Байков И.Р., Смородов Е.А., Ахмадуллин К.Р. Методы анализа надежности и эффективности систем добычи и транспорта углеводородного сырья

Подождите немного. Документ загружается.

244

Вес уравновешивающего груза определим из условия мини-

мизации

→ min.

Минимизация функционала (4.8) проводилась стандартным

средством электронных таблиц Excel-97 «Поиск решения». При

этом были вычислены значения силы

бал

для данных, представ-

ленных на рис. 4.10.

Результаты показали, что величина уравновешивающего груза

для первого случая 3260 Н (3325 кгс) для второго 2852 Н

(2909 кгс). Сравнив эти данные со средними значениями усилий

в штанге

ñð

()

FFt

∑

(4.9)

равными для первого случая 3167 Н (3230 кгс), а для второго

3755 Н ( 3830 кгс), получим, что во втором станке происходит

значительная разбалансировка станка – двигатель постоянно ра-

ботает с положительным вращающим моментом, и требуется

увеличить вес уравновешивающего груза на 902 Н (920 кгс) в

пересчете на точку подвеса колонны штанг.

Таким образом, данные измерений информационно-измери-

тельных систем позволяют не только провести оперативный кон-

троль за уравновешенностью станка-качалки, но и оценить его

неуравновешенную массу.

В заключение отметим, что с точки зрения экономии электро-

энергии общепринятая схема уравновешивания станка-качалки

не является оптимальной. Торможение двигателем – энергети-

чески невыгодное решение, и, вероятно, имеет смысл рассмотреть

другие возможности – рекуперацию, механическое торможение

и пр.

4.2. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ СНИЖЕНИЯ ПОТЕРЬ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ

ПОДСТАНЦИЯХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ПРОМЫСЛОВ

Нерациональная загрузка технологического оборудования

приводит к сокращению ресурса его работы и одновременно уве-

личивает удельные энергозатраты на добычу нефти. Это в пол-

ной мере относится и к кустовым трансформаторным подстанци-

ям (КТП), установка которых была произведена в большинстве

случаев на начальных стадиях разработки нефтяных месторож-

дений.

Работавшие ранее в номинальном режиме КТП вследствие

245

падения добычи нефти оказались в большинстве случаев либо

недогруженными, либо перегруженными. Проведенный нами ста-

тистический анализ баз данных ИИС «Скат-95», эксплуатируе-

мой на целом ряде месторождений Западной Сибири (ТПП «Ко-

галымнефтегаз», ТПП «Покачинефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз»,

СП «Ватойл» и др.), показал, что общим правилом в настоящее

время является недогрузка КТП на 40–60 %. Более того, распре-

деление нагрузки между КТП (при наличии более чем одного

КТП на кусте скважин) в реальном случае может быть совер-

шенно случайной. Этот факт иллюстрирует рис. 4.11, на котором

представлена динамика изменения нагрузки на каждом из трех

КТП единичного куста одного из месторождений Западной Си-

бири, полученная с помощью информационно-измерительной

системы «Скат-95». Как видно из этого типичного случая, при-

соединенная нагрузка к каждому из трех идентичных КТП в

пределах рассматриваемой группы различается более чем в

2 раза.

Необходимо также заметить, что нагрузка КТП не остается

постоянной во времени. Например, выход из строя одного из

насосов приводит к снижению нагрузки. С учетом времени ожи-

дания ремонта (10–30 сут) и самого ремонта (3–5 сут) возни-

кающее нерациональное распределение нагрузок приводит к су-

щественному перерасходу электроэнергии.

Таким образом, при эксплуатации энергетического оборудова-

ния нефтепромыслов возникает двуединая задача.

В целях повышения надежности эксплуатации кустовых

Рис. 4.11. Динамика изменения нагрузки для трех КТП куста

246

трансформаторных подстанций и снижения нерациональных по-

терь электроэнергии необходимо разработать алгоритмы распре-

деления нагрузок между КТП с учетом фактической производи-

тельности насосного оборудования и временного характера изме-

нения присоединенных нагрузок, вызванного аварийным отклю-

чением насосов.

