Модели и методы управления режимами работы и электропотреблением погружных центробежных установок тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.06, доктор технических наук Ведерников, Владимир Александрович

• Ведерников, Владимир Александрович
• доктор технических наук
• 2006

Оглавление диссертации доктор технических наук Ведерников, Владимир Александрович

ВВЕДЕНИЕ.

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ХОЗЯЙСТВА, РОЛИ И МЕТОДОВ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ И ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЕМ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ УСТАНОВОК.

1.1. Механизированный способ добычи нефти на этапах разработки нефтяного месторождения.

1.2. Оборудование, условия и режимы работы электроцентробежных погружных установок типа

УЭЦН.

1.3. Схемы электроснабжения установок типа УЭЦН и качество электроэнергии.

1.4. Методы, модели и средства в задачах управления установками типа УЭЦН. 2. УСЛОВИЯ, РЕЖИМЫ РАБОТЫ И ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЕ УСТАНОВОК ТИПА УЭЦН.

2.1. Общие положения.

2.2. Обобщенная характеристика скважины, оборудованной УЭЦН, как технологического объекта на нефтяном месторождении.

2.3. Особенности эксплуатации установок типа УЭЦН в квазистатическом режиме работы

2.4. Влияние отказов в электроснабжении и отклонений величины и частоты напряжения питания ПЭД от принятых уровней на эффективность работы УЭЦН.

3. ЦЕЛЕВЫЕ ФУНКЦИИ И ЗАДАЧИ УПРАВЛЕНИЯ ПОГРУЖНЫМ ЦЕНТРОБЕЖНЫМ НАСОСОМ (ЦН) СИСТЕМЫ «УЭЦН-СКВАЖИНА», СОДЕРЖАЩЕЙ ПЧ.

3.1. Общие требования.

3.2. Скважина, оборудования УЭЦН с регулируемым электроприводом, как объект управления.

3.3. Целевые функции и задачи управления ЦН системы «УЭЦН-скважина» с ПЧ.

4. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ В УСЛОВИЯХ РАЗВИТИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА

МЕСТОРОЖДЕНИИ.

4.1. Общие представления.

4.2. Особенности формирования и эксплуатации сетей электроснабжения УЭЦН в процессе развития добычи на нефтяном месторождении.

4.3. Характеристика напряжения в промысловой электрической сети в процессе ее развития.

4.4. Модели и методы управления напряжением в сетях электроснабжения кустов скважин с УЭЦН.

4.5. Характеристика средств управления напряжением на шинах

0,4 кВ кустов скважин с УЭЦН.

4.6. Алгоритмы управления скоростью вращения вспомогательного НА КНС при учете требований качества напряжения и потерь в сети. 5. СТРУКТУРА И РЕЖИМЫ РАБОТЫ СИЛОВОЙ ЦЕПИ ПЭД ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ СКОРОСТИ УЭЦН.

5.1. Общие представления.

5.2. Влияние длинного кабеля в цепи питания ПЭД на характеристики УЭЦН.

5.3. Выбор типа ПЧ для скважин с УЭЦН.

5.4. Разработка математической модели цепи «ПЧ-ПЭД».

5.5 Оценка влияния цепи «ПЧ-ПЭД» на характеристики электропривода ЦН.

6. СИНТЕЗ СТРУКТУРЫ ЭЛЕКТРОПРИВОДА ПОГРУЖНОГО ЦН СИСТЕМЫ «УЭЦН-СКВАЖИНА» С ПЧ.

6.1. Об щие представления.

6.2. Синтез разомкнутой системы электропривода «ПЧ-ПЭД» ЦН.

6.3. Синтез замкнутой системы электропривода «ПЧ-ПЭД» ЦН.

6.4. Особенности синтеза системы и алгоритмов управления электропривода «ПЧ-ПЭД», адаптивных к изменениям технологических и технических условий.

6.5. Выбор технических средств измерения контролируемых параметров при реализации разработанных методов и алгоритмов адаптивного управления.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Модели и методы управления режимами работы и электропотреблением погружных центробежных установок»

Актуальность работы. Увеличение объемов добычи нефти является одной из приоритетных задач развития ТЭК и в значительной мере определяет стратегию развития экономики страны. Это подтверждается федеральной целевой программой "Энергоэффективная экономика" на 20022005 гг. с перспективой до 2010г. (постановление правительства Российской Федерации от 17.10.2001 № 796), с отдельным разделом -"Нефтедобывающий комплекс".

Очевидно, что решение указанной задачи увеличения объемов достигается интенсификацией всех операций на нефтяном промысле, начиная с отбора нефти из пластов и до её передачи в систему "Транснефть". Однако, важнейшим условием её выполнения является повышение эффективности механизированного отбора нефти с использованием установок центробежных электронасосов (УЭЦН), особенно, оборудованных преобразователями частоты (ПЧ) то есть с системой электропривода "ПЧ - погружной электродвигатель (ПЭД)". Например, количество таких систем на месторождениях Юганского региона Западной Сибири мощностью от 50 до 1000 кВт составляет более шестьсот установок. Именно здесь, в сложных условиях скважин, может быть достигнут наибольший эффект от внедрения перспективных технологий и методов и, тем самым, обеспечено оптимальное использование погружного оборудования и промысловой сети электроснабжения.

Однако по данным ООО "ЭНЕРГОНЕФТЬ" (ОАО "Юганскнефтегаз") за период с 1997 по 2003 гг. электропотребление скважин механизированного фонда, составляющее примерно 60% общепромыслового, выросло в 2 раза с повышением на 20% его удельной составляющей на тонну добытой нефти. При этом межремонтный период погружных электроустановок за указанный интервал времени практически не изменился и составил в среднем год.

Причем, применение систем «ПЧ-ПЭД», составляющих от 10 до 20% их общего числа по отдельным месторождениям указанного объединения (а по Приобскому месторождению даже более 40%), не вызвало его заметного изменения.

