автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Способы снижения потерь электрической энергии электротехнического комплекса нефтегазоперерабатывающего предприятия на этапе подготовки нефти

На правах рукописи

МВАКУ Уэбби Мульята

СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОМ ЭНЕРГИИ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА НЕФТЕГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ НА ЭТАПЕ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Специальность 05.09.03 - Электротехнические комплексы и системы

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

г * дпр ¿013

005057904

Казань 2013

005057904

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования (ФГБОУ ВПО) «Казанский государственный энергетический университет» (КГЭУ) на кафедре «Электропривод и автоматизация промышленных установок и технологических комплексов».

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Корнилов Владимир Юрьевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Терещук Валерий Степанович ФГБОУ ВПО «Казанский национальный исследовательский технический университет им. А.Н. Туполева - КАИ», г. Казань

кандидат технических наук

Цветков Алексей Николаевич

главный инженер ООО «Акварена», г. Казань

Ведущая организация: Нефтяная компания ООО «Нефтехимпроект»,

г. Казань

Защита состоится «14» мм 2013 года в «14» часов на заседании диссертационного совета Д212.079.06 при ФГБОУ ВПО «Казанский национальный исследовательский технический университет им. А.Н. Туполева - КАИ» (КНИТУ-КАИ) по адресу: 420015, г. Казань, ул. Толстого, 15 (учебный корпус № 3, ауд. 216).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке КНИТУ-КАИ. Электронный вариант автореферата размещен на сайте Министерства образования и науки РФ (referai vak@inon.gov.ru) и на сайте КНИТУ-КАИ (vvww.kai.ru).

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенных печатью организации, просим присылать по адресу: 420111, г. Казань, ул. К.Маркса, 10, КНИТУ-КАИ, на имя ученого секретаря диссертационного совета.

Автореферат разослан «11» апреля 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Бердников А.В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Современные нефтегазоперерабатывающие предприятия (НГПП) являются одними из основных бюджетообразующих структурных единиц любой нефтегазодобывающей страны. Надежность и экономичность функционирования НГПП в значительной мере определяется надежностью и экономичностью функционирования их электротехнических комплексов, которые включают в себя системы электроснабжения (СЭС), электропривода, автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП) и т.д. НГПП п5отребляют свыше 15 млрд. кВт-ч электроэнергии в год. Средний расход электроэнергии на одну тонну продукции превышает 80 кВт-ч. Энергетическая составляющая в структуре себестоимости переработки нефти приближается к 15% и имеет тенденцию к непрерывному увеличению. Плата за электрическую энергию составляет около 50% от общей суммы затрат НГПП.

Снижение потерь электроэнергии в электротехнических комплексах НГПП за счет повышения эффективности режимов регулирования напряжения и электропотребления даже на единицы процентов экономит огромные финансовые средства и делает данное направление весьма актуальным.

Значительный вклад в разработку указанного направления внесли такие российские ученые-исследователи, как С.И. Бамазин, Г.Я. Вагин, М.С. Ершов, И.В. Жежеленко, Ю.С. Железко, О.В. Иванов, Ф.Ф. Карпов, И.Н. Ковалев, Б.И. Кудрин, JI.A. Кучумов, H.A. Мельников, Б.Г. Меньшов, Ю.Л. Мукосеев, Б.В. Папков, Л.А. Солдаткина, В.А. Строев.

Проведенные исследования эффективности нефтегазодобывающих комплексов показывают, что внедрение новых узлов электрооборудования и элементов систем электроснабжения, как правило, не приносят ожидаемого экономического эффекта, что связано, прежде всего, с отсутствием систематизированного внедрения новых подходов.

Одно из направлений решения этой задачи связано с согласованием режимов регулирования напряжения с коррекцией коэффициента мощности в электротехнических комплексах и систем электроснабжения нефтегазодобывающей промышленности.

Объектом исследования является электротехнический комплекс нефтегазоперерабатыв ающего пр едпр пятая.

Предмет исследования. Эффективность функционирования основного оборудования электротехнических комплексов нефтегазоперерабатывающего предприятия.

Цель диссертационной работы - снижение потерь потребляемой электрической энергии и компенсация реактивной мощности при электроснабжении нефтегазоперерабатывающего предприятия за счет новых способов подключения компенсирующих устройств и согласования энергетических параметров электротехнического комплекса предприятия.

Научная задача диссертации заключается в разработке способов по снижению потерь электроэнергии и компенсации реактивной мощности в системе электроснабжения нефтегазоперерабатывающего предприятия.

Решение поставленной задачи научного исследования проводилось по следующим основным направлениям:

1. Исследование свойств и связей (динамических, энергетических характеристик) между элементами электротехнического комплекса основного оборудования и нефтегазоперерабатывающего предприятия в целом и разработка структурных схем, учитывающих новый способ подключения компенсирующих устройств, а также влияние внутренних и внешних воздействий питающей и распределительной электрических сетей.

2. Согласование энергетических параметров электротехнического комплекса нефтегазоперерабатывающего предприятия с использованием централизованной и индивидуальных установок компенсации реактивной мощности и потерь напряжения при одновременной автоматической стабилизации рационального уровня напряжения в центре питания.

3. Разработка математических моделей и усовершенствование методики расчета по определению энергетических параметров в установившихся и переходных процессах электротехнического комплекса нефтегазоперерабатывающего предприятия при заданном уровне суммарных потерь потребляемой электроэнергии.

Методы исследования. Представленные в диссертационной работе научные положения получены с использованием методов теории управления и оптимизации технических систем, аналитических и численных методов прикладной математики, методов физического, математического и компьютерного моделирования, методов теории систем и системного анализа, методов теории электрических и магнитных цепей, теории автоматического управления, теории моделирования и оптимизации.

Достоверность и обоснованность полученных результатов подтверждается применением апробированных математических моделей электротехнического комплекса основного оборудования (ЭКОО), отходящих линий и добывающей скважины, использованием общепринятых физических допущений в отношении моделирования переходных процессов в системах электроснабжения, высокой сходимостью результатов, полученных в диссертации, с результатами теоретических и экспериментальных исследований известных ученых.

Научная новизна результатов, полученных в диссертационной работе заключается в следующем:

1. Разработаны математические модели, позволяющие оценивать принимаемые технические решения на стадии проектирования, создания и эксплуатации электротехнического комплекса добычной скважины (ЭКДС), электротехнического комплекса НГПП и их систем электроснабжения с учетом основных внешних и внутренних возмущающих воздействий.

2. Разработан способ задания уровня автоматической стабилизации напряжения в центре питания при одновременной индивидуальной компенсации реактивной мощности и потерь напряжения, когда нагрузка сконцентрирована в конце протяженной отходящей линии, что продиктовано технологией подготовки нефти.

3. Предложен новый подход к выбору режимных параметров основных элементов ЭКОО для реализации эффективных режимов работы комплекса НГПП и мест подключения технических средств компенсации реактивной мощности и потерь напряжения, обеспечивающих местное, индивидуальное и централизованное

автоматическое управление потреблением реактивной мощности и регулирование режима напряжения.

Практическая ценность диссертации определяется предложными методиками расчетов энергетических параметров электротехнических комплексов основного оборудования и НГПП в установившихся и переходных режимах при различных возмущениях электрической сети и полученными динамическими и энергетическими характеристики ЭКОО, учитывающие закономерности измененного режима работы этого комплекса и влияние возмущений питающей и распределительной электрических сетей.

Реализация результатов исследования. Научные и практические результаты диссертационной работы, внедрены и использованы при выполнении исследований по повышению качества функционирования оборудования электротехнического комплекса НГПП в ОАО «Научно-производственная фирма «Иджат» (г. Казань).

Результаты диссертационной работы используются в учебном процессе подготовки инженеров по специальности «Электропривод и автоматизация промышленных установок и технологических комплексов».

Полученные результаты исследования планируется реализовывать в Министерстве энергетики и натуральных ресурсов Республики Замбия (родина диссертанта).

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Математические модели, позволяющие оценивать принимаемые технические решения на стадии проектирования, создания к эксплуатации ЭКДС, электротехнического комплекса НГПП и их систем электроснабжения с учетом основных внешних и внутренних возмущающих воздействий.