Наиболее информативным показателем работы КТП является

ее коэффициент полезного действия, который в аналитическом

виде показывает зависимость потерь электроэнергии от измене-

ния присоединенной к трансформатору нагрузки.

Типовая характеристика КТП представлена на рис. 4.12.

На эксплуатационные и конструктивные особенности ТП

наибольшее влияние оказывает выбор величины потерь в меди

и стали

. Наибольший КПД η

max

получается при равенстве

потерь в меди и стали и при равенстве потерь в обмотках высо-

кого и низкого напряжения, что соответствует нагрузке, равной

от номинальной [12].

Для КТП по условиям надежности электроснабжения и пере-

грузочной способности нагрузка в неаварийном режиме не долж-

на превышать 0,8 от номинальной

и, как правило, составляет

(0,5–0,7)

[12].

В нашем случае, когда загрузка КТП составляет в целом 40–

60 %, это требование выполняется.

Рис. 4.12. Экспериментальная зависимость КПД от присоединенной нагрузки

для КТП

247

Формализуем постановку задачи.

Имеется

КТП, обслуживающих

скважин. Все КТП рабо-

тают с недогрузкой (на левой ветви кривой КПД). Необходимо

перераспределить нагрузку потребителей (электроцентробежные

(ЭЦН) и штанговые (ШГН) глубинные насосы) между КТП та-

ким образом, чтобы суммарные потери электроэнергии были

наименьшими.

Тот факт, что все КТП в пределах куста работают с недогруз-

кой, запишем следующим образом (в виде ограничения):

max

≤

(4.10)

где η – текущее значение КПД КТП при одном из возможных

вариантов присоединения нагрузок потребителей; η

max

–

макси-

мальное значение КПД для каждой КТП.

Проведенный сравнительный анализ характеристик КПД

трансформаторов показал, что наиболее достоверно (в смысле

дисперсии адекватности расчетных и экспериментальных дан-

ных) в классе элементарных функций левую ветвь кривой КПД

удается описать функцией вида

(

1exp

())

=− −α⋅ (4.11)

где η – КПД трансформатора;

α – эмпирические коэффициен-

ты;

– потребляемая мощность.

Рассмотрим функцию

, характеризующую работу группы

КТП

(

1exp

())

ii ii

Ya N

=η= − −α⋅

∑∑

(4.12)

В физическом смысле максимизация функционала

соответ-

ствует минимуму тепловых потерь в магнитопроводе и обмотках

группы трансформаторов.

Очевидно, что левая часть уравнения (4.12) будет достигать

максимального значения, когда величина

exp

()

−α ⋅

∑

будет минимальной. В таком случае поставленная выше задача

оптимизации распределения нагрузки сведется к решению обрат-

ной задачи нахождения минимума целевой функции

(

, ,...,

)

exp

()

nii

NN N N

ϕ=−α⋅

∑

, (4.13)

где

, … ,

– мощности каждого из КТП в группе.

248

Произведем замену переменных, обозначив exp

()

ii i

−α ⋅ =

тогда выражение (4.13) примет следующий вид:

(

, ,...,

)

NN N z

ϕ=

∑

(4.14)

Кроме того, в соответствии с поставленными условиями из-

вестна общая мощность кустовых трансформаторов

∑

(4.15)

Используя произведенную замену переменных, можно запи-

сать ln

–

. В таком случае

–N

= (1/α

)ln

ln .

−=

∑

Это равносильно равенству

ln .

−=

∏

(4.16)

Правая часть уравнения (4.16) представляет собой произведе-

ние полиномов (положительно определенные функции в поло-

жительных степенях). В работе [13] показано, что в подобном

случае для поиска глобального экстремума возможно применение

основных положений теории геометрического (выпуклого) про-

граммирования. Достоинством такого подхода является то, что

при его использовании выражение для глобального экстремума

ищется в виде параметризованной функции. Поэтому при изме-

нении численного значения параметров нет нужды повторять

решение задачи оптимизации.

