 30 мин на заседании диссертационного совета Д 212.200.14 при Российском государственным университете нефти имени И.М.Губкина по адресу: 119991, Москва, Ленинский проспект, д. 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан _20/^ г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук,

кандидат технических наук, Лебедев Андрей Анатольевич

профессор

А.В. Егоров

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Объекты нефтегазовых промыслов являются крупными потребителями энергии, на долю которых приходится до 50% общего объема потребления электроэнергии в отрасли. Особенностью систем электроснабжения нефтегазовых промыслов является рассредоточенность приемников электроэнергии на достаточно больших площадях. Вместе с большой энергоемкостью потребителей, это определяет особенности схемных решений электроснабжения, наличие многоуровневой трансформации энергии, значительный уровень потерь электроэнергии в системе электроснабжения.

Наряду с типовым общепромышленным оборудованием в составе электротехнических комплексов нефтепромыслов используется специальное оборудование, работающее на нестандартном напряжении. К такому оборудованию, в первую очередь, относятся установки механизированной добычи нефти с погружными электродвигателями. Выбор рациональных режимов работы погружных электродвигателей в определенной степени определяет эффективность технологических режимов погружных насосов, способствует сокращению потерь электрической энергии.

Можно ожидать, что еще в большей степени снижению потерь электроэнергии будет способствовать выбор рациональных режимов систем электроснабжения в целом, которые могут существенно сократить потери электроэнергии в электрических сетях.

Энергосбережение является актуальной государственной и отраслевой проблемой. В связи с вышеизложенным, выбор рациональных режимов работы систем электроснабжения нефтепромыслов, направленный на энергосбережение, является важной научно-технической задачей.

Подтверждением актуальности проблемы является то, что ее решению посвящен целый ряд научных работ, включая труды Б.Н. Абрамовича, Ю.С. Железко, В.Н. Ивановского, Н.Ф. Ивановского, A.B. Ляхомского, Б.Г. Меньшова, Г.Б. Онищенко, В.И. Рахимова, М.Г. Юнькова, В.Я. Чаронова и других.

Целью диссертационной работы является повышение энергетической эффективности установок механизированной добычи нефти с погружными насосами и систем электроснабжения нефтепромыслов за счет совершенствования управления режимами напряжения электрических сетей. В соответствии с целью были поставлены и решены следующие основные задачи:

1. Провести анализ режимов электропотребления наиболее распространенных установок механизированной добычи нефти - установок с электроцентробежными погружными насосами (УЭЦН) и типовых систем электроснабжения нефтяных промыслов в целом.

2. Модифицировать математическую модель электропривода УЭЦН для расчета режимов энергопотребления и технологических параметров. При решении этой задачи учесть механическую характеристику погружного насоса при работе на напорную характеристику скважины, исследовать

влияние напряжения на вводах погружного электродвигателя (ПЭД) на технологические и энергетические параметры УЭЦН.

3. Разработать методику оптимизации законов регулирования напряжения в промысловых электрических сетях, обеспечивающую минимизацию потерь электроэнергии при эффективных технологических режимах производственного оборудования, и апробировать ее на типовых схемах электроснабжения нефтепромыслов.

Объекты и методы исследования. Объектами исследования в представляемой работе явились электротехнические комплексы и системы нефтегазовых промыслов. Данные электротехнические комплексы и системы обладают рядом особенностей, весьма существенных для рассматриваемой проблематики.

Для решения поставленных задач использованы методы теории электрических машин, электропривода, электрических сетей и систем электроснабжения, математические методы решения уравнений, положения теории вероятностей. Использовалось специальное программное обеспечение для расчета режимов электрических сетей, программы Microsoft Office, оригинальные программы, написанные на языке Fortran.

Основные научные положения, выносимые на защиту. На защиту выносятся следующие положения представляемой работы:

1. Типовые схемы, полученные в результате анализа схемных решений систем электроснабжения объектов действующих нефтепромыслов, и результаты анализа режимов электропотребления и качества электроэнергии, показывающие, что с ростом электрических нагрузок нефтепромыслов отклонения напряжения в узлах нагрузки выходят за нормально допустимые пределы, что вызывает необходимость совершенствования управления режимами напряжения электрических сетей.

2. Математическая модель электропривода УЭЦН, позволяющая рассчитывать технологические и энергетические параметры УЭЦН в установившихся и переходных режимах с учетом изменения напряжения, частоты, коэффициента загрузки ПЭД и характеристики момента сопротивления, включая аналитическое выражение и алгоритм построения механической характеристики погружного центробежного насоса (ПЦН) с учетом напорной характеристики скважины.

3. Методика оптимизации законов регулирования напряжения в промысловых электрических сетях, обеспечивающая минимизацию потерь электроэнергии и повышение устойчивости электротехнической системы при эффективных технологических режимах производственного оборудования нефтепромысла.

4. Результаты апробации методики оптимизации законов регулирования напряжения на типовых схемах электроснабжения нефтепромыслов, включая следующие выводы:

- при системном регулировании напряжения в распределительной сети 35 кВ нефтепромыслов закон встречного регулирования на всех ПС 35/6 возможно реализовать лишь при наличии устройств регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) на всех трансформаторах указанных подстанций (ПС). При наличии трансформаторов с переключением без возбуждения (ПБВ) на ПС 35/6 кВ целесообразно ограничится поддержанием максимально допустимого напряжения на шинах РУ-6 ПС 35/6;

- низкое напряжение на вводах удаленных на 20 км и более от центров питания ПС 35/6 кВ вызывает необходимость дополнительного регулирования напряжения за счет использования регулировочных (вольтодоба-вочных) трансформаторов;

- дискретность ступеней и номер ступеней РПН трансформаторов с ПБВ не всегда позволяли достичь нужного регулирования напряжения, либо из-за того, что дискретность ступеней слишком велика (2,5 %); либо потому, что мал диапазон ступеней регулирования напряжения, рациональный диапазон регулирования трансформаторов 35/6 кВ с ПБВ составляет 6x1,5%;

- предельно допустимый диапазон потерь энергии в сетях выше 1000 В нефтепромыслов не должен превышать 11%, иначе это свидетельствует о нерациональном построении систем электроснабжения и управления ими;

- повышенное в допустимых пределах напряжение на шинах 6 кВ ПС приводит к увеличению времени динамической устойчивости промысловых электротехнических систем.

Научная новизна результатов исследований.

1. Типовые схемы систем электроснабжения обобщают опыт схемных решений электрических сетей нефтяных промыслов и расширяют базу для исследовательских работ по вопросам электроснабжения нефтепромыслов.

2. Предложена модифицированная математическая модель электропривода УЭЦН, отличающаяся тем, что позволяет рассчитывать технологические и энергетические параметры УЭЦН не только в установившихся, но и в переходных режимах.

3. Предложена методика оптимизации законов регулирования напряжения в промысловых электрических сетях, обеспечивающая минимизацию суммарных потерь электроэнергии не только с учетом потерь в электрических сетях, но и потерь в электроприводах системы электроснабжения нефтепромысла.

4. Разработаны рекомендации по корректировке законов регулирования напряжения в электрических сетях нефтепромыслов и совершенствованию средств регулирования напряжения, обеспечивающие минимизацию потерь электроэнергии и увеличение устойчивости электротехнических систем при эффективных технологических режимах производственного оборудования нефтепромысла.