2. Способ задания уровня автоматической стабилизации напряжения в центре питания при одновременной индивидуальной компенсации реактивной мощности и потерь напряжения, когда нагрузка сконцентрирована в конце протяженной отходящей линии, что продиктовано технологией подготовки нефти.

3. Методика расчетов энергетических параметров электротехнических комплексов основного оборудования и НГПП в установившихся и переходных режимах при различных возмущениях электрической сети.

Апробация работы. Основные положения проведенных исследований и результаты работы докладывались на XVII Международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика», Москва, 2011г.; XXII, XXIII Всероссийской межвузовской научно-технической конференции «Электромеханические и внутрикамерные процессы в энергетических установках, струйная акустика и диагностика, приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий», Казань, 2010, 2011 г.г.; XVII Международной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Современная техника и технологии», Томск, 2012г.; VII Региональной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия-2012», Иваново, 2012г.; III, V, VI, VII Молодежной международной научной конференции «Тинчуринские чтения», Казань, 2008, 2010, 2011,2012 г.г.

Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 20 печатных работах, в том числе 10 статьях, из них 4 статьи в периодических изданиях, рекомендованных ВАК, и в 10 тезисах докладов.

Структура и объем диссертационной работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы из 115

5

наименований и четырех приложений. Основная часть диссертации изложена на 151 странице машинописного текста, содержит 42 рисунка и 12 таблиц.

Личный вклад. Автор принимал непосредственное участие в постановке и реализации задачи исследования. Разработал и уточнил математические и имитационные модели элементов электротехнических комплексов основного оборудования и предприятия, усовершенствовал методы расчетов энергетических параметров в установившихся и переходных режимах, провел анализ результатов суточных графиков с централизованными компенсирующими установками.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и задача научного исследования, определены направления ее решения, дана общая характеристика выполненной работы, приведены положения, выносимые на защиту, отражена научная новизна результатов и их практическая ценность.

В первой главе рассмотрен вопрос о современном состоянии проблемы оптимизации технологических процессов подготовки нефти и предложены пути её решения. Подробно описана система подготовки нефти к переработке на двух основных этапах: на промысле и непосредственно на нефтегазоперерабатывающем предприятии. Выполнен обзор и анализ технической литературы по выбранному научному направлению, определены закономерности и особенности существующих систем электроснабжения нефтегазоперерабатывающего предприятия. В результате анализа технической литературы отечественных и зарубежных авторов изучены вопросы снижения потерь напряжения, а также индивидуальной, групповой и централизованной компенсации реактивной мощности.

Выявлено, что основной задачей рационального управления электрочотреблением нефтегазоперерабатывающего предприятия является приближение режима потребления электроэнергии к энергетически рациональному для принятой технологии переработки нефти. Реализация такой концепции управления достигается путем определения рациональных дифференцированных групповых норм расхода электрической энергии на переработку нефти.

Реализация предложенной концепции предполагает минимизацию целевой функции:

Ft(о) = Ц'Ф ~ -> min или F2(<у) = соф -а>0„т-> min, (I)

при ограничениях:/,„</р„,

Gl

G\ 2 G2ii,

G,

о AI

где: №ф и Wom - массивы фактического и оптимального расхода электроэнергии по НГПГТ за заданный период;

= ^« = ¿»7", (3)

м м

где N - число однотипных технологических линий (процессов) в составе НГПП; <Вф и шолт - массивы фактических и оптимальных удельных расходов электроэнергии по отдельным составляющим технологического процесса переработки нефти за заданный период; 1З Г1 и 1рп - заданный и расчетный период времени; в, и -фактическая и плановая первичная переработка нефти за заданный период, тыс. т.; 62 и С2пл - фактическая и плановая переработка нефти каталитическим реформированием за заданный период, тыс. т.; Оз и С3ш1 - фактическая к плановая гидроочистка нефти за заданный период, тыс. т.; Сг4 и 04ш1 - фактическая и плановая переработнса нефти на установках парекс за заданный период, тыс. т.; 05 и Сг5пл -фактическое и плановое производство кислоты за заданный период, тыс. т.; Ст6 и Об™ - фактическое и плановое производство серы за заданный период, тыс. т.

В качестве рассматриваемого периода времени в условиях НГПП приняты сутки, так как именно за этот период принято оценивать функционирование НГПП как единого технико-энергетического комплекса. Величина 1,„ должна быть скорректирована с длительностью действия ограничений электроэнергии при ее лимитировании.

При декомпозиции технологического процесса переработки нефти на 6 составляющих компонентов энергетические характеристики будут иметь вид:

ф со,,,. ф ■»«16 ..ОГТТ со,, ,. ..ОПТ ■>®16

Юф = ф «V ф -а* ; Ч.,т = ..ОПТ

ф Ф ■•,<Вмб ..опт <ЙМ|>- _ ОПТ •А«

ф СО,!,. ф •/»16 л-чф у-чФ -1 ...опт , .ОГТТ 1/ЧОПТ !°11 »•

= ф ф X ! = ...опт ,,0!тт »л ,-#>¡6 X /-■опт

к ф ф ••/»N6 /-»ф /-»ф ^м^-Мкг, к," «N1 >-/»N6 •>°М6

где: 0)1 - удельный расход электроэнергии на первичную переработку 1 т нефти, кВтхч/т; иг - удельный расход электроэнергии на переработку каталитическим риформированием 1 т нефти, кВтхч/т; со3 - удельный расход электроэнергии на гидроочистку 1 т нефти, кВтхч/т; о>4 - удельный расход электроэнергии на переработку на установках парекс 1 т товарной нефти, кВтхч/т; - удельный расход электроэнергии на производство 1 т кислоты, кВтхч/т; соа - удельный расход электроэнергии на производство 1 т серы, кВтхч/'т.

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

®Ф = — 1 = —¿Г--. О)

где: О - переработка нефти за заданный период, т.

На рис.1 представлен алгоритм управления режимами электропотребления НГПП, обеспечивающий энергетическую оптимальность (рациональность) процесса переработки нефти.

Для количественной оценки целевых функций (1) - (5) соотношения для определения удельных расходов электроэнергии отдельных компонентов процесса переработки нефти устанавливаются путем накопления и статистической обработки информации.

Надежность и экономичность функционирования НГПП в значительной мере определяется надежностью и экономичностью функционирования их электротехнических комплексов.

Представим общую схему компонентов предметной области объекта рассмотрения в виде структурной схемы электротехнического комплекса основного оборудования, которая учитывает параметры питающей линии, силового трансформатора, эквивалентной нагрузки секции шин и установки централизованной компенсации

реактивной мощности (рис.2).

Энергетические параметры

суммарных потерь активной мощности с), реактивной мощности (£@„с) и полной мощности ОХс) учитывают эквивалентные параметры электротехнических комплексов группы отходящих линий £/>„,, Хвт и £5ПП, параметры отходящих линий электропередач ЛЭП 1 и ЛЭП 2, индивидуальной поперечной УПЕК 1 и узловой УПЕК 2 компенсирующих установок, а также индивидуальной установки продольной компенсации УПК и асинхронный электродвигатель добывающей скважины, а также эквивалентные нагрузки У2м1 и

Х^ж. распределенные вдоль отходящей линии.

[ Начало |

1

Ввод исходных

данных

1

1= 1:1= 1

Расчет 0>!_зО11т

і

1 = 1+1

нет

їда

1=1+ 1

ВС!

Ввод оперативных данных

Передача данных на ¡-тое НГПП

X

Рис. 1. Алгоритм управления режимами электропотребления НГПП

Для дальнейшей работы с объектом исследования, представленного на рис.2, необходимо преобразовать схему к виду, который будет включать все основные элементы ЭКОО, а также параметры питающей линии и силового трансформатора.

Существующий режим напряжения отходящих линий предприятия нефтедобычи характеризуется следующими показателями, которые не соответствуют ГОСТ Р 54149-2010: установившееся отклонение напряжения (-5...+15) %, провалы напряжения достигают 40% при длительности (0Д...З) сек., напряжение отходящих линий превышает максимально допустимое отклонение ±10% от номинального значения.

На рисунке

обозначены: Т -силовой

трансформатор, ЛЭП -линия электропередачи, УПЕК - установка поперечной компенсации реактивной мощности, УПК - установка продольной компенсации реактивной мощности, УПН - установка подготовки нефти, АД - асинхронный двигатель, Тм -трансформатор напряжения, ЭКОЛ -электротехнический комплекс отходящей линии.