В обозначениях целевой функции выражение (4.16) примет

вид

exp

()

const .

zN A

=−= =

∏

(4.17)

Тогда, в соответствии с определением глобального минимума

для полиномов [14], минимум целевой функции определится как

(

exp

() ())

∑

µ= − ⋅ α

∑∏

(4.18)

249

В таком случае оптимальная присоединенная мощность к ка-

ждому трансформатору в группе определится как

(

exp

() ())

∑

=−⋅α

∏

(4.19)

Учитывая произведенную выше замену переменных, оконча-

тельно получим

ln( )

(

())

αα

=+ ⋅− α

∑

(4.20)

Зависимость (4.20) позволяет рассчитывать оптимальную на-

грузку каждого трансформатора в группе, если известна общая

потребляемая мощность кустового оборудования.

В качестве примера использования представленного алгорит-

ма для оптимизации нагрузки КТП рассмотрим реальный куст

скважин № 204 ТПП «Когалымнефтегаз», оборудованный двумя

трансформаторными подстанциями с номинальными мощностя-

ми 500 и 300 кВА. Число добывающих скважин составляет 15, из

них 12 оборудованы электроцентробежными насосами и 3 –

штанговыми. Характеристики приводов и существующее под-

ключение к трансформаторным подстанциям приведено в табл.

4.4. (Использована информация из баз данных ИИС «Скат-95»,

обслуживающей одно из месторождений ТПП «Когалымнефте-

газ»).

Общая потребляемая насосным оборудованием мощность со-

ставляет 649 кВА. Фактические характеристики трансформато-

ров представлены на рис. 4.13,

Эмпирические коэффициенты модели (4.13), определенные

методом наименьших квадратов по данным, представленным на

рис. 4.13,

, имеют следующие значения:

102,32 %

, a

0,00553 кВА

–1

;

108,35 %

, a

= 0,00815 кВА

–1

Сравнение экспериментальных характеристик с характеристи-

ками, рассчитанными по моделирущим функциям, с выше приве-

денными коэффициентами дано на рис. 4.13,

. Дисперсия адек-

ватности расчетных и эмпирических данных составляет

= =

0,15 %,

= 0,08 %.

Подставляя вычисленные значения в зависимость (4.22), по-

лучим оптимальное распределение нагрузок на каждом из транс-

форматоров:

= 358,89 кВА,

= 291,11 кВА.

250

Таблица 4.4

Существующее подключение насосно-силового оборудования к КТП

Номер

скважи

ны

Тип насоса

Мощность привода, кВт

Подключение

ЭЦН

ТП1

ЭЦН

ТП1

ЭЦН

ТП1

ЭЦН

ТП1

ЭЦН

ТП1

ЭЦН

ТП1

ЭЦН

ТП1

ЭЦН

ТП1

ЭЦН

ТП1

Сумма по ТП1

469

ЭЦН

ТП2

ЭЦН

ТП2

ЭЦН

ТП2

ШГНУ

ТП2

ШГНУ

ТП2

ШГНУ

ТП2

Сумма по ТП2

180

Для проверки справедливости предлагаемого подхода к реше-

нию оптимизационной задачи произведем оптимизацию нагрузок

КТП и численным методом.

КПД трансформатора вычисляется по соотношению

âõ

= (4.21)

где

вхi

– мощность на входе трансформатора;

– мощность

потребителей

-го трансформатора.

Общие потери энергии группы трансформаторов определятся

как

(

)(

)

âõ i i

∆= −

=−

∑∑

11 1

nn n

ii i

== =

ηη

=−=−

∑∑∑

(4.22)

Условие минимальных потерь энергии

min.

∆= − →

∑

(4.23)

251

Рис. 4.13. Фактические характеристики КТП-300 кВА и КТП-500 кВА (

) и

сравнение расчетных ( 1) и фактических характеристик КТП ( б)

252

Учитывая, что

(

1exp

())

ii ii

=−−α

получим минимизируемый функционал вида:

(1 exp( ))

min,

iii

−−α

−→

∑

(4.24)

при условиях 0 <

< N

ном

, и

∑

Для определенных выше эмпирических коэффициентов

102,32 %,

0,00553 кВА

–1

;

108,35 %,

0,00815 кВ

–1

;

решением (4.26) являются величины

= 354,93 кВА,

= 295,07 кВА

(решение получено с помощью стандартного средства Excel «По-

иск решения»). Решение функционала (4.24) можно получить и

численными, например, градиентными методами наискорейшего

спуска и т.п.

