автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Вопросы повышения эксплуатационной надежности электрических сетей нефтяных месторождений Западной Сибири

На правах рукописи

@04ЫЬОч>о

ГЛАДКИХ Татьяна Дмитриевна

ВОПРОСЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность 05.09.03. - Электротехнические комплексы и системы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- 9 пси20Ю

004616635

На правах рукописи

ГЛАДКИХ Татьяна Дмитриевна

ВОПРОСЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность 05.09.03. - Электротехнические комплексы и системы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Диссертационная работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Омский государственный технический университет»

доктор технических наук, профессор Сушков Валерий Валентинович

доктор технических наук, профессор Ковалев Владимир Захарович кандидат технических наук, доцент Татевосян Александр Сергеевич

ОАО «Гипротюменнефтегаз» им. В.И. Муравленко

Защита диссертации состоится «22» декабря 2010 года в 1400 часов на заседании диссертационного совета ДМ 212.178.03 при Омском государственном техническом университете, по адресу: 644050, г. Омск, проспект Мира, 11, корп. 6, ауд. 340. Тел/факс: (8-3812) 65-64-92, e-mail: dissov_omgtu@omgtu.ru

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Омского государственного технического университета по адресу: 644050, г. Омск, проспект Мира, 11.

Отзыв на автореферат в двух экземплярах, заверенных печатью, просим направлять по адресу. 644050, г. Омск, проспект Мира, 11, Ученый совет.

Автореферат разослан «22» ноября 2010г.

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

Ученый секретарь диссертационного совета ДМ 212.178.03,

к.т.н., доцент

Р.Н. Хамитов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы.

Важным направлением эффективного функционирования нефтегазодобывающих предприятий (НГДП) является повышение эксплуатационной надежности нефтепромысловых электрических сетей и одного из важных элементов электротехнического комплекса - установок погружных центробежных насосов (УЭЦН). Электротехнический комплекс добычи нефти состоит из нефтепромысловых электрических сетей и потребителей электроэнергии нефтяных месторождений.

К вопросам повышения эксплуатационной надежности относятся совершенствование системы технического обслуживания (ТО) и ремонта нефтепромысловых электрических сетей, минимизация ущерба при возникновении дефицита мощности в электрических сетях и оценка технического состояния (ТС) погружного электрического двигателя (ПЭД) и других элементов УЭЦН.

К числу основных положений системы ТО и ремонта относятся стратегии ремонта электрических сетей, под которыми понимается общее планирование осмотров, диагностирования и ремонта. При этом исследование влияния различных стратегий ремонта и их комбинаций на надежность электрической сети недостаточна.

Рациональное распределение заданных объемов аварийных ограничений электропотребления в нефтепромысловых электрических сетях позволит исключить неупорядоченное отключения потребителей и минимизировать ущерб при возникновении дефицита мощности в энергосистеме.

Повышение надежности электротехнического комплекса добычи нефти требует оценки технического состояния ПЭД и других элементов УЭЦН. Оценка ТС невозможна без определения технических параметров рабочих органов, косвенных параметров, характеризующих вибрационное состояние установки и геолого-технологических параметров нефтяной скважины. При этом привлечение экспертной информации делает невозможным применение традиционных математических методов, поэтому актуально использование специфического подхода для оценки ТС погружной установки, основанного на теории нечетких множеств.

Исследованию теории надежности и диагностирования оборудования посвящены работы В.Д. Авилова, И.А. Биргера, Н.Г. Бруевича, Ю.К. Беляева, Б.В. Васильева, Г.А. Голинкевича, Г.В. Дружинина, В.А. Каштанова, Л.П. Леонтьева, Ю.З. Ковалева, Перотге, Г.С. Рахутина, Г.И. Разгильдеева, А.Л. Райкина, A.C. Сердакова, C.B. Степанова, А.И. Селиванова, H.A. Северцева, А.Н. Скляревича, А.Д. Соловьева, И.А. Ушакова, A.M. Широкова, H.A. Шишонка, Я.Б. Шора, Р.Я. Федосенко, В.И. Щуцкого и др.

Исследованию оптимизации технического обслуживания, ремонта и диагностики электрических сетей и электрооборудования нефтяных и газовых месторождений посвящены работы Ю.З. Ковалева, Б.Г. Меньшова,

М.С. Ершова, В:В. Сушкова, В.П. Фролова и др. представителей научных школ Санкт-Петербургского государственного горного института, Московского государственного горного университета, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева Сибирского отделения РАН, научно-педагогической школы электротехники, основанной заслуженным деятелем науки и техники РФ профессором Ю.З. Ковалевым.

Во всех работа возникает общая проблема совместного рассмотрения непромысловых электрических сетей и основных потребителей электроэнергии нефтяных месторождений с позиции повышения надежности и совершенствования ТО и ремонта, а также оценки ТС электрооборудования.

Цель работы. Сокращение длительности аварийных отключений в электрических сетях и минимизация простоев объектов добычи нефти на основе оптимизации подходов к проведению ремонта, диагностирования и упорядочивания отключений в электрических сетях при возникновении дефицита мощности.

Задачи исследования. Для реализации цели работы необходимо решение следующих задач:

1. Провести анализ влияния различных стратегий ТО и ремонта и их комбинации на эксплуатационную надежность электрической сети с учетом схемных решений, объема восстановления работоспособности и изменения характеристик надежности при переходе на ту или иную стратегию ремонта.

2. Предложить методику определения поправочных коэффициентов к периодичности капитальных и текущих ремонтов в зависимости от времени эксплуатации электросетевого оборудования.

3. Предложить методику распределения объемов аварийных ограничений электропотребления нефтепромысловых потребителей Западной Сибири при возникновении дефицита мощности в энергосистеме.

4. Разработать нечеткую модель технического состояния УЭЦН и подход к выбору напряжения на выходе трансформатора, питающего погружные электронасосы добычи нефти на основе теории нечетких множеств.

5. Разработать нормативное положение о системе технических обслуживании и ремонта электроустановок.

Объект исследований. Объектом исследований является электротехнический комплекс, состоящий из электрической сети и потребителя электрической энергии добычных объектов нефтяных месторождений Западной Сибири.

Методы исследований. В работе использованы аналитические и экспериментальные методы: математического моделирования, основанные на теории вероятностей и математической статистике; теории нечетких множеств; теории надежности; теории восстановления; математического моделирования процессов проведения технических обслуживании и ремонтов; экспериментальных исследований функционирования

электрооборудования и системы электроснабжения на основе многолетних наблюдений за оборудованием с процессе эксплуатации.

Научная новизна результатов исследований.

1. Предложено оценивать влияние той или иной стратегии ТО и ремонта на эксплуатационную надежность электрических сетей нефтепромысловых потребителей с помощью показателя чувствительности, под которым понимается относительное изменение длительности аварийных отключений сети.

2. Предложена методика определения поправочных коэффициентов к периодичности капитальных и текущих ремонтов в зависимости от времени эксплуатации электросетевого оборудования, учитывающая объем восстановления работоспособности, вид ремонта при фиксированном количестве отказов по выбранным интервалам времени эксплуатации.

3. Разработаны методики распределения объемов аварийных ограничений электропотребления нефтепромысловых потребителей, основанная на выборе стратегии отключаемого оборудования по определенному критерию в зависимости от технологических ограничений, времени года, и оценки риска останова системы нефтедобычи с учетом технологического резервирования.

4. Предложена нечеткая модель технического состояния УЭЦН, позволяющая по выбранным техническим и технологическим параметрам на основе системы нечеткого вывода принимать решение о вибрационном состоянии ПЭД и других элементов погружной установки в процессе эксплуатации.

Практическая значимость.

1. Дана оценка влияния стратегии ремонта и их комбинации на надежность электрической сети.

2. Определены поправочные коэффициенты к периодичности проведения текущего и капитального ремонтов в зависимости от времени эксплуатации воздушных линий электропередачи (ВЛ) 6 и 35 кВ и подстанций напряжением 35 и б кВ.

3. Разработана и реализована в виде программы на ПЭВМ методика распределения объемов аварийных ограничений электропотребления нефтепромысловых потребителей при возникновении дефицита мощности в энергосистеме.

4. Разработана «Технологическая инструкция по техническому обслуживанию и ремонту оборудования, линий электропередачи, средств релейной защиты и автоматики № П2-05 С-030 Р-001 Т-001 IOJ1-99 (версия 1.00), внедренная в ООО «РН-Югаискнефтегаз».

Апробация работы.

Результаты работы докладывались на следующих конференциях:

На II Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Проблемы электротехники, электроэнергетики и электротехнологии», г.Тольятти, 2007.

На VI Международной научно- технической конференции «Динамика систем, механизмов и машин» г.Омск, 2007.

На межвузовских научно-технических конференциях аспирантов, преподавателей и специалистов филиала ГОУ ВПО ТюмГНГУ в г. Нижневартовске в 2008-2010 гг.

На научных семинарах кафедры «Электрическая техника» ОмГТУ, Омск, 2006-2009 годы.

На международной научно-технической конференции «Проблемы электротехники, электроэнергетики и электротехнологии», г. Тольятти, 2009 г.

На международной научно-технической конференции студентов, магистрантов, аспирантов «Энергоэффективность и энергобезобасность производственных процессов», г. Тольятти, 2009.

Публикации. Основное содержание диссертации изложено в 10 научных работах.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, списка литературы из 145 наименований и приложений. Общий объем диссертации 147 страниц, в том числе: 22 таблиц, 40 иллюстраций.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проводимой работы, сформулированы цель и задачи. Определены вопросы повышения эксплуатационной надежности нефтепромысловых электрических сетей. Сформулирована научная новизна основных результатов и практическая ценность исследований. Приведены основные положения, выносимые на защиту.

