Algorithm for calculating the optimal value of the field substation voltage

Cover Page

Cite item

Abstract

The article is devoted to improving the energy efficiency of mechanized mining by selecting the optimal voltage level at the field substation, which provides the required optimization criterion. An unbranched line extending from the field substation, which supplies an arbitrary number of electrical complexes of producing wells, is considered. It is shown that these complexes can contain both submersible centrifugal pumps and rod borehole pumping units driven by asynchronous motors. Mathematical models of electrical complexes of producing wells are nonlinear and are described by high-order differential equations. Therefore, the problem of finding the optimal voltage level of a field substation can only be solved using numerical methods. An algorithm for calculating the optimal voltage value is developed, taking into account the technological features of mechanized oil production. It is a search algorithm that contains three internal cycles: voltage variations at the asynchronous motor farthest from the field substation, sorting out the nodes of the outgoing line, and equalizing the voltage at the nodes when the load of the electrical complexes of the producing wells changes. Well-known analytical expressions are given for calculating the active, reactive and full load of step-up and step-down transformers used in the considered electrical complexes, as well as power losses on these elements and on air and cable lines. A distinctive feature of the presented algorithm is the calculation of the speed of submersible and ground asynchronous motors when the supply voltage changes, taking into account the mechanical characteristics of centrifugal and plunger pumps. An example of calculating the optimal voltage value of a field substation feeding a hypothetical outgoing line with three nodes is given. It is noted that the developed algorithm is a reflection of the method of choosing the optimal voltage of the field substation. Moreover, this algorithm can be adapted to any outgoing line, no matter how complex and branched it is.

Full Text

Повышение энергетической эффективности механизированной добычи нефти является актуальной задачей, позволяющей минимизировать потребление электрической энергии на кубометр поднятой на поверхность жидкости. Пути решения этой задачи разнообразны и включают в себя энергоэффективный дизайн погружной установки [1, 2], разработку насосов, электродвигателей и трансформаторов с большим коэффициентом полезного действия, компенсацию потребляемой реактивной мощности [3] и другие направления [4, 5].

Целью проводимого исследования является решение задачи выбора оптимального значения напряжения промысловой подстанции (ПС), обеспечивающего минимум энергетических затрат при механизированной добыче нефти.

Рассмотрим отходящую от промысловой ПС линию, питающую электротехнические комплексы добывающих скважин (ЭКДС) (рис. 1).

 

Рис. 1. Неразветвленная отходящая линия электротехнического комплекса добывающих скважин с произвольным числом узлов

 

Предположим, что отходящая линия нефтяного промысла является неразветвленной и содержит n узлов, к которым подключены ЭКДС, оснащенные погружными центробежными или штанговыми скважинными насосами.

В приводе центробежных насосов в основном применяются погружные электродвигатели (ПЭД), как правило, асинхронные [6]. Штанговые скважинные насосы оснащаются наземными асинхронными двигателями (АД) со стандартным напряжением 0,4 кВ (380 В). В отличие от этого все ПЭД являются высоковольтными с нестандартным номинальным напряжением. Поэтому электротехнический комплекс с погружным центробежным насосом включает в себя повышающий с 0,4 кВ до необходимого напряжения трансформатор, например типа ТМПН. Поскольку напряжение на выходе промысловой ПС, как правило, составляет 6 или 10 кВ, то в составе всех ЭКДС имеются понижающие до 0,4 кВ трансформаторы. Особенность погружных центробежных насосов заключается также в наличии кабеля большой длины, который соединяет ПЭД с повышающим трансформатором. Потери мощности на этом кабеле достигают существенных значений, поэтому перспективной тенденцией в настоящее время является установка на погружной двигатель конденсаторного устройства компенсации реактивной мощности, снижающего величину полного потребляемого тока.

Асинхронные двигатели, приводящие в движение насосы, потребляют как активную, так и реактивную мощность, причем зависимость потребляемой мощности от напряжения питания является существенно нелинейной. Поэтому вариация напряжения на выходе промысловой ПС приводит к изменению скорости вращения электродвигателей, производительности насосов, потребляемой активной и реактивной мощности, потерь в воздушных и кабельных линиях и трансформаторах. Нелинейной также является зависимость реактивной мощности, вырабатываемой конденсаторами, предназначенными для компенсации реактивной мощности. В связи с этим можно предположить, что существует такое напряжение промысловой подстанции, которое доставит минимум какому-либо энергетическому показателю.