Таким образом, различие в решениях с помощью предлагае-

мой модели (4.20) и стандартными методами оптимизации со-

ставляет (1–354,93/358,89)⋅100 % = 1,1 %. Столь высокая точ-

ность указывает на справедливость предлагаемой методики.

Основное преимущество предлагаемого метода – в аналитиче-

ском виде расчетной модели (4.20), решение задачи оптимиза-

ции, по которой не требует применения численных методов и

итерационных процедур. Кроме того, предлагаемый алгоритм

позволяет оптимизировать нагрузку на КТП даже в случае, когда

присоединенная нагрузка меняется во времени (аварийные от-

ключения насосов).

Для рассматриваемого примера перераспределения нагрузок

необходимо произвести переключение части приводных электро-

двигателей насосов (с общей мощностью приводов 110 кВт) с

ТП1 на ТП2. Варианты переключения могут быть различны, на-

пример, ЭЦН № 7 и № 8, № 3 и № 9 и т. п. (см. табл. 4.4).

Сравнение численного значения суммарного коэффициента

полезного действия группы трансформаторов, полученного в ре-

зультате оптимизации распределения нагрузок, со случаем суще-

ствующего распределения нагрузок, показало, что потери элек-

троэнергии на КТП, обслуживающих куст скважин, уменьшаются

не менее, чем на 2 %. С учетом того, что число трансформаторов

253

в НГДУ может достигать нескольких тысяч, экономия электро-

энергии будет весьма существенной.

В отличие от существующих методов предложенный алгоритм

позволяет решать задачу оптимального перераспределения на-

грузки с учетом временной динамики ее изменения (изменение

присоединенной нагрузки потребителей при технологических и

аварийных остановках насосного оборудования).

4.3. СНИЖЕНИЕ ЗАТРАТ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ

ПРЕДПРИЯТИЙ НА ЭНЕРГОРЕСУРСЫ НА ОСНОВЕ

ИСПОЛЬЗОВАНИЯ АВТОНОМНЫХ ИСТОЧНИКОВ

ЭНЕРГИИ

Нормальная работа любого нефтегазодобывающего предпри-

ятия может быть обеспечена лишь при условии его надежного

энергообеспечения. Перебои с подачей электроэнергии приводят

к полной остановке добычи сырья и нарушению технологических

процессов (закачка воды в пласт, подготовка и транспорт нефти

и пр.). Кроме того, аварийные отключения электроэнергии и

снижение ее качества уменьшают ресурс работы технологическо-

го оборудования в 2–3 раза.

Систематическое увеличение стоимости электроэнергии ста-

вит нефтегазодобывающие компании в трудное положение. Ос-

новной прирост себестоимости продукции за последние годы

связан именно с увеличением цен на энергоресурсы.

Все выше приведенные факторы заставляют нефтегазодобы-

вающие компании искать собственные пути решения проблемы

повышения своей энергетической безопасности и удешевления

стоимости электроэнергии, главным образом, путем строительст-

ва мини-электростанции (мини-ЭС). Проведенный нами в пер-

вой главе обзор литературных данных иллюстрирует неодно-

значные, порой диаметрально противоположные точки зрения

на возможность эффективного использования мини-ЭС. Если

производители подобного энергетического оборудования убеж-

дают потребителя в чрезвычайной выгодности перехода на «ма-

лую энергетику», то представители «большой энергетики» (ре-

гиональные АО, РАО «ЕЭС России») говорят о «ложных ориен-

тирах внедрения в промышленность маломощных источников

энергии» и их «будущем долгосрочном негативном эффекте»

[15, 16].

Электростанции для обеспечения собственных нужд приняты

в эксплуатацию многими компаниями. В их числе такие круп-