В первой главе дан анализ статистических материалов по отказам и авариям нефтепромысловых электрических сетей, рассмотрен электротехнический комплекс системы добычи нефти, поставлены задачи исследования.

В работе были использованы статистические данные по отказам более чем за 20-летний срок наблюдения по 5000 км воздушных линий электропередачи (ВЛ), 420 понизительным подстанциям, 100 распределительным устройствам (РУ). При этом использовались первичные документы электроустановок (паспорта электроустановок, диспетчерские журналы) и информационная система управления ТО и ремонтами предприятия «Энергонефть». Для обработки статистического материала применялся статистический пакет STADIA 6.0. Проводился анализ однородности исходного статистического материала с целью объединения объема информации в одну общую выборку для проведения дальнейших исследований, определение резко выделяющихся наблюдений. При обработке статистики по отказам, кроме того, вычислялись среднее арифметическое, дисперсия, среднее квадратичное отклонение, коэффициенты вариации, асимметрии, эксцесса.

Анализ аварийных отключений по причинам выхода из строя электрооборудования на примере ООО «РН- Юганскнефтегаз» показал: недостатки технической эксплуатации составляют 4%; дефекты монтажа, наладки - 3%; недостатки проекта, конструкции - 1%; старение оборудования, износ изоляции - 31%; атмосферные и природные воздействия - 28%; прочие-17%; по вине сторонних организаций -16%.

На основании обработки, анализа и обобщения статистических данных по электрическим сетям ООО «РН - Юганскэнергонефть» определено удельное число отказов (удельная повреждаемость) ВЛ (число отказов на 1км в год): 35 кВ - 0,03; 6 кВ (на железобетонных опорах) - 0,13; 6 кВ (на опорах из металлических труб) - 0,1.

Удельное число отказов электрооборудования ПС 35/6 кВ (число отказов в год) составляет: трансформатор 35/6 кВ - 0,03; масляный выключатель (МВ) 35 кВ - 0,01; МВ 6кВ - 0,04; разъединитель 35,6 кВ -0,015.

Приведена общая характеристика проблемы оценки ТС и оптимизации технических обслуживании нефтепромыслового оборудования.

Аналитический обзор методов позволил обобщить теоретический и практический опыт выбора стратегии ТО и ремонта и использования различных методов оценки ТС электрооборудования, позволил выявить основные направления их развития и совершенствования. В существующих моделях и методиках по оптимизации системы ТО и ремонта определены конкретные стратегии проведения ТО и ремонтов, но не указана возможность комбинации стратегий с учетом схемных решений, глубины восстановления и других факторов. Сложность процесса принятия решения, отсутствие адекватного математического аппарата приводит к тому, что при оценке ТС и определении реальных сроков вывода в ремонт электрооборудования и, в частности ПЭД, возникает необходимость использовать и обрабатывать качественную экспертную информацию о состоянии оборудования. Перспективным направлением разработки метода оценки ТС УЭЦН является лингвистический подход на базе теории нечетких множеств, который имеет дело с «человеческими знаниями».

Во второй главе проведено исследование влияния различных стратегий технических обслуживании (ТО) и ремонтов на эксплуатационную надежность электрической сети при переходе на ту или иную стратегию ремонта.

Для проведения исследований выделены три основные стратегии ремонта электрических сетей нефтепромыслов в порядке совершенствования подходов к обслуживанию: по потребности (до отказа) (1), регламентированная (2) и по состоянию (3).

Для решения поставленной задачи разработана математическая модель изменения параметра потока отказов элементов сети с частичным объемом восстановления работоспособности при разных стратегиях ремонта в процессе эксплуатации. Для стратегии 1 принята кусочно-линейная модель

изменения параметра потока отказов вида МО = + ^ где ^ . параметр потока отказов в начальный момент эксплуатации, обусловленный случайными отказами, ^(ДГ) - изменение параметра потока отказов на рассматриваемом интервале времени. Для стратегии 2 параметр потока

отказов до £-го по порядку ремонта текущего (ТР) определяется

к

выражением: А'(') = Л(Д7>]Г(1-;')М, где 7 - коэффициент полноты

(»1

восстановления элемента при ремонте. Для к -ого ТР после восстановления в

*

интервале до первого капитального ремонта: Л*(/) = Л(Д7,)-£(1-;г)'. Для

стратегии 3 величина ^ определяется с учетом того, что периодичность ТР остается постоянной в течение ремонтного цикла, а периодичность КР зависит от состояния оборудования. Определяются выражениями аналогичными для стратегии 2, но период между ремонтами зависит от результатов оценки ТС.

Для трех стратегий по выше указанным моделям построены графики изменения параметра потока отказов в виде кусочно-линейной функции и усредненной кривой для ВЛ 35 кВ (рис. 1) (для стратегии 3 параметр потока отказа построен на основе данных эксплуатации). Анализ графиков (рис.1) показал, что при уменьшении периодичности ремонтов и с увеличением объема восстановления работоспособности параметр потока отказов существенно снижается. Стратегии регламентированная и по состоянию имеют более высокие показатели эксплуатационной надежности, чем стратегия по потребности. При ТО и ремонтах по состоянию для ВЛ 35 кВ параметр потока отказов уменьшатся на 5-20% по сравнению с регламентированной стратегией и до 50% - со стратегией до отказа.

Для изучения влияния той или иной стратегии обслуживания на эксплуатационную надежность электрической сети нефтепромысловых потребителей предложено применять показатель чувствительности Тл сети на стратегию ремонта элемента сети.

Показатель чувствительности позволяет найти относительное изменение характеристики надежности элемента сети (длительности аварийного отключения сети) при переходе на ту или иную стратегию ТО и

_ Мс(й) л

ремонта элемента, определяется по выражению: " , где Мс -

изменение длительности аварийных отключений сети при изменении стратегии ТО и ремонтов элемента (элементов) сети, <1 - длительность аварийных отключений сети для стратегии, принятой в качестве исходной (например, до отказа). Показатель чувствительности изменяется в пределах

ОйТ^ <тах5 ^ где тах8 _ предельное значение относительного изменения времени восстановления при переходе на стратеги по состоянию самого ненадежного элемента сети.

Рис. 1. Изменение параметра потока отказов при различных стратегиях ремонта (ТО) для ВЛ 35 кВ

В табл. 1 приведены результаты расчета показателя чувствительности для различных схем питания нефтепромысловых потребителей с длиной линий ВЛ35кВ равной 15 км. Схема 1 - одноцепная ВЛ35кВ с подключенной однотрансформаторной ПС 35/6 кВ; схема 2 - магистральная двухцепная В Л 35 кВ с подключенными двухтрансформаторными ПС 35/6 кВ и неавтоматический перемычкой со стороны линий 35 кВ; схема 3 - магистральная двухцепная ВЛ 35 кВ с подключенными двухтрансформаторными ПС 35/6 кВ и АВР на выключателе перемычки.

На основе анализа статистических данных в расчетах принят коэффициент изменения времени восстановления элемента при переходе на регламентированную стратегию равный 0,03, для стратегии по состоянию 0,07.

Анализ табл. 1 показал, что при выводе всех элементов сети на стратегию ремонта по состоянию (по сравнению регламентированной стратегией), показатель чувствительности увеличился более чем в 2 раза, что свидетельствует о целесообразности перевода на стратегию ремонтов по состоянию и в первую очередь ВЛ 35 кВ. Резервирование силового трансформатора 35/6 кВ более предпочтительно нежели переход на следующую по уровню стратегию ремонта.

Одним из важных нормативов, входящих в систему ТО и ремонта, является его периодичность, которую целесообразно корректировать в зависимости от времени эксплуатации элекгрооборудования с помощью поправочных коэффициентов.

Для определения поправочных коэффициентов был проведен анализ статистической информации по отказам электросетевого оборудования. По результатам статистического анализа получен временной ряд количества отказов по месяцам. Произведен расчет различного вида регрессионных моделей с определением значений параметров модели (коэффициентов при

независимых переменных). Проведена проверка гипотезы адекватности модели по имеющимся наблюдениям.

Таблица 1

Значения показателя чувствительности для электрической сети напряжением

35 кВ

Исполнение сети Значения показателя чувствительности по элементам сети для разных стратегий обслуживания, 10"2

вл трансформатор ВЛ, трансформатор Все элементы сети

Схема 1 2.13 4,97 0.06 0,01 1.13 2,63 1.51 3,53

Схема 2 2.37 5,53 0,002 0,004 1.63 3,79 1.88 4,39

Схема 3 2.44 5,70 0,002 0,006 1.68 3,92 1.88 4,40

Примечание. В числителе значения показателя чувствительности при переходе элемента (элементов) на регламентированную стратегию ТО и ремонта, в знаменателе - при переходе на стратегию по состоянию.

Как следует из числовых результатов, при эксплуатации электросетевого оборудования от 0 до 5 лет адекватна экспериментальным данным линейная модель, значимость нулевой гипотезы равна нулю, и для ВЛ 6 кВ линейная регрессионная модель имеет вид Л(1) = 1,101 + 0,0421. При эксплуатации электросетевого оборудования от 5 до 10 лет и далее по пятилетним интервалам времени адекватна экспериментальным данным экспоненциальная модель параметра потока отказов. По данным эксплуатации построена усредненная кривая Ху(1) для периода времени от 0

до 25 лет и более, которая описывается выражением Л(/) = 2,55е0,(ю82'.

Методика определения поправочных коэффициентов к„ заключается в следующем. При определении поправочных коэффициентов исходили из предположения, что изменение количества отказов по интервалам времени не должно меняться (#„*#,). За базовое значение Я0 принято количество отказов на интервале времени 5-10 лет.

Определялось изменение количества отказов по формуле:

т,

Н,(1)- ]АА(1)&, где Т, - периодичность ремонта, которое соответствует

т,-!

площади геометрической фигуры примерно равного площади прямоугольного треугольника.