Обоснованность и достоверность результатов определяется применением апробированных методов математического и компьютерного моделирования электротехнических систем, теории электрических цепей, электрических машин и электропривода, теории вероятности и подтверждается хорошей сходимостью расчетных и эксплуатационных параметров режимов и процессов действующих систем электроснабжения объектов добычи нефти.

Практическое значение работы заключается в развитии методической базы для управления режимами работы систем электроснабжения объектов нефтегазовых месторождений, создании инженерной методики оптимизации законов регулирования напряжения в промысловых электрических сетях, обеспечивающей минимизацию суммарных потерь электроэнергии и повышение устойчивости электротехнической системы нефтепромысла.

Апробация работы. Основные положения и выводы представляемой работы докладывались и обсуждались на следующих конференциях: II Всероссийская научно-техническая конференция «Электротехнологии, электропривод и электрооборудование предприятий»/ Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2009; III Всероссийская научно-техническая конференция «Молодежь и научно-технический прогресс в современном мире»/ Северо-Восточный университет имени М.К. Амосова, г. Мирный, 2010; VIII Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России»/ РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Москва 2010; IX Всероссийской конференции «Новые технологии в газовой промышленности»/РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2011; на научных семинарах кафедры теоретической электротехники и электрификации нефтяной и газовой промышленности (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2009, 2010,2011 гг.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 5 печатных работ, в том числе 1 в издании, рекомендованном ВАК.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка использованных источников. Общий объем работы составляет 165 печатных страниц. Работа включает 51 рисунок, 25 таблиц и библиографию из 34 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели и задачи исследований, научная новизна и практическая ценность полученных результатов.

В первой главе приведен обзор существующих способов и номенклатуры оборудования для механизированной добычи нефти. Выполнен анализ схем и режимов систем электроснабжения нефтепромыслов. Схемные решения обобщены в виде типовых схем систем электроснабжения нефтепромыслов. Для примера на рисунке 1 приведена типовая схема электрических сетей 35 кВ, на рисунке 2 - одна из типовых схем электрических сетей 6 (10) кВ. Особенностью систем электроснабжения нефтегазовых промыслов является рассредото-ченность приемииков электроэнергии на достаточно больших площадях, наличие многоуровневой трансформации энергии, наличие наряду с общепромышленным специального оборудования с относительно малым КПД, все это обусловливает значительный уровень потерь электроэнергии в системе электроснабжения нефтепромыслов.

Глава завершается постановкой перечисленных выше задач исследования.

Рисунок 1 - Типовая схема распределительных сетей 35 кВ нефтепромысла

Рисунок 2 - Пример типовой схемы системы электроснабжения потребителей нефтепромысла

Во второй главе проведен комплексный анализ режимов электропотребления при добыче нефти УЭЦН на действующих нефтепромыслах. Комплексный анализ режимов электропотребления проводился по следующей схеме: анализ электрических нагрузок; анализ качества электрической энергии; анализ энергетических показателей отдельных установок.

На основе показаний цифровых счетчиков электроэнергии были получены фактические графики электрических нагрузок контролируемых узлов (РУ-6 ПС35/6) по суткам зимнего максимума нагрузок. Суточный график нагрузки характеризуется следующими параметрами:

- максимальная и минимальная нагрузки ^ и Ртт ;

- среднесуточная нагрузка Рср = IVcyl /24;

- коэффициент неравномерности а = Ртт / Рт,к ;

- плотность графика нагрузки р = Рср / Рпг„ ;

- время использования максимума нагрузки Ттлх = Wcyl / Pmax, где WcyT - потребление электроэнергии в течении суток.

Анализ графиков электрических нагрузок показал, что нефтепромысловые подстанции характеризуются достаточно равномерным распределением нагрузки по часам суток и высоким использованием максимума нагрузки, так как коэффициент неравномерности нагрузки составляет 0,83 - 0,87, плотность нагрузки - 0,91 - 0,96, время использования максимума нагрузки - 21,8 - 23 часа. Стабильность нагрузок дает большие возможности по управлению режимами систем электроснабжения нефтепромыслов.

При исследовании качества электроэнергии основное внимание было уделено отклонению напряжения, несимметрии напряжения и отклонению частоты. Для анализа качества электроэнергии использовались цифровые счетчики электроэнергии, установленные на нефтепромысловых подстанциях.

В первую очередь были определены показатели отклонения напряжения. Оценка математического ожидания отклонения напряжения

где U, - значение середины i-oro интервала, %; Р, - вероятность попадания в г'-й интервал определялась по формуле

Р

' Sv /

где п, - число наблюдений в г'-ом интервале. Среднеквадратическое отклонение напряжения

Далее были установлены отклонение напряжения прямой последовательности V, и коэффициент обратной последовательности с2:

U -U 0,62x(U,-U ) --х 100 ; Е2=--—-— х 100

и„ ии

где Ucr- среднее значение трех линейных напряжений; U„r,,U„„- наибольшее и наименьшее значения из трех линейных напряжений основной частоты в i-ом наблюдении; UH - действующие значение напряжения прямой последовательности основной частоты (номинальное напряжение).

Результаты исследований отклонения напряжения показывают, что для 40% точек измерения значения отклонения напряжения выходят за нормально допустимые пределы (±5%), установленные ГОСТ 13109-97, в 10% отклонения напряжения могут выходить за предельно допустимые пределы (+10%). При этом чем больше нагрузка подстанции, тем больше возможные отклонения напряжения. Таким образом, с ростом нагрузок может возникнуть необходимость в индивидуальной стабилизации напряжения в узлах нагрузки нефтепромыслов.

Одним из основных показателей качества электрической энергии является отклонение частоты. Частота - общесистемный параметр, ее измерение происходит одновременно по всей системе. Наиболее существенно влияет отклонение частоты на изменение производительности. В нефтяной промышленности снижение частоты приводит к уменьшению добычи нефти погружными электроцентробежными установками и штанговыми глубинными насосами. Среднее значение отклонения частоты составило - 0,6 Гц, что в 6 раз превышает установленный ГОСТ 13109-97 предел. Наиболее низкие значения частоты наблюдались в интервале времени от 7 до 22 ч. Это объясняется напряженным балансом мощности в эти часы.

Рациональное использование электрической энергии при добыче нефти во многом определяется энергетическими показателями установок электроцентробежных насосов. Для обследования энергетических параметров УЭЦН были выбраны 65 скважин. Эти установки характеризуются одинаковыми условиями эксплуатации, типовой схемой электроснабжения. Поэтому результаты их исследования будут характерны и для других скважин с УЭЦН.

На каждой скважине с УЭЦН были измерены напряжения, потребляемая мощность установки и сила тока погружного электродвигателя. Для каждой скважины были определены параметры технологического режима работы оборудования и энергетические параметры работы установок (типоразмеры погружного электродвигателя, кабеля и трансформатора). По результатам исследований был составлен фактический энергетический баланс УЭЦН и построены диаграммы распределения энергетических параметров УЭЦН, представленные на рисунках 3 и 4. В энергетическом балансе потери в общепромысловой сети и трансформаторе 6-10/0,4 кВ в среднем составляют 3 % от общей потребляемой мощности УЭЦН; потери в станции управления и повышающем трансформаторе - 2,5 %; потери в кабеле - 9,1%; потери в погружном электродвигателе - 19,1 %; потери в погружном центробежном насосе - 37,6 %; полезное использование электроэнергии - 28,7 %.

