Повышение надежности и экономичности электроснабжения объектов нефтедобычи с использованием автономных источников электропитания тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.09.03, кандидат технических наук Турышева, Анна Вахтанговна

• Турышева, Анна Вахтанговна
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Турышева, Анна Вахтанговна

Оглавление

Введение

1. Современное состояние электроснабжения с использованием попутного нефтяного газа

1.1. Проблемы энергоснабжения производственных объектов отдаленных районов

1.2. Оценка эффективности применения газопоршневых и газотурбинных установок

1.3. Обоснование необходимости создания электротехнического комплекса с автономным источником

1.4. Выводы, цель и задачи диссертационной работы

2. Структура и параметры электротехнического комплекса с автономным источником в установившемся режиме турбоприводного двигателя

2.1. Обоснование схемы электроснабжения электротехнического комплекса с автономным источником

2.2. Математическая модель электротехнического комплекса с автономным источником

2.3. Исследование процессов в системе электротехнического комплекса с автономным источником

2.4. Экспериментальные исследования электротехнического комплекса в промышленных условиях

2.5. Исследование возможности использования динамического торможения погружного электродвигателя в ситетеме электромеханического комплекса

3. Аналитические исследования пуска синхронного двигателя с постоянными магнитами

3.1. Способ пуска синхронного двигателя с постоянными магнитами с применением короткозамкнутой обмотки возбуждения

3.2. Синхронный способ пуска двигателя с постоянными магнитами

3.3. Техническая реализация пуска синхронного двигателя

3.4. Выбор источника тока для пускового режима

3.5. Создание математической модели источника питания, общего выпрямителя

и аккумуляторной батареи

4. Экономическое обоснование способа электроснабжения нефтегазовых

объектов

4.2. Методика выбора рациональной мощности и числа генерирующих

источников

4.2. Обоснование рациональной схемы электроснабжения основного источника

генерирования с использованием попутного нефтяного газа

4.4. Требования к топливу на основе попутного нефтяного газа

Заключение

Список литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение надежности и экономичности электроснабжения объектов нефтедобычи с использованием автономных источников электропитания»

Введение

В настоящее время 50-70 % территории Российской Федерации не охвачено централизованным электроснабжением. Как правило, разведка и разработка новых нефтегазовых месторождений характеризуется отдаленностью источника питания от центра электрических нагрузок, находящихся на территории Крайнего Севера, Сибири и Дальнего Востока. Указанные регионы расположены в северной субарктической влажной географической зоне, характеризующейся болотистой местностью и тайгой, что затрудняет проведение линии электропередач. Одним из способов решения проблемы эффективного энергообеспечения районо восточной части страны является максимальное приближение источников электропитания и отдельных потребителей электромеханических комплексов нефтегазовой промышленности к центрам электрических нагрузок.

Строительство крупных электростанций требует больших капиталовложений. Кроме того, при наращивании мощности производства возникает множество экономических и технических затруднений, связанных с подключением к единой системе электроснабжения, строительством трансформаторных подстанций, линий электропередач, прокладкой коммуникаций. Кроме того, с помощью «малой» энергетики в настоящее время обеспечивается электроэнергией четверть территории Российской Федерации общей площадью 4 млн км [29], поэтому принцип электрификации таких районов с использованием электротехнических комплексов локальных систем электроснабжения является перспективным направлением и будет сохранен еще длительное время.

В настоящее время электроснабжение части промышленных объектов отдаленных районов осуществляется одновременно от электростанций собственных нужд и централизованных сетей. Существуют различные локальные источники электроснабжения на базе дизель-генераторов, двигателей внутреннего сгорания, газотурбинных двигателей, использующих в

качестве топлива широкий спектр горючих веществ: дизельное топливо, лигроин; природный газ; пропан; метан; керосин; бензин и т.д.

Однако, в районах интенсивной нефтедобычи для работы генерирующих агрегатов, целесообразно использовать в качестве энергоносителя попутный нефтяной газ (ПНГ), извлекаемый в значительных объемах на дневную поверхность при добыче технологической жидкости. Утилизация этого газа остается одной из актуальных проблем нефтедобывающей отрасли, особенно при разработке месторождений в отдаленных районах.

•о

Ежегодно добывается около 50 млрд м энергосодержащих газов, которые в значительных объемах сжигаются в факелах. Необходимо отметить, что сжигание ПНГ наносит существенный экологический ущерб. Применение в качестве энергоносителя ПНГ позволит повысить эффективность и надежность работы локальных систем электроснабжения, которые в свою очередь определяются используемой техникой и ее эксплуатационными режимами. Обеспечение электроэнергией потребителей целесообразно осуществлять от индивидуальных и групповых электростанций собственных нужд, в состав которых входят новые газотурбинные и газопоршневые агрегаты, топливом для которых может служить ПНГ.

Актуальность работы.

Системы электроснабжения (СЭС) предприятий нефтегазодобычи (НГДП) - сложные электротехнические комплексы (ЭК), предназначенные для обеспечения непрерывного процесса добычи нефти и включающие источники электрической энергии, преобразователи параметров электрической энергии, электромеханические установки, обеспечивающие извлечение технологической жидкости из скважин на дневную поверхность, установки поддержания пластового давления (УППД), насосные станции по перекачке нефти и нефтепродуктов, и другое оборудование. Перерыв электроснабжения установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) на время, превышающее 0,15с, приводит к нарушению непрерывности технологического процесса добычи и

значительным материальным ущербам. При перерывах электроснабжения длительностью более 0,2с. нарушается устойчивая работа синхронных электродвигателей УППД. Поэтому к системам электроснабжения предъявляются повышенные требования по обеспечению качества электрической энергии, включая допустимую величину и глубину провалов напряжения. Из-за наличия в составе ЭК преобразователей для регулирования частоты вращения погружных электродвигателей (ПЭД) УЭЦН, имеют место значительные искажения синусоидальности кривой напряжения, что также приводит к нарушению устойчивости технологического процесса и сокращению срока службы электрооборудования. Большая протяженность низко- и высоковольтных сетей, территориальная рассредоточенность потребителей электроэнергии, неравномерность графиков электрических нагрузок, являются основными преградами на пути повышения надежности и экономичности электроснабжения. При удалении центров электрических нагрузок нефтегазодобывающих предприятий от централизованных источников энергоснабжения возрастают затраты на сооружение и техническое обслуживание линий электропередач. Например, стоимость работ по сооружению 1 км промысловой линии 6 кВ в Восточной части страны составляет 2-3 млн. руб.

В соответствии с постановлением Правительства РФ от 8 января 2009 года №7 «О мерах по стимулированию и сокращению загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках» представляется целесообразным использовать извлекаемый из нефтяных скважин попутный газ при выработке электроэнергии автономными источниками. Это позволит решить проблемы как повышения надежности электроснабжения ЭК нефтедобычи, так и охраны окружающей среды. При этом обеспечивается максимальное приближение центров электрических нагрузок и отдельных потребителей ЭК нефтегазовой промышленности к источникам электропитания, вплоть до кустов и отдельных

скважин нефтепромыслов.

В этой связи задача обоснования структуры и параметров ЭК предприятий нефтедобычи, обеспечивающих повышение надежности и экономичности электроснабжения объектов нефтедобычи с использованием автономных источников электропитания на базе турбогенераторных установок соизмеримой с ПЭД мощностью, является актуальной. Решению данной задачи посвящены работы известных ученых, среди которых Абрамович Б.Н., Григорьев Г.Я., Евсеев А.Н., Ершов М.С., Коршунов А., Меньшов Б.Г, Новоселов Ю.В., Пронин М.В. и др.

Цель работы: Разработка структуры и обоснование параметров электротехнических комплексов, использующих в качестве энергоносителя попутный нефтяной газ, позволяющие обеспечить надежность и экономичность систем электроснабжения удаленных от центральных источников объектов нефтедобычи.

Идея работы. Надежность и экономичность электротехнических комплексов объектов нефтедобычи достигается путем размещения автономных источников с энергоносителем в виде попутного нефтяного газа вблизи центров электрических нагрузок и использования промежуточного накопителя энергии, выпрямительно-инверторного преобразователя для разгона турбогенераторной установки и фильтрокомпенсирующих устройств для повышения качества электрической энергии у потребителей.

Научная новизна работы:

1. Обоснована структура и параметры электротехнического комплекса с автономными источниками на основе синхронного генератора с постоянными магнитами, выпрямительно-инверторными преобразователями, фильтро-компенсирующими устройствами, при применении которых обеспечиваются требуемое качество электрической энергии у потребителей, минимизация компонентного состава и массогабаритных показателей, непрерывность и устойчивость технологического процесса добычи нефти.

2. Определены устойчивые области фазовой плоскости, в которых может быть осуществлен равноускоренный разгон агрегата турбина -синхронный генератор с постоянными магнитами, при работе последнего в режиме двигателя и выявлена допустимая скорость нарастания частоты на выходе инвертора, при которой обеспечивается сохранение синхронного режима в процессе пуска без контроля положения ротора.

Основные задачи исследования:

1. Обоснование структуры электротехнического комплекса с автономным источником для электроснабжения добычных установок с регулируемой частотой вращения погружных электродвигателей.

2. Разработка математической модели электротехнического комплекса и обоснование структурной и параметрической достаточности комплекса на основе синхронного генератора с постоянными магнитами и комбинированным использованием промежуточного накопителя энергии.

3. Разработка рационального способа пуска микротурбинной установки с использованием синхронного генератора в режиме двигателя при отсутствии датчика положения ротора и преобразователя координат положения результирующего вектора вращающегося поля статора и продольной оси ротора двигателя с постоянными магнитами