Далее сравнивались площади фигур, для интервалов 10-15, 15-20 и т.д. с площадью фигуры для интервала времени 5-10 лет. Равенство площадей фигур для разных интервалов достигается смещением периодичности проведения ремонта влево (в сторону уменьшения), а отношение полученной периодичности к периодичности ремонтов в интервале от 5 до 10 лет (т.е. 60

мес.) определяет поправочный коэффициент периодичности. Расчет поправочных коэффициентов к периодичности проведения текущего (ТР) и капитального ремонтов (КР), например, для ВЛ 6 кВ показал, что для интервала времени эксплуатации 5-Ю кп =1; для интервала времени 10-15 лет - кп =0,83-0,9; для интервала времени 15-20 лет - к„ =0,6-0,75; для интервала времени 20-20 лет - кп = 0,6 - 0,75; для интервала времени 15-20 лет - кп =0,6-0,75; более25 лет к„ =0,35-0,5.

Значение поправочного коэффициента косвенно показывает уровень износа электрооборудования. При больших сроках эксплуатации коэффициент намного меньше единицы, что объясняется увеличением скорости износа оборудования. В начальный период эксплуатации износ электрооборудования не такой интенсивный ввиду чего поправочный коэффициент стремиться к единице.

В третьей главе разработана методика определения объемов аварийных ограничений электропотребления нефтепромысловых объектов и оценка риска останова системы нефтедобычи с учетом технологического резервирования в условиях дефицита мощности в энергосистеме.

Математическая постановки задачи распределения объемов аварийных ограничений в условиях дефицита мощности в энергосистеме заключается в следующем. Пусть имеется $ множеств потребителей мощности. Дискретная структура потребителей каждого множества задается парой

0зНачаЮщей, что вся мощность разбивается на

Р -

элементарные порции мощности в случае недодачи которой возникает

значение У0 - критерий (признак) выбора оборудования, где - число дискретных элементов каждого подмножества.

Предложены стратегии выбора отключаемого оборудования при вводе

аварийных ограничений (табл. 2) р

Если » - имеющееся количество энергии, . то величина дефицита

п

(ограничения) определяется как Р0 = ХХ^ ■ ® нашем случае задача

ы ¡.\

сводится к определению перечня отключаемых потребителей, для которых

р

их суммарная мощность не меньше величины ограничения мощности 0 и результирующее значение критерия выбора оборудования У^ минимально.

При такой постановке задачи .структуру потребителей удобно изображать геометрически как множество точек (или векторов) в координатах

(Р-У)

Для нефтяных скважин (НС) определяется крутизнаД, = ^ геометрического изображения пары Получаем

неупорядоченное геометрическое изображение потребителей. На рис. 2 графически показан пример структуры 3 подмножеств потребителей (ДНС), каждое из которых состоит из 2 элементов (НС). Для решения задачи

предлагается использовать метод нижней огибающей кривой (НОК) в комбинации с методом ветвей и границ.

Таблица 2

Стратегии выбора отключаемого оборудования при вводе аварийных

Характеристики Стратегия 1 Стратегия 2 Стратегия 3 Стратегия 4

Время года летнее летнее зимнее зимнее

Отключаемое оборудование Оборудование НС, затем агрегаты ДНС Агрегаты ДНС, затем оборудование НС Оборудование НС, затем агрегаты ДНС Агрегаты ДНС, затем оборудование НС

Критерий выбора оборудования Уц Минимум добычи нефти 0 Минимум добычи нефти 0 Максимум обводненности продукции О Максимум обводненности продукции £>

геометрическое изображение

потребителей Рис.3. НОК для нефтяных скважин

Нижней огибающей кривой будем называть монотонно вогнутую вниз ломанную кривую в системе координат Р-У. НОК для нефтяных скважин (стратегии I и 3) представлена на рис, 3.

Если в ограничении режима электропотребления участвуют нефтепромысловые объекты (ДНС, КНС, КСП), имеющие в своем составе резервуары сырой нефти, свободные объемы которых могут быть использованы как временной резерв, то применяется упорядочение элементов по технологическим ограничениям (строгое упорядочение) (стратегии 2 и 4). В данном случае необходимо строить НОК, удовлетворяющую технологическим ограничениям.

Ограничением применения стратегий 2 и 4 является возможность аварийных отключений объектов нефтедобычи вследствие исчерпания временного резервирования, поэтому применение этих стратегий ограничено величиной риска останова системы нефтедобычи при возникновении дефицита мощности в энергосистеме.

Под риском понимаем поддающуюся измерению вероятность понести значительные убытки. Риск Л определяется величиной вероятности Р(/, < /,,) останова (отказа) системы добычи нефти при временном резервировании в технологии, где <,, - время заполнения аварийного резервуара (АР) ДНС, • время восстаноапения системы электроснабжения (СЭ), в нашем случае равно времени режима ограничения. Убытки от останова системы

нефтедобычи определяются по выражению: У = ]{?«<-) + Qtmiied ■С«-',),

где Qjjc - ущерб для нефтяной скважины к-го насоса, питающей у-ю ДНС; QL„o ■ убытки для последующих после НС звеньев i-ой технологической цепи.

Оценка риска останова системы нефтедобычи с учетом технологического резервирования включает в себя расчет надежности технологической системы с аварийными резервуарами. Для оценки риска разработана математическая модель надежности системы нефтедобычи с временным резервированием, которая строится на базе марковских процессов. Для моделирования использован программный пакет Maple 13, с помощью которого решалась система дифференциальных уравнений описывающих матрицу состояний и переходов системы нефтедобычи при ограничении режима электропотребления. Получены кривые изменения риска R(t) (рис.4) при разной интенсивности потока отказов системы нефтедобычи q при ограничении режима электропотребления ДНС для летнего времени (стратегия 2).

Анализ рис.4 показал, что при ограничении мощности с течением времени риск отказов функционирования системы нефтедобычи

увеличивается, так при 9 = 0,25, ч ' приближается к значению равному 0,17. Увеличение свободного объема аварийного резервуара на 10-15% при неизменном времени ограничения способствует уменьшению риска на 50%.

При / -> да значение риска R(t ~> да) соответствует останову системы добычи нефти с временным резервированием в режиме ограничения электропотребления объектов нефтедобычи (ДНС, КСП) при дефиците мощности в энергосистеме, так при q = 0,25 риск R(t -> да) = 0,09.

Таким образом, при определении объемов аварийных ограничений должны учитываться последствия, критическое время отключения, приводящее к нарушениям технологического процесса технологии добычи, сбора, подготовки нефти и попутного нефтяного газа, стратегии выбора отключаемого оборудования и время года (сезонность). Если ограничивается электропотребление объектов нефтедобычи с АР, то в этом случае целесообразно оценивать риск отключения НС, связанный с заполнением свободного объема аварийного резервуара.

Рис.4. Кривые изменения риска Д(/) останова системы нефтедобычи при разной интенсивности потока отказов системы нефтедобычи при ограничении режима электропотребления ДНС для летнего времени

В четвертой главе разработана нечеткая модель ТС погружных электроцентробежных насосов на основе анализа токовых данных и технологических параметров погружной установки. Проведена классификация отказов по факторам, существенно влияющих на отказы погружных центробежных насосов с электроприводом.

Для оценки ТС УЭЦН в общем случае используются следующие измеряемые технические, косвенные, характеризующие вибрационное состояние и геолого-технологические параметры: изменение уровня сигнала (амплитуды интегральной составляющей токов фаз) (УС); изменение амплитуды выделенных частот (АЧ); частота вращения вала (Вл); низкочастотные колебания (НК); автоколебание вала установки (АВ); частоты, свидетельствующие об электрических дефектах (ЭЛ); дебит скважины (Д), потребляемый ток по фазам, изменение тока по фазам, скачки тока единовременные и разнесенные во времени, изменения напряжения на трансформаторе ТМПН, температура статора ПЭД (ТП).

В нашем случае для составления нечеткой модели выделены во множестве измеряемых параметров значения УС, АЧ и Д. Параметры УС, АЧ и Д параметрически многосвязаны, поэтому для составления модели повреждений (МП) (снижение подачи ЭЦН, заклинивание насоса, пробой изоляции ПЭД, питающего кабеля, низкое качество напряжения и т.д.) рассмотрим систему уравнений:

УС = Г(А Ч, /, ПКЭУ, 1 (3)

АЧ = Р(ВЛ, НК, АВ, ЭЛ, ПКЭ)\|,

где ^ - функционал. Так как эти функциональные зависимости сложны и неизвестны для конкретной УЭЦН примем следующую модель объекта МП = Р(УС,АЧ,Д).

Для решения уравнения (3) параметры представлены в нечетком виде:

где А, В, <2 - уровень сигнала, амплитуда выделенной частоты, дебит нефтяной скважины соответственно, рУС, /ллч, функция принадлежности значений величин уровня сигнала, амплитуды выделенных частот, дебита соответственно нечетким множествам УС, АЧ и Д.

Параметры А,В,д целесообразно выразить в долях, соответствуют отношению текущего значения УС, АЧ или Д к базовому. Базовое значение определяется величиной сигнала (дебита) новой или вновь запущенной исправной установки.

В нашем случае для описания термов лингвистических переменных УС, АЧ и Д приняты треугольные и трапецевидные нечеткие числа и интервалы. Эти числа рассматриваются как частный случай нечетких чисел и интервалов (Ь-11)-типа, если в качестве (Ь-Я)-функций использовать линейные функции (рис. 5).

Универсум 51 решений о дальнейшей эксплуатации установки описывается нечеткими множествами: В'е5}, где -типовая ситуация / класса; - текущая к-я ситуация; - степень принадлежности к-й ситуации к 1-у классу.