Анализ энергетического баланса показывает, что УЭЦН являются установками с низким уровнем полезного использования электроэнергии. Основную часть составляют потери в подземном оборудовании: погружном центробежном насосе, погружном электродвигателе и кабеле - среднее значение 65,8%.

Здесь сосредоточены наибольшие резервы повышения эффективности использования электрической энергии при добыче нефти УЭЦН. Наибольшая доля потерь в электроприводе УЭЦН приходится на ПЭД и кабель - среднее значе-

ние составляет 92 % от общих потерь в электроприводе. Потери в повышающем трансформаторе и станции управления составляют в среднем 8 % от общих потерь в электроприводе. Энергетические показатели погружного электродвигателя зависят от коэффициента загрузки, напряжения и частоты.

ПнПоац

р о/

* ПЖ: ' О

Щ(Воб5

0,4 _ 6

0,3 0.2

0,1 -

Л 1 1

27 34

48

Рисунок 3 - Диаграммы распределения полезной мощности (а), потерь в ПЦН (б) и потерь в ПЭД (в): п, - число УЭЦН, энергетические параметры которых попадают в г'-й интервал; яобщ - общее число УЭЦН

Л) < -Побц

2 2,5 3 3.5 4 дД..,%

Рисунок 4 - Диаграммы распределения потерь в кабеле (а), потерь в повышающем трансформаторе и станции управления (б), потерь в трансформаторе 6/0,4 кВ и общепромысловой сети (в): и, - число УЭЦН, энергетические параметры которых попадают в 1-й интервал; яобш - общее число УЭЦН

Потери мощности в кабеле зависят от его сечения и силы тока погружного электродвигателя, т.е. от режимов работы погружного электродвигателя.

На основании анализа энергетических показателей УЭЦН, можно сделать следующие выводы:

- наибольшие потери в УЭЦН приходится на подземную часть (ПЦН, ПЭД и кабель) и именно здесь сосредоточен наибольшие резервы повышения эффективности использования электроэнергии;

- энергетические показатели ПЭД и кабеля определяются коэффициентом загрузки ПЭД и напряжением на его зажимах. Наиболее рациональные режимы работы ПЭД новых модификаций будут обеспечены при изменении коэффициента загрузки в диапазоне 0,5 - 0,8. Выбор оптимальных значений напряжения должен проводиться с учетом условий работы УЭЦН в скважине.

Для расчетного определения энергетических параметров и оптимизации режимов работы системы электроснабжения требуется разработка математической модели УЭЦН, учитывающей указанные особенности.

В третьей главе разработана математическая модель и выполнены исследования оптимальных режимов работы электропривода УЭЦН. Для исследования электропривода УЭЦН в работе рассматривается система, предложенная в диссертации В.И. Рахимова и состоящая из четырех подсистем: пласт -скважина, погружной центробежный насос, погружной электродвигатель, электроснабжение и управление. Данная модель была принята за основу и дополнена возможностью моделирования переходных процессов в ПЭД.

Моделью подсистемы пласт - скважина является напорная характеристика скважины hc = f{q), которая устанавливает связь между дебитом скважины q и напором hc, необходимым для извлечения жидкости из скважины.

Напорная характеристика скважины представлена в виде многочлена

К = К + \ч + М2,

где q - дебит, o.e.; Ип =(НСТ +НБ - II, )/II,, - постоянная составляющая напора, o.e.; ht =Q„ /(КПГН„) ■ коэффициент обусловленный депрессией (динамическая составляющая напора), о.е.;Ал, = //„, /IIп - коэффициент трения, o.e.; Нп - глубина статического уровня жидкости в скважине, м; Нн - номинальный напор ПЦН, м; QH - номинальная производительность ПЦН, х3 Icyt.; КП1, - коэффициент продуктивности скважины, т/(сут МПа).

Моделью гидравлической части подсистемы ПЦН является напорная характеристика погружного центробежного насоса \ = <p(q, а), устанавливающая связь между подачей насоса q, угловой скоростью ПЭД е> и напором hh, развиваемым ПЦН. Рабочие характеристики ПЦН, включая напорную характеристику насоса h„ = f(q,a>) , и КПД ?; = <p{q) были аппроксимированы многочленами второй степени:

hH = а0со2 + а,суд + a2q2 ;

lj = b0+blq + b2q2 , где а^а^ОдД^б,,^ - коэффициенты аппроксимации, которые оценивались по методу наименьших квадратов; а- угловая скорость ПЦН, o.e.; КПД погружного центробежного насоса, o.e.

Моделью механической части подсистемы ПЦН является механическая характеристика погружного центробежного насоса тс = /(&>), которая устанавливает связь между угловой скоростью ПЭД а и статическим моментом сопротивления на валу ПЦН и?с

тс = тТР +тс' = тТР +/(ш), где mw - момент трения, принятый равным 0,05 o.e.; тс' = /(<») - момент сопротивления, зависящий от условий работы ПЦН, o.e.

Аналитическое выражение механической характеристики ПЦН при работе на напорную характеристику скважины имеет следующий вид тс = тТР + ага>2 + b2coq .

Полученное выражение справедливо в рабочем диапазоне изменения угловой скорости от а>н до шшн , соответствующем изменению подачи ПЦН от q„ до нуля. Минимальная угловая скорость будет равна постоянной составляющей hH и определяется по выражению

°>шш = °>и

где Ц,- напор развиваемый насосом при номинальной угловой скорости и закрытой задвижке (q=0).

В области меньших скоростей со < ы,ш:1 , например, при пуске, развиваемый насосом напор недостаточен для преодоления противодавления, поэтому обратный клапан закрыт, производительность насоса равна нулю (д=0). В этом случае уравнение механической характеристики ПЦН

тс = т1Р + а2а>г.

Таким образом, механическая характеристика ПЦН состоит из двух ветвей, одна из которых соответствует рабочей зоне насоса (со > comi„), а вторая работе насоса при закрытом обратном клапане (0 < со < comin) тс = тТР + а2со2 + b2coq, со > comin; mc = mrp + а2аг, 0<co<comin.

Механические характеристики ПЦН, построенные по данным уравнениям приведены на рисунке 5.

Моделью механической части подсистемы ПЭД является механическая характеристика погружного электродвигателя и, =<р(&), которая устанавливает связь между угловой скоростью со и вращающим моментом ПЭД тэ.

Рисунок 5 - Механические характеристики погружного центробежного насоса при работе на напорную характеристику скважины: 1 — Ип = 0 ; 2 - Ьп = 0,2; 3 - Ьп = 0,4 ; 4 - Ьп = 0,6 ; 5 - Ьп = 0,8 ; 6 - при закрытом обратном клапане

Электромеханическая модель асинхронного привода, основанная на Т-образной схеме замещения, представленной на рисунке 6.

Рисунок 6 - Т-образная схема замещения асинхронного двигателя

Информационным обеспечением данной модели являются параметры Т-образной схемы замещения двигателя и параметры рабочего механизма. Параметры схемы замещения могут быть определены по каталожным данным двигателя, включая: номинальную мощность двигателя Р„ ; номинальную частоту вращения его вала ; номинальный ток двигателя /„; кратность пускового тока ;'„; кратность пускового момента т„\ кратность максимального (критического) момента т,„.

Электромеханическая модель асинхронного привода представлена в виде одного дифференциального уравнения движения и набора алгебраических и трансцендентных уравнений с вещественными и комплексными переменными, определяемых по законам Кирхгофа в виде баланса токов и напряжений.