В точках передачи электрической энергии значения коэффициентов несимметрии напряжений превышают предусмотренного предела 2 % в течение 95 % времени интервала в одну неделю, которые и вызывают повышенные потери электрической энергии (30...40) % от всей потребляемой электрической энергии, и незапланированные отключения установок нефтегазодобывающих предприятий, приводящие к снижению добычи нефти.

Оперативное управление режимом напряжения и электропотребления электрических сетей с помощью автоматизированной информационно-измерительной системы контроля и учета электроснабжения, которая включает расчет установившегося режима и может производить управление в режиме реального времени, рассматривают как одну из важнейших задач в энергетике.

Установлено, что надежность и экономичность функционирования НГПП в значительной мере определяется эффективностью функционирования основного оборудования электротехнических комплексов. Предложен алгоритм управления режимами электропотребления НГПП и представлена общая схема компонентов в

Рис. 2. Структурная схема ЭКОО в составе электротехнического комплекса НГПП

виде структурной схемы электротехнического комплекса основного оборудования, которая учитывает параметры питающей линии, силового трансформатора, эквивалентной нагрузки секции шин и установки централизованной компенсации реактивной мощности.

Во второй главе составлена математическая модель асинхронного двигателя для системных расчетов ЭКОО. Показаны принципы автоматического регулирования напряжения в центре питания. Регулирование напряжения в центре питания должно производиться по желаемому закону, автоматически с помощью регуляторов напряжения. При стабилизации напряжения в центре питания, регулирования автоматический регулятор обеспечивает с определенной степенью точности поддержание напряжения на шинах 6-10 кВ на уровне, определяемом напряжением 6',а„ уставки (задающим напряжением).

График отклонения напряжения в электрической сети для случая стабилизации напряжения в центре питания приведен на рис. 3, где: БАУРПН - блок автоматического управления регулятором напряжения под нагрузкой; ЭС -энергосистема; ТН - трансформатор напряжения; АД - высоковольтный асинхронный двигатель; ТП - трансформаторная подстанция; Dmm - режим минимальных нагрузок (rain режим); Dmax - режим максимальных нагрузок (шах режим); - сопротивление ЛЭП 110 кВ; Z, - сопротивление ЛЭП 6-10 кВ; D -добавка напряжения, зависящая от положения переключателя отпаек.

Из графика (рис.3)

лКО)^

следует что, стабильный напряжения напряжение

несмотря на уровень в ЦП, на зажимах

Рис. 3. Автоматическая стабилизация напряжения в центре питання

оборудования необходимо разработать двигателя для системных расчетов, затем рассчитать полные комплексные сопротивления электротехнического комплекса основного оборудования эквивалентное комплексное сопротивление.

электроприемника изменяется в зависимости от изменения тока нагрузки. Диапазон этих отклонений тем выше, чем больше сопротивление линии

электропередачи 2„ и чем больше разница между токами нагрузки в максимальном и

минимальном режимах. Для разработки математической модели электротехнического комплекса основного математическую модель асинхронного скомпоновать схему замещения, всех элементов и определить его

Математическая модель асинхронного двигателя описывается системой дифференциальных и алгебраических уравнений. Если активные сопротивления обмоток статора перенести во внешнюю сеть, то получится система уравнений:

где ха9=хаі=х]1; Х0 = Хд=Х,.; ¿ = Лсо/ш -

скольжение вращающегося поля относительно ротора, следовательно, £>0; направление токов и напряжений отдельных контуров соответствует двигательному режиму работы.

' г —1

Введя обозначение, е д — \/£)Х}1Хг ,

Л

а!

Уч = Хгід+Х)1ід; \ув == Хріа + Хгі0;

Ч><2

= Х..і,

й + Хгіо,

е а = -\\!дХ^Хг 1, исключая токи і о, ід ротора, получаем

сі ■ .■,.(!• —е ч = ае ч + яе с! + оі^; — е ¿=ае сі - зе ч

Ж

Ж

-ы,

<Г

Рассмотрим переходные электродвижущие силы и токи статора с частотой сети Е^.Ед.І^.Ід. Поскольку их действительные и мнимые составляющие

Е ,£",/ ,/"с учетом направления осей приведения сети равны им, так как система

осей й, я связана с вращающимся полем, а не с ротором, то указанные уравнения можно записать сразу в сетевых координатах:

—Е = аЕ + їЕ + Ы"; — Е = аЕ + лЕ - ЬЇ, (6)

Л сії

где Е=Е+]Е; а = -Кг / Хг; Ь = ІІГХ^ / А' г; все величины - в

номинальных

относительных единицах, /й = юНдМ ; при численном интегрировании правые

стороны следует умножать на =314.

Исключение ц из двух первых уравнений системы дает зависимости:

II I II II II III I 9

Е -и --XI ; Е -Ь' = —X I ; X = А'^ - Х^ХГ - сопротивления рассеяния двигателя. Поскольку система уравнений (6) не содержит напряжения I/, то сопротивление А" можно включить в модель сети. Уравнения (6) дополняются уравнением движения ротора электродвигателя и приводимого им механизма с учетом изменения момента последнего в функции угловой скорости

— = — [р* - л +о + гДе ' - время, с; Т- механическая постоянная

Л Г1 '

* г>*

времени ротора электродвигателя и приводимого механизма, с; Р , "о — электрическая мощность в относительных единицах, потребляемая электродвигателем в произвольный момент времени и в режиме перед повреждением, при Рб=Рт* электродвигателя; а - скольжение магнитного поля ротора электродвигателя в исходном и аварийном режимах ,г>0; р - показатель

степени зависимости тормозного момента от частоты вращения; <р- относительной изменение частоты.

Отличительной особенностью математической модели в виде схемы замещения ЭКОО (рис.4) является - высокоеольтне.ш асинхронный электродвигатель с участком питающей электрической сети, дополнена параметрами двух индивидуальных установок продольной УПК и поперечной УПЕК компенсации; подключенных в схему замещения последовательно и параллельно (рис.5).

Рис. 4. Схема замещения ЭКОО с параметрами питающей линии и индивидуальных компенсирующих установок

Рис. 5. Схема замещения ЭКОО с дополненными параметрами

На рис.5 приведены следующие параметры схемы замещения:

Явь «к. - активные сопротивления участков воздушной и кабельной линий; Хц„ Хк, - индуктивные сопротивления участков воздушной и кабельной линий; Л\,„к -индуктивное сопротивление установки продольной компенсации (УПК); А'а = Хупк -индуктивное сопротивление установки поперечной компенсации (УПЕК); /0 - ток участка воздушной линии; /с, - ток установки поперечной компенсации; /) -ток статора; /']ф - фазный ток статора; /'|ф0 - фазный ток контура намагничивания.

Совершенствование метода расчета и математической модели ЭКОО заключается в разработке аналитических зависимостей для различных вариантов компоновки электротехнического комплекса основного оборудования, позволяющих моделировать режим напряжения и электропотребления.

Исходные данные для определения аналитических зависимостей эквивалентных параметров ЭКОО с параметрам!! питающей линии и

индивидуальных компенсирующих установок составлены согласно параметрам схем замещения составляющих его элементов (рис.6).

2лл Ъкл

а) питающая НЭП и высоковольтный АЛ О 2вл

Zьл Тхл ЇУІШ

о-а

2кл

о-о—&-0-4

б) питающая ЛЭП, индивидуальный УПК и высоковольтный АД 2УПХ

4 3

в) гштакчсая ЛЭП, индивидуальные УПК, УПЕК и высоковольтный АД Рис. 6. Расчетные схемы сопротивлений в зависимости от компоновки электротехнического комплекса основного оборудования

Сопротивление асинхронного электродвигателя в комплексной форме:

=(я0+ ]х0 хяп + ]Хк )/(Ко + яи)](х0 + хк) = ядв+ ]хдв.

(7)

где Н,

у

Дві

Ли - активное и реактивное сопротивление асинхронного

электродвигателя.