Однако следует учитывать, что асинхронный двигатель описывается системой пяти нелинейных дифференциальных уравнений [7–14], аналитического решения которых принципиально не существует. Поэтому даже для выбора оптимального уровня напряжения питания одного двигателя необходимо пользоваться численными методами расчета. Задача определения оптимальной величины напряжения промысловой ПС еще более осложняется тем, что к одной отходящей линии может быть подключено 10 и более скважин и количество решаемых одновременно уравнений существенно возрастает. Поэтому принципиально расчет оптимальной величины напряжения на выходе промысловой подстанции должен производиться численными методами с привлечением того или иного программного продукта.

Для решения поставленной задачи был разработан алгоритм выбора оптимального напряжения промысловой ПС, питающей отходящую линию с ЭКДС (рис. 2). Алгоритм универсален, поскольку он позволяет удовлетворить любому выбранному критерию оптимизации с учетом особенности технологического процесса механизированной добычи нефти. Представленный алгоритм отражает методику расчета оптимального напряжения промысловой ПС, питающей отходящую линию, к которой подключены электротехнические комплексы добывающих скважин.

Исходными данными для расчета являются: количество узлов n; производительности Q1-Qn насосов при номинальной скорости двигателей; коэффициенты kM1-kMn или kM2.1-kM2.n механической характеристики в зависимости от типа насоса, применяемого в скважине; параметры Г-образной схемы замещения асинхронных двигателей R2Г1-R2Гn, Xk1-Xkn, Xm1-Xmn; скорости идеального холостого хода ω01-ω0n и номинальные скорости ωном1-ωномn вращения двигателей; номинальные значения моментов двигателей Mном1-Mномn, Мном1 М номn; моменты трогания M0.1-M0.n; минимально допустимые значения фазного напряжения двигателей U1min.1-U1min.n; шаг приращения напряжения двигателя самого удаленного узла ΔU1step.n; шаг приращения напряжения ΔU двигателей с 1-го до n1-го; максимально допустимое напряжение на статоре самого удаленного двигателя U1max.n; коэффициенты полезного действия двигателей η1-ηn; коэффициенты передачи двигателей по отношению к изменению напряжения статора kду1U1-kдуnU1; паспортные данные повышающих и понижающих трансформаторов Sном.ТМПН1-Sном.ТМПНn; Uном.ТМПН1-Uном.ТМПНn; ΔPхх.ТМПН1-ΔPхх.ТМПНn; ΔPкз.ТМПН1-ΔPкз.ТМПНn; ΔQхх.ТМПН1-ΔQхх.ТМПНn; ΔQкз.ТМПН1-ΔQкз.ТМПНn; kТМПН1-kТМПНn; Sном.пт1-Sном.птn; Uном.пт1-Uном.птn; ΔPном.пт1-ΔPном.птn; ΔPкз.пт1-ΔPкз.птn; ΔQхх.пт1-ΔQхх.птn; ΔQкз.пт1-ΔQкз.птn; Uк.пт1,%-Uк.птn,%; kпт1-kптn; активные и индуктивные сопротивления кабельных линий Rкл1-Rклn; Xкл1-Xклn; активные и индуктивные сопротивления воздушных линий Rл1-Rлn; Xл1-Xлn; активные и индуктивные сопротивления RПС1, R12-R(n1)n, XПС1, X12-X(n1)n между узлами отходящей линии; реактивные сопротивления конденсаторных батарей, подключенных к статорным обмоткам асинхронных двигателей Xку1-Xкуn.

Во втором блоке присваивается условный номер шага расчетов i=1. Затем организуется цикл расчетов с вариацией напряжения на самом удаленном двигателе с погружным насосом. В третьем блоке (операторе присвоения) к предыдущему номеру шага расчета прибавляется 1. Поэтому расчет начинается при i=0, и в четвертом операторе рассчитывается приращение фазного напряжения ΔU1n=0 и находится напряжение на самом удаленном двигателе, подключенном к n-ому узлу отходящей линии:

U1n=U1min.n+ΔU1n=U1min.n. (1)

То есть на первом шаге расчетов принимается минимально допустимая величина фазного напряжения на самом удаленном двигателе, например на 10 % меньше номинального значения.