со = й>„(1-л);

2л--/

+ £2

и,

— г -2 -

^п = 'о + 1' '

— 3

'"г. = «-'а+0

= а • д'20 + (1 - а) • к г ■ х10; ^ _ ¡Ь(2Е) + 5т(2г) " С!!(2е) - соз(2г)' ЗЩ2е) - 5Ш(2г)) л 2г-(е/?(2£)-со5(2г))' £• = /?- л/!.

В этих формулах и далее приняты следующие обозначения:

- суммарный момент инерции привода; й) - угловая скорость привода; Мэ - двигательный момент;

Мс - момент сопротивления рабочего механизма;

у - показатель степени характеристики рабочего механизма;

М0 - момент трогания рабочего механизма;

Ми - номинальный момент рабочего механизма;

сй(, - синхронная угловая скорость двигателя

s - скольжение привода;

щ, - номинальная угловая скорость привода;

m - число фаз питающей сети;

р - число пар полюсов двигателя;

/; - частота питающей сети;

Г2 - приведенное значение тока ротора двигателя;

/; - ток статора двигателя;

U/ - фазное напряжение двигателя;

vi - активное сопротивление фазы статора двигателя;

гп - активное сопротивление цепи намагничивания двигателя;

г'2ц - приведенное активное сопротивление ротора двигателя при скольжении s;

Xi - реактивное сопротивление рассеяния фазы статора двигателя;

х0 - реактивное сопротивление намагничивающей цепи;

х '2s - приведенное реактивное сопротивление ротора двигателя при скольжении s;

а - доля неактивной части обмотки ротора;

h' - приведенная глубина паза ротора двигателя.

На основании разработанной модели в процессе вычислительных экспериментов выполнено исследование режимов работы электропривода УЭЦН.

Рассмотрим некоторые результаты компьютерного моделирования. На рисунке 7 показано изменение производительности УЭЦН при изменении напряжения для условий работы на напорную характеристику скважины с параметрами hn =0;0,4;0,8 и полной загрузке погружного электродвигателя. Как видно из полученных результатов, при увеличении напряжения происходит возрастание производительности УЭЦН по нелинейному закону.

На рисунке 8 показаны зависимости основных энергетических параметров ПЭД от напряжения. Из рисунка 8 видно, что при уменьшении напряжения активная и реактивная мощности монотонно уменьшаются, коэффициент мощности возрастает. Потери в погружном электродвигателе достигают своего минимального значения при напряжении 1,1 o.e.

На рисунке 9 показаны зависимости полных потерь в ПЭД от напряжения. Для ПЭД старых серий минимальные потери наблюдались при пониженных напряжениях. В двигателях новых серий минимальные потери наблюдались при более высоких напряжениях (до 1,1 o.e.) для разных значений коэффициентов загрузок ПЭД.

Рис. 8- Зависимость энергетических параметров ПЭД от напряжения: 1 - реактивная мощность; 2 - активная мощность; 3 - КПД: 4 - потери активной мощности; 5 - коэффициент мощности (коэффициент загрузки ПЭД Кзг = 0,85)

0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 о.0.е

Рис. 10 - Зависимость мощности на валу ПЦН от угловой скорости при работе на напорную характеристику скважины: 1 - Ьп = 0 ; 2-Ьп = 0,4 ; 3 - Ьп = 0,8 .

0,6 0,Б 1,0 1,2 *,,о.е

Рис.9 - Зависимость.потерь активной мощности ПЭД от напряжения: 1 - Кзг =1,0 ; 2 - Кзг - 0,8 ; 3 - Кзг = 0,6.

90

0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 А'. ,о.е

Рис.7-Изменение производительности УЭЦН при изменении напряжения для условий работы на напорную характеристику скважины (коэффициент загрузки ПЭД Кзг = 1.0) с параметрами: 1 - Ип = 0 ; 2 - Ьл = 0.4; 3 - Ьп = 0,8.

Зависимости основных технологических параметров УЭЦН при работе на напорную характеристику скважины значительно отличаются от характеристик, построенных по известным формулам пропорциональности. Это дает основание представить формулы пропорциональности УЭЦН при работе на напорную характеристику скважины в более общем виде

ßJüiY !LJiif LJilT

Qi l^J . H2 [wj . P2 \eo2/

Для УЭЦН при изменении постоянной составляющей напора h„ от 0 до 0,8, o.e. значения а, и у изменяются в следующих пределах: а = 1,62-3,13; ß = 0,66- 1,52; у = 3,07-3,68.

Особенно значительное отличие от общепринятых для центробежных насосов имеет формула пропорциональности для производительности УЭЦН. Даже незначительное изменение угловой скорости резко отражается на изменение производительности УЭЦН. Например, снижение скорости на 1% может приводить к снижению производительности УЭЦН свыше 3 %.

Полученные результаты еще раз подчеркивают значительное влияние напряжения на энергетические и технологические показатели УЭЦН, что необходимо учитывать в комплексной задаче регулирования напряжения в узлах нагрузки систем электроснабжения нефтепромыслов.

В четвертой главе рассмотрены вопросы регулирования напряжения в электрических сетях нефтепромыслов. Задача разделена на две подзадачи: 1 -регулирование напряжения в узлах ПС35/6 кВ; 2 - регулирование напряжения в центрах питания нефтепромыслов - ПС 110(220)/35 кВ.

Основными средствами ре1улирования напряжения в узлах ПС35/6 кВ являются средства регулирования напряжения трансформаторов: устройства регулирования под нагрузкой (РПН) или устройства переключения без возбуждения (ПБВ).

Существующие подходы к оптимизации регулирования напряжения в электрических сетях ориентированы на обеспечение минимального отклонения напряжения от номинального значения и на минимизацию потерь электрической энергии в электрических сетях. Для сетей нефтепромыслов предлагается при оптимизации законов регулирования напряжения учитывать еще и потери в основных электроприемниках - двигателях переменного тока. Таким образом, задача оптимизации режимов работы системы сводится к регулированию напряжения на шинах 6 кВ с минимизацией потерь и в сети и в электродвигателях. Целевая функция задачи имеет вид

Л(г/) = £дЖси„(С/,,)-> min,

где AWcyu . - общие суммарные потери электроэнергии в сети и в электродвигателях за 7-ий час при и-ой ступени регулирования напряжения трансформатора; Uп - напряжение на шинах РУ-6 при «-ой ступени регулирования трансформатора с РПН; Т— период оптимизации.

Напряжения в узлах нагрузки должно находиться пределах допустимых предельных условий

U <U <U

min II ПШ

где Umm , Ums - границы области предельных допустимых значений напряжения в узлах.

Вопросы определения энергетических потерь в погружных электродвигателях подробно рассмотрены во второй и третьей главе работы. В данной главе рассматривается определение потерь энергии в общепромышленных асинхронных и синхронных двигателях.

Потери электроэнергии в электродвигателях делятся на постоянные и нагрузочные. Постоянные потери электроэнергии в асинхронном и синхронном электродвигателях нерегулируемых или регулируемых приводов с постоянной мощностью нагрузки определяется по формуле

Щ,,л = 0,4 х РН(и1

0-?)

1

хм(/хГй,кВТ.ч,

где Рты - номинальная мощность электродвигателя, кВт; г/ - коэффициент полезного действия электродвигателя, о.е; и,,, - относительное среднее напряжение к номинальному на зажимах электродвигателя, о.е; 7ц - число часов включения электродвигателя за период оптимизации.