Ядв=(^К„+К0^1 + Х2Я1;+Х?Нп)/(Яп + 11и)2 +(Х0+Хк)2;

Хдв = (Х20 Хл + Х2Х0 + К2ХЛ + К2пХ0)-(Ко+Кц)2 +(Х0+ХЛ)2;

Лц = Я] + К2/ г0 = Я0 + ]Х0 ;2ц= (II/ + Я2 /3) + ]Хк

тогда: гдв = 2медв*9, где:

Путем преобразования схем, приведенных на рис.5,

(В)

: = іхдв + Не. Ом; <рдв = агсщ(ХдвЖдв).

на рис.5, представим эквивалентные комплексные сопротивления ЭКОО с параметрами питающей линии в общем виде как комплексные сопротивления последовательных и параллельных ветвей рассматриваемых схем (рис.7).

о

О-

2хл

■о-

\Zl-i

Рис. 7. Общая схема расчета эквивалентных комплексных сопротивлений оборудования

На основании предлагаемой комплектации электротехнического комплекса основного оборудования (рис.6 б, в) получены аналитические зависимости, которые приведены в таблице 1.

Установлено что, регулирование напряжения на шинах центра питания (ЦП) приводит к изменению режима напряжения во всей присоединённой к нему сети.

Табл. 1. Аналитические зависимости электротехнического комплекса

основного оборудования

Вариант I Вариант II

гВл = ЯВл +№вл'< 7-Кл = %-г + ]Хкл', ^упк = упк; "¿о - + ; •у 201 = 2Вл + 2Кл + 2 упк-¿0 +¿11 7-вл = квл+ЯВя; г кл=Ккл + А'ю, ■ 2упк -~}Хупк; 7-а =-]Х(21\ г0=я0 + ]х0; = щ +—+/Хіс. і 201 = гВл + 2-Кл + 2упк г23- 201,1 ;ги 1с>7п ; г0+г11 ' 2С1+223

где 2в.ь /?я„ х^кь Як*, Хкл — соответственно полное, активное, реактивное сопротивление воздушной и кабельной линии; г0, Ко, Х0 - соответственно полное, активное, реактивное сопротивление контура намагничивания; Хк - индуктивное сопротивление короткого замыкания; Ъупк - полное сопротивление установки продольной компенсации; 2сь ХС1 - соответственно полное, индуктивное сопротивление установки поперечной компенсации; - эквивалентное

комплексное сопротивление; Л'2 - активное приведенное сопротивление обмотки ротора.

Получены условия, при которых можно разработать математической модели ЭКОО с параметрами питающей линии. Указана отличительная особенность данной математической модели от известной и описано, в чем заключается совершенствование предлагаемого метода расчета.

В третьей главе разработана математическая модель электротехнического комплекса нефтегазоперерабатывающего предприятия в установившихся режимах. Целью математического моделирования является получение эквивалентных нелинейных энергетических параметров электротехнического комплекса отходящей линии, которые являются входными параметрами математической модели электротехнического комплекса НГПП. Для поддержания заданных уровней напряжения в начале отходящих линий, т.е. в центре питания, необходимо решить следующие задачи: определить энергетические показатели самой отходящей линии, ЭКОО и ЭКДС в зависимости от уровня напряжения в её начале; разработать мероприятия по их улучшению.

В качестве критерия оптимизации режима напряжения в начале отходящей линии принят минимум потерь активной мощности в ней, а также в ЭКДС и ЭКОО. Данный критерий обеспечивает в условиях нефтедобычи минимум приведенных затрат. На рис.8 представлена однолинейная схема электроснабжения ЭКОЛ, включающая элементы, встречающиеся в электротехническом комплексе НГПП в реальных условиях, где: ТН - трансформатор напряжения, ПЭД - погружной электродвигатель, ДНС - дожимная насосная станция, КНС - кустовая насосная станция, ШСНУ - штанговые скважинные наносные установки, ВНУ с ПП -винтовые насосные установки с погружными электроприводами.

' IIЛ вк> с II VI

Рис. 8. Принципиальная однолинейная схема отходящей линии электроснабжения

При разработке математической модели были приняты некоторые допущения: нагрузка каждого электроприемника, подключенная к линии, близка к номинальной, что в общем случае соответствует требованиям технологии; расчет выполняется от Ж-го к /'-му узлу, т.е. от конца к началу линии, чтобы учесть зависимость потребляемых электроприемником активной и реактивной мощности и потерь активной мощности от изменения уровня напряжения в линии.

Учитывая принятые допущения, нумерацию узлов производят от начала к концу линии, а затем задаются уровнем напряжения Ц: в конце линии. При подключении к узлу «и» электроприемников справедливы уравнения:

т-1 т=1

-О,

А2

Р( = Р, + РІ-І + АРи_і + дсіІ86; (9) р'і^і+и

иі+, = иі + -

где: п - количество электроприемников, подключенных к /"-му узлу, Р„,;, ()ті — значения активной и реактивной мощности в электроприемнике подключенном к і-му узлу (1 < т < «); Р' і, 0.\ - эквивалентные значения активной и реактивной мощности /-того узла; (/¡+1 - уровень напряжения узла 1+1; ЩЪ - тангенс угла потерь в конденсаторах установки поперечной компенсации.

режима напряжения отходящеи линии

¿2л

Пэ =

^ЛР = ЛРЭ+АРЯ;

Энергетические показатели определяются по формулам:

1=1т=] к-!

где к - количество узлов, подключенных к линии; АР, - суммарные потери активной мощности в электрооборудовании, подключенном к линии; АРп и Д2Л - суммарные потери активной и реактивной мощности в проводах отходящей линии; — суммарные потери активной мощности в проводах отходящей линии; г|, - КПД электрооборудования, подключенного к линии.

к-1

- М/+/,/ .' і=1

Рпп-^.п '

(10)

С учетом требований энергосистемы к режиму электропотребления были определены рациональные уровни напряжения и энергетические параметры режима работы ЭКОЛ. Рациональные уровни напряжения в зависимости от характера нагрузки линии и место подключения электроприемников находятся в диапазоне 0,95...0,93 o.e. Подтверждено, что эффективным средством снижения потерь активной мощности в ЭКОЛ является автоматическая стабилизация рационального уровня напряжения при одновременной компенсации реактивной мощности и потерь напряжения.

Активная мощность, потребляемая установки электроцентробежных насосов (УЭЦН):

Ру = (Рд + А/\.)/г)тр- Псу* Лфв • Пфо (И)

где Рд — активная мощность, потребляемая электродвигателем, кВт; АРК - потери активной мощности в кабельной линии, кВт; т]гр - фактический КПД трансформатора; - фактический КПД станции управления; пфв - фактический КПД выходного фильтра; - фактический КПД сетевого фильтра.

Активная мощность, потребляемая электродвигателем:

Рд = (Л'н + Л'г + Л'п)/Лфд, (12)

где А',, — мощность, потребляемая насосом, кВт; Л'г - мощность, потребляемая гидрозащитой, кВт; Л„ - мощность, потребляемая предвключенным устройсгвом, кВт; г]ф„ - фактический КПД электродвигателя.

Потребляемая насосом мощность при изменении частоты его вращения определяется следующим выражением:

А'оф - Лгн.1,*(»ф/2910)3, (13)

где Лил - номинальная мощность насоса, кВт; щ - фактическая частота вращения, об/мин; 2910 - значение номинальной частоты вращения.

В технических условиях приводятся не только зависимости Q - Н, О - г| и О - N в форме графиков, но и численные значения этих характеристик с дискретностью 5 м /сут. Регулирование подачи насоса дросселированием осуществляется от номинального значения Q„ до величины Qr. — левой границы рабочего диапазона подач. С учетом линейной зависимости изменения мощности насоса от подачи N - Q при дроссельном регулировании на участке Q„— Q„ фактическое значение мощности насоса Лд]гф при фактической подаче Q\ можно определить по формуле:

-ЧР.Ф+ Л'ч»(0ф - О,)], ' (14)

где Z — число ступеней в насосе; K,t - изменение удельной механической мощности, потребляемой ступенью насоса, на участке регулирования подачи дросселированием, кВт/мЗ/сут:

^ = (Л'„ - Л'л)/(0„ - О,), (15)

где Лт„ - мощность степени насоса на левой границе рабочего диапазона, кВт; (2ф -фактическая подача насоса, мЗ/сут; Q„ - подача насоса на левой границе рабочего диапазона, мЗ/сут.