Полученная нечеткая модель ТС УЭЦН может быть использована при разработке экспертной системы (ЭС), включающей постоянный контроль и диагностику погружной установки. Основными элементами автоматизированной системы являются: датчики (температурные, вибрационные и др.) интеллектуальный интерфейс, компонент формализации ситуации (КФС), компонент объяснения и классификации, решатель, база данных и база знаний.

При создании нечеткой продукционной модели развития дефектов могут быть использованы как априорные данные о ТС, поступающие от экспертов, так и данные, полученные в результате измерений.

Нечеткие множества УС, АЧ,Д представлены нечеткими числами (НЧ), описанными терм-множествами УС = {Т%,Т%г,Т&), АЧ = <т£,,т£1,т£1),

На этапе фазЗйфикации производится преобразование четких данных в нечеткие методом универсальной шкалы, показанной на рис.5. Осью отображения универсальной шкалы для УС, АЧ и Д является диагональ единичного квадрата предметной шкалы.

Формированные продукции Р/ записываются в виде:

Рус =\р!с,Рус2Р?1 (5)

РЛ" ={РГ,Р?', Г?"

По каждому измеряемому параметру формируется ситуация состоящая из трех продукций. Например, УС,, АЧг и д2 на рис. 5 выделяют продукцию р"' (сильный сигнал), Р2: (выше нормы), (ниже нормы).

Ядро продукции выходной ситуации имеет вид: 3' - Р,УС & РАЧ & Р,д. В табл. 3 определен допуск к эксплуатации в виде типовых ситуаций. На самом деле таких ситуаций составленных для выделенной частоты или частот амплитудно-частотной характеристики спектра токового сигнала учетом с геолого-технологических факторов намного больше (более 100 ситуаций).

Таблица 3

Пример набора типовых ситуаций

Допуск к эксплуатации База нечетких правил

Длительная 5" Если УС = Р,уг и А Ч = р*4 и <2 = Р,д то 51. Если УС = Р2)Г и АЧ = Р*4 и (3 = Р* то 5'. Если УС = Р;с и АЧ = Р2ач и 0 = Р,д то 5'1. Если УС = Р,УС и ЛЧ = РАЧ и О = Р/ то 5'.

Допускается при периодическом контроле Если УС = Р2УГ и АЧ = Р3ЛЧ и (2 = Р2Д то Если УС = Р*с и А Ч = Р2ЛЧ и 2 = р/ то . Если УС = Р2К' и АЧ = Р*4 и (2 = Я/ то 52. Если УС = Р2>г и А Ч = Р2ЛЧ и <2 = Ръя то 51.

Следовательно, переход к новым методам диагностики и контроля в условиях неопределенности информации позволит автоматизировать поддержку принятия решений с помощью экспертной" системы и предупредить развивающие дефекты элементов и узлов погружной установки.

Подход к определению напряжения трансформатора ТМПН основан на следующих исходных данных: напряжение питающей сети, ток нагрузки и длина кабельной линии до ПЭД. '

Выделены лингвистические переменные: «напряжение сети» ^ (ЛП1), «ток нагрузки» 1 (ЛП2), «длина кабеля» I (ЛПЗ), для которых нечеткие множества записываются следующим образом:

Л™ = (О,); £><'е Аш),

где / - лингвистическая переменная; у - номер терма ЛП/; Ы - значение параметра ЛП/; //<».(№) - функция принадлежности значения £>/ к нечеткому множеству А'"и; А"'" - множество возможных значений £>/.

Рис.5. Универсальная шкала формирования нечетких множество продукций от четких параметров изменения уровня сигнала (УС), изменения амплитуды выделенной частоты (АЧ), дебит нефтяной скважины (Д)

Для определения соответствия напряжения сети, тока нагрузки и длины кабельной линии конкретной отпайке скважинного трансформатора вводится универсум - напряжение на выходе скважинного трансформатора, содержащий нечеткие множества:

ШеУ}

>

где Е>и - напряжение на выходе скважинного трансформатора с N -й отпайки; Л'-П.'О]. номер отпайки; - значение напряжения на выходе трансформатора; . функция принадлежности значения напряжения

на выходе трансформатора к нечеткому множеству У - множество возможных значений напряжения на выходе скважинного трансформатора. Пример правил нечеткого вывода представлены в табл.4. В качестве алгоритмического базиса для вычисления номера отпайки предлагается использовать систему нечеткого вывода Мамдани. Реакция алгоритма нечеткого вывода изображена в виде поверхности «Напряжение на выходе трансформатора» (рис.6).

Таблица 4

Правила определения номера отпайки трансс юрматора ТМПН

№ правила Нечеткие правила вывода уровня напряжения на выходе трансформатора напряжением 0,4/{Уро6 Четкий вывод (номер отпайки трансформатора)

1. Если и = А[' и 1~А и 1-А1 то 5, 1

2. Если и=А1' и 1=--А и то В2 2

3. Если и=А% и ] = А и Ь=А, то В2 2

4. Если и = А% и 1-Л и 1=А\ то Вз 3

5. Если и=А" и 1----Л и то В3 3

6. Если и=А% и 1 — А и то В} 3

4» О

Рис.6 Изменение напряжения на выходе скважинного трансформатора от напряжения сети и тока нагрузки при длине кабеля 1000 м

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. Проведен анализ влияния изменения стратегии ТО и ремонта и их комбинации на надежность электрической сети, которая позволяет дать количественную оценку реакции сети при переходе на другую стратегию ремонта с учетом схемных решений, объема восстановления работоспособности и коэффициента изменения времени восстановления элемента.

2. Предложена методика построения модели изменения параметра потока отказов по интервалам времени, с учетом различных видов ремонта и методика определения поправочных коэффициентов к периодичности ТО и ремонтов в зависимости от принятых интервалов времени эксплуатации, что является одним из направлений оптимизации затрат на эксплуатацию сети, за счет уменьшения простоев объектов добычи нефти.

3. Разработана методика распределения объемов аварийных ограничений электропотребления. В качестве критерия определения стратегии выбора

отключаемого оборудования при вводе аварийных ограничений в зимнее время выбрана максимальная обводненность продукции, в летнее -минимальная добыча нефти. Разработана методика оценки риска останова системы нефтедобычи, которая основана на расчете надежности технологической системы с временным резервированием и включает в себя оценку вероятности понести значительные убытки, связанные с остановом технологического процесса добычи нефти и попутного нефтяного газа.

4. Разработана модель ТС погружного электродвигателя и других элементов УЭЦН с применением нечеткой логики, на основе которой определяется дата ремонта установки и тем самым практически исключаются РС-отказы. Предложенная методика может быть использована для разработки автоматизированной экспертной системы, включающей постоянный контроль и диагностику погружной установки.

5.Разработан подход к определению напряжения трансформатора, питающего погружной электродвигатель с применением нечеткой логики, которая позволяет улучшить энергетические показатели работы ПЭД и вибрационное состояние погружной установки. Процесс определения номера отпайки целесообразно автоматизировать ввиду изменения напряжения сети в течение суток и нагрузки трансформатора, с использованием контроллера, функционирующий на основе теории нечеткой логики, что значительно упрощает и убыстряет процесс решения.

6. Разработана Технологическая инструкция по техническому обслуживанию и ремонту оборудования, линий электропередачи, средств релейной защиты и автоматики № П2-05 С-030 Р-001 Т-001 ЮЛ-99 (версия 1.00), которая внедрена в ООО «РН-Юганскнефтегаз».

СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Басырова Т.Д.* Сушков В.В. Плюхин П.С. Исследование надежности нефтепромысловых электрических сетей при различных стратегиях технических обслуживании и ремонта'/ Проблемы электротехники, электроэнергетики и элекгротехнологии: Труды II Всероссийской научно-технической конференции с международным участием 16-18 мая. Ч. 1. - Тольятти: ТГУ, 2007. С.19-23.

2. Плюхин П.С., Басырова Т.Д., Сушков В.В. Динамика надежности электрических сетей в зависимости от стратегии технических обслуживании и ремонта' VI Международная научно-техническая конференция «Динамика систем, механизмов и машин» 13-15 ноября 2007 г. -Омск: Изд-во ОмГТУ, 2007. - Кн.1. -С.112-115.

3. Сушков В.В., Басырова Т.Д. Методика оценки влияния стратегии ремонта на надежность электрической сети нефтяных месторождений Западной Сибири// Промышленная энергетика, 2008, №7. С.22-25.

4. Сушков В.В., Басырова Т.Д., Емелина Н.М. Методика расчета поправочных коэффициентов к периодичности ремонтов электросетевого оборудования нефтяных месторождений Западной Сибири// Промышленная энергетика, 2008, №9. С.28-30.

5. Сушков В.В., Матаев H.H., Кулаков С.Г., Емелина Н.М., Басырова Т.Д. Надежность, техническое обслуживание, ремонт и диагностирование нефтегазопромыслового оборудования/ Под общ. ред. Сушкова В.В.: Монография - СПб.: Нестор, 2008,296с.: ил.

6. Басырова Т.Д., Сушков В.В. Динамика надежности нефтепромысловых электрических сетей в зависимости от временного резервирования в технологии добычи нефти// Динамика систем, механизмов и машин: матер. VII Междунар. научн.- техн. Конф. - Омск: Изд - во ОмГТУ, 2009. - Кн I. - 448 с. С. 114-117.

7. Басырова Т.Д., Сушков В.В. Оценка влияния гармонических составляющих токов и напряжений на работу элекгропогружных установок// Энергоэффективность и энергобезобасность производственных процессов: сборник трудов Международной научно-технической конференции студентов, магистрантов, аспирантов 10-12 ноября 2009 г. - Тольятти: ТГУ, 2009. С.11-14.

8. Сушков В.В., Басырова Т.Д. Анализ качества напряжения в электрических сетях на примере г. Нижневартовска //Проблемы электротехники, электроэнергетики и электротехнологии: сборник трудов Международной научно-технической конференции. Тольятти: 12-15 мая 2009 г. В 3-х ч. - Тольятти: ТГУ, 2009. - Ч. 2. - 343 с. С.285-288.