В этих условиях совершенствование методов управления УЭЦН, особенно оборудованных ПЧ, позволит повысить эффективность их использования с одновременным снижением электропотребления и потерь в промысловой сети электроснабжения, что в целом ведёт к экономии финансовых средств.

Решением этих проблем, особенно для УЭЦН с нерегулируемым электроприводом на базе асинхронного двигателя типа ПЭД, занимаются многие ведущие отечественные и зарубежные исследователи. Среди них известны такие научные школы, как кафедры электропривода МЭИ, УПИ и НЭТИ (сейчас - университеты). Среди отдельных исследователей известны такие имена ученых, как Ершов М.С., Зюзев A.M., Семченко П.Т., Сушков В.В., Ханжин В.Г., Шпилевой В.А., Kloeppel F., Drehsler Р. и другие.

Однако, несмотря на наличие большого количества публикаций по данной проблеме, исследование процессов управления УЭЦН, как основной части технологической системы «УЭЦН-скважина», особенно при применении ПЧ, а также установок типа ЦУНАР с вентильным электроприводом, с единых методологических позиций не производилось, а задачи управления ею решались как частные, без учёта изменений ресурса погружного оборудования и характеристик электрической сети нефтепромысла. Поэтому в настоящее время отсутствуют адекватные методики управления режимами работы и электропотреблением УЭЦН, учитывающие ресурсные возможности центробежного насоса (ЦН) и ПЭД. Кроме того, требуют обоснования структуры и методы синтеза систем автоматизированного и автоматического управления указанным объектом, учитывающие отмеченные выше факторы, нуждаются в развитии, с учётом современных средств управления, методы объективного контроля параметров и автоматической диагностики оборудования. Все это вызывает значительные экономические потери и подтверждает актуальность проблемы.

Исходя из проведённого анализа состояния и технического уровня разработок в области управления УЭЦН, особенно с частотно -регулируемым электроприводом, сформулированы цель и задачи настоящей диссертационной работы.

Цель работы. Повышение эффективности применения погружных центробежных насосов с частотно-регулируемым электроприводом путём совершенствования методов и структур систем управления.

Основные задачи исследования

1. Обосновать ограничения и критерии управления погружным центробежным электронасосом (ЭЦН) как объектом управления при изменении скорости вращения ротора ПЭД на основе анализа закономерностей изменения основных параметров технологической системы «УЭЦН-скважина».

2. Установить параметры регулирования при управлении ЦН системы «УЭЦН-скважина» с электроприводом «ПЧ-ПЭД» с последующей формулировкой новых задач управления, учитывающих условия отбора нефти и состояние погружного оборудования и электрической сети при обеспечении снижения влияния на потери и качество напряжения в ней.

3. Разработать модели и методы управления ЦН системы «УЭЦН-скважина» с ПЧ с учетом присутствия высших гармонических составляющих на выходе последнего. Определить принципы синтеза структуры систем управления, обеспечивающих реализацию поставленных задач, в том числе, с учетом необходимости адаптации к изменениям технологических условий в скважине и состояния погружного оборудования.

4. Разработать методы и средства оценки значений основных контролируемых параметров системы «УЭЦН-скважина» с ПЧ, которые учитывают их динамику и возможные отклонения и, на этой основе, позволяют производить выбор управляющих решений, обеспечивающих повышение эффективности процесса отбора нефти при снижении интенсивности износа ресурса ЦН и ПЭД.

Методы исследования. Теоретические выводы работы основываются на использовании аналитических методов классической механики, современной теории электрических машин переменного тока с ПЧ, теории автоматического регулирования, современных вычислительных средств и численных методов прикладной математики. В работе используются экспериментальные исследования на лабораторных стендах и в реальных условиях нефтепромысловых предприятий.

Достоверность полученных результатов. Основные положения работы подтверждены экспериментальными результатами, полученными на лабораторных стендах «УЭЦН - скважина», промысловых испытаниях, а также при внедрении и практическом использовании на предприятиях ООО "Энергонефть" и ОАО "Юганскнефтегаз" опытно - промышленных образцов элементов систем управления, алгоритмов и технических средств измерения, разработанных методик расчёта и программных средств.

Научные результаты и новизна работы l.Ha основе анализа основных закономерностей процесса отбора нефти скважиной и характеристик состояния центробежного насоса и ПЭД, обоснованы ограничения и критерии управления погружным центробежным электронасосом (как объектом управления) при регулировании скорости вращения ротора электродвигателя.

2. Разработаны новые целевые функции и задачи управления погружным ЦН с регулируемым приводом «ПЧ-ПЭД», учитывающие условия отбора нефти в скважине, состояние погружного оборудования и электрической сети, которые обеспечивают повышение эффективности применения погружных установок в условиях их влияния на потери электроэнергии и качество напряжения в сети.

3. Обоснованы требования к структуре силовой части электропривода «ПЧ - ПЭД» системы «УЭЦН-скважина» при учете высших гармонических составляющих тока и напряжения и закону управления частотой и величиной напряжения на выходе ПЧ и, на этой основе, разработана структура системы управления, позволяющая адаптироваться к изменению ресурса ЦН и ПЭД.

4. Предложены технические средства измерения момента на валу ПЭД и сопротивления его изоляции, учитывающие динамику изменения и возможные отклонения основных контролируемых характеристик и реализующие в автоматическом режиме разработанные в диссертации методы и алгоритмы управления погружным электронасосом с ПЧ, что подтверждено полученными авторским свидетельством и патентом.

Личный вклад автора заключается в постановке задач и выборе методов исследований; уточнении математических моделей процессов разгазирования нефти в скважине и изменения температуры по ее вертикали с последующим обоснованием ограничений; разработке математических моделей изменения во времени момента статического сопротивления насоса (из-за подклинивания) и износа изоляции ПЭД (из-за потерь электроэнергии) системы «УЭЦН-скважина»; постановке задач и разработке критериев с синтезом структуры систем управления ЦН технологической системы «УЭЦН-скважина» с последующей разработкой алгоритмов управления ЦН, и участком электрической сети электроснабжения указанных объектов; алгоритмов диагностики электропривода УЭЦН; обобщении и анализе экспериментальных исследований и полевых испытаний опытных образцов.