Формулы для расчета параметров рабочих характеристики оборудования УЭЦН при различных загрузках приведены в табл.2. В диапазоне регулирования 2500 — 3000 об/мии (основной диапазон частоты вращения, используемый для регулирования подачи насоса) и при температуре в полости двигателя более 80СС КПД двигателей остается постоянным. Основным показателем, определяющим изменение КПД и других энергетических параметров электрооборудования,

является коэффициент их загрузки по мощности (Кз.р). Изменение энергетических параметров электродвигателей в зависимости от их загрузки в общем случае представляет собой нелинейную зависимость.

Таблица 2. Формулы для расчетов энергетических параметров

Диапазон загрузки Расчетная формула

1,0-0, 75 Аб=( 4 Л", „- 3 ) (Х- 00-Л'-; 5 )+А 7 <,

0, 75 - 0, 5 .ГА=(4/<;П-2)(А^Л'50)+А'5„

0,5-0,25 Xtr(4K,„-l)(X5rX25)+X25

Данная зависимость с определенной степенью погрешности может быть описана кусочно-линейной аппроксимацией на трех участках изменения коэффициента загрузки Аз.р: (1,0 - 0,75), (0,75 - 0,5) и (0,5 - 0,25). Если известны рабочие параметры оборудования (АО при /о.р=1,0 (AT00), А"з.р= 0,75 (А"75), АГз.р= 0,50 (А'50) и Аз.р= 0,25 (А"25). то фактические значения любого параметра Аф при загрузке в диапазоне Аз.р=( 1,0-Ю,25) можно определить, используя известные зависимости (табл. 2).

Даны рекомендации по решению задачи поддержания заданных уровней напряжения в начале отходящих линий, то есть центр питания. Предложен новый метод расчета энергетических показателей, параметров УЭЦН и приведен алгоритм расчета его энергопотребления.

В четвертой главе разработан способ задания уровня автомагической стабилизации напряжения в центре питания при одновременной индивидуальной компенсации реактивной мощности и потерь напряжения, когда нагрузка сконцентрирована в конце протяженной отходящей линии, что продиктовано технологией подготовки нефти.

На структурной схеме электроснабжения электротехнического комплекса НГПП (рис. 9) в качестве ЭКОО выделена насосная станция, а также отображена эквивалентная нагрузка на секции шин и УПЕК 3.

Представленный ЭКОО включает в себя комбинированную линию электропередач (воздушную и кабельную: участки s- I и t-u), высоковольтный асинхронный электродвигатель мощностью 250 кВт и индивидуальные УПЕК 3 и УПК.

Для учета внешних возмущающих воздействий в структурную схему (рис. 9) включены элементы схемы внешнего электроснабжения: питающая линия (участок q-r) и трансформатор Т1 промысловой подстанции (35/10 кВ).

--Ин-

г

УПЕК 3 "1

.. --J]

-J------Ш\ '

- ^

т<б5"] 4Ь

|_ynjK;J

|_ЕРпс+ГСпс [

ЭКНГПП

Рис. 9. Структурная схема электроснабжения электротехнического комплекса НГПП с выделенным ЭКОО

В результате анализа структурных связей и основных элементов системы электроснабжения НГДП (рис.9) установлено, что:

- электротехнические комплексы основного оборудования подключен отдельными отходящими линиями;

- регулирование уровня напряжения в центрах питания производится трансформаторами с РПН эпизодически (в ручном режиме), поэтому максимальное отклонение напряжения в центре питания (ЦП) в сторону увеличения, возникающее при изменении уровня напряжения в питающей линии составило 10588 В-9850 В = 738 В (рис.10, верхний график), что соответствует превышению номинального уровня напряжения на 11% и не соответствует требованиям ГОСТ Р 54149-2010;

- единичная мощность высоковольтных (б... 10 кВ) электродвигателей основного оборудования в (10...100) раз больше единичной мощности электродвигателей добывающих установок;

- при пуске электроприводов буровых установок и кустовых насосных установок в распределительной электрической сети возникают провалы напряжения более 30% длительностью 0,1.. .0,2 с (внутреннее возмущение);

- установки плавного пуска электродвигателей и индивидуальные установки компенсации реактивной мощности и потерь напряжения в сети нефтегазодобывающего предприятия практически отсутствуют.

Нижний график на рис.10 отображает смоделированный теоретический режим автоматической стабилизации уровня напряжения, поддерживаемый службой эксплуатации на секциях шин промысловой подстанции, который был получен с использованием параметров суточного графика.

По результатам моделирования определены зоны нечувствительности, которые составили 3%, при этом количество переключений привода РПН не превышает 8 переключений в сутки, что соответствует требованиям

технического ограничения - до 25 переключений в сутки. На суточном графике напряжения верхняя зона нечувствительности составляет 10,18 кВ (1,02ии), нижняя зона - 9,82 кВ (0,980'н), а стабилизированный уровень напряжения - 10,1 кВ (1,0ШН).

и№, кВ 10.60 10.50 10.40 10.30 10.20 10.10 10.00 9.90 9.80

а

1

1

I

— изргтн

— I) факт

■ - и Б1аЪ СТв СГн

1, час

0 2 4 б 8 10 12 14 16 18 20 22 24 Рис. 10. Суточные графики изменения напряжения сети во времени

При автоматической стабилизации напряжения в центре питания существенно улучшается качество электрической энергии: по сравнению с фактическим нестабилизированным уровнем напряжения максимальные отклонения напряжения снижаются с 10,586 до 10,189 кВ, т.е. на 5%, а среднее значение напряжения - с 10,32 до 10,04 кВ, т.е. на 3%.

При математическом моделировании режима работы ЭКОО уровень напряжения на зажимах высоковольтного электродвигателя варьировался в пределах 0,7... 1,2 o.e. и определены уровни напряжения в точке s (рис.10), получены графики зависимостей: - суммарных потерь активной мощности (рис.11), коэффициент полезного действия (рис.12) с учетом и без учета индивидуальных компенсирующих установок. 1ДР, o.e.

0.090 ......

0.085 ~

0.080 .„. ......_

0.070

. гар хдр,

кпд. к!'

0.80 0.90 1.00 1.10 1.20

Рис. 11. Графики зависимости суммарных потерь активной мощности (с учетом и без учета компенсирующих устройств) от напряжения питания

0.90

;! jüH.uo t.j 1.00 1.10

О 0.70 0.80

Рис. 12. Графики зависимости коэффициента полезного действия (с учетом и без учета компенсирующих устройств) от напряжения питания

Сравнительный анализ результатов математического моделирования при автоматической стабилизации существующего (1,10±0,03 o.e. — точка q) и рационального (0,98±0,03 o.e. — точка г) уровней напряжения в центре питания показал, что:

- потребление активной мощности снижается на 2,5%;

- потребление реактивной мощности снижается на 57,5%;

- полная мощность снижается на 30,5%;

-суммарные потери активной мощности снижаются на 1,1%;

- потери напряжения снижаются на 0,95%;

- коэффициент мощности увеличивается на 19,5%;

- коэффициент полезного действия электротехнического комплекса основного оборудования увеличивается на 0,6%.

По результатам моделирования определен рациональный напряжения и выбрана зона нечувствительности, скорректирована централизованной компенсирующей установки, которую предложено

уровень мощность разделить

на ступени, а также определены параметры всех индивидуальных компенсирующих установок.

На основе результатов моделирования произведено технико-экономическое сравнение вариантов, где сопоставляются результаты автоматической стабилизации

различных уровнен нанряжения: существующего 1,10 С/„ и предлагаемого рационального уровня напряжения 0,98 £/„. Технико-экономическое сравнение вариантов производилось при трех условиях:

- автоматическая стабилизация существующего уровня напряжения в центре питания при отключенной централизованной компенсирующей установки;

- автоматическая стабилизация рационального уровня напряжения в центре питания при включенных индивидуальных компенсирующих установок;

- электрическая нагрузка на секциях шин остается постоянной.

Годовая стоимость электроэнергии по существующем)' и предлагаемому варианту определяется соответственно:

С,э= 12*я*|*Р\ + т2*Сцз = \2*тх*Р^+тг*ШХ1, где: IVи П'и — годовое потребление активной электрической энергии, (кВтч); тх -основной тариф оплаты за электроэнергию, (руб./кВт) т2 - дополнительный тариф двухставочного тарифа на 01.01.2013.