В шестом блоке переменной q, с помощью которой организуется цикл расчетов для каждого узла отходящей линии, присваивается значение q=1. В седьмом блоке к предыдущему значению q прибавляется 1, то есть q становится равной 0. Следующий блок производит сравнение величины q с нулем, и поскольку на первом шаге этого цикла (цикла узлов) так оно и есть, то разработанная методика и алгоритм расчета отправляют нас к блоку 12. Если электродвигатель (nq)-го узла является погружным, то мы переходим к блоку 13.

Поэтому в блоке 13 производится последовательный расчет скорости вращения ПЭД [15]

ω(nq)=Mном(nq)2+4kM(nq)ω0(nq)ωном(nq)kду(nq)U1ΔU1(nq)××Mном(nq)ω0(nq)ω0(nq)ωном(nq)kду(nq)U1ΔU1(nq)M0(nq)Mном(nq)2kM(nq)ω0(nq)ωном(nq)kду(nq)U1ΔU1(nq); (2)

фактического скольжения ротора

s(nq)=ω0(nq)ω(nq)ω0(nq); (3)

потребляемой этим двигателем активной

PПЭД(nq)=kM(nq)ω(nq)3+M0(nq)ω(nq)η(nq) (4)

и реактивной [16] мощности

QПЭД(nq)=3U1(nq)2s(nq)2Xk(nq)R2Г(nq)2+s(nq)2Xk(nq)2+U1(nq)vXm(nq)1Xку(nq); (5)

 

Рис. 2. Алгоритм расчета оптимального напряжения промысловой ПС, питающей отходящую линию с ЭКДС

 

потерь активной и реактивной мощности на соединительном кабеле [16]

ΔPкл(nq)=PПЭД(nq)2+QПЭД(nq)2Rкл(nq)3U1(nq)2, (6)

ΔQкл(nq)=PПЭД(nq)2+QПЭД(nq)2Xкл(nq)3U1(nq)2. (7)

В блоке 13 также рассчитывается активная, реактивная и полная нагрузка, снимаемая с выхода повышающего трансформатора

PТМПН(nq)=PПЭД(nq)+ΔPкл(nq), (8)

QТМПН(nq)=QПЭД(nq)+ΔQкл(nq), (9)

SТМПН(nq)=PТМПН(nq)2+QТМПН(nq)2; (10)

напряжение UТМПН(nq) на выходе ТМПН

UТМПН(nq)=3U1(nq)+PПЭД(nq)Rкл(nq)+QПЭД(nq)Xкл(nq)3U1(nq)2++PПЭД(nq)Xкл(nq)QПЭД(nq)Rкл(nq)3U1(nq)2; (11)

падение напряжения на соединительном кабеле

ΔUкл(nq)=UТМПН(nq)3U1(nq); (12)

коэффициент загрузки, потери мощности и падение напряжения на этом трансформаторе

βТМПН(nq)=SТМПН(nq)103Sном.ТМПН(nq), (13)

ΔPТМПН(nq)=103ΔPхх.ТМПН(nq)+βТМПН(nq)2ΔPкз.ТМПН(nq), (14)

ΔQТМПН(nq)=103ΔQхх.ТМПН(nq)+βТМПН(nq)2ΔQкз.ТМПН(nq), (15)

ΔSТМПН(nq)=ΔPТМПН(nq)2+ΔQТМПН(nq)2, (16)

ΔUТМПН(nq)=RТМПН(nq)PТМПН(nq)+XТМПН(nq)QТМПН(nq)kТМПН(nq)2UТМПН(nq), (17)

где

RТМПН(nq)=103ΔPкз.ТМПН(nq)Uном.ТМПН(nq)2Sном.ТМПН(nq)2;

XТМПН(nq)=10Uк.ТМПН(nq),%Uном.ТМПН(nq)2Sном.ТМПН(nq).