9. Сушков В.В., Басырова Т.Д. Подходы к диагностированию погружных скважинных центробежных насосов с электроприводом// Проблемы электротехники, электроэнергетики и элекгротехнологии: сборник трудов Международной научно-технической конференции. Тольятти: 12-15 мая 2009 г. В 3-х ч. - Тольятти: ТГУ, 2009. - Ч. 2. - 343 с. С. 282285.

Ю.Гладких Т.Д., Сушков В.В. Методика распределения объемов ввода аварийных ограничений электропотребления нефтепромысловых потребителей Западной Сибири при возникновении дефицита мощности в энергосистеме// Промышленная энергетика, 2010, № 10. С. 46-48.

Личный вклад автора заключается в том, что в работах [1-3] исследовано влияние стратегий на надежность электрических сетей; в работе [4] предложена методика поправочных коэффициентов к периодичности ремонтов; в работах [3,5] предложен показатель чувствительности сети к стратегиям ремонта; в работах [6] предложена модель надежности электрических сетей с временным резервированием; в работах [7, 8] проведена оценка влияния гармонических составляющих токов и напряжений на работу электропогружных установок и электрооборудования; в работе [9] предложен подход к диагностированию погружных электроцентробежных насосов; в работе [10] предложена методика ввода объема аварийных ограничений электропотребления.

♦Басырова Т.Д. изменила фамилию на Гладких Т.Д.

Подписано в печать 17.11.2010. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Гарнитура «Тайме». Усл.п.л. 1,2. Уч.-изд.л. 0,9. Тираж 100 экз. Тип.зак. 61 Заказное

Отпечатано на дупликаторе в полиграфической лаборатории кафедры «Дизайн и технологии медлаиндустрии» Омского государственного технического университета 644050, 0мск-50, пр. Мира, 11

ВВЕДЕНИЕ.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ И ОПТИМИЗАЦИИ ТЕХНИЧЕСКИХ ОБСЛУЖИВАНИИ'

ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ СИСТЕМ.

1.1. Характеристика электросетевого оборудования на примере

ОАО «РН-Юганскнефтегаз».

1.1.1. Удельное количество отказов в электроустановках.

1.1.2. Электротехнический комплекс добычи нефти.

1.2. Общая характеристика проблемы диагностирования и оптимизации технических обслуживаний нефтепромыслового оборудования в нефтяной промышленности.

1.3. Методы технической диагностики оборудования.

2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКИХ ОБСЛУЖИВАНИЙ И РЕМОНТА НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ.

2.1. Оптимизация технических обслуживаний и ремонтов.

2.2. Анализ влияния различных стратегий ремонта на эксплуатационную надежность электрических сетей нефтяных месторождений Западной Сибири.

2.3. Методика определения поправочных коэффициентов к периодичности ремонта в зависимости от времени эксплуатации электрооборудования.

3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ АВАРИЙНЫХ ОГРАНИЧЕНИЙ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ПРИ ВОЗНИКНОВЕНИИ ДЕФИЦИТА МОЩНОСТИ В

ЭНЕРГОСИСТЕМЕ.

3.1. Постановка задачи.

3.2. Определение объёма аварийных ограничений предприятий и цехов нефтедобычи.

3.3. Стратегии выбора отключаемого оборудования при вводе аварийных ограничений в зависимости от времени года.

3.4. Разработка методики распределения объемов аварийных ограничений электропотребления нефтепромысловых потребителей Западной Сибири при возникновении дефицита мощности в энергосистеме.

3.5. Разработка модели оценки риска останова системы нефтедобычи с учетом технологического резервирования.

3.5.1. Условия функционирования технологических структур добычи нефти.

3.5.2. Исходные данные.

3.5.3. Допущения и ограничения.

3.5.4. Критерии останова системы нефтедобычи.

3.6. Анализ условий возникновения аварийного останова объектов нефтедобычи.

3.6.1. Варианты функционирования однофазной системы добычи нефти.

3.6.2. Варианты функционирования многофазной системы добычи нефти.

3.7. Построение графа состояний однофазной системы нефтедобычи.

3 .7.1. Построение графа состояний однофазной системы для зимнего времени года.

3 .7.2;: Выбор способа задания марковского процесса.

3.7.3. Построение графа состояний однофазной системы для зимнего времени года.;.

3.7.4. Определение риска отказов функционирования системы: нефтедобычи для однофазной системы в летнее время.

3.8. Результаты анализа риска отказа системы нефтедобычи!с технологическим резервированием.

3.8.1. Расчет риска останова- для летнего времени.

3;8;2. Расчет риска останова для зимнего времени.

4. ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ПОГРУЖНЫХ

ЭЛЕКТРОЦЕЫТРОБЕЖ11ЫХ НАСОСОВ НА ОСНОВЕ НЕЧЕТКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ.

4.1. Анализ надежности ПЭД и других элементов УЭЦ1-1.

4.2. Разработка принципа оценки состояния УЭЦН.

4:2.1. Критерии оценки технического состояния УЭЦН по токовому сигналу./.

4.3. Разработка модели технического состояния УЭЦН на основе теории нечетких множеств;.

4:3:1. Формализация знаний:.„.

4.3.2. Определение количественной оценки нечеткости экспертной информации.116«

4.3.3. Нечеткая модель вибрационного состояния УЭЦН;.

4.3.4. Построение нечетких множеств лингвистических переменных для параметров технического состояния УЭЦН для экспертной, системы.

4:4. . Разработка подхода к выбору напряжения трансформатора; питающего погружной электродвигатель на основе теории. нечетких- множеств:.

Актуальность темы.

Важным направлением эффективного, функционирования нефтегазодобывающих предприятий (НГДП) является повышение эксплуатационной надежности нефтепромысловых электрических сетей и одного из важных элементов электротехнического комплекса - установок погружных центробежных насосов (УЭЦН). Электротехнический комплекс добычи нефти состоит1 из нефтепромысловых электрических сетей и потребителей электроэнергии нефтяных месторождений.

К вопросам повышения эксплуатационной надежности относятся, совершенствование системы^ технического обслуживания (ТО) и ремонта нефтепромысловых электрических сетей, минимизация ущерба * при возникновении дефицита мощности в электрических сетях- и оценка технического со стояния (ТС) погружного электрического двигателя (ПЭД) и других элемер-тов УЭЦН.

К числу основных положений системы ТО и ремонта относятся, стратегии ремонта электрических сетей, под которыми^ понимается общее планирование осмотров, диагностирования и* ремонта. При этом исследование влияния различных стратегий ремонтами их комбинаций на надежность электрической сети недостаточна.

Рацио'нальное распределение заданных объемов аварийных ограничений электропотребления в нефтепромысловых электрических сетях позволит исключить неупорядоченное отключение потребителей и минимизировать ущерб при возникновении дефицита1 мощности в энергосистеме.

Повышение надежности электротехнического комплекса добычи нефти требует оценки технического состояния ПЭД и других элементов УЭЦН. Оценка ТС невозможна без определения технических параметров рабочих органов, косвенных параметров, характеризующих вибрационное состоят ; установки и геолого-технологических параметров нефтяной скважины. При этом привлечение экспертной информации делает невозможным применение традиционных математических методов, поэтому актуально использование специфического подхода для оценки ТС погружной установки, основанного на теории нечетких множеств.

Исследованию оптимизации технического обслуживания и теории диагностирования оборудования посвящены работы В.Д. Авилова, И.А. Бирге-ра, Н.Г. Бруевича, Ю.К. Беляева, Б.В. Васильева, Г.А. Голинкевича, Г.В. 1 Дружинина, В.А. Каштанова, Л.П. Леонтьева, Ю.З. Ковалева, Перотте, Г.С.

Рахутина, Г.И. Разгильдеева, А.Л. Райкина, A.C. Сердакова, C.B. Степанова, А.И. Селиванова, H.A. Северцева, А.Д. Соловьева, И.А. Ушакова, A.M. Ши-1 рокова, H.A. Шишонка, Я.Б. Шора, Р.Я. Федосенко, В.И. Щуцкого и др.

Исследованию оптимизации технического обслуживания, ремонта и диагностики электрических сетей и электрооборудования нефтяных и газовых месторождений посвящены работы Ю.З. Ковалева, Б.Г. Меньшова, М.С. ' Ершова, В.В. Сушкова, В.П. Фролова и др. представителей научных школ

Санкт-Петербургского государственного горного института, Московского государственного горного университета, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева Сибирского отделения РАН, научно-педагогической школы электротехники, основанной заслужен* ным деятелем науки и техники РФ профессором Ю.З. Ковалевым.

Во всех работа возникает общая проблема совместного рассмотрения непромысловых электрических сетей и основных потребителей электроэнергии нефтяных месторождений с позиции повышения надежности и совершенствования ТО и ремонта, а также оценки ТС электрооборудования.

Цель работы. Сокращение длительности аварийных отключений в электрических сетях и минимизация простоев объектов добычи нефти на основе оптимизации подходов к проведению ремонта, диагностирования и упорядочивания отключений в электрических сетях при возникновении дефицита мощности.

Задачи исследования. Для реализации цели работы необходимо решение следующих задач:

1. Провести анализ влияния различных стратегий ТО и ремонта и их1 комбинации на эксплуатационную надежность электрической сети с учетом' схемных решений, объема восстановления работоспособности и изменения характеристик надежности при переходе нагту или иную стратегию ремонта.

2. Предложить методику определения поправочных коэффициентов к периодичности капитальных и текущих ремонтов в зависимости от времени эксплуатации электросетевого оборудования.

3. Предложить методику распределения объемов аварийных ограничений! электропотребления нефтепромысловых потребителей Западной Сибири при возникновении дефицита мощности в энергосистеме.