Результаты расчетов технико-экономического сравнения вариантов показали: снижение среднего уровня напряжения в центре питания на 10,5%; снижение годового расхода электроэнергии при регулировании режимов напряжения, электропотребления и компенсации реактивной мощности на 13,5%; текущие затраты на электроэнергии снизились на 1, 850, 296.00 руб. т.е. 7,2% и экономия электроэнергии в год составила 2, 189, 626 кВтч. Ожидаемый годовой экономический эффект составил около пяти миллионов рублей, срок окупаемости затрат 1,5 года.

Сформулированы результаты анализа структурных связей и основных элементов системы электроснабжения НГПП. Произведен сравнительный анализ результатов математического моделирования при автоматической стабилизации существующего и рационального уровней напряжения в центре питания. Отображены результаты зависимостей напряжения от времени по суточным графикам и получены графики зависимостей: суммарных потерь активной мощности, коэффициента полезного действия и коэффициента мощности с учетом и без учета индивидуальных компенсирующих установок.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Установлено, что с экономической и с технической точки зрения автоматическая стабилизация рационального уровня напряжения, индивуальная компенсация реактивной мощности и потерь напряжения в линии существенно улучшают режим работы всего электрооборудования и повышает эффективности энергетических и экономических параметров НГПП.

2. Разработана математическая модель электротехнического комплекса основного оборудования НГПП с новыми элементами и связями, которая позволяет определить рациональный уровень напряжения в центре питания и параметры индивидуальных компенсирующих установок.

3. Разработаны научно-обоснованные организационно-технические мероприятия по автоматической стабилизации рационального уровня напряжения в центре питания с одновременной компенсацией реактивной мощности и потерь напряжения, позволяющие существенно снизить потери электрической энергии.

4. Предложены методы расчетов энергетических параметров электротехнических комплексов НГПП, которые дополнены новыми аналитическими зависимостями, учитывающими возмущения питающей и распределительной сетей, что позволило оценить и обосновать принимаемые решения в области эксплуатации этих комплексов.

5. Выявлено, что при использовании установки поперечной и продольной компенсации в составе электротехнического комплекса добывающей скважины напряжение восстанавливается быстрее и обеспечивается повышение устойчивости режима работы погружного электродвигателя при внутренних возмущениях уровня напряжения основного оборудования;

6. Определены рациональные уровни напряжения и оптимальный диапазон отклонения напряжения, отвечающие требованиям технического ограничения привода регулятора напряжения под нагрузкой силового трансформатора (количество переключений), что позволяет повысить степень автоматизации системы электроснабжения НГПП, уменьшить прямые и косвенные затраты на электроэнергию, улучшить режим работы всего электрооборудования и релейной защиты.

7. Разработаны математические модели и методы расчетов, позволяющие обосновывать рациональные принципы управления режимами напряжения и электропотребления НГДП и входящих в их состав электротехнических комплексов основного оборудования.

СПИСОК ОСНОВНЫХ ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Статьи, опубликованные в изданиях, рекомендованных ВАК

1. Мваку У.М. Повышение эффективности работы электротехнического комплекса нефтегазоперерабатываюгцего предприятия при подготовке нефти / Корнилов В.Ю., Мваку У.М. И Энергетика Татарстана №2 (30). - Казань: 2013. -С. 50-54.

2. Мваку У.М. Оптимизация режимов работы электротехнического комплекса основного оборудования нефтегазоперерабатываюгцего предприятия в процессе подготовки нефти / Корнилов В.Ю., Мваку У.М. И Известия ВУЗов. Проблемы энергетики № 1-2. - Казань: Изд-во КГЭУ, 2013. - С.117-126.

3. Мваку У.М. Разработка методики построения автоматизированных систем управления технологическими процессами подготовки и транспортировки нефти / Корнилов В.Ю., Мваку У.М. // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики № 7-8. -Казань: Изд-во КГЭУ, 2012.-С.117-123.

4. Мваку У.М. Теоретико-экспериментальные основы построения автоматизированных систем управления технологическими процессами подготовки нефти / Корнилов В.Ю., Мваку У.М. // Энергетика Татарстана №1 (29). - Казань: 2013.-С. 65-70.

Статьи в других издании*

5. Мваку У.М. Практическое применение частотно-регулируемых приводов и устройств плавного пуска в автоматизированных системах управления / Корнилов В.Ю., Мваку У.М. II Вестник Казанского государственного энергетического университета № 1 (8). - Казань: Изд-во КГЭУ, 2011. - С.20-25.

6. Мваку У.М. Автоматизированные системы управления технологическими процессами подготовки и транспортировки нефти / Корнилов В.Ю., Мваку У.М. И Вестник Казанского государственного энергетического университета № 4 (11). -Казань: Изд-во КГЭУ, 2011. - С.45-49.

7. Мваку У.М. Theoretic-experimental fundamentals of the construction of an automatic oil preparation and transport control system / Корнилов В.Ю., Мваку У.М. Н Вестник Казанского государственного энергетического университета № 1 (12). -Казань: Изд-во КГЭУ, 2012. - С.38-52.

8. Мваку У.М. Application of automatic control system engineering principles in the crude oil preparation and transportation / Корнилов В.Ю., Мваку У.М. П Вестник Казанского государственного энергетического университета № 3 (14). - Казань: Изд-во КГЭУ, 2012. - С.40-48.

9. Мваку У.М. Снижение потери и потребления электрической энергии в электротехнических комплексах нефтегазодобывающего предприятия / Корнилов В.Ю., Мваку У.М. I! Вестник Казанского государственного энергетического университета № 2 (17). - Казань: Изд-во КГЭУ, 2013. - С.42-49.

10. Мваку У.М. Электротехнические комплексы технологических установок основного оборудования эксплуатации скважин / Корнилов В.Ю., Мваку У.М. II Вестник Казанского государственного энергетического университета № 1 (16). -Казань: Изд-во КГЭУ, 2013. - С.39-45.

Материалы конференций

11. Мваку У.М. Исследование и разработка теоретико-экспериментальных основ автоматизированных систем управления технологическими процессами / Корнилов В.Ю., Мваку У.М. II Мат. докл. XXII Всероссийской межвузовской научно-технической конференции «Электромеханические и внутрикамерные процессы в энергетических установках». - Казань: Изд-во «Отечество», Ч. 1, 2010. - С. 81-82.

12. Мваку У.М., Корнилов В.Ю. Автоматизированная система управления технологическими процессами установкой подготовки и транспортировки нефти УПН-500 // Мат. докл. XXIII Всероссийской межвузовской научно-технической конференции «Электромеханические и внутрикамерные процессы в энергетических установках». - Казань: Изд-во «Отечество», Ч. 1, 2011. - С. 30.

13. Мваку У.М. Моделирование технологических объектов, управляемых автоматизированными системами управления технологическими процессами / Корнилов В.Ю., Мваку У.М. II Мат. докл. XVII Научно-техническая конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». -Москва: Издательский дом МЭИ, Т.2, 20П. - С. 158.

14. Мваку У.М. Теоретико-экспериментальные основы автоматизации технологических комплексов / Корнилов В.Ю., Мваку У.М. // Мат. докл. V Международной молодежной научн. конф. «Тинчуринскне чтения». - Казань-Изд-во КГЭУ, Т.3,2010. - С. 76-77.

15. Мваку У.М. Theoretic-experimental fundamentals of automating technological complexes / Корнилов В.Ю., Мваку У.М. // Мат. докл. V Международной молодежной научн. конф. «Тинчуринские чтения». - Казань: Изд-во КГЭУ, Т 3 2010.-С. 77-78.

16. Мваку У.М. Теоретико-экспериментальные основы построения автоматизированных систем управления технологическими процессами подготовки нефти по показателям технико-экономической эффективности / Корнилов В.Ю., Мваку У.М. II Мат. докладов асп. - маг. семинара, посвященного «Дню Энергетики». -Казань: Изд-во КГЭУ, 2012. - С. 80-82.

17. Мваку У.М. Автоматизированные системы управления технологическими процессами как основа автоматизации технологических процессов / Корнилов В.Ю., Мваку У.М. II Мат. докл. VI Международной молодежной научн. конф. «Тинчуринские чтения». - Казань: Изд-во КГЭУ, Т.З, 2011. - С. 75-76.