Коэффициент полезного действия электродвигателей определяется по формуле

г? = К,1хт}нои, о.е,

где т]нш - номинальное значение КПД электродвигателя; Л',; - поправочный коэффициент, определяемый в зависимости от коэффициента нагрузки А"иг.

Нагрузочные потери электроэнергии в асинхронных и синхронных электродвигателях определяются по формулам

- для асинхронных двигателем

= 0,6 х Р

0-9)'

к

х —^ х Тв, кВт. ч,

- для синхронных двигателеи

А Wu,

0,6 х Р и1 х 0,6 х Р., х

О-*)

- + D, х а + Д х а2

хТ„, кВт. ч,

где а - относительное значение реактивной мощности СД, о.е; Dt,D2 - коэффициенты, характеризующие потери активной мощности на выработку реактивной мощности СД, квар.

Общие потери электроэнергии в электродвигателях можно рассчитать по формуле

Л»';, = b\Vyn я + AWHr JI, кВт.ч,

где MVyn jl, MV„r/l - потери электроэнергии в электродвигателях, соответственно, постоянные и нагрузочные.

Суммарные нагрузочные потери в системе электроснабжения определяются как сумма нагрузочных потерь в двигателях и нагрузочных потерь AWHr в электрических сетях

Щ/ГСУМ = £АЙ»г.Д +AHV,MBt.4. Аналогично определяются суммарные условно-постоянные потери в системе электроснабжения AfFn.cyM

Тогда общие потери в сети и в электродвигателях получаем сложением суммарных нагрузочных и постоянных потерь в системе электроснабжения А W =Л W +Л W

""ГУЛ/ ""ПСУМ ТО"//Г.СУМ"

Чтобы определить доли нагрузочных и постоянных потерь во всех электродвигателях в зависимости от общих суммарных потерь, используем следующие формулы

д ш

< ъум

i

У7

dWn.. -— х 100%

А W

Для различных режимов включения нагрузки для типовых схем электроснабжения (см. рисунок 2) были выполнены компьютерные расчеты потерь электроэнергии. Результаты расчетов составляющих и суммарных потерь в двигателях в режиме полной нагрузки приведены на рисунке 11. Результаты расчетов составляющих и суммарных потерь в системе электроснабжения в целом в режиме полной нагрузки представлены на рисунке 12.

Расчеты показывают, что как в режимах полной нагрузки системы, так и в режимах частичной нагрузки для сокращения потерь целесообразно в узлах промысловых ПС 35/6 кВ поддерживать повышенное напряжение. Это свидетельствует о возможности отказаться от закона встречного регулирования, ограничившись законом поддержания постоянного повышенного напряжения (1,1 o.e.) в основных узлах наргузки промысловых ПС.

Рисунок 11 - Зависимости потерь электроэнергии в электродвигателях в зависимости от числа ступеней регулирования напряжения трансформаторов: 1 -постоянные потери всех электродвигателей; 2 - нагрузочные потери всех электродвигателей; 3 - общие потери электроэнергии всех электродвигателей

с1\Л/п.сулл, с!\Л/нг.сум, с!\Л/.сулл, Мвт.ч.

33,21 З2.м 29,27 золе

31.36 31,45

26.7 26,46

-ЧЯГ

Рисунок 12 - Зависимости общих потерь электроэнергии в системе электроснабжения в зависимости от числа ступеней регулирования напряжения трансформаторов: 4 - суммарные постоянные потери в системе электроснабжения; 5 - суммарные нагрузочные потери в системе электроснабжения; 6 - общие суммарные потери в системе электроснабжения

Для систем электроснабжения нефтепромыслов можно заключить, что потери энергии превышают рациональные, если их значение по отношению к общему потреблению энергии составляет более 15% или более 11 % в электрических сетях. Баланс переменных и постоянных потерь неудовлетворителен, если соотношение нагрузочных и постоянных потерь меньше 0,75, что свидетельствует о недогрузке основных элементов системы, или более 1,25, что свидетельствует о перегрузке основных элементов системы.

21

Оптимизация законов регулирования напряжения в центрах питания выполнена на примере типовой схемы распределительных сетей нефтепромысла 35 кВ, представленной на рисунке 1. Трансформаторы ПС 35/6 кВ оснащенные устройствами РПН отмечены стрелками, прочие трансформаторы оборудованы устройствами ПБВ. Если все трансформаторы, присоединенные к сети 35 кВ, имеют РПН, то напряжение в сети 35 кВ с целью снижения нагрузочных потерь поддерживают на верхнем допустимом уровне. Располагаемый диапазон регулирования напряжения устройств РПН трансформаторов 35/6(10) кВ позволит им самостоятельно справиться с поддержанием напряжения при любом напряжении на высокой стороне. Но дело в том, что многие эксплуатируемые трансформаторы 35/6(10) кВ не имеют РПН.

Увеличение или уменьшение диапазона регулирования осуществляется с помощью трансформатора в ЦП 110 кВ. Это изменение диапазона регулирования на ЦП 110 кВ на Ad, обеспечивающее минимальное количество электроэнергии, отпускаемой потребителям с отклонениями от норм стандарта, определяется по критерию, предложенному Ю.С. Железко

Л, -d,m rt> w> М = ——----> min

щ

где dpau - требуемый диапазон регулирования напряжения для каждых i-x шин подстанции 35/6 кВ без РПН; dp/:4l - фактический диапазон регулирования напряжения i-x шин подстанции 35/6 кВ без РПН; W, - потребляемая электроэнергия от i-x шин подстанции 35/6 кВ без РПН.

Результаты компьютерного моделирования позволили сделать следующие выводы:

- при регулировании напряжения в распределительной сети 35 кВ нефтепромысла закон встречного регулирования на всех ПС 35/6 возможно реализовать лишь при наличии устройств РПН на всех трансформаторах указанных ПС. При наличии трансформаторов с ПБВ на ПС 35/6 кВ целесообразно ограничиться поддержанием максимально допустимого напряжения на шинах РУ-6 ПС 35/6, то есть реализовать закон постоянного независимого от нагрузки напряжения. Это упростит регулирование, позволяя отказаться от наиболее слабого узла трансформаторов 35/6 кВ, связанного с автоматическим регулированием напряжения;

- дискретность ступеней и номер ступеней РН трансформаторов с ПБВ не всегда позволяли достичь нужного регулирования напряжения, либо из-за того, что дискретность ступеней слишком велика (2,5 %); либо потому, что мал диапазон ступеней регулирования напряжения. Для получения значения близкого к требуемому изменение ответвления трансформаторов 35/6 кВ с ПБВ нужно осуществлять с меньшим значением дискретности и большим числом ступеней, например +6x1,5%.

Вопросы выбора и поддержания заданного значения напряжения в основных узлах нагрузки (РУ-6 ПС35/6) системы электроснабжения нефтепромы-

22

слов важны и с позиций обеспечения устойчивости электротехнической системы при кратковременных нарушениях электроснабжения (возмущениях), обусловленных авариями (короткими замыканиями), неизбежными при эксплуатации электрических сетей. Показателями устойчивости промышленных электротехнических систем являются напряжение статической устойчивости мсу и время динамической устойчивости т0 . Устойчивость ЭТС считается удовлетворительной, если ису < 0,7 o.e. и т0 > 0,5 . В противном случае устойчивость является неудовлетворительной. Как показывают расчеты параметров устойчивости, выполненные на примере типовых систем электроснабжения нефтепромыслов, из указанных условий очень редко выполняется условие по значению времени динамической устойчивости, которое для электротехнических систем нефтепромыслов изменяется в пределах 0,2 - 0,5 с. Низкое значение времени динамической устойчивости обусловлено малой инерционностью ряда электроприводов нефтепромыслов, в том числе электроприводов УЭЦН. Результаты расчетов, иллюстрируемые рисунком 13, показывают, что значительное повышение времени динамической устойчивости может быть осуществлено путем поддержания повышенного напряжения в основных узлах нагрузки нефтепромыслов.