4. Разработать нечеткую модель технического» состояния УЭЦН и подход к выбору напряжения на выходе трансформатора, питающего погружные электронасосы добычи нефти на основе теории нечетких множеств.

5. Разработать нормативное положение о системе технических обслу-живаний и ремонта электроустановок.

Объект исследований. Объектом исследований является электротехнический комплекс, состоящий из электрической сети и потребителя электрической энергии добычных объектов нефтяных месторождений Западной Сибири;

Методы исследований. В работе использованы аналитические и экспериментальные методы: математического моделирования, основанные на теории вероятностей и- математической» статистике; теории нечетких множеств; теории надежности; теории восстановления; математического моделирования процессов проведения технических обслуживаний и ремонтов; экспериментальных исследований функционирования электрооборудования и системы электроснабжения на основе многолетних наблюдений за оборудованием в процессе эксплуатации.

Научная новизна результатов исследований.

1. Предложено оценивать влияние той или иной стратегии ТО и ремонта на эксплуатационную надежность электрических сетей нефтепромысловых потребителей с помощью показателя чувствительности, под которым понимается относительное изменение длительности аварийных отключений сети.

2. Предложена методика определения поправочных коэффициентов к периодичности капитальных и текущих ремонтов в зависимости от времени эксплуатации электросетевого оборудования, учитывающая объем восстановления работоспособности, вид ремонта* при фиксированном количестве отказов по выбранным интервалам времени эксплуатации.

3. Разработаны методики распределения объемов аварийных ограничений электропотребления нефтепромысловых потребителей, основанная на выборе стратегии, отключаемого оборудования по определенному критерию в зависимости от технологических ограничений, времени года, и оценки риска останова-системы нефтедобычи с учетом технологического резервирования.

4. Предложена нечеткая модель технического» состояния УЭЦН, позволяющая по выбранным техническим и технологическим параметрам;на основе системы нечеткого вывода принимать решение о вибрационном состоянии ПЭД и других элементов погружной ¿установки в процессе эксплуатации.

Практическая значимость.

1. Дана оценка влияния стратегии ремонта и их комбинации1 на надежность электрической сети.

2. Определены поправочные коэффициенты к периодичности проведения текущего и капитального ремонтов в зависимости от времени эксплуатации воздушных линий электропередачи (ВЛ) б и 35 кВ и подстанций напряжением 35 и 6 кВ.

3. Разработана и реализована в виде программы на ПЭВМ методика распределения объемов, аварийных ограничений электропотребления нефтеf г промысловых потребителей при возникновении дефицита мощности в энергосистеме.

4. Разработана «Технологическая инструкция по техническому обслуживанию и ремонту оборудования, линий электропередачи; средств релейной защиты и автоматики № П2-05 С-030 Р-001 Т-001 ЮЛ-99 (версия 1.00), внедренная в ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Положения, выносимые на защиту.

1. Результаты анализа влияния различных стратегий ТО и ремонта на надежность электрической сети.

2. Методика определения поправочных коэффициентов к периодично; сти проведения текущего и капитального ремонтов.

3. Методика распределения объемов ввода аварийных ограничений электропотребления нефтепромысловых потребителей при дефиците мощности в энергосистеме.

4. Нечеткая модель технического состояния УЭЦН и подход к выбору напряжения на выходе трансформатора, питающего погружные электронасосы добычи нефти на основе теории.нечетких множеств.

Апробация работы. ' Результаты работы докладывались на следующих конференциях:

На II Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Проблемы электротехники, электроэнергетики и электротехнологии», г.Тольятти, 2007.

На VI Международной научно- технической конференции «Динамика систем, механизмов и машин» г.Омск, 2007.

На межвузовских научно-технических конференциях аспирантов, преподавателей и специалистов филиала ГОУ ВПО ТюмГНГУ в гор. Нижневартовске в 2008-2010 гг.

На научных семинарах кафедры электрическая техника ОмГТУ, Омск, 2006-2009 годы.

На международной научно-технической конференции «Проблемы электротехники, электроэнергетики и электротехнологии», г. Тольятти, 2009 г.

На международной научно-технической конференции студентов, магистрантов, аспирантов «Энергоэффективность и энергобезобасность производственных процессов», г. Тольятти, 2009.

Публикации. Основное содержание диссертации изложено в 10 научных работах.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, списка литературы из 145 наименований и приложений. Общий объем диссертации 147 страниц, в том числе: 22 таблицы, 40 иллюстраций.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. Проведен анализ влияния изменения стратегии ТО и ремонта и их комбинации на надежность электрической сети, которая позволяет дать количественную оценку реакции сети при переходе на другую стратегию ремонта с учетом схемных решений, объема восстановления^ работоспособности к коэффициента изменения времени восстановления элемента.

2. Предложена методика построения модели изменения параметра потока отказов по интервалам времени, с учетом различных видов ремонта и методика определения поправочных коэффициентов к периодичности ТО1 и ремонта в зависимости от принятых интервалов времени эксплуатации, что является одним из направлений оптимизации затрат на эксплуатацию сети, за счет уменьшения простоев объектов добычи нефти.

3. Разработана методика распределенияюбъемов аварийных ограничений электропотребления. В* качестве критерия определения стратегии выбора отключаемого оборудования при вводе аварийных ограничений в зимнее время выбрана максимальная обводненность продукции, в летнее -минимальная добыча нефти. Разработана методика оценки риска останова системы нефтедобычи, которая основана на расчете надежности технологической системы с временным резервированием и включает в себя оценку вероятности понести значительные убытки, .связанные с остановом технологического процесса добычи* нефти и попутного нефтяного газа.

4. Разработана модель ТС погружного электродвигателя и других элементов УЭЦН с применением нечеткой логики, на основе которой определяется дата ремонта установки и тем-самым практически исключаются РС-отказы. Предложенная методика может быть использована для разработки автоматизированной экспертной системы, включающей постоянный контроль и диагностику погружной установки.

5.Разработан подход к определению напряжения трансформатора, питающего погружной электродвигатель с применением нечеткой логики,

136 которая позволяет улучшить энергетические показатели работы ПЭД и вибрационное состояние погружной установки. Процесс определения номера отпайки целесообразно автоматизировать ввиду изменения напряжения сети в течение суток и нагрузки трансформатора, с использованием контроллера, функционирующий на основе теории нечеткой логики, что значительно упрощает и убыстряет процесс решения.

6. Разработана Технологическая инструкция по техническому обслуживанию и ремонту оборудования, линий электропередачи, средств релейной защиты и автоматики № П2-05 С-030 Р-001 Т-001 ЮЛ-99 (версия 1.00), которая внедрена в ООО «РН-Юганскнефтегаз».

1. Автономная ИИС контроля технического состояния колонны НКТ в процессе эксплуатации / И.П. Гидзяк, В.В. Дженджеруха, Л.М. Замиховский и др. // Методы и средства виброакустической диагностики: Сб. науч.ст. Kh.IL.Ивано-Франковск: Облполиграфиздат, 1990.

2. Алексеев Б.А., Несвижский Е.И. Система контроля и диагностики состояния трансформаторов. — Электрические станции, 1990, №3.

3. Алтунин А.Е., Семухин М.В., Ядрышникова O.A. Оптимизация инвестиционных планов проведения геолого-разведочных работ на основе нечеткого математического программирования // Нефтяное хозяйство. 2009. №Ю.С.30-32.

4. Базовский И. Надежность: теория и практика: Пер. с англ. под ред. Б.Р. Левина. —М.: Мир, 1965.

5. Байхельт Ф., Франкен П. Надежность и техническое обслуживание: Пер. с немец, под ред. И.А. Ушакова. —М: Радио и связь, 1988.

6. Бак С.И. Рациональная организация профилактического ремонта промысловых электродвигателей // Машины и нефтяное оборудование. 1968. № 9. С. 7-8.

7. Барзилович ЕЛО; Определение оптимальных сроков профилактических работ на автоматических системах // Известия АН СССР. Техническая кибернетика. 1964. № 3. С. 20-32.

8. Барзилович Ю., Каштанов В.А. Некоторые математические вопросы теории обслуживания сложных систем (Библиотека инженера по надежности). — М.: Сов. Радио, 1971.

9. Барлоу Р., Прошан Ф. Математическая теория надежности: Пер. с англ. под ред. Б.В. Гнеденко. — М.": Сов. Радио, 1969.

10. Ю.Барлоу Р., Прошан Ф. Статистическая теория, надежности и испытания на безотказность: Пер. с англ. под ред. И. А. Ушакова. — М.: Наука, 1984. .

11. Барлоу Р., Хантер Л. Оптимальный порядок проведения профилактических работ // Оптимальные задачи надежности / Под ред. И.А. Ушакова. М., 1968. 228 с.

12. Беккер П., Йенсен Ф. Проектирование надежных электронных схем: Пер. с англ. под ред. И.А. Ушакова. — М.:Сов. Радио, 1978.

13. Бердичевский Б.Е. Оценка надежности аппаратуры автоматики. — М.: Машиностроение, 1966.

14. Борисов В.В., Круглов В.В*., Федулов A.C. Нечеткие модели и сети. -М.: Горячая линия Телеком, 2007. - 284 е.: ил.

15. Борисова JI.B. Особенности формализации знаний при логико-лингвистическом описании сложных технических систем. / Л.В.Борисова, В.П. Димитров. Ростов н/Д: PFACXM, 2006. - 234 с.

16. Бочарников В.Ф., Пахаруков, Ю.В*. Вибрации и разрушения в погружных центробежных электронасосах для добычи нефти. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. 141 с.

17. Гадасин В.А, Ушаков И.А. Надежность сложных информационно-управляющих систем (Библиотека инженера по надежности). — М.: Сов. Радио, 1975.

18. Гальперин A.C., Фридрих П.С. Выбор оптимального варианта правил постановки двигателя в капитальный ремонт // Механизация* и электрификация сельского хозяйства. 1984. № 1. С. 3-6 (57).

19. Гашимов М.А., Рамазанов Н.К. Диагностическое исследование электрических неисправностей электроэнергетических машин для задач экспесс оценки технического состояния в процессе их работы//Электротехника. 2006. №3. С. 14-22.

20. Герцбах И.Б. Модели профилактики. — М.: Сов. Радио, 1968.

21. Герцбах И.Б., Кордонский Х.Б. Модели отказов (Библиотека инженера по надежности). —М.: Сов. Радио, 1966.

22. Гирфанов A.A. Гольдштейн В.Г. Оценка эксплуатационного ресурса погружных электродвигателей предприятий нефтедобычи// Электрика. 2006. №3. С. 32-38

23. Гладких Т.Д., Сушков В.В. Методика распределения объемов ввода аварийных ограничений электропотребления нефтепромысловых потребителей Западной Сибири при возникновении дефицита мощности в энергосистеме// Промышленная энергетика, 2010, № 10. С.23-26.

24. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности. —М.: Наука, 1965.

25. Горицкий В.М., Дубов A.A., Демин Е.А. Исследование структурной повреждаемости стальных образцов с использованием метода магнитной памяти металла // Контроль. Диагностика. 2000. № 7. С. 1315.

26. Горский Jl.К. Статистические методы исследования надежности. — М.: Наука, 1970.

27. Гришин В.Г., Суд И.И. Количественная оценка межремонтного периода для синхронных двигателей главных приводов буровых установок//Машины,и нефтяное оборудование. 1974. № 6. С. 5-6.

28. Гук Ю.Б. Теория надежности в электроэнергетике: Учеб. пособие для вузов. Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1990. - С. 87-169.

29. Дедков В.К., Северцев H.A. Основные вопросы эксплуатации сложных систем. М.: Высшая школа, 1976. 406 с.

30. Джозеф Джарратано, Гари Райли «Экспертные системы: принципы разработки и программирование»: Пер. с англ. — М. : Издательский дом «Вильяме», 2006. — 1152 стр. с ил.

31. Диагностирование и настройка коммутации двигателей постоянного тока главных приводов прокатных станов / В.Д. Авилов, E.H. Савельев, Р.В. Сергеев и др. // Промышленная энергетика. 2003. № 10. С. 15-19.

32. Диагностирование установок погружных центробежных электронасосов на специализированных стендах ремонтных предприятий / H.H. Матаев, С.Г. Кулаков, С.А. Никончук, В.В. Сушков // Промышленная энергетика. 2002. № 8. С. 21-23.

33. Диагностирование электропогружных установок добычи нефти без вмешательств в режим их эксплуатации / H.H. Матаев, С.Г. Кулаков, С.А. Никончук, В.В. Сушков, O.A. Чукчеев// Нефтяное хозяйство. 2004. №2. С. 45-46.

34. Дружинин Г.В. Надежность автоматизированных систем. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергия, 1977. 536 с.

35. Дружинин Г.В. Надежность устройств автоматики. — М.: Энергия, 1964.

36. Дубов A.A. Исследование свойств металла с использованием метода магнитной памяти // Металловедение и термическая обработка. 1997. С. 4-6.

37. Дубровин В.М., Дубровин .C.B. Об одном методе выбора времени диагностики технического состояния оборудования // Надежность и контроль качества. 1998. № 3. С. 12-18 .

38. Дунайцев С.Г., Кустов С.С., Федосенко Р.Я. О капитальных ремонтах трансформаторов 35 кВ // Электрические станции. 1978. № 6. С. 23-25.

39. Ершов М.С., Карпинец Б.И. Модели эффективности непрерывного контроля изоляции обмоток силовых трансформаторов // Изв. вузов. Энергетика. 1990. № 1. С. 52-55.

40. Ершов М.С., Скреплев И.В. Модели планирования ремонтов и замен промышленного оборудования Промышленная энергетика, 2005, №11.

41. Заде Л.А. Понятие лингвистической переменной и его применение к принятию приближенных решений. М.: Мир, 1976.

42. Ковалев В.З. и др. Идентификация параметров и характеристик математических моделей электротехнических устройств: Монография/В.3. Ковалев, А.Г. Щербаков, А.Ю. Ковалев. Омск: Изд-во ОмГТУ, 2005. 108 с.

43. Ковалев Ю.З. и др. Моделирование электротехнических комплексов и систем с позиций системного анализа: Препринт /Ю.З. Ковалев, А.Ю. Ковалев, H.A. Ковалева, А.Г. Щербаков. Омск: Изд-во ОмГТУ, 2006. -40 с.

44. Ковалев Ю.З., Сушков В.В. Обобщенная стратегия технических обслуживаний и ремонтов электрооборудования и электрических сетей нефтяных месторождений Западной Сибири // Промышленная энергетика. 2000. № 9. С. 21-24.

45. Ковалев Ю.З., Федоров В.К. Детерминированные и стохастические модели динамических систем: Науч. издание. Омск: Изд-во ОмГТУ, 1995.-216 с.51 .Козлов Б.А. Резервирование с восстановлением (Библиотека инженера по надежности). —М.: Сов. Радио, 1969.

46. Козлов Б.А., Ушаков И.А. Справочник по расчету надежности аппаратуры радиоэлектроники и автоматики. — М.:Сов. Радио, 1975.

47. Коненков Ю.К., Ушаков И.А. Вопросы надежности радиоэлектронной аппаратуры при механических нагрузках (Библиотека инженера по надежности). — М.: Сов. Радио, 1975.

48. Костырко Я.В., Романюк Ю.Ф., Ожотан В.А. К вопросу определения периодичности предупредительных ремонтов двигателей электробуров // Промышленная энергетика. 1986. № 7. С. 22-24.

49. Креденцер Б.П. Оценка надежности систем с временным резервированием. /Под ред. И.А. Ушакова. — Киев: Нау-кова думка, 1978.

50. Леоненков A.B. Нечеткое моделирование в среде MATLAB и fuzzyTECH. СПб.: БХВ-Петербург, 2005. - 736 е.: Ил.

51. Ллойд Д., Липов М. Надежность: организация исследования, методы, математический аппарат: Пер. с англ. под ред. Н.П. Бусленко. -— М.: Сов. Радио, 1964.

52. Маликов И.М., Половко А.М., Романов H.A., Чукреев П.А. Основы теории и расчета надежности. — Л.: «Судпром-гиз», 1960.

53. Матаев H.H., Сушков В.В., Чукчеев O.A. Диагностирование электропогружных установок добычи в процессе их эксплуатации на нефтяных месторожденинях Западной Сибири // Промышленная энергетика. 2004. № 4. С. 25-27.

54. Мелихов А.Н., Берштейн JI.C. Коровин С.Я. Ситуационные советующие системы с нечеткой логикой. -М.:Наука, 1990.

55. Месенжник Я.З., Прут Л.Я., Пироговский P.A. Восстановление электроцентробежных насосов // Электротехника. 2000. № 5. С. 57-60.

56. Методика диагностирования центробежного нефтепромыслового наземного оборудования по спектральным параметрам вибрации: 2-е изд. Тюмень: ОАО СибНИИЭНГ, 1998. 180 с.

57. Методические указания по расчету и нормированию надежности электроснабжения нефтяных промыслов//Руководящий документ РД 39-0147323-801-89-Р/Ю.Б. Новоселов, В.П.Фрайштетер, В.В.Сушков и др. Тюмень, 1989г. -89с

58. Михеев М.Н., Горкунов Э.С. Магнитные методы структурного анализа и неразрушающего контроля, М.: Наука, 1993. 123 с.

59. Мусин А.Х. Управление риском возникновения аварий в системах электроснабжения 6-10 кВ.городов. Промышленная энергетика, 1998, №11.

60. Неклепаев Б.Н., Востросаблин A.A. О риске в электроэнергетике// Промышленная энергетика. 1999, №12.

61. Обработка нечеткой информации в системах принятия решений/ А.Н. Борисов, A.B. Алексеев, Г.В. Меркурьев и др. М.: Радио и связь, 1989. -394 с.

62. Павлов И.В. Статистические методы оценки надежности сложных систем по результатам испытаний (Библиотека инженера по надежности) / Под ред. И.А. Ушакова. — М.: Радио и связь, 1982.

63. Пантелеев В.И. Многоуровневые задачи управления электрическим хозяйством предприятий// Электрика. 2006, №12.

64. Паулаускас М.А., Рашкиннис А.В., Станёнис К.Л., Шаркшнис Г.А. Задача оптимального распределения дефицитных ресурсов при дискретном характере потребления // Труды Академии наук Литовской ССР, серия Б, т. 5(90) (1975) с.145-151

65. Пашковский Г.С. Задачи оптимального обнаружения и поиска отказов в РЭА (Библиотека инженера по надежности) / Под ред. И.А. Ушакова. — М.: Радио и связь, 1981.

66. Перроте А.И., Карташов Г.Д., Цветаев К.Н. Основы ускоренных испытаний радиоэлементов на надежность. — М.:Сов. Радио, 1968.

67. Половко A.M. Основы теории надежности. — М.: Наука, 1964.

68. Половко A.M., Гуров C.B. Основы, теории надежности. 2-е изд., перераб. и доп. -СПб.: БХВ-Петербург, 2006. - 704 е.: ил.

69. Положение о системе технического обслуживания и ремонта электроустановок магистральных нефтепроводов: РД 153-39ТН-009-96; В 2 ч. Уфа: Изд-во, 1997. 325 с.

70. Прикладные нечеткие системы /К. Асаи, Д. Ватада, С. Сугэно; пер с япон. М.: Мир, 1993. - 368 с.

71. Разгильдеев Г.И., Захарова А.Г. Математическая модель замены электрооборудования с учетом неравноценности отказов // Изв. вузов СССР. Энергетика. 1981. № 9. С. 28-31.

72. Райкин А.Л. Вероятностные модели функционирования резервированных устройств. — М.: Наука, 1971.

73. Райкин А.Л. Элементы теории надежности технических систем. / Под ред. И.А. Ушакова. — М: Сов. Радио, 1978.

74. Райншке К., Ушаков И.А. Оценка надежности систем с использованием графов. — М.: Радио и связь, 1983.

75. Рандал Р.Б. Частотный анализ. Брюльи Къер, Дания, 1989.

76. Рахутин Г.С. Вероятностные методы расчета надежности профилактики и резерва горных машин. М.: Недра, 1970. 45 с.

77. Рубальский Г.Б. Управление запасами при случайном " спросе (Библиотека инженера по надежности) / Под ред. И.А. Ушакова. — М.: Сов. Радио, 1977.

78. Рудь Ю.С. Оптимизация технического обслуживания технологического оборудования горно-обогатительных комбинатов // Изв. вузов. Горный журнал. 1980. № 12. С.47-51.

79. Руководящий документ. Положение о системе технического обслуживания и ремонта электроустановок магистральных нефтепроводов: РД 153- 39 ТН-009-96. Уфа: ИПТЭР, 1997. -414 с.

80. Рутковская Д., Пилиньский М., Рутковский JI. Нейронные сети, генетические алгоритмы и нечеткие системы: Пер. с польск. И.Д. Рудинского. М.: Горячая линия - Телеком, 2008. - 452с.: ил.

81. Рутковский A.JL, Арунянц Г.Г., Чурсалова С.С., Диденко A.A. Использование марковских цепей при исследовании надежности систем энергообеспечения// Электромеханика. 2005, № 1.

82. Рябинин И.А. Основы теории и расчета надежности судовых электроэнергетических систем.—М.*: Судостроение, 1967.

83. Сазыкин В. Г. Экспертная система для нового поколения АСУ // Промышленная энергетика. 1995. - № 11. - С. 22-28.

84. Сандлер Д. Техника надежности систем: Пер. с англ. под ред. A.JI. Райкина. —М.: Наука, 1966.

85. Синягин H.H., Афанасьев H.A., Новиков С.А. Система планово-предупредительного ремонта энергооборудования промышленных предприятий. М.: Энергия, 1975. 376 с.

86. Система технического обслуживания, и ремонта оборудования компрессорных станций на базе технической диагностики: РД 39 Р-0148463-0030-95 (второе издание). Тюмень: АО «Техника и технология добычи нефти и газа», 1995. 52'с.

87. Ситидзе Ю. Сато X. Ферриты. М.: Мир, 1964. 170 с.

88. Скляревич А.Н., Розенблат Л.Я. Оптимальная периодичность обслуживания восстанавливаемой системы- с возможными нарушениями // Автоматика и вычислительная техника. 1977. № 4. С. 31-34.

89. Соколов В.В. Актуальные задачи развития методов и средств диагностики трансформаторного оборудования под напряжением // Изв. АН. Энергетика. 1997. № 1. С. 42-44.

90. Справочник по вероятностным расчетам М.: Воениздат, 1970. 382 с.

91. Статистические методы* обработки эмпирических данных. М.: Изд-во стандартов, 1978. 232 с.

92. Сушков В.В. О стратегиях технического обслуживания нефтепромыслового электрооборудования, эксплуатируемого в Западной Сибири. // Машины и нефтяное оборудование. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. № 8. С. 6-9.

93. Сушков В.В. Определение экономически оптимального уровня отключаемой нагрузки в часы максимума для потребителей-электроэнергии нефтяных месторождений Западной Сибири// Промышленная энергетика-1998г. № 1-С. 13-14.

94. Сушков В.В., Басырова Т.Д. Методика оценки влияния стратегии ремонта на надежность электрической сети нефтяных месторождений Западной Сибири//Промышленная энергетика, 2008, №7. G.22-25.

95. Сушков В.В., Басырова Т.Д., Емелина Н.М. Методика расчета поправочных коэффициентов к периодичности ремонтов электросетевого оборудования нефтяных месторождений Западной Сибири// Промышленная энергетика, 2008, №9. С.28-30.

96. Сушков В.В., Иванова Л.Б. Росляков В.П. Оценка надежности схем электроснабжения нефтяных промыслов. В кн.:"Проблемы Развития Западно-Сибирского топливо- энегетического комплекса -Тюмень:, Вып. 64, 1984.

97. Сушков В.В., Матаев H.H., Кулаков С.Г., Емелина Н.М., Басырова Т.Д. Надежность, техническое обслуживание, ремонт и диагностирование нефтегазопромыслового оборудования/ Под общ. ред. Сушкова В.В.: Монография СПб.: Нестор, 2008, 296с.: ил.

98. Сушков В.В., Пухальский A.A. Диагностика технического состояния электрооборудования нефтяных месторождений Западной Сибири // Промышленная энергетика. 1997. № 3. С. 16-19.

99. Сушков В.В., Пухальский A.A. Совершенствование системы технических обслуживаний и ремонтов нефтепромыслового электрооборудования // Промышленная энергетика. 1994. № 3. С. 1619.

100. Сушков В.В., Фрайштетер В.П., Новоселов Ю.Б. Определение ущерба от нарушения электроснабжения объектов нефтедобычи Западной Сибири // Промышленная энергетика. 1993. № 2. С. 16-19.

101. Ушаков И.А. Методы решения простейших задач оптимального резервирования (Библиотека инженера по надежности). — М.: Сов. Радио, 1969.

102. Ушаков И.А., Климов А.Ф. Выбор метода обслуживания для максимизации коэффициента готовности // Вопросы радиоэлектроники. Сер. Общетехническая. 1965. Вып. 25. С. 17-20:

103. Фролов В.П. Воробьев В.В. Использование диагностики нефтепромыслового оборудования для энергосбережения. Тюмень: ОАО СибНИИЭНГ, 1998. 268 с.

104. Фролов В.П. .Воробьев В.В. Пособие по эксплуатации системы поддержания пластового давления путем закачки воды в продуктивные пласты с целью энергосбережения. Тюмень: ОАО' СибНИИЭНГ, 2002. 353 с.

105. Фролов В.П. Энергосбережение в нефтедобыче Тюменской области. Тюмень: ОАО СибНИИЭНГ, 2000г 114 с.

106. Фролов В.П. Энергосбережение в системе поддержания пластового давления //Энергосбережение и диагностика: Труды Тюменского нефтяного научно-технологического центра. Тюмень: АО «Техника и технология добычи нефти», 1999; № 4. С. 121-130:

107. Хенли Э.Дж., Кумамото X. Надежность технических систем и оценка риска/ Пер. с англ. B.C. Сыромятникова, Г.С. Деминой. Под общ. ред. B.C. Сыромятникова М.": Машиностроение, 1984. - 582 с.

108. Хисметов .Т.В;, Эфендиев Г.М., Джафаров К.А. Абдиров A.A. Анализ и оценка степени риска аварий при бурении скважин// Нефтяное хозяйство. 2009. №10. С.46-48

109. Хофман А. Введение в теорию нечетких множеств. М.: Радио и- связь, 1982.

110. Цветков В.А., Уланов Г.А. О диагностическом' обслуживании энергетических агрегатов // Электрические станции. 1996: № 1. С. 2114.

111. Черкесов Г.Н. Надежность технических систем с временной избыточностью. / Под ред. A.M. Половко. —М.: Сов.Радио, 1974.

112. Чечерников В.И. Магнитные измерения. М.: Изд-во Московского университета, 1969. 150 с.

113. Чечурина Е.М. Приборы для измерения магнитных величин. М.: Энергия, 1969.

114. Широков A.M. Основы надежности и эксплуатации электронной аппаратуры. — Минск: Наука и техника, 1965.

115. Шишминцев В.В. Использование тепловизора для диагностики электрооборудования // Трубопроводный транспорт нефти. 1998. № 6. С. 17-19.

116. Шишонок Н.А., Репкин Б.Ф., Барвинский JI.JI. Основы теории надежности и эксплуатации радиоэлектронной техники. / Под ред. Н.А. Шишонка. — М.: Сов. Радио, 1964.

117. Шор Я.Б. Статистические методы анализа и контроля качества и надежности. — М.: Сов. Радио, 1962.

118. Эндрени Дж. Моделирование при расчетах надежности в электроэнергетических системах: Пер. с англ. / Под ред. Ю.Н. Руденко. М.: Энергоатомиздат, 1983.

119. Ястребенецкий М.А., Соляник Б.Л. Определение надежности аппаратуры промышленной автоматики в условиях эксплуатации. — М.: Энергия, 1968.

120. Arnold R.N., Warburton G.B. The flexural vibration of thin cillinders // The Institution of mechanical engineers proceedings. 1953. № 1. P. 167— 169.

121. Berenji H.R., Khedkar P. Learning and tuning fuzzy logic controllers through Reinforcements, IEEE Transactions on Neural Networks, September 1992, vol. 3, nr 5.

122. Dhillon B.S., Dingh G. Engineering Reliability. New Techniques and Application. John Wiley. Sons, New York, 1981.

123. Electrical inspection using thermography AGEMA Infrared System. 1985. Ref. № 3. ar. 8504.

124. Fuller R. Neural Fuzzy Systems. Publishing House: Abo Academi University, 1995.

125. Helvik B. Periodic maintenance on the effect of imperfeciness // 10th Int. Symp. Fault. Tolerant Comput. Kyoto, Oct. 1-3. 1980. P. 204-206.

126. MLT 757-74. Оценка надежности по данным наблюдений. Пер. с англ. США.

127. Ross T.J. Fuzzy logic with engineering application. McGraw-Hill, 1995.

128. Zadeh L.A. Fuzzy logic. IEEE Transactions on Computers, vol. 21, no. 4, 1988, pp. 83-93.