18. Мваку У.М. Automatic production and technology processes in the industrial heat engineering process / Корнилов В.Ю., Мваку У.М. Il Мат. докл. VI Международной молодежной научн. конф. «Тинчуринские чтения». - Казань: Изд-во КГЭУ, Т.З, 2011. - С. 76-77.

19. Мваку У.М. Теоретико-экспериментальные основы построения автоматизированных систем управления технологическими процессами подготовки и транспортировки нефти / Корнилов В.Ю., Мваку У.М. // Мат. докл. VI Международной молодежной научн. конф. «Тинчуринские чтения». - Казань: Изд-во КГЭУ, Т.З, 2012.-С. 128-129.

20. Мваку У.М. Automatic control systems and technological processes in the industrial heat engineering process / Корнилов В.Ю., Мваку У.М. H Мат. докл. VII Международной молодежной научн. конф. «Тинчуринские чтения». - Казань: Изд-во КГЭУ, Т.З, 2012. -С. 19-20.

Печатается в полном соответствии с представленным оригинал-макетом

Подписано в печать 10.04.2013. Форм. 60 х 84 1/16. Гарнитура «Тайме». Печать ризографическая. Печ. л. 1,5. Тираж 120. Заказ 89.

Лаборатория оперативной полиграфии Издательства КФУ 420045, Казань, Кр. Позиция, 2а Тел. 233-72-12

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

КАЗАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ

МВАКУ УЭББИ МУЛЬЯТА

СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА НЕФТЕГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ НА ЭТАПЕ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

05.09.03 - Электротехнические комплексы и системы

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

высшего профессионального образования

УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Владимир Юрьевич Корнилов

Казань-2013

ОГЛАВЛЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ 5

ВВЕДЕНИЕ 9

ГЛАВА 1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНЫХ НАГРУЗОК И СНИЖЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ И СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ НЕФТЕГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО

ПРЕДПРИЯТИЯ 17

1.1.Причины целесообразности снижения потерь электрической энергии и выполнения компенсации реактивной мощности на нефтегазоперерабатывающих предприятиях 17

1.2.Системы подготовки нефти к переработке 35

1.3. Концепция управления режимами электропотребления нефтегазоперерабатывающего предприятия 38

1.4.Специфические особенности применяемого оборудования, на нефтегазоперерабатывающих предприятиях 42

1.5.Отображение общих принципов системного анализа на предметную область нефтегазоперерабатывающего предприятия 46

Выводы по первой главе 52

ГЛАВА 2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ РАСЧЕТА ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ

ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ОСНОВНОГО

ОБОРУДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ 53

2.1. Математическая модель конвективной диффузии деэмульгатора 53

2.2. Динамическая модель дестабилизации водонефтяной эмульсии 56

2.3. Принципы автоматического регулирования напряжения в центре питания 59

2.4. Математическая модель электротехнического комплекса основного оборудования с параметрами питающей линии по определению энергетических характеристик режима напряжения и электропотребления 65

2.5. Методика расчета энергетических параметров в установившихся процессах электротехнического комплекса основного оборудования 69

2.6. Определение параметров асинхронного двигателя по Г-образной схеме замещения 73 Выводы по второй главе 75 ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ОТХОДЯЩЕЙ ЛИНИИ. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ПРЕДПРИЯТИЯ В УСТАНОВИВШИХСЯ ПРОЦЕССАХ 77

3.1 .Технологические особенности и допущения. Разработка методики расчета эквивалентных параметров режима напряжения и электропотребления электротехнического комплекса отходящей линии 77

3.2. Разработка методики расчета энергетических параметров электротехнического комплекса отходящей линии 81

3.3. Разработка математической модели электротехнического комплекса отходящей линии 85

3.4. Результаты математического моделирования энергетических параметров электротехнического комплекса отходящей линии 88

3.5. Разработка метода расчета энергетических показателей и параметров установки электроцентробежных насосов. Алгоритм расчета энергопотребления УЭЦН 90

3.6. Методика расчета энергетических параметров электротехнических комплексов основного оборудования и нефтегазоперерабатывающего предприятия при внешних возмущениях

уровня напряжения в установившихся процессах 95

Выводы по третьей главе 107

ГЛАВА 4. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОБОСНОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ И КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ НЕФТЕГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ 109

4.1 Способ задания уровня автоматической стабилизации напряжения в центре питания и анализ результатов математического моделирования установившегося режима работы ЭКОО 109

4.2 Экономические оценки потерь электрической энергии в электротехническом комплексе основного оборудования 116

4.3 Оптимизация промыслового процесса подготовки нефти 120

4.4 Расчет ожидаемого годового экономического эффекта при оптимизации режимов работы электротехнического комплекса основного оборудования предприятия 123 Выводы по четвертой главе 126 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 127 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 129 ПРИЛОЖЕНИЯ 142

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ

АИИСКУЭ - автоматизированная информативно-измерительная система контроля и учета электроснабжения;

АРТ-1Н - автоматический регулятор коэффициента трансформации напряжения;

АСУЭ - автоматизированная система управления электроснабжением и электропотреблением;

БАР - блок автоматического регулирования;

БУ - буровая установка;

ВНУ - винтовая насосная установка;

ГПП - главная понизительная подстанция;

ДНС - дожимная насосная станция;

ДТ - датчик тока;

КНС - кустовая насосная станция;

КТП - комплектная трансформаторная подстанция;

КУ - компенсирующие установки;

НГДК - нефтегазодобывающий комплекс, который включает в себя и переработку нефти;

НГДП - нефтегазодобывающее предприятие;

НГДУ - нефтегазодобывающее управление;

ПКЭЭ - показатели качества электрической энергии;

ПЭД - погружной электродвигатель;

РПН - регулятор напряжения под нагрузкой;

СЭС - система электроснабжения;

УПК - установки продольной компенсации;

УПЕК - установка поперечной компенсации;

УЭНЦ - установка электроцентробежного насоса;

ЦП - центр питания;

ЭКДС - электротехнический комплекс добычной скважины;

ЭКВО - электротехнический комплекс вспомогательного оборудования;

ЭКОЛ - электротехнический комплекс отходящей линии;

ЭКОО - электротехнический комплекс основного оборудования;

ЭКП - электротехнический комплекс нефтегазодобывающего предприятия

S„ - скольжение;

co2„ - частота тока в роторе;

Pi„ - номинальная мощность, потребляемая электродвигателем из сети;

АР - общие потери в АД (асинхронном двигателе) в номинальном режиме;

Рэь Рэ2, Рст, Ртр, Рдоб - потери в обмотках статора, ротора, в стали ротора, потери

на трение и добавочные потери;

Pia - мощность, потребляемая АД при холостом ходе;

Рэ1п - потери обмотки статора при пуске;

AjPü_i - потери активной мощности на участке между г-тым и i+\ узлами; Aß 1-1" потери реактивной мощности на участке между /-тым и /+1 узлами; Qc¿ - реактивная мощность установки поперечной компенсации /-того узла в функции напряжения U\,

Pi, Qi, AP¡ - номинальные значения активной, реактивной мощности и потерь активной мощности в электроприемнике, подключенному к i-тому узлу;

Qmi> APm¡ - значения активной, реактивной мощности и потерь активной мощности с учетом коэффициента загрузки при номинальном напряжении; АРЭ - суммарные потери активной мощности в электрооборудовании, подключенном к линии;

АРЛ и AQn - суммарные потери активной и реактивной мощности в проводах отходящей линии;

£ДР- общие суммарные потери активной мощности в проводах отходящей линии;

£S6=XSHj - базисное значение полной мощности - полная суммарная номинальная мощность электрооборудования, подключенного к узлам отходящей линии;

п п

БР,„ Y,Qn - номинальные активная и реактивная мощности

1-1 электрооборудования подключенного к узлам отходящей линии; Е^нгь Ебнп - номинальные активная и реактивная мощности всех отходящих линий, подключенных к секции шин центра питания (ЦП); Pcd> Рупек - активная мощность синхронного двигателя и установки поперечной компенсации;

0упек - реактивная мощность установки поперечной компенсации;

cos(p0 - коэффициент мощности в режиме холостого хода;

Т|э - к.п.д. электрооборудования, подключенного к линии;

Хк - индуктивное сопротивление короткого замыкания;

R\ - приведенное активное сопротивление обмотки ротора;