Рисунок 13 - Зависимость времени динамической устойчивости от напряжения электротехнической системы в рабочем режиме

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В результате анализа схемных решений систем электроснабжения действующих нефтепромыслов предложены типовые схемы, результаты анализа режимов электропотребления которых, показали, что с ростом электрических нагрузок нефтепромыслов отклонения напряжения в узлах нагрузки выходят за нормально допустимые пределы, что вызывает необходимость совершенствования управления режимами напряжения электрических сетей.

2. Разработана модификация математической модели электропривода УЭЦН, позволяющая рассчитывать технологические и энергетические параметры УЭЦН в установившихся и переходных режимах с учетом изменения напряжения, частоты, коэффициента загрузки ПЭД и характеристики момента сопротивления, включая аналитическое выражение и алгоритм построения механической характеристики ПЦН с учетом напорной характеристики скважины.

3. Предложена методика оптимизации законов регулирования напряжения в промысловых электрических сетях, обеспечивающая минимизацию потерь электроэнергии и повышение устойчивости электротехнической системы при эффективных технологических режимах производственного оборудования нефтепромысла.

4. Установлены закономерности, позволяющие сделать выводы, способствующие повышению эффективности регулирования напряжения в системах электроснабжения нефтепромыслов:

- при системном регулировании напряжения в распределительной сети 35 кВ нефтепромыслов при наличии трансформаторов 35/6 кВ с ПБВ целесообразно ограничится поддержанием максимально допустимого напряжения на шинах РУ-6, то есть реализовать закон постоянного независимого от нагрузки напряжения;

- для обеспечения требуемых значений напряжения на выходе трансформаторов с ПБВ изменение ответвлений нужно осуществлять с меньшим значением дискретности и большим числом ступеней (+6x1,5 %);

- допустимые значения потерь энергии в электрических сетях нефтепромыслов не должен превышать 11% от потребления энергии, а рациональный диапазон баланса переменных и постоянных потерь должен составлять 0,75 -1,25;

- повышенное в допустимых пределах напряжение на шинах 6 кВ ПС приводит к увеличению времени динамической устойчивости промысловых электротехнических систем.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих работах:

1. Мукани Э.Б. Управление режимами систем электроснабжения нефтяных месторождений// II Всероссийская научно-техническая конференция «Электротехнологии, электропривод и электрооборудование предприятий». Сборник научных трудов. - Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2009.

2. Ершов М.С., Мукани Э.Б. Анализ режимов систем электроснабжения нефтяных месторождений// III Всероссийская научно-техническая конференция «Молодежь и научно-технический прогресс в современном мире». Сборник научных трудов. - Северо-Восточный университет имени М.К. Амосова, г. Мирный, 2010.

3. Мукани Э.Б. Регулирование напряжения в нормальном и нештатных режимах систем электроснабжения нефтепромыслов// VIII Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». Тезисы докладов, секция 6. - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

4. Ершов М.С., Егоров A.B., Валов Н.В., Мукани Э.Б. О некоторых закономерностях областей устойчивости асинхронных электротехнических систем// Промышленная энергетика, 2010, №7.

5. Мукани Э.Б. Управление энергопотреблением в системах электроснабжения объектов нефтяных месторождений// IX Всероссийской конференции «Новые технологии в газовой промышленности». Тезисы докладов, секция 11. - М,: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Подписано в печать 20.10.2011. Формат 60x90/16.

Бумага офсетная Усл. п.л.

Тираж 100 экз. Заказ №436

Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел.: 8(499)233-95-44

Введение.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ СИСТЕМ И АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕПРОМЫСЛОВ.

1.1. Характеристика нефтепромыслового электрооборудования.

1.2. Анализ систем электроснабжения объектов нефтепромыслов и режимов их работы.

1.3. Постановка задач исследования.

2. КОМПЛЕКСНЫЙ АНАЛИЗ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ УЭЦН.

2.1. Последовательность проведения комплексного анализа режимов электропотребления нефтяных промыслов.

2.2. Экспериментальное исследование электрических нагрузок на нефтепромысловых подстанциях.

2.3. Экспериментальное исследование качества электрической энергии.

2.4. Анализ энергетических показателей УЭЦН.

2.5 Выводы й результаты исследования.

I 3. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ

РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭЛЕКТРОПРИВОДА УЭЦН.

3.1. Методология моделирования и задачи исследования режимов работы электропривода УЭЦН.

3.2. Механическая характеристика погружного центробежного насоса добычи нефти.

3.3. Математическая модель электропривода УЭЦН.

3.4. Исследование режимов работы электропривода УЭЦН.

3.5. Выбор рациональных режимов работы электропривода УЭЦН

3.6. Выводы и результаты исследований.

4. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

СЕТЯХ НЕФТЕПРОМЫСЛА.

4.1. Выбор оптимального режима напряжения на шинах 6 кВ ПС

35/6.

4.2. Оптимизация законов регулирования напряжения в центрах питания.

4.3. Выбор рациональных значений напряжения на шинах РУ ПС

35/6 с позиций обеспечения устойчивости электротехнической системы.

4.4 Выводы и результаты исследований.

Актуальность проблемы. Объекты нефтегазовых промыслов являются крупными потребителями энергии, на долю которых приходится до 50% общего объема потребления электроэнергии в отрасли. Особенностью систем электроснабжения нефтегазовых промыслов является рассредоточенность приемников электроэнергии на достаточно больших площадях. Вместе с большой энергоемкостью потребителей, это определяет особенности схемных решений электроснабжения, наличие многоуровневой трансформации энергии, значительный уровень потерь электроэнергии в системе электроснабжения.

Наряду с типовым общепромышленным оборудованием в составе электротехнических комплексов нефтепромыслов используется специальное оборудование, работающее на нестандартном напряжении. К такому оборудованию, в первую очередь, относятся установки механизированной добычи нефти с погружными электродвигателями. Выбор рациональных режимов работы погружных электродвигателей в определенной степени определяет эффективность технологических режимов погружных насосов, способствует сокращению потерь электрической энергии.

Можно ожидать, что еще в большей степени снижению потерь электроэнергии будет способствовать выбор рациональных режимов систем электроснабжения в целом, которые могут существенно сократить потери электроэнергии в электрических сетях.

Энергосбережение является актуальной государственной и отраслевой проблемой. В связи с вышеизложенным, выбор рациональных режимов работы систем электроснабжения нефтепромыслов, направленный на энергосбережение, является важной научно-технической задачей.

Подтверждением актуальности проблемы является то, что ее решению посвящено целый ряд научных работ, включая труды Б.Н. Абрамовича, Ю.С.

Железко, В.Н. Ивановского, Н.Ф. Ивановского, A.B. Ляхомского, Б.Г. Меньшова, Г.Б. Онищенко, В.И. Рахимова, М.Г. Юнькова, В .Я. Чаронова и других.