Затем расчет переходит в блок 15, в котором определяется напряжение

U2пт(nq)=UТМПН(nq)kТМПН(nq)+ΔUТМПН(nq) (18)

на выходе (nq)-го понижающего трансформатора, обеспечивающего требуемое напряжение U1n=U1min.n+ΔU1n=U1min.n на статоре ПЭД, и активная, реактивная и полная нагрузка понижающего трансформатора

P2пт(nq)=PТМПН(nq)+ΔPТМПН(nq), (19)

Q2пт(nq)=QТМПН(nq)+ΔQТМПН(nq), (20)

S2пт(nq)=P2пт(nq)2+Q2пт(nq)2. (21)

Если асинхронный двигатель самого удаленного насоса принадлежит ШСНУ, то расчет происходит по другой ветви представленного алгоритма и из блока 12 мы переходим в блок 14, где определяется средняя скорость ω(nq) двигателя за период качания

ω(nq)=Mном(nq)ω0(nq)M0(nq)ω0(nq)ωном(nq)kду(nq)U1ΔU1(nq)Mном(nq)+kM2(nq)ω0(nq)ωном(nq)kду(nq)U1ΔU1(nq). (22)

Затем в блоке 14 происходит последовательное вычисление среднего скольжения s(nq), потребления двигателем ШСНУ активной PАД(nq) и реактивной QАД(nq) мощности по формулам с точностью до обозначения, повторяющим выражения (3) – (5). Далее в этом же блоке происходит расчет напряжения и нагрузки понижающего трансформатора

U2пт(nq)=3U1(nq), (23)

P2пт(nq)=PАД(nq), (24)

Q2пт(nq)=QАД(nq), (25)

S2пт(nq)=PАД(nq)2+QАД(nq)2. (26)

Из блоков 13 и 14 алгоритм приводит нас в блок 15, в котором по формулам с точностью до обозначения, повторяющим выражения (13) – (16), производится расчет коэффициента загрузки βпт(nq) и потерь мощности ΔPпт(nq),ΔQпт(nq), ΔSпт(nq) на понижающем трансформаторе. В блоке 15 также определяются активная, реактивная и полная мощность на входе понижающего трансформатора и падение напряжения на нем:

P1пт(nq)=P2тп(nq)+ΔPтп(nq), (27)

Q1пт(nq)=Q2тп(nq)+ΔQтп(nq), (28)

S1пт(nq)=P1пт(nq)2+Q1пт(nq)2, (29)

ΔUпт(nq)=Rпт(nq)Pпт(nq)+Xпт(nq)Qпт(nq)kпт(nq)2Uпт(nq), (30)

где Rпт(nq)=103ΔPкз.пт(nq)Uном.пт(nq)2Sпт(nq)2; Xпт(nq)=10Uк.пт(nq),%Uном.пт(nq)2Sном.пт(nq).

Далее в блоке 15 находится напряжение U1пт(nq) на входе понижающего трансформатора

U1пт(nq)=U2тп(nq)kтп(nq)+ΔUтп(nq), (31)

потери активной ΔPл(nq) и реактивной ΔQл(nq) мощности на воздушной линии, соединяющей (nq)-й узел отходящей линии с соответствующим трансформатором, и напряжение U(nq)у,2 на этом узле:

ΔPл(nq)=S1пт(nq)2Rл(nq)U1пт(nq)2, (32)

ΔQл(nq)=S1пт(nq)2Xл(nq)U1пт(nq)2, (33)

U(nq)у,2=U1тп(nq)+P1тп(nq)Rл(nq)+Q1тп(nq)Xл(nq)U1тп(nq)2++P1тп(nq)Xл(nq)Q1тп(nq)Rл(nq)U1тп(nq)2. (34)

Если идет первый шаг цикла узлов, то есть q=0, то в алгоритме расчета происходит переход в блок 18, где производится расчет падения напряжения ΔUл(nq) на воздушной линии, соединяющей (nq)-й узел отходящей линии с понижающим трансформатором:

ΔUл(nq)=U(nq),2U1тп(nq). (35)

Затем в блоке 18 находится активная и реактивная мощность, снимаемая с (nq)-го узла:

P(nq)=P(nq+1)+P1пт(nq)+ΔPл(nq), (36)

Q(nq)=Q(nq+1)+Q1пт(nq)+ΔQл(nq), (37)