Rq, Х0 - активное и индуктивное сопротивления контура намагничивания;

Rs, Rr - активные сопротивления обмоток статора и ротора;

Rji\,Xn\ - активное и индуктивное сопротивление линии;

Хс, Хпк, Хпк - емкостные сопротивления установок поперечной и продольной компенсации;

RT - активное сопротивление нагревателя;

ZT - модуль полного сопротивления ветви схемы;

М„, М„, Мм— номинальный, пусковой и максимальный моменты;

шс - момент сопротивления;

Гм - механическая постоянная вращающихся масс;

SKр - критическое скольжение;

Кз - коэффициент загрузки;

Um, UK!l, Unом - соответственно напряжение в начале и конце линии, номинальное напряжение;

Л 1 - потери напряжения на участке между г'-тым и /+1 узлами; 11\ - напряжение /-го узла нагрузки;

с/о, 1/с, С/пкь С/Пк2 - значения напряжения в начале линии, на зажимах установки поперечной компенсации и на зажимах установок продольной компенсации; и&= [/„ом - базисное значение напряжения - номинальное напряжение отходящей линии;

11д - напряжение на вводе в скважину (напряжение погружного электродвигателя с учетом потерь напряжения в питающем кабеле); А II = /и - иор1/ - отключение напряжения от оптимального (рационального) уровня в центре питания или в других контрольных точках распределительной сети;

Кт - коэффициент трансформации силового трансформатора;

1щч - номинальные линейные и фазные токи; 1\п - пусковой ток АД; 4, /г - токи статора и ротора; /т - ток ветви схемы с нагревателем; ц/в, \уг - потокосцепления статора и ротора;

а

р - символ дифференцирования ( — );

(11

] - символ мнимой части комплексного числа.

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы

Современные нефтегазоперерабатывающие предприятия (НГПП) являются одними из основных бюджетообразующих структурных единиц любой нефтегазодобывающей страны. Надежность и экономичность функционирования НГПП в значительной мере определяется надежностью и экономичностью функционирования их электротехнических комплексов, которые включают в себя системы электроснабжения (СЭС), электропривода, автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП) и электроремонта. НГПП потребляют свыше 15 млрд. кВт-ч электроэнергии в год. Средний расход электроэнергии на одну тонну превышает 80 кВт-ч. Энергетическая составляющая в структуре себестоимости переработки нефти приближается к 15% и имеет тенденцию к непрерывному увеличению. Плата за электрическую энергию в НГПП составляет около 50% от общей суммы затрат.

Снижение потерь электроэнергии в электротехнических комплексах НГПП за счет повышения эффективности режимов регулирования напряжения и электропотребления даже на единицы процентов экономит огромные финансовые средства и делает указанную проблему весьма актуальной.

Значительный вклад в разработку указанного направления внесли такие российские ученые-исследователи, как С.И Бамазин, Г.Я. Вагин, М.С. Ершов, И.В. Жежеленко, Ю.С. Железко, О.В. Иванов, Ф.Ф. Карпов, И.Н. Ковалев, Б.И. Кудрин, JI.A. Кучумов, H.A. Мельников, Б.Г. Меньшов, Ю.Л. Мукосеев, Б.В. Папков, Л.А. Солдаткина, В.А. Строев.

Проведенные исследования нефтегазодобывающих комплексов показывают, что внедрение новых узлов электрооборудования и элементов систем электроснабжения, как правило, не приносят ожидаемого

экономического эффекта, что связано, прежде всего, с отсутствием систематизированного внедрения новых разработок.

Одно из направлений решений этой задачи связано с согласованием режимов регулирования напряжения с коррекцией коэффициента мощности в электротехнических комплексах и систем электроснабжения нефтегазоперерабатывающего предприятия.

В данной диссертационной работе основное внимание уделено следующим аспектам:

- снижению потерь электроэнергии и компенсации реактивной мощности в режимах работы электротехнических комплексов по добыче и подготовке нефти, основного (ЭКОО) оборудования и нефтегазоперерабатывающего предприятия в целом;

- оптимизации законов регулирования напряжения в промысловых электрических сетях и структур систем электроснабжения перечисленных электротехнических комплексов;

техническому обеспечению автоматической стабилизации рациональных уровней напряжения в основных элементах электротехнического комплекса НГПП.

Внедрение новой техники и технологий процессов добычи и подготовки нефти, а также рациональное использование основных электротехнологических установок позволяет снизить потерь электрической энергии в нефтегазоперерабатывающих комплексах. Однако следует отметить, что при внедрении новой техники и технологий процессов добычи и подготовки нефти с целью снижения потерь электрической энергии в ЭКДС, ЭКОО и ЭКП, режимы работы этих комплексов не согласовываются. Применение результатов научных исследований по оптимальному использованию компенсирующих установок (КУ) при автоматической стабилизации уровня напряжения также не согласовывается с технологией производства.

Проведенные в последнее время исследования в нефтегазоперерабатывающих комплексах показывают следующее:

- На завершающей стадии эксплуатации месторождений, резко возрастает обводнённость скважин, снижается температурный градиент земли, увеличивается число скважин с вязкой, высоковязкой нефтью, а также скважин с естественно пониженным пластовым давлением.

- При внедрении новой техники и технологии не производится согласование автоматизации управления различных структур, что приводит к разрыву связей между элементами ЭКП и затрудняет централизованное автоматическое управление режимами напряжения и электропотребления.

- Нефтегазодобывающие (НГД) и нефтегазоперерабатывающие (НГП) комплексы характеризуются все более хаотично возрастающей территориальной рассредоточенностью при недостаточном уровне информационного взаимодействия технологических объектов различного уровня и пунктов диспетчерского управления, поэтому ожидать улучшения ситуации за счет развития системы иерархического управления энергоснабжением, основанной на переработке большого количества управляющей информации, в настоящее время не приходится.

- Внедрение новых узлов электрооборудования и элементов системы электроснабжения, как правило, не приносит ожидаемого экономического эффекта, что связано, прежде всего, с отсутствием систематизированного внедрения новых разработок. Система электроснабжения и электротехнические комплексы являются основными элементами процесса добычи и подготовки нефти в НГД и НПП комплексах. При замене отдельных элементов комплекса на более совершенные без перенастройки ЭКП в целом, наблюдается недоиспользование возможностей новых элементов.

Основным направлением настоящего научного исследования, определяющей его научную значимость и новизну, является комплексное решение задач по оптимизации режимов работы электротехнического

комплекса НГПП, с целью снижения потерь электрической энергии и компенсации реактивной мощности в нефтегазоперерабатывающих предприятиях.

Диссертационная работа направлена на изучение установившихся и переходных режимах электротехнического комплекса НГПП, определение оптимальных и рациональных уровней напряжения, обеспечивающих снижение потерь электрической энергии и компенсации реактивной мощности, а также на уточнение принципов и определение средств управления объектами, определяющими функциональные свойства создаваемых и действующих электротехнических комплексов и систем в нефтегазоперерабатывающей промышленности.

Объектом исследования является электротехнический комплекс нефтегазоперерабатывающего предприятия.

Предмет исследования. Эффективность функционирования основного оборудования электротехнических комплексов нефтегазоперерабатывающего предприятия.

Цель диссертационной работы - снижение потерь потребляемой электрической энергии и компенсация реактивной мощности при электроснабжении нефтегазоперерабатывающего предприятия за счет новых способов подключения компенсирующих устройств и согласования энергетических параметров электротехнического комплекса этого предприятия.

Научная задача диссертации заключается в разработке способов по снижению потерь электроэнергии и компенсации реактивной мощности в системе электроснабжения нефтегазоперерабатывающего предприятия.

Решение поставленной задачи научного исследования проводилось по следующим основным направлениям:

1. Исследование свойств и связей (динамических, энергетических характеристик) между элементами электротехнического комплекса основного оборудования и нефтегазоперерабатывающего предприятия в целом и

разработка структурных схем, учитывающих новый способ подключения компенсирующих устройств, а также влияние внутренних и внешних воздействий питающей и распределительной электрических сетей.

2. Согласование энергетических параметров электротехнического комплекса нефтегазоперерабатывающего предприятия с использованием централизованной и индивидуальных установок компенсации реактивной мощности и потерь напряжения при одновременной автоматической стабилизации рационального уровня напряжения в центре питания.

3. Разработка математическ