Апробация работы. Основные результаты и научные положения диссертации докладывались и обсуждались: на Всесоюзной конференции "Робототехника и автоматизация производственных процессов" (г. Барнаул, 1982 г); на всероссийских и международных научно-технических конференциях "Нефть и газ" (г. Тюмень, 1997, 1998, 2001, 2002 г.г.); на международных научно-технических конференциях "Новые информационные технологии в нефтегазовой промышленности и в энергетике" (г. Тюмень, 2003 и 2006 гг.); на 11 и 12-ой международных научно- практических конференциях "Современные техника и технологии" (г. Томск, 2005 и 2006 гг.); на технических советах ОАО "Юганскнефтегаз" и ОАО "Энергонефть" (г. Нефтеюганск 2006 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 36 работ, в том числе 16 статей в журналах (11 рекомендуемых ВАК), сделано 14 докладов на конференциях, получено 4 авторских свидетельства СССР и 1 патент РФ на изобретения, издано 3 учебных пособия.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, шести разделов, заключения, списка литературы из 175 наименований и четырех приложений. Основная часть работы изложена на 210 страницах, содержит 72 рисунка и 5 таблиц.

Заключение диссертации по теме «Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (по отраслям)», Ведерников, Владимир Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

В диссертационной работе развиты общие представления о технологической системе «УЭЦН-скважина», содержащей преобразователи частоты, и теоретические положения о синтезе системы управления погружным центробежным электронасосом, разработаны методы и средства управления электроприводом «ПЧ-ПЭД» технологической системы.

Основные теоретические и практические результаты работы заключаются в следующем:

1. Уточнены закономерности изменения дебита скважины и характеристик состояния центробежного насоса и ПЭД и, на этой основе, определены ограничения и критерии управления погружным центробежным электронасосом (как объектом управления) при изменении скорости вращения электронасоса.

2. Впервые разработаны целевые функции и задачи управления погружным электронасосом, обеспечивающие на принятом интервале управления повышение эффективности использования погружного оборудования и промысловой сети. Уменьшение отрицательных последствий для электрической сети при реализации указанных задач обеспечивается снижением общей активной нагрузки сети, путем изменения схем включения и регулирования производительности насосного агрегата КНС совместно с включением в ее схему известных устройств компенсации реактивной мощности типа УПК и УПЕК.

3. Разработаны критерии и принципы синтеза систем и алгоритмов управления погружным электронасосом с ПЧ системы «УЭЦН-скважина» с формулировкой требований к основным регулируемым параметрам, включая адаптирующие к изменениям ресурса ЦН и ПЭД. Учет действия высших гармонических составляющих кривых тока и напряжения ПЧ производится путем дополнительной коррекции законов согласованного с частотой изменения величины напряжения. Подтверждено авторскими свидетельствами.

4. Предложены технические средства измерения момента на валу ПЭД и сопротивления его изоляции, учитывающие динамику и возможные отклонения характеристик и реализующие в автоматическом режиме разработанные в диссертации методы и алгоритмы управления УЭЦН с ПЧ, что подтверждено авторским свидетельством и патентом. Разработана функциональная схема системы автоматического (автоматизированного) управления электроприводом «ПЧ-ПЭД», обеспечивающая на основе указанной выше базы данных наиболее целесообразный на принятом интервале управления режим эксплуатации УЭЦН.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Ведерников, Владимир Александрович, 2006 год

1. Телков Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. 2 изд., перераб. и доп. -М.: "Недра", 1998. - 365 с.

2. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки / Ш.К. Гиматудинов, Ю.П. Борисов, М.И. Розенберг и др. М: "Недра", 1983. 467 с. (с.44.3).

3. Халилов Э.М. Технология повышения нефтеотдачи пластов / Э.М. Халилов,Б.И. Леви, В.И. Дзюба, С.А. Панамарев. -М.: "Недра", 1984. 271 с.

4. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений. М.: "Недра", 1977. - 360 с.

5. Батурин Ю.Е. Проблемы разработки и обустройства нефтегазовых месторождений Западной Сибири на основном этапе развития нефтегазового комплекса. //Изв. Вузов. Нефть и газ, 1998, №4. -С. 41-47.

6. Pope G.A. The Aplication of Fractional Flow theory to Enhanced Oil Recowery. SPEJ, 1980 vol.20, №3:- P. 191 -205.

7. Дмитриевский A.H. Фундаментальный базис новых технологий нефтяной промышленности // Нефтяное хозяйство, 1997, №11. -С. 2 5.

8. Ю.Шелкачев В.Н. Анализ опыта внедрения методов увеличения нефтедобычи в США. // Нефтяное хозяйство, 1979, №3. -С. 69 73.

9. И.Батурин Ю.Е. К выбору расчетных методов определения технологических показателей разработки нефтяной залежи. Проблемы нефти и газа Тюмени, вып.ЗЗ, 1977. -С. 17-20.

10. Нормы технического проектирования объекта сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений. ВНТП 3 -85- Куйбышев: Гипровостокнефть, 1985. -218с.

11. Горбатиков В.А. Оптимизация систем обустройства нефтяных месторождений / В.А. Горбатиков, Ш.С. Донрагян, Я.М. Каган, В.Б. Ройзрах. Свердловск: Средне - Уральское кн. изд-во, 1976.-208 с.

12. М.Ножин Б.М. Основное направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири / В.М. Ножин, А.А. Шевелев, О.А. Левин и др. // Сб. науч. работ. — Тюмень:СибНИИНП, 1999, ч. II. С.105 - 121.

13. Лысенко В.Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1991. —296 с.

14. Баишев Б.Т. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений / Б.Т. Баишев,

15. B.В. Исайчев, С.В. Кожакин.—М.: Недра, 1978. —197 с.

16. П.Олейников В.А. Оптимальное управление технологическими процессами в нефтяной и газовой промышленности. JL: Недра, 1982. — 216 с.

17. Хачатуров В.Р. Математические методы регионального программирования. М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат.лит., 1989. - 304 с.

18. Бахир Ю.В. Энергетический режим эксплуатации нефтяных месторождений.— М.: Недра, 1978. —244 с.

19. Тахаутдинов Ш.Ф. Энергосберегающие технологии в нефтяной промышленности / Ш.Ф. Тахаутдинов, А.Т. Панарин, И.Ф. Калачев // Нефтяное хозяйство. М.: ЗАО изд - во Нефтяное хозяйство, 1998, №7.-С. 18-20.

20. Соловьев И.Г. Гибкие автоматизированные технологии добычи нефти. Концептуальные основы и эффективные причины. //Вестник кибернетики Тюмень. Вып. 3 - 2004. - С. 136148.

21. Казанский Д. АСУ ТП для нефтедобывающего предприятиям/Современные технологии автоматизации, 2001, №2. С.32 23.

22. Поскряков Ю.М. Типизация технических и программных решений автоматизации объектов добычи нефти / Поскряков Ю.М., Атлямов Н.И. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2001, №7, 8. -С. 14-17.

23. Коровин С.Я. "Альфа ЦИТС" - автоматизации работы центральной инженерно-технической службы нефтедобывающего управления / Коровин С.Я., Николаевский А.П. //Нефтяное хозяйство. 2001, №10, - С. 64 - 66.

24. Соловьев И.Г. Концептуальные основы и системные принципы управления гибкими автоматизированными технологиями нефтедобычи. //Изв. Вузов. Нефть и газ. 2004, №5,1. C. 62-69.

25. Установки погружных центробежных насосов для нефтяной промышленности. ОКББН. Каталог. М.: ЦИНТИ химнефтемаш, 1980.- 34 с.

26. TRW Reda Pump Division. The Leading Edge. Catalog, 1982, - 12 p.

27. Богданов A.A. Погружные центробежные насосы зарубежных фирм. Обзорная информация, сер. «Машины и нефтяное оборудование». М.: ВНИИОЭНГ, 1985, №10 -63 с.

28. TRW Reda Pump Division. Submersible Pump for the Petroleum Industry. Catalog, 1982 - 246 p.

29. TRW Reda Pump Division. Submersible Pump for the Petroleum Industry. Catalog, 1984 -117 p.

30. TRW Reda Pump Division. Submersible Pump for the Petroleum Industry. Catalog, 1985 -59 p.

31. Centrilift Hughes and division of Hughes Tool Company. Electrical Submersible Pumps and Equiment, 1983 - 136 p.

32. Кроуз Ф.К. Состояние и перспективы развития нефтяной и газовой промышленности стран мира. Фирма "Филип К.Кроуз энд ассошэйтс", Далас, Шт. Техас - Нефть, газ и нефтехимия за рубежом (переводное издание журналов США), 1987, №2, - С. 6 - 33.

33. Cline W.B., Ctarford D. W. Artificial Lift Sistems for Offshore Use. International Petroleum Times, 1978, №2088, - p. 22 - 24.

34. Вихтман Р.Г. Зарубежные нефтедобывающие системы на базе центробежных насосов./ Вихтман Р.Г., Филипов В.Н. //Обзорная информация, сер. ХМ-4. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1986, - 36 с.

35. Филиппов В.Н. Центробежные насосы для добычи нефти в модульном исполнении. Обзорная информация, сер. ХМ-4. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1986, - 36 с.

36. Tomal Pumping Systems. Submergible pumping systems. Oil Dynamics, Inc., 1986, - 13 p.

37. Двигатели асинхронные погружные унифицированной серии. Альметьевский насосный завод. 1998.-21 с.

38. Богданов А.А. Вопросы повышения эффективности эксплуатации скважин погружными электронасосами. М., ВНИИОЭНГ, 1976. С. 69 - 81.

39. Протокол приемных испытаний асинхронного электродвигателя типа ЭД 63 117, ОВЖ 125.156. Лысьва, 2005.-38 с.

40. Муравьев И.М. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях./ Муравьев И.М., Мищенко И.Г.// М.: Недра, 1976. -128 с.

41. Мищенко И.Т. Расчеты в добычи нефти. М.: Недра, 1989. - 245 с.

42. Муравьев И.М., Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах./ Репин Н.Н. // М„ "Недра", 1972. 132 с.

43. Вихтман Р.Г. Добыча нефти центробежными насосами в сложных условиях эксплуатации на нефтепромыслах Канады Э.И. (заруб. Опыт), сер. ХМ 4 - М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1987, №9.-28 с.

44. Давлетшин Х.Г.Резервы повышения кпд установок для добычи нефти./ Давлетшин Х.Г., Курбангулов Р.Г., Шарипов А.Х. // "Нефтепромысловое дело" НТС. 1970 г, вып.З. С. 19 — 21.

45. Ивановский Н.Ф. Исследование усилий, действующих в погружных центробежных насосах для добычи нефти: Дисс. канд. техн. наук. М.: МИНХГиГП., 1969. 139 с.

46. Бруслова О.В. Классификация отказов скважин после капитального ремонта по статическим данным //Изв. Вузов. Нефть и газ, 1998, №6, С.23.50.0сновные характеристики работы УЭЦН в нефтяных скважинах Миннефтепрома. Технические материалы. -М.: 1982. 78 с.

47. Ханжин В.Г. Разработка комплексной методики оперативного исследования и регулирования режимов работы скважин, оборудованных УЭЦН.: авт. канд. дисс.// Тюмень, 1987.-20 с.

48. Технологический регламент выполнения работ с установками электроцентробежных насосов. Нефтеюганск, 1995. 35 с.