и поскольку на первом шаге цикла узлов (nq)1, то в алгоритме расчета оптимального напряжения промысловой ПС происходит переход в блок 6, где начинается новый шаг в цикле узлов. В этом случае q0, поэтому в блоке 8 вычисляются активные ΔPл(nq),(nq+1) и реактивные ΔQл(nq),(nq+1) потери мощности на воздушной линии, соединяющей (nq)-й и (nq+1)-й узлы отходящей линии:

ΔPл(nq),(nq+1)=P(nq+1)2+Q(nq+1)2Rл(nq),(nq+1)U(nq+1)2, (38)

ΔQл(nq),(nq+1)=P(nq+1)2+Q(nq+1)2Xл(nq),(nq+1)U(nq+1)2. (39)

Далее в блоке 8 определяются значения активной P(nq),(nq+1) и реактивной Q(nq),(nq+1) мощности, снимаемой с (nq)-го узла отходящей линии для питания более удаленных узлов, и напряжение U(nq)у на узле с номером (nq):

P(nq),(nq+1)=P(nq+1)+ΔPл(nq),(nq+1), (40)

Q(nq),(nq+1)=Q(nq+1)+ΔQл(nq),(nq+1), (41)

U(nq)у=U(nq+1)+P(nq+1)Rл(nq),(nq+1)+Q(nq+1)Xл(nq),(nq+1)U(nq+1)2++P(nq+1)Xл(nq),(nq+1)Q(nq+1)Rл(nq),(nq+1)U(nq+1)2. (42)

Затем алгоритм расчета переходит в блок 9, где переменной m присваивается начальное значение m=1, после чего в блоке 10 к этому значению прибавляется 1 и начинается цикл подбора напряжения на статоре (nq)-го асинхронного двигателя, которое должно быть при напряжении U(nq)у. Поэтому в блоке 11 рассчитывается в зависимости от величин m и ΔU значение фазного напряжения на статоре (nq)-го асинхронного двигателя:

U1(nq)=U1min.(nq)+mΔU. (43)

Далее вычислительные процедуры переходят в блок 12 и повторяются те же самые расчеты, которые были при q=0. Единственная отличительная особенность вычислений при q0 заключается в том, что после блока 16 происходит переход в блок 17, где сравниваются значения U(nq)у,2 с U(nq)у. Если они не совпадают, то опять происходит переход в блок 10 и повторяются все расчеты, пока U(nq)у,2 и U(nq)у не совпадут с некоторой незначительной погрешностью.

При совпадении U(nq)у,2 с U(nq)у вычислительные процедуры переходят в блоки 18 и 19, и затем циклы узлов и подбора напряжения на статоре (nq)-го асинхронного двигателя повторяются до тех пор, пока в блоке 19 не зафиксируется значение (nq)=1, подтверждающее, что расчеты по всем узлам отходящей линии завершены.

После этого алгоритм приводит нас в блок 20, где происходит последовательный расчет активных ΔPПС и реактивных ΔQПС потерь мощности на воздушной линии, соединяющей промысловую ПС питания с 1-м узлом отходящей линии, активной PПС, реактивной QПС и полной SПС мощности и напряжения UПС промысловой ПС:

ΔPПС=P12+Q12RПС1U1у2, (44)

ΔQПС=P12+Q12XПС1U1у2, (45)

PПС=P1+ΔPПС, (46)

QПС=Q1+ΔQПС, (47)

SПС=PПС2+QПС2, (48)

UПС=U1у+P1RПС1+QПСXПС1U1у2+P1XПС1Q1RПС1U1у2. (49)

Затем в блоке 20 вычисляются падение напряжения

ΔUПС1=UПСU(nq)у,2 (50)

на воздушной линии, соединяющей центр питания с первым узлом, суммарные потери активной ΔP и реактивной ΔQ мощности; сумма падений напряжений ΔU на всех элементах принципиальной схемы отходящей линии. Минимизация этих потерь может выступать в качестве одного из критериев оптимизации.