Целью диссертационной работы является повышение энергетической эффективности установок механизированной добычи нефти с погружными насосами и систем электроснабжения нефтепромыслов за счет совершенствования управления режимами напряжения электрических сетей. В соответствии с целью были поставлены и решены следующие основные задачи:

1. Провести анализ режимов электропотребления наиболее распространенных установок механизированной добычи нефти - установок с электроцентробежными погружными насосами (УЭЦН) и типовых систем электроснабжения нефтяных промыслов в целом.

2. Модифицировать математическую модель электропривода УЭЦН для расчета режимов энергопотребления и технологических параметров. При решении этой задачи учесть механическую характеристику погружного насоса при работе на напорную характеристику скважины, исследовать влияние напряжения на вводах погружного электродвигателя (ПЭД) на технологические и энергетические параметры УЭЦН.

3. Разработать методику оптимизации законов регулирования напряжения в промысловых электрических сетях, обеспечивающую минимизацию потерь электроэнергии при эффективных технологических режимах производственного оборудования, и апробировать ее на типовых схемах электроснабжения нефтепромыслов.

Объекты и методы исследования. Объектами исследования в представляемой работе явились электротехнические комплексы и системы нефтегазовых промыслов. Данные электротехнические комплексы системы обладают рядом особенностей, весьма существенных для рассматриваемой проблематики.

Для решения поставленных задач использованы методы теории электрических машин, электропривода, электрических сетей и систем электроснабжения. Математические методы решения уравнений, положения теории вероятностей. Использовалось специальное программное обеспечение для расчета режимов электрических сетей, программы Microsoft Office, оригинальные программы, написанные на языке Fortran.

Основные научные положения, выносимые на защиту. На зашиту выносятся следующие положения представляемой работы:

1. Типовые схемы, полученные в результате анализа схемных решений систем электроснабжения объектов действующих нефтепромыслов, и результаты анализа режимов электропотребления и качества электроэнергии, показывающие, что с ростом электрических нагрузок нефтепромыслов отклонения напряжения в узлах нагрузки выходят за нормально допустимые пределы, что вызывает необходимость совершенствования управления режимами напряжения электрических сетей.

2. Математическая модель электропривода УЭЦН, позволяющая рассчитывать технологические и энергетические параметры УЭЦН в установившихся и переходных режимах с учетом изменения напряжения, частоты, коэффициента загрузки ПЭД и характеристики момента сопротивления, включая аналитическое выражение и алгоритм построения механической характеристики погружного центробежного насоса (ПЦН) с учетом напорной характеристики скважины.

3. Методика оптимизации законов регулирования напряжения в промысловых электрических сетях, обеспечивающая минимизацию потерь электроэнергии и повышение устойчивости электротехнической системы при эффективных технологических режимах производственного оборудования нефтепромысла.

4. Результаты апробации методики законов регулирования напряжения на типовых схемах электроснабжения нефтепромыслов, включая следующие выводы:

- при системном регулировании напряжения в распределительной сети 35 кВ нефтепромыслов закон встречного регулирования на всех ПС 35/6 возможно реализовать лишь при наличии устройств регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) на всех трансформаторах указанных подстанций (ПС). При наличии трансформаторов с переключением без возбуждения(ПБВ) на ПС 35/6 кВ целесообразно ограничится поддержанием максимально допустимого напряжения на шинах РУ-6 ПС 35/6, то есть реализовать закон постоянного независимого от нагрузки напряжения;

- низкое напряжение на вводах удаленных на 20 км и более от центров питания ПС 35/6 кВ вызывает необходимость дополнительного регулирования напряжения за счет использования регулировочных (воль-тодобавочных) трансформаторов;

- дискретность ступеней и номер ступеней РН трансформаторов с ПБВ не всегда позволяли достичь нужного регулирования напряжения, либо из-за того, что дискретность ступеней слишком велика (2,5 %); либо потому, что мал диапазон ступеней регулирования напряжения, рациональный диапазон регулирования трансформаторов 35/6 кВ с ПБВ составляет 6x1,5 %;

- предельно допустимый диапазон потерь энергии в сетях выше 1000 В нефтепромыслов не должен превышать 11%, иначе это свидетельствует о нерациональном построении систем электроснабжения и управления ими;

- повышенное в допустимых пределах напряжение на шинах 6 кВ ПС приводит к увеличению времени динамической устойчивости промысловых электротехнических систем.

Научная новизна результатов исследований.

1. Типовые схемы систем электроснабжения обобщают опыт схемных решений электрических сетей нефтяных промыслов и расширяют базу для исследовательских работ систем электроснабжения нефтепромыслов.

2. Модифицированная математическая модель электропривода УЭЦН, отличающаяся тем, что позволяет рассчитывать технологические и энергетические параметры УЭЦН не только в установившихся, но и в переходных режимах.

3. Методика оптимизации законов регулирования напряжения в промысловых электрических сетях, обеспечивающая минимизацию суммарных потерь электроэнергии не только с учетом потерь в электрических сетях, но и потерь в электроприводах системы электроснабжения нефтепромысла.

4. Рекомендации по корректировке законов регулирования напряжения в электрических сетях нефтепромыслов и совершенствованию средств ре1улирования напряжения, обеспечивающие минимизацию потерь электроэнергии и увеличение устойчивости электротехнических систем при эффективных технологических режимах производственного оборудования нефтепромысла.

Обоснованность и достоверность результатов, определяется применением апробированных методов математического и компьютерного моделирования электротехнических систем, теории электрических цепей, электрических машин и электропривода, теории вероятности и подтверждается хорошей сходимостью расчетных и эксплуатационных параметров режимов и процессов действующих систем электроснабжения добычи нефти.

Практическое значение работы заключается в развитии методической базы для управления режимами работы систем электроснабжения объектов нефтегазовых месторождений, создании инженерной методики оптимизации законов регулирования напряжения в промысловых электрических сетях, обеспечивающей минимизацию суммарных потерь электроэнергии и повышение устойчивости электротехнической системы нефтепромысла.

Апробация работы. Основные положения и выводы представляемой работы докладывались и обсуждались на следующих конференциях: II Всероссийская научно-техническая конференция «Электротехнологии, электропривод и электрооборудование предприятий»/ Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2009; III Всероссийская научно-техническая конференция «Молодежь и научно-технический прогресс в современном мире»/ Северо-Восточный университет имени М.К. Амосова, г. Мирный, 2010; VIII Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России»/ РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2010; IX Всероссийской конференции «Новые технологии в газовой промышленности»/РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2011; на научных семинарах кафедры теоретической электротехники и электрификации нефтяной и газовой промышленности (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2009, 2010, 2011 гг.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 5 печатных работ, в том числе 1 в издании, рекомендованном ВАК.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка использованных источников. Общий объем работы составляет 165 печатных страниц. Работа включает 51 рисунок, 25 таблиц и библиографию из 35 наименований.

4.4 Выводы и результаты исследований

В результате исследований регулирования напряжения в электрических сетях нефтепромыслов сделаны некоторые выводы и получены следующие результаты:

1. Изучены возможности регулирования напряжения в электрических сетях средствами трансформаторов.

2. Установлено, что наиболее рациональным является режим поддержания средствами РПН максимально допустимого значения напряжения на шинах РУ-6 кВ нефтепромысловой ПС 35/6.

3. Доказано, что с учетом соотношения потерь в двигателях и потерь в сети, регулирование напряжения в сетях более высокого уровня может осуществляться по принципу минимизации потерь в сети.