49. Трахтман Г.И. Энергосберегающая техника и технология в добычи нефти зарубежом. -М.: ВНИИОЭНГ, 1988. 36 с.

50. Богданов А.А. Влияние напряжения на энергетические показатели установок электроцентробежных насосов. / Богданов А.А., Казаков А.Д., Чудиновский А.А. // НТС. Машины и нефтяное оборудование, №2,1970.- 122 с.

51. Гендельман Г.А Повышение технико экономической эффективности установок погружных электронасосов / Гендельман Г.А, Суд И.И, Максимов В.П и др. // Серия Машины и оборудование, М.: ВНИИОЭНГ, 1973. - 57 с.

52. Расулов М.М, О регулировании напряжения трансформаторов для погружных электронасосов добычи нефти / Расулов М.М, Алескеров Ш.А. // ТНТО "Энергетика и электрооборудование установок нефтяной и газовой промышленности", вып.1. ВНИИОЭНГ, 1970. 100 с.

53. Алескеров Ш.А. Разработка и исследование трансформаторно теристорного регулятора напряжения погружных электронасосов для добычи нефти. Автор, канд. дисс. Баку.: 1976. -24 с.

54. Шварч Д.Л. Влияние напряжения питания на работу погружных электроцентробежных насосов добычи нефти в установившихся режимах. РНТС. Машины и нефтяное оборудование. -М.: ВНИИОЭНГ, 1982, №2 -С. 24 28.

55. Абрамович Б.Н Оптимизация режимов работы электрооборудования погружных электроцентробежных насосов нефтедобычи / Абрамович Б.Н, Ананьев К.А, Иванов О.В, и др.// Промышленная энергетика, 1983, №6. -С. 22 25.

56. Ведерников В.А Оценка влияния качества напряжения 0,4 кВ на кустах с УЭЦН на показатели работы скважинного оборудования / Ведерников В.А, Григорьев Г.Я.// Энергетика Тюменского региона №1. Тюмень: 2002 с.

57. Ведерников В.А Оценка показателей работы куста скважин с УЭЦН / Ведерников В.А, Григорьев Г.Я.// Изв. вузов Нефть и Газ, Тюмень, №4,2003. -С. 39 45.

58. Меньшов Б.Г. Электроэнергетик нефтяник. /, Сибикин Ю.Д., Яшков В.А.// Справочник. -М.: Недра, 1992.-427 с.

59. Меньшов Б.Г. Электрификация нефтяной и газовой промышленности / Меньшов Б.Г., Суд И.И. // М.: Недра, 1984 - 416 с.

60. Кудряшов Р.А. О причинах завышения электрических нагрузок на нефтяных месторождениях Западной Сибири./ Кудряшов Р.А., Новоселов Ю.Б., Фрайштетер В.П. // Промышленная энергетика, 1986, №.6. -С.18 -21.

61. Нормы расхода эл.энергии по технологическим процессам в добычи нефти /СТП 51.00.019 84. Р.А.Кудряшов, Казьмин А.А. Под ред. Новоселова Ю.Б., Фрайштетера В.П./ Тюмень: Гипротюменнефтегаз, 1984. - 66. с.

62. Кудряшов Р.А. Нормативная база проектирования эл.снабжения нефтяных месторождений / Кудряшов Р.А., Новоселов Ю.Б., Фрайштетер В.П., Малкова ЗА.// Нефтяное хозяйство, 2004, №3 С.76 - 79.

63. Атакишев Т.А. Электроэнергетика нефтяных и газовых промыслов / Т.А. Атакишев и др. -М.: Недра, 1988-221с.

64. Ниссенбаум И.А. Современное состояние проблемы энергоснабжения на нефтяных промыслах Тюменской области / Ниссенбаум И.А, А.Б. Новоселов, В.П. Фрайштетер // Энергетика Тюменского региона. Тюмень: НТЦ "Энергосбережение", 2000, №3. -С. 2-9.

65. Бабаев В.В. Электроэнергетика нефтяных и газовых промыслов / Бабаев В.В., Барьюдин А.А.//-М.: Недра, 1988.-221с.

66. Азятов Б.А. Совершенствование методов проектирования и эксплуатации нефтепромысловых электроустановок / Азятов Б.А., Кример Д.М. // М.: ВНИИОЭНГ, 1974.-60с.

67. Кудряшов Р.А. Обосновании уровня электропотребления и электрических нагрузок при проектировании эл.снабжения месторождений. / Кудряшов Р.А., Новоселов Ю.Б., Фрайштетер В.П., Евсеенко Д.В.// Нефтяное хозяйство, 2002, №7 -С.39 42.

68. Каяпов Г.Н. Основы построения промышленных электрических сетей / Каяпов Г.Н, Каждан А.Е., Ковалев И.Н. и др. Под. ред. Г.М. Каяпова. М.: Энергия, 1978 г. -352 с.

69. Дзлиев М.И. Эвристический алгоритм оптимизации структуры схем электроснабжения по мере роста нагрузок. В кн.: Опыт применения прикладных методов математики и вычислительной техники в народном хозяйстве. М.: 1978. с. 229 234.

70. Морланг А.А. Многоцелевая оптимизация структуры распределительных электрических сетей нефтяных промыслов Западной Сибири. Дисс.на сои.ск.канд.техн.наук.- Томск, 1983. 232 с.

71. Борисов Р.И. Многоцелевая оптимизация решений проектирования и управления режимами электрических сетей. Томск, 1979. - 87 с.

72. Веников В.А. Математические модели формирования оптимальных схем электроснабжения при автоматизированном проектировании. / Веников В.А., Глазунов А.А., Тюханов Ю.М. // Электричество, 1983, №1. -С. 17-22.

73. Кудряшов Р.А. Электрические нагрузки технологических установок нефтяных промыслов Западной Сибири / Кудряшов Р.А, Новоселов Ю.Б, Казьмин А.А. и др.// М.: ВНИИОЭНГ, 1982.

74. Головкин П.И. Энергосистема и потребители электрической энергии. М.: Энергоатомиздат. 1984. - 158 с.

75. М.А. Короткевич. Основы эксплуатации электрических сетей.- Минск, Высшая школа 1999.-202 с.

76. Маркушевич Н.С. Регулирование напряжения и экономия электроэнергии.- М.: Энергоатомиздат, 1984 104 с.

77. Суднова В.В Оценка влияния электроприемников на качество электроэнергии в точке общего присоединения. / Суднова В.В, Чикина Е.В. //Пром. энергетика, 2003, №5. -С. 43.

78. Жаркин О.Ф. Комплексные решения по управлению энергопотреблением для предприятий нефтяной и газовой промышленности. / Жаркин О.Ф, Лапин С.П, Максименко И.М и др. //Нефтяное хозяйство, 2004, №10. -С. 130 132.

79. Новоселов Ю.Б. Управление электропотреблением нефтяных промыслов / Ю.Б. Новоселов, В.П. Фрайштетер, И.А. Ниссенбаум, B.C. Мякинин. //Промышленная энергетика, 1986, №9. -С. 18 21.

80. Дрехслер Р. Измерение и оценка качества электроэнергии при несимметричной и нелинейной нагрузке. М.: Энергоатомиздат. 1985.С - 112 с.

81. Нурбосынов Д.Н. Методы расчетов и математическое моделирование режима напряжения и электропотребления в установившихся и переходных процессах. С - Пб.: Энергоатомиздат, 1999.-215 с.

82. Вагин П.Я. О необходимости более широкого применения средств местного регулирования напряжения в пром. электросетях / Вагин П.Я, Орлов B.C. // Промышленная энергетика, 1992, №2 -С. 32-38.

83. Столбун М.И. Прямой пуск мощных электродвигателей, питаемых от энергопоездов / Столбун М.И., Ведерников В.А. //Промышленная энергетика, 1969, № -С. 39-43

84. Абрамович Б.Н. Моделирование режимов напряжения в промысловых распределительных сетях АО "Татнефть"/ Абрамович Б.Н, Чаронов В.Я, Полищук В.В.// Альметьевск: ТатАСУнефть 1998. 35 с.

85. Поспелов Г.Е., Компенсирующие и регулирующие устройства в электрических системах. JL: Энергоатомиздат, 1983- 112 с.

86. Нурбосынов Д.Н. Минимизация потерь энергии в электротехнических комплексах предприятий и нефтедобычи. Авт. реф. дисс. докт. техн. наук. С.Пб, 2003. 43 с.

87. Дроздов А.Н. Выбор рабочих параметров погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси из скважин // А.Н.Дроздов, В.И. Игревский, П.Д.Ляпков, В.Н. Филиппов.-М.: 1986. -С. 7-24.

88. Богданов А.Аю О подборе погружного центробежного насоса к нефтяной скважине / Богданов А.А, Розанцев В.Р, Холодняк А.Ю, Лянц Р.Г. // М.: Нефтяное хозяйство, 1972, №12. -С. 36-38.

89. РД 03 00147275 - 065 - 2001. Глубинонасосное оборудование. Методика подбора. / К.Р. Уразаков, Т.Н. Валуйского, Ю.В. Алексеев и др. - Уфа: Башнипинефтъ, 2001. - 92 с.

90. Дроздов А.Н. Выбор рабочих параметров погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси из скважины / Дроздов А.Н, Игревский В.И, Ляпков П.Д, и др.// Обз. информация. Сер. "Нефтепромысловое дело". ВНИИОЭНГ. М.:1986. -С. 7 24.

91. Hall OP Computer helps selectlitting equipment / Hall OP, Dunbar CE // "Oil and Gas J", 1971, № 19, 84-88 c.

92. Ведерников В.А. Описание и анализ стендовых исследований насосной электроцентробежной установки./ Ведерников В.А., Лысова О.А. //Изв. вузов. Горный журнал, 2003, № З.-С 8-12.

93. Копылов И.П. Электрические машины, -М.: Энергоатомиздат, 1986 360 с.

94. Онищенко Г.Б. Электропривод турбомеханизмов / Онищенко Г.Б, Юньков М.Г.// М.: Энергия, 1972.-240 с.

95. ЮО.Сыромятников И.А. Режимы работы асинхронных и синхронных двигателей. М.: Энергоатомиздат. 1984.-240 с.

96. Зюзев А.Н. Развитие теории и обобщение результатов опыта разработки автоматизированных электроприводов агрегатов нефтегазового комплекса. Автореферат дисс. на соискание ст. доктора технических наук. Екатеринбург, 2004.

97. Афанасьев В.Аю Регулируемое управление электроприводными нефтепром. установками / Афанасьев В.А, Семченко П.Т. // Энергетика Тюм. региона. -1999, №1. -С. 18-19.

98. Богданов А.А. О регулировании параметров погружных электронасосов для добычи нефти изменением частоты тока / Богданов А.А, Гендельман Г.А, Чудиновский А.А.// ТНТО "Совершенствование электрооборудования для добычи нефти". ВНИИОЭНГ, 1973.-С. 20-35.

99. Юб.Харазов В.Г. Частотно-регулируемый электропривод. Преобразователи частоты для асинхронных электродвигателей.//Автомат. в промышл, 2005, №5. -С. 44-47.

100. Ю7.Семченко П.Т. Энергетические показатели насосного агрегата установок УЭЦН при частотном управлении. //Изв. вузов, Горный журнал, Свердловск, 1978, №1. -С. 142 -145.

101. Новоселов Ю.Б. Особенности применения частотнорегулируемых приводов погружных насосных установок на нефтяных месторождениях Зап. Сибири /, Фрайштетер В.П., Ведерников В.А. и др. // Нефтяное хозяйство. М.:2004, № З.-С. 86-88.

102. Ю9.Дивайн Д.Л. Погружные центробежные насосы с изменяющейся частотой вращения вала. Фирма "Тиксасо",г.Одесса, шт. Техас - Нефть, газ и нефтехимия за рубежом (переводное издание журналов США). - 1979, № 6.- С. 14 - 20.

103. Иванов А.А. Оценка результатов эксплуатации опытно-промышленных партий установок типа "ЦУНАР" на нефтяных промыслах Западной Сибири / Иванов А.А., Кудряшов С.И., Маркелов Д.В.// Энергетика Тюменского региона, Тюмень, 2005, № 2.-С. 28 30.

104. TRW Reda Pump Division. Variable Speed Drivers, Specification and Recomded Installation Proadures, 1984. -p. 22-24.

105. TRW Reda Pump Division. Variable Speed Drivers, 1983. -p.22-26.

106. Погружные электродвигатели нефтедобычи при питании токами повышенной частоты. Сб. "Информационно измерительная техника в нефтяной и газовой промышленности" -Уфа, 1983.-С. 132- 136.

107. Дж. С. Панез Применение электроприводов с регулируемой частотой / Дж. С. Панез, JI.A. Алис // Москва: Недра, Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1983, №12. -С. 94 -96.

108. Вандевиер Джозер Э. Направление развития высокопроизводительных электрических погружных систем для скважин с высокой забойной температурой и агрессивной средой. М.: Информэлектро, 1987.- 24с.

109. Allis D. Н. Submersible Pump Long Beach Unit of East Wilmington Field 17 - year reviw. -Journal of Petroleum Technology, 1984, v. 36, №9, p.1321 -1325.

110. Centrilift Hughes, Ins., one of Hugehes Tool Co. - Haudbook for oilfeld subsurface electrically driven pumps, 1981, section 6, p. 16 -44, section 1, p. 1 -7.

111. Попов A.H. Частотное управление асинхронным двигателем.// Электротехника, 1999, №8. -С. 5-11.

112. Абдулрахманов К.А. Асинхронные электроприводы с регулируемой ЭДС двигателя. -Электротехника, 2001, №4. -С. 30-34.

113. Каталог продукции и применений. М.: Корпорация Триол, 2002.-304с.

114. Ведерников В.А. Особенности выбора преобразователей частоты для электропривода погружных насосных установок / Ведерников В.А, Лысова О.А, Григорьев Г.Я. // Энергетика Тюменского региона, 2004, №1.-С. 32 35.

115. Кудрявцев А.В. Современные преобразователи частоты в электроприводе / Кудрявцев А.В, Ладыгин А.Н. // Приводная техника, 1998, №3. -С. 21 28.

116. Бернштейн А.Я. Тиристорные преобразователи частоты в электроприводе / А.Я. Бернштейн и др. М.: Энергия, 1980. - 576 с.

117. Шубенко В.А. Оптимизация частотного управления асинхронного электропривода по минимальному току / Шубенко В.А., Шрейнер Р.Т., Мищенко В.А.// Электричество, 1970, №9.-С. 25-26.

118. Чуриков A.M. Анализ энергетических характеристик регулируемого электропривода переменного тока центробежных насосов. Автор, канд. дисс. М.: 1998.- 25 с.

119. Бычков В.П. Электропривод и автоматизация металлургического производства. М.: Высшая школа, 1977. - 391 с.

120. Ведерников В.А. Исследование основных параметров процессов в электродвигателе УЭЦН при частотном регулировании./ Ведерников В.А., Лысова О.А.// Изв. вузов. Горный журнал, 2005, № 6.- с 90-94.

121. Ведерников В.А. Разработка и описание цифровой модели системы электропривода погружной установки / Ведерников В.А., Лысова О.А., Мамченков А.В.// Вестник кибернетики. Тюмень, 2005, №4. -С 38-50.

122. Лысова О.А. Системы управления электроприводов / Лысова О.А., Ведерников В.А.// Учеб. пособ. Тюмень, ТюмГНГУ, 2005. - 112 с.

123. Ведерников В.А. Разработка математической модели системы ПЧ- погружной электродвигатель. / Ведерников В.А., Лысова О.А., Кречина Г.С., Смирнов А.Ю.// Электротехника. 2006. № 3.- С 24-27.

124. Аррилага. Гармоники в электрических системах / Аррилага, Бредни Д, Боджер П.// М.: Энергоатомиздат. 1990.-320 с.133.0тчет о научно исследовательской работе "Исследование влияния преобразователей частоты на сеть 0,4 кВ и ЭПУ". С.Пб.: 2003. - 100 с.

125. Никифоров В.Н. Экспериментальные исследования несинусоидальности напряжения в электрических сетях Лен Энерго / В.Н. Никифоров, С.Б. Бело, Н.Ю. Карасиди и др. Промышл. Энергетика, 2001, №8.- с.

126. Полищук В.В. Исследование высших гармоник при регулировании УЭЦН с помощью преобразователей частоты / Полищук В.В, Евсеенко Д.В., Прохорова В.Б.// Энергетика Тюменского региона. Тюмень: НТЦ "Энергосбережения", 2001, №4,- С. 35 - 37.

127. Решение проблемы гармоник для энергосистемы ДОМНГ НК "Юкос". Schlumberger RSG. Nefteygansk West Siberia, 2004.- 10 с.

128. Шрейнер В.Т. Активный фильт как новый элемент энергосберегающих систем электропривода / Шрейнер В.Т, Ефимов А.А. // Электричество, 2000, №3. -С. 41.

129. Адрианов М.В. Определение параметров фильтрующих устройств для обеспечения электромагнитной совместимости электропривода / М.В. Адрианов, О.В. Родионов // Электротехника, 1999, №11.-С. 37.

130. Ведерников В.А. Модели в задачах управления системами "скважина УЭЦН". / В.А. Ведерников, B.C. Гапанович // Изв. вузов. Нефть и газ, 2006, № 1.-С 15-20

131. Ведерников В.А. Синтез замкнутой оптимальной системы управления погружной электроцентробежной установки. / В.А. Ведерников, О.А. Лысова // Изв. вузов. Нефть и газ, 2006, № 2.-С 10-17

132. Первозванский А.А. Курс теории автоматического управления. М.: Наука,1986.-616 с.

133. Куржанский А.Б. Управление и наблюдение в условиях неопределенности. М.: Наука, 1977.-392 с.

134. Емельянов С.В. Новые типы обратной связи. Управление при неопределенности / С.В. Емельянов,С.К.Коровин// -М.:Наука,Физматлит, 1997.-352с.

135. Павлов Б.В. Системы прямого адаптивного управления / Б.В. Павлов, ИГ.Соловьев // М.: Наука, 1989. 136 с.

136. Растригин Л.А. Современные принципы управления сложными объектами. М.: Сов. радио, 1980.-232 с.

137. Галимов Р.С. Автоматизированное управление отбором продукции механизированных нефтегазодобывающих скважин / Р.С. Галимов, Р.А. Хамитов, Р.Ш. Тахаутдинов и др. //Автоматизация в промышленности, 2004, №3. -С.З 8.

138. Соловьев И.Г, Разработка алгоритма периодической эксплуатации УЭЦН с контролем ресурса изоляции. Отчет НИР 29-84, ТюмИИ. Тюмень, 1985. - 47с.

139. Болтянский В.Г. Математические методы оптимального управления. -М. :Наука.1969. -412с.149.3убов В.И. Лекции по теории управления. -М. :Наука.1975. -139с.

140. Чаки Ф. Современная теория управления. -М.: Мир. 1975. -368с.

141. РойтенбергЯ.Н. Автоматическое управление. -М. :Наука. 1978. -478с.

142. Хохлов В.К. Вопросы совершенствования контроля и защиты погружных электронасосов / В.К. Хохлов, Н.М. Горутько //Сер. Машины и оборудов. Нефтегаз промышл. М.: ВНИИОЭНГ 1980. 59 с.

143. Галлямов И.И. Метод диагностики погружного электродвигателя в ходе приемосдаточных испытаний / И.И. Галлямов, Р.И. Козлов // Экспресс, информ. Серия

144. Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности". М.: ВНИИОЭНГ. 1988. вып. 6.

145. Проценко А.А. Методы и средства контроля и диагностики оборудования нефтяных скважин в Западной Сибири. Автор, канд. дисс. С.Пб.: 1996. 20 с.

146. Матаев Н.Н. Диагностирование электроцентробежных установок добычи в процессе их эксплуатации на нефтяных месторождениях Западной Сибири / Н.Н. Матаев, В.В. Сушков, О А. Чукчеев // Пром. энергетика, 2004, №4. -С. 14-17.

147. Матаев Н.Н. Повышение эффективности работы установок погружных электроцентробежных насосов нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири.: Авт. канд. дисс. Омск, 2004. - 20 с.

148. Система погружной телеметрии "Электрон ТМС". Руководство по эксплуатации ЦТКД 023 РЮ. Радужный (Владимирская обл.). 2004.-С. 15.

149. Исакович Р.Я. Технологические измерения и приборы. Недра. М.: 1979. 348 с.

150. Митюков А.А. Скважинные системы контроля технологических параметров установок электроцентробежных насосов./ А.А. Митюков, О.Р. Искандаров // Нефтяное хозяйство,2004, №11. -С. 26-27.

151. Чудин В.И. Варианты решения проблемы контроля за дебитом нефтяной скважины // Нефтяное хозяйство М.: Нефтяное хозяйство, 2000, №3. - С. 51 - 54.

152. Белов В.Г.Модернизация АГЗУ "Спутник AM 40" и методики измерения продукции скважин / В.Г. Белов, В .Я. Соловьев// Нефтяное хозяйство, 2000, №10. -С. 118-120.

153. Филиппов И.Ф. Основы теплообмена в электрических машинах. Л.: Энергия, 1974. -384 с.

154. Балатин В.В. Прогнозирование ресурса машин и конструкции. М.: Машиностроение, 1984.-383 с.

155. Ушаков В.Я. Электрическое старение и ресурс монолитной полимерной изоляции. М.: Энергоатомиздат. 1980 - 152 с.

156. Montsinger V.M. Temperatur limit for shortime overloads for oil insulated neutral graunding reactors and transformes / V.M. Montsinger, J.E. Clem // - Trans. AIEE, 1956, 65, pt 11, p. 966 -973.

157. Ведерников В.А. Расчет магнитоупругого датчика //Изв. вузов. Гонный журнал, 1978, №5.-С.124-129.

158. Столбун М.И. Магнитоупругие преобразователи с комбинированным сердечником / М.И. Столбун, П.П. Сизых, В.А. Ведерников //Приборы и системы управления, 1975, №3. -С.49-51.

159. Авторские свидетельства и патенты на изобретения

160. Ведерников В.А., Бочарников В.Ф. Устройство для измерения реактивного момента погружного электронасосного агрегата. Авт. свидетельство СССР. № 1610076. Б.И.-1990,. №44.

161. Столбун М.И., Сизых П.П., Ведерников В.А. Устройство для измерения усилий. Авт. свидетельство СССР. № 510657. Б.И.-1975, № 38.

162. ПЗ.Столбун М.И., Ведерников В.А., Карандин В.Н. Способ испытания насоса и насосных установок. Авт. свидетельство СССР. № 1634824. Б.И. -1990, №10.

163. Столбун М.И., Ведерников В.А., Карандин В.Н. Способ управления насосной станцией. Авт. свидетельство СССР. № 1656167. Б.И. -1991, № 22.

164. Ведерников В.А., Пальянов А.П., Коновалов В.Н. Кустовая насосная станция. // Патент РФ № 2145003. Б.И. -1998. № 12.