Однако следует заметить, что вариация напряжения на асинхронных двигателях погружных насосов в соответствии с формулами (2) и (22) приводит к изменению производительности этих насосов и суммарного дебита Q всех скважин, подключенных к рассматриваемой отходящей линии. Суммарный дебит может быть подсчитан по формуле

Q=k=1nQkωkωномk. (51)

Отсюда можно ввести в рассмотрение коэффициент эффективности kэф и удельные затраты энергии E1 и E2, которые также рассчитываются в блоке 20 по формулам

kэф=QPПС, (52)

E1=24PПСQ, (53)

E2=24SПСQ. (54)

Далее алгоритм переходит в блок 21, где сравнивается напряжение на самом удаленном двигателе с максимально допустимым значением U1.maxn. Если оно не достигнуто, то происходит переход в третий блок и выполняются все описанные выше расчеты для другого напряжения на статоре самого удаленного двигателя.

После перебора всех возможных значений U1.n с шагом ΔU1step.n вычислительные процедуры заканчиваются и в блоке 22 происходит выбор оптимального значения напряжения промысловой подстанции, соответствующего требуемому критерию оптимизации.

Отличительная особенность разработанной методики и алгоритма расчета оптимальной величины напряжения промысловой ПС заключается в том, что она учитывает технологические аспекты механизированной добычи нефти, а именно нагрузочные характеристики погружных насосов разных типов.

Процесс вычисления оптимального уровня напряжения легко автоматизируется, поскольку представленный выше алгоритм может быть реализован, например, в программе MathCAD.

Для примера приведем результаты расчета оптимальной величины напряжения на промысловой подстанции для гипотетической отходящей линии нефтяного промысла с количеством узлов n=3. К первому и третьему узлам подключены ЭКДС с центробежными насосами и ПЭД, ко второму – ШСНУ. Рассматриваемые ЭКДС имеют следующие необходимые для расчета параметры:

Q1=130 м3/сутки, Q2=5,8 м3/сутки, Q3=87 м3/сутки;

kM1=1,328103 Нмс2/рад, kM2.2=0,6264 Нмс/рад, kM3=1,401103 Нмс2/рад;

R2Г1=R2Г3=1,868 Ом, R2Г2=0,075 Ом;

Xk1=Xk3=6,884 Ом, Xk2=0,887 Ом;

Xm1=Xm3=68,414 Ом, Xm2=7,646 Ом;

ω01=ω03=314,16 рад/с, ω02=78,54 рад/с;

ωном1=ωном3=296,88 рад/с, ωном2=76,97 рад/с;

Mном1=Mном3=151,58 Нм, Mном2=480,71 Нм;

M0.1=M0.3=8,83 Нм, M0.2=24,04 Нм;

U1min.1=U1min.3=727,46 В, U1min.2=207,85 В;

ΔU1step.3=20,207 В, ΔU=0,01 В; U1max.3=889,12 В;

η1=η3=0,81, η2=0,92;

kду1U1=kду3U1=0,0511 рад/Вс, kду2U1=0,0039 рад/Вс;

Sном.ТМПН1=Sном.ТМПН3=100 кВА;

Uном.ТМПН1=Uном.ТМПН3=0,4 кВ;

ΔPхх.ТМПН1=ΔPхх.ТМПН3=0,31кВт; ΔPкз.ТМПН1=ΔPкз.ТМПН3=2,4 кВт;

ΔQхх.ТМПН1=ΔQхх.ТМПН3=2,2 кВАр; ΔQкз.ТМПН1=ΔQкз.ТМПН3=5,5 кВАр;

Uк.ТМПН1,%=Uк.ТМПН3,%=5,5%;

kТМПН1=kТМПН3=3,65;

Sном.пт1=Sном.пт2=Sном.пт3=63 кВА;

Uном.пт1=Uном.пт2=Uном.пт3=0,4 кВ;

ΔPном.пт1=ΔPном.пт2=ΔPном.пт3=0,22 кВт;

ΔPкз.пт1=ΔPкз.пт2=ΔPкз.пт3=1,28 кВт;

ΔQхх.пт1=ΔQхх.пт2=ΔQхх.пт3=1,512 кВАр;

ΔQкз.пт1=ΔQкз.пт2=ΔQкз.пт3=2,835 кВАр;

Uк.пт1,%=Uк.пт2,%=Uк.пт3,%=4,5%;

kпт1=kпт2=kпт3=15;

Rкл1=0,994 Ом, Rкл3=1,191 Ом;

Xкл1=0,166 Ом, Xкл3=0,199 Ом;

Rл1=0,248 Ом, Rл2=0,207 Ом, Rл3=0,207 Ом;

Xл1=0,206 Ом, Xл2=0,172 Ом, Xл3=0,172 Ом;

RПС1=1,024 Ом, R12=0,449 Ом, R23=0,299 Ом;

XПС1=0,828 Ом, X12=0,372 Ом, X23=0,248 Ом.