4. Разработана методика оптимизации режимов и законов регулирования напряжения в промысловых электрических сетях, обеспечивающая минимизацию потерь электроэнергии при эффективных технологических процессах и учитывающая устойчивость электротехнических систем в зависимости от уровня рабочего напряжения в узлах нагрузки.

5. Установлено, что регулирование напряжения традиционными средствами регулирования в различных уровнях напряжения при оптимизации их законов могут обеспечить устойчивость и эффективность работы систем электроснабжения нефтегазовой отрасли.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В результате анализа схемных решений систем электроснабжения действующих нефтепромыслов предложены типовые схемы, результаты анализа режимов электропотребления которых, показали, что с ростом электрических нагрузок нефтепромыслов отклонения напряжения в узлах нагрузки выходят за нормально допустимые пределы, что вызывает необходимость совершенствования управления режимами напряжения электрических сетей.

2. Разработана модификация математической модели электропривода УЭЦН, позволяющая рассчитывать технологические и энергетические параметры УЭЦН в установившихся и переходных режимах с учетом изменения напряжения, частоты, коэффициента загрузки ПЭД и характеристики момента сопротивления, включая аналитическое выражение и алгоритм построения механической характеристики ПЦН с учетом напорной характеристики скважины.

5. Предложена методика оптимизации законов регулирования напряжения в промысловых электрических сетях, обеспечивающая минимизацию потерь электроэнергии и повышение устойчивости электротехнической системы при эффективных технологических режимах производственного оборудования нефтепромысла.

6. Установлены закономерности, позволяющие сделать выводы, способствующие эффективности регулирования напряжения в системах электроснабжения нефтепромыслов:

- при системном регулировании напряжения в распределительной сети 35 кВ нефтепромыслов при наличии трансформаторов 35/6 кВ с ПБВ целесообразно ограничится поддержанием максимально допустимого напряжения на шинах РУ-6, то есть реализовать закон постоянного независимого от нагрузки напряжения;

- для обеспечения требуемых значений напряжения на выходе трансформаторов с ПБВ изменение ответвлений нужно осуществлять с меньшим значением дискретности и большим числом ступеней ( +6x1,5 %).

- допустимые значения потерь энергии в электрических сетях нефтепромыслов не должен превышать 11% от потребления энергии, а рациональный диапазон баланса переменных и постоянных потерь должен составлять 0,75 - 1,25;

- повышенное в допустимых пределах напряжение на шинах 6 кВ ПС приводит к увеличению времени динамической устойчивости промысловых электротехнических систем.

1. Ивановский B.H., Дарищев В.И., Сабиров A.A., Каштанов B.C., Пекин С.С. Скважинные насосные установки для добычи нефти. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ», 2002. - 824 с.

2. Меньшов Б.Г., Ершов М.С., Яризов А.Д. Электротехнические установки и комплексы в нефтегазовой промышленности. М.: Недра, 2000. - 487 с.

3. Бак С.И., Читипаховян С.П. Электрификация блочно-комплектных установок нефтяной промышленности. -М.: Недра, 1989. 183 с.

4. Дунюшкин И.И. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений. М.: Нефть и газ, 2006. - 320 с.

5. Справочник по проектированию электрических сетей/под ред. Д.Л. Файбисо-вича. 2-е изд., перераб. И доп. - М.: ЭНАС, 2007. - 352 с.

6. ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. М.: ИПК Издательство Стандартов. -32 с.

7. Управление качеством электроэнергии/ И.И. Карташов, В.Н. Тульский, Р.Г. Шаманов и др.; под ред. Ю.В. Шарова. М.: М.: Издательский дом МЭИ, 2006. -320 с.

8. Качество энергии в электрических сетях/ Куско А., Томпсон. М.: Додэка-XXI, 2008.-336 с.

9. Железко Ю.С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчетов/ Ю.С. Железко. М.: ЭНАС.-456 с.

10. Маркушевич Н.С. Регулирование напряжения и экономия электроэнергии. -М.: Энергоатомиздат, 1984. 320 с.

11. Церазов A.JL, Якименко Н.И. Исследование влияния напряжения на работу асинхронных двигателей. -М.: Энергоатомиздат, 1986. 150 с.

12. Сыромятников И.А. Режимы работы асинхронных и синхронных двигателей/Под ред. Л.Г. Мамиконянца, 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1984.-240 с.

13. Жежеленко И.В. Высшие гармоники в системах электроснабжения предприятий. 5-е изд. - М.: Энергоатомиздат, 2004. - 146 с.

14. Оптимизация режимов работы электрооборудования погружных электроцентробежных насосов нефтедобычи/ Б.Н. Абрамович, К.А. Ананьев, О.В. Иванов, Ю.Г. Антонов// Промышленная энергетика. 1983, №6, с.22-25.

15. Энергетические показатели режимов работы электрооборудования УЭЦН и способы их улучшения/ В.Я. Чаронов, Б.Н. Абрамович, К.А. Ананьев и др.// Нефтяное хозяйство. 1995, №3, с.43-46.

16. Онищенко Г.Б., Юньков М.Г. Электропривод турбомеханизмов. М.: Энергоатомиздат, 1982. - 240 с.

17. Онищенко Г.Б., Рожанковский Ю.В. Определение механических характеристик центробежных насосов с регулируемым приводом// Электротехникап, 1990, №2, с. 16-19.

18. Меньшов Б.Г., Рахимов В.И. Комплексный анализ режимов электропотребления// Совершенствование нормирования и регулирования энергопотребления в промышленности. Материалы семинара. -М.: МДНТП, 1987, с. 58-59.

19. Норенков И.П. Введение в автоматизированное проектирование технических устройств и систем. М.: Наука, 1996. -304 с.

20. Шуров В.И. Технология и техника добычей нефти. М.: Недра, 1983. -510с.

21. Филиппов В.Н. Надежность установок погружных центробежных насосов для добычи нефти. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1983. - 50 с.

22. Ивановский Н.Ф. Определение моментов сопротивления и динамического нагружения при запуске погружных центробежных насосов// Нефтяное хозяйство, 1965, №11, с. 50-53.

23. Меньшов Б.Г., Егоров A.B., Цветков H.A. Диалоговая система феноменологического моделирования в решении задач повышения надежности и эффективности электроснабжения// Надежность и экономичность электроснабжения нефтехимических заводов, 1986, с. 42-47.

24. Меньшов Б.Г., Доброжанов В.И., Ершов М.С. Теоретические основы управления электропотреблением промышленных предприятий. М.: Издательство «Нефть и газ», 1995. -264 с.

25. Лыкин A.B. Электрические системы и сети. М.: Логос, 2008. - 254 с.

26. Ершов М.С., Егоров A.B., Трифонов A.A. Некоторые итоги исследования устойчивости промышленных электротехнических систем. Тр. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2009, №3 (256)

27. Ершов М.С., Егоров A.B., Яценко Д.Е. О влиянии параметров энергосистемы на устойчивость узлов электрической нагрузки промышленных предприятий. Промышленная энергетика, 1997, №5.

28. Ершов М.С., Егоров A.B., Одинец A.C. Энергетические показатели устойчивости асинхронных многомашинных промышленных комплексов. Промышленная энергетика, 1999, №2.

29. Ершов М.С., Егоров A.B., Трифонов A.A. Устойчивость промышленных электротехнических систем. М.: Недра, 2010. - 320 с.

30. Ершов М.С., Егоров A.B., Валов Н.В., Мукани Э.Б. О некоторых закономерностях областей устойчивости асинхронных электротехнических систем// Промышленная энергетика, 2010, №7, с. 22-26.