WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Существуют разные причины отключения электроэнергии, обусловленные отказами электрооборудования. Минимизация количества отключений требует совершенствования системы технического обслуживания и ремонта электрооборудования, применения в ней методов диагностирования его состояния.

По результатам статистического анализа наименее надежным элементом в части аварийных отключений системы электроснабжения являются воздушные линии электропередач. Поэтому, перспективным направлением снижения аварийных отключений является использование изолированных и защищенных электропроводов.

Во втором разделе представлен анализ результатов экспериментального исследования качества напряжения в отдельных подразделениях ООО «Энергонефть», математического моделирования зависимостей дебита куста скважин от питающего напряжения, оптимизации управления режимами работы электрической сети в условиях нестабильности напряжения.

Исследования качества напряжения на шинах 0,4 кВ на ряде кустов скважин Мамонтовского месторождения показали, что напряжение на некоторых из них содержит кратковременные спады глубиной до 60 В и длительностью до 100 с, а также продолжительные отклонения глубиной до В и длительностью до нескольких дней.

Первые из них могут быть причиной ложных отключений оборудования, вторые – влияют на такие показатели работы погружных установок, как производительность, напор и КПД, снижая ресурс ПЭД и межремонтный период УЭЦН.

Для реальной оценки степени влияния отклонений напряжения питания ЭЦН на его производительность в условиях лаборатории «ЭПУ-сервис» (г. Нефтеюганск) проведены испытания на стенде «скважина-УЭЦН». Анализ полученных результатов показывает, что увеличение напряжения на % от номинального значения приводит к повышению производительности ЭЦН примерно на 1-2 %, а уменьшение напряжения на 10 % - к снижению производительности на 3-4 %.

Рассматриваемые в работе нефтяные месторождения Нефтеюганского района существенно отличаются по степени освоенности и длительности функционирования (одни из них эксплуатируются более 30 лет, другие – около 15 лет, а третьи – не более 7 лет). Схемы их электроснабжения отличаются по мощностям трансформации, длинам и сечениям проводов воздушных линий (ВЛ), коэффициентам использования элементов и узлов.

Разными являются также глубины скважин, их количество на кустах и производительность применяемых УЭЦН.

В таких условиях актуальна оценка влияния отклонений напряжения на входе схемы электроснабжения месторождения на электрические и тех нологические показатели куста скважины с УЭЦН при изменении конфигурации сети и уровня загрузки ее элементов. Такая оценка была выполнена с помощью математической модели участка электрической сети Мамонтовского месторождения, построенной для условий двух кустов скважин: 680 и 54 «А». Расчетная схема представлена на рисунке 1, где Т2, Т6 – трансформаторы куста скважин 6/0,4 кВ и повышающий 0,4/1,0 кВ для двигателя ПЭД1, соответственно; Е2, Е6 – вольтодобавочные ЭДС, величина которых регулируется путем перебора отводов трансформаторов Т2 и Т6, соответственно; rл1, хл1, rл2, хл2, rл3, хл3 – активные и индуктивные сопротивления участков магистральной линии 6 кВ; rк1, хк1 – активные и индуктивные сопротивления кабельной линии для двигателя ПЭД1; rm, хm – сопротивления ветвей намагничивания трансформаторов Т2, Т6; Рк+jQк – суммарная нагрузка куста скважин.

Рисунок 1. Расчетная схема системы электроснабжения куста скважины (на примере Мамонтовского месторождения) Условия развития схемы электроснабжения куста скважин были представлены в виде изменения длины линии 6 кВ в пределах от 2,5 до км, глубины подвески агрегатов в скважине от 1,5 до 2,5 км, количества работающих агрегатов на кусте от 4 до 7 и степени их загрузки, равной фактической по кусту № 680 и увеличенной на 30 %.

Результаты математического моделирования приведены на рисунке в виде графических зависимостей дебита скважин от входного напряжения Q(Uвх.о.е.), из которых следует, что потери дебита типового куста скважин по причине снижения напряжения на 10 % на входе расчетного участка сети (на шинах 35 кВ подстанции 35/6 кВ) составят 4 % в сутки. При этом, произойдет повышение потребления активной мощности до 10 кВт, снижение уровня реактивной мощности – на 30 квар, а коэффициент мощности для потребителей куста изменится от 0,79 до 0,83.

q, о.е.

Рисунок 2. Зависимости q скважин куста от Uвх для УЭЦН: 1 – с ПЭД-32; 2 – с ПЭД-45; 3 – с ПЭД-90; 4 – с ПЭД-125; 5 – по средним данным Известно, что отклонения напряжения питания УЭЦН от установленного (прогнозного) значения являются «функцией управления» режимом напряжения в нефтепромысловой сети, упрощенное выражение которой имеет вид U2 U2 U2 UU2 = Uв + Кт + Q0 + X, (1) c Uв Кт Q0 X c где U2, Uв, Кт, Q0, Хс – напряжение питания УЭЦН, входное напряжение на ПС 35/6 кВ, суммарный коэффициент трансформации цепи питания УЭЦН, уровень реактивной мощности и реактивное сопротивление цепи, соответственно.

Из анализа результатов расчетов на модели было установлено, что степень влияния указанных переменных Uв, Кт, Q0 и Хс на отклонение напряжения U2 составила, соответственно, (при максимальных и минимальных значениях переменных) 0,665; 0,65; 0,147; 0,14 относительных единиц (о.е.). Отсюда следует, что при изменении напряжения Uв в широких пределах, стабилизация напряжения на зажимах ПЭД U2 может быть достигнута путем изменения эквивалентного коэффициента трансформации при включении в работу устройств регулирования напряжения под нагрузкой и с отклонением нагрузки. Технические средства компенсации реактивной мощности и потерь на реактивных сопротивлениях цепи выполняют корректирующую роль.

Задача управления режимами электрической сети в условиях отклонения напряжения на шинах подстанции 35/6 кВ формулируется как минимизация целевой функции, учитывающей, с одной стороны, потери от снижения добычи нефти по каждой скважине и месторождению в целом, а с другой – затраты на устранение отрицательного действия этих отклонений. Целевая функция при этом имеет вид:

n m I = [Qij(rij )- Gij(rij )] min (2) i j При Gij Qij (rij), i=1,2…n, j=1,2…m =1,2…k rij {0.1}, где Qij – снижение потерь добычи нефти (в руб.) j-ой скважины (j=1,2…m) i-го куста (i=1,2…n) из-за низкого качества напряжения на ши нах 0,4 кВ, вызванное введением в действие на принятом интервале времени мер и средств для его повышения;

Gij – стоимость управленческого решения по вводу в действие -го набора мер и средств (=1,2…k) по повышению качества напряжения на шинах 0,4 кВ, от которых получает питание УЭЦН j-ой скважины i-го куста (i=1,2…n);

r1ij r2ij rij= – -й набор (вектор) мер и средств, повышающий...

rkij качество напряжения на шинах 0,4 кВ, обеспечивающих электроснабжение j-ой скважины i-го куста (=1,2…k);

rij {0.1} – единичное управленческое решение по повышению качества напряжения для -ой скважины i-го куста (=1,2…k).

Каждый r-й комплект из полного (r1, r2, … rk) набора мер и средств представляет собой совокупность мероприятий по повышению качества напряжения, согласованных с условиями применения его для j-ой скважины i-го куста скважин.

Таким образом, оптимальное управление режимами электрической сети НГДП фактически заключается в минимизации целевой функции (2) при использовании комплекса воздействий из указанного выше набора мероприятий с учетом специфики добычи нефти на конкретном месторождении.

С целью реализации условий, представленных в выражениях (1, 2), функции автоматического управления режимами напряжения и электропотребления, по представлению автора, целесообразно возложить на локальные автоматизированные системы управления электропотреблением (АСУЭ).

Управление должно осуществляться путем стабилизации заданного уровня напряжения (на шинах 0,4 кВ), генерации реактивной мощности в опреде ленных точках (узлах) схем электроснабжения и допустимого снижения потерь напряжения в элементах схемы, включением в работу дополнительных мощностей трансформации и передачи электроэнергии.

В третьем разделе рассмотрена структура обобщенной стратегии технического обслуживания (ТО) электрических сетей и электрооборудования ЭК НГДП.

Под обобщенной стратегией ТО нефтепромыслового электрооборудования понимается программа, основанная на следующих основных принципах: объединение в классы известных подходов, оценка их эффективности, рекомендации по Техническому обслуживанию и ремонту (ТОиР) конкретных видов электрооборудования. Методика обоснования выбора стратегии заключается в следующем:

1. Выбираются несколько стратегий обслуживания нефтепромыслового электрооборудования из числа существующих, которые объединяn m r ются в классы KCl Ci, KC2 Cj, KC3 Ck по общему признаку - подU U U i=1 j=1 k =ходу к проведению ТОиР (по факту аварии, по времени эксплуатации, по техническому состоянию). Обобщенная стратегия включает в себя все полученные классы стратегий:

ОС={КС1,КС2,КСЗ}.

2. Составляется математическая модель М определения эффективности стратегий i/1. Для этого определяется правило выбора рациональной стратегии технического обслуживания и ремонта А.

Для известного множества видов электрооборудования на основании правила выбора устанавливается последовательность пар классов стратегий и выделенных классов электрооборудования (ЭО):

КС1(i)ЭООС КС2(j)ЭО2. (3) КСЗ(k)ЭООсновой математической модели определения эффективности стратегий явилось экономическое обоснование следующих существующих подходов к проведению ТОиР нефтепромыслового электрооборудования: "после отказа" (С1), "по наработке" (С2), "плановый" (С3), "групповой ремонт" (С4), "минимальный ремонт" (С5), "по техническому состоянию" (С6). Стратегия С1 отнесена к классу КС1, стратегии С2-С5 - к КС2, а стратегия С6 - к КC3. При составлении обобщенной стратегии ТОиР должны учитываться все подходы (С1,… С6) на базе сравнения численных значений минимальных суммарных затрат на эксплуатацию при этих подходах, полученных с учетом стоимостей проведения ремонтов и всех значимых составляющих ущерба.

Математическая модель эффективности представляет собой отношение C (t) удi М () = = i /1, (4) Д Cуд1(t) где Cydi, Cyd1-удельные затраты на эксплуатацию за время t для i-ой стратегии и стратегии «после отказа», соответственно.

Решение задачи получено путем сравнения численных значений показателя i/1- отношение суммарных затрат на эксплуатацию по различным (конкурирующим) подходам Ci (С2,... С6) к затратам, возникающим при эксплуатации электрооборудования по стратегии C1 «после отказа». Для определения условия предпочтительности i-го и j-го подходов эксплуатации электрооборудования определяется показатель i/j.

Правило выбора заключается в том, что рациональный подход к ТОиР для конкретных видов нефтепромыслового электрооборудования определяется по минимальному значению i/1.А <= min pi Обобщенная стратегия проведения ТОиР нефтепромыслового электрооборудования может быть представлена в виде блок-схемы системы управления и регулирования (рисунок 3).

Рисунок 3. Блок-схема стратегии технических обслуживаний электрических сетей и электрооборудования Управление объектами (в рассматриваемом случае ими являются системы электроснабжения и приемники электрической энергии) осуществляется управляющими воздействиями. Основное из них - оперативнопроизводственное планирование ТОиР электрооборудования на основании разработанной обобщенной стратегии. Блок контроля осуществляет сбор, преобразование, хранение и передачу информации, полученной с объекта управления путем осмотров, обходов, диагностических обследований (в том числе с использованием систем телемеханики), а также информации, имеющейся в базе данных и содержащей сведения об отказах и авариях в электрических сетях. Функции блока контроля реализуются диспетчерскими (включая центральную) и производственно-энергетическими службами.

Данная информация поступает в «блок рассогласования», где происходит ее сравнение с данными «блока заданий» и, в зависимости от вы бранной стратегии, вырабатывается команда постановки электрооборудования на капитальный ремонт, на профилактическое обследование или на продолжение эксплуатации.

Оптимизация ТО может рассматриваться как минимизация вероятностной стоимости эксплуатации электрооборудования. В качестве целевой функции С(а) принята стоимость эксплуатации электрооборудования.

В общем виде критерий для нахождения управляющих параметров а ТОиР имеет вид С(a) min, P(а) P ; a A, (5) a где P* - нормативное значение показателя надежности.

Периодичность ТО нефтепромыслового электрооборудования при этом подходе к техническому обслуживанию определяется минимумом функции, которому соответствует оптимальный период ремонта Т0 пр Тпр Суд3 (Т ) = (Сав + У (tП )) пр ав пл пр (t)dt + (Спл + Упл (t )) + СТО (Т ) min (6) Т пр где (t)- параметр потока отказов, Уав(tп) – ущерб, связанный с авариями в электрических сетях и отказами электрооборудования; Упл(tпл) – ущерб от планового ремонта; tпл,tп – соответственно, время планового и аварийного ремонта и простоя оборудования; Сто(Тпр)- затраты на проведение ТО и затраты по оценке технического состояния; Сто(Тпр)= Сто Тпр, где Стозатраты, связанные с оценкой технического состояния и проведением ТО в единицу времени; -показатель степени (1<2).

В четвертом разделе представлен системный анализ результатов эксплуатации покрытых изоляцией и защищенных проводов (ВЛИ) в условиях ЭК НГДП. В результате выявлено, что их применение повышает надежность и экономичность обслуживания линий 0,4 кВ и ВЛ 6(10) кВ нефтепромысловой сети и, следовательно, снижает потери электроэнергии и ущерб от недобора нефти. При этом повышаются требования к устройст вам защиты таких линий электропередач в части чувствительности, быстродействия и надежности.

В работе предложены и реализованы новые системы энергообеспечения месторождений в ООО «Энергонефть», в которых для защиты ВЛИ от двух- и трехфазных коротких замыканий применяются цифровые (микропроцессорные) реле защиты электроустановок, обладающие широкими функциональными возможностями, имеющие высокую точность и производящие непрерывную диагностику и самодиагностику. Для защиты ВЛЗ 6(10) кВ наиболее предпочтительными являются токовые защиты REL 511, 541, 543, 8РАС 801 (АББ Реле-Чебоксары), SЕCАМ 1000+ (Schneider Electric) и БМРЗ (ЛЭМЗ).

Экономический эффект от внедрения ВЛИ, обусловленный снижением ущерба из-за уменьшения количества отказов, только за 2000-2003 гг.

составил 20,207 млн. руб.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Разработана для ЭК НГДП (ООО «Энергонефть») новая организационная структура, позволяющая повысить эффективность управления и надежность электроснабжения объектов нефтедобычи.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»