Предположим, что погружные асинхронные двигатели оснащены индивидуальными конденсаторными устройствами для компенсации реактивной мощности с реактивными сопротивлениями Xку1=Xку3=70,771 Ом.

В соответствии с разработанной методикой и алгоритмом произведены расчеты по формулам (1) – (54), результаты которых приведены в табл. 1, 2.

 

Таблица 1. Зависимость потребляемой мощности от промысловой подстанции и суммарных потерь мощности в трансформаторах и кабельных и воздушных линиях от уровня напряжения 

UПС, В

ΔU3, %

ΔP, кВт

ΔQ, кВАр

PПС, кВт

QПС, кВАр

5385

-10

8,163

16,762

108,192

55,136

5664

-5

7,925

16,838

109,402

55,893

5804

-2,5

7,823

16,883

110,041

56,161

5944

0

7,731

16,933

110,771

56,365

6089

2,5

7,982

17,443

111,714

68,077

6230

5

7,915

17,52

112,424

68,777

6512

10

7,809

17,693

113,905

70,119

 

Таблица 2. Зависимость суточной добычи нефти, коэффициента эффективности и удельных затрат электроэнергии от уровня напряжения промысловой подстанции

UПС, В

Q, м3/сут

kэф=QPПС, м3/сут×кВт

E1=24PПСQ, кВт×час/м3

SПС, кВА

E2=24SПСQ, кВА×час/м3

5385

222,194

2,054

11,686

121,431

13,116

5664

223,359

2,042

11,755

122,853

13,201

5804

223,95

2,035

11,793

123,544

13,24

5944

224,546

2,028

11,832

124,224

13,277

6089

225,148

2,015

11,908

130,822

13,945

6230

225,758

2,008

11,952

131,793

14,011

6512

226,994

1,993

12,043

133,757

14,142

 

Анализ полученных данных позволяет сделать выбор оптимальной величины напряжения промысловой ПС. Если в качестве критерия оптимизации взять минимум активных потерь в трансформаторах и воздушных и кабельных линиях, то оптимальным будет напряжение 5944 В. Если же требуется обеспечить минимум потребления активной, полной мощности и удельного потребления электрической энергии, то оптимальным будет напряжение на промысловой ПС, равное UПС=5385 В.

Приведенный пример расчета соответствует простейшему виду отходящей линии, приведенному на рис. 1. Однако разработанный алгоритм легко адаптируется и под разветвленную отходящую линию, когда к одному узлу подключено несколько ЭКДС. Он также может быть применен и для расчета оптимального напряжения промысловой подстанции, питающей несколько отходящих линий.

Для реализации требуемого оптимального напряжения на промысловых подстанциях должны применяться трансформаторы, позволяющие производить регулировку под нагрузкой. При этом следует учитывать дискретность регулирования напряжения как по уровню, так и по времени.

Выводы

  1. Разработанная методика и алгоритм расчета оптимального уровня напряжения на промысловой ПС являются универсальными с позиции обеспечения оптимума по любому возможному энергетическому критерию оптимизации.
  2. Алгоритм расчета может быть адаптирован под любую отходящую линию с электротехническими комплексами добывающих скважин, какой бы сложной и разветвленной она ни была.
  3. Для повышения энергетической эффективности механизированной добычи нефти необходимо использовать промысловые подстанции с трансформаторами, обеспечивающими регулирование напряжение под нагрузкой.
×

About the authors

Alexander V. Starikov

Samara State Technical University

Author for correspondence.
Email: star58@mail.ru

заведующий кафедрой «Электропривод и промышленная автоматика», д.т.н., профессор

Russian Federation, 244, Molodogvardeyskaya st., Samara, 443100

Tatyana V. Tabachnikova

Almetyevsk State Oil Institute

Email: tvtab@mail.ru

Ph. D. (Techn.), Associate Professor

Russian Federation, 2, Lenin’s st., Almetyevsk, Tatarstan, 423450

Alexander A. Kazantsev

Samara State Technical University

Email: kazantzev@63.ru

Senior Lecturer

Russian Federation, 244, Molodogvardeyskaya st., Samara, 443100

Igor A. Kosorlukov

Samara State Technical University

Email: kosorlukov@gmail.com

Ph. D. (Techn.), Doctoral Student

Russian Federation, 244, Molodogvardeyskaya st., Samara, 443100

References

  1. Tarasov V.P. Energy-saving design of ESP // Engineering practice. 2010. No. 3. P. 26–32.
  2. Martyushev D.N. An integrated approach to energy efficiency in oil production ESP // Engineering practice. 2011. No. 6. P. 72–77.
  3. Tabachnikova T.V. Individual compensation of reactive power of the electrical complex of a production well with an electric centrifugal pump / T.V. Tabachnikova, R.I. Garifullin, E. D. Nurbosynov, A.V. Macht // Monthly production and technical journal "Industrial Energy". 2015. No. 2. P. 44–47.
  4. Ivanovsky V.N. Oil production energy: main directions of energy consumption optimization // Engineering practice. 2011. No. 6. P. 18–26.
  5. Afanasyev N.V., Chernyavskaya I.A., Nurbosynov D.N. Improvement of the voltage regime and power consumption in the conditions of oil production enterprises // Oil of Tatarstan. 1999. No. (1–2). P. 64–67.
  6. Submersible equipment and integrated service // Technical catalog No. 3. Moscow: Rimera Group of Companies, 2014. 203 p.
  7. Anuchin A.S. Electric drive control systems. M.: Publishing house MEI, 2015. 373 p.
  8. Mikhailov O.P. Automated electric drive of machine tools and industrial robots. M.: Mashinostroenie, 1990. 304 p.
  9. Sokolovsky G.G. AC electric drives with frequency regulation. M.: Academy, 2006. 265 p.
  10. Starikov A.V. Linearized mathematical model of an asynchronous electric motor as an object of a frequency control system // Bulletin of the Samara State Technical University. Series "Physics and Mathematics", 2002, Issue 16. Pp. 175–180.
  11. Galitskov S.Ya., Galitskov K.S., Maslyanitsyn A.P. Dynamics of an induction motor: a tutorial. Samara: SamGASA, 2004. 104 p.
  12. Kuznetsov V.A., Migachev A.V., Starikov A.V., Titov A.R. Features of the mathematical model of an asynchronous electric motor for oil air coolers // Bulletin of the Samara State Technical University. Series "Technical Sciences", 2011, No. 3 (31). S. 171–179.
  13. Yarullin R.B., Linenko A.V. On the question of the dynamic characteristics of an asynchronous motor // Electrical and information complexes and systems. 2013. No. 2, v. 9. P. 42–46.
  14. Starikov A.V., Lisin S.L., Tabachnikova T.V., Kosorlukov I.A., Belyaeva O.S. Linearized mathematical model of a submersible induction motor // Bulletin of the Samara State Technical University. Series "Technical Sciences", 2019. No. 4 (64). P. 155–167.
  15. Starikov A., Tabachnikova T., Kosorlukov I. Calculation of the Rotation Speed of a Submersible Induction Motor for the Tasks of Determining the Optimal Value of the Supply Voltage // 2020 International Multi-Conference on Industrial Engineering and Modern Technologies (FarEastCon). doi: 10.1109/FarEastCon50210. 2020.9271308/
  16. Weinstein R.A., Kolomiets N.V., Shestakov V.V. Fundamentals of control of modes of power systems by frequency and active power, by voltage and reactive power: textbook. Tomsk: Publishing house of the Tomsk Polytechnic University, 2010. 96 p.

Supplementary files

Supplementary Files
Action
1. Fig. 1

Download (10KB)
2. Fig. 2

Download (84KB)
3. Fig. 2

Download (103KB)

Copyright (c) 2021 Samara State Technical University

Creative Commons License
This work is licensed under a Creative Commons Attribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0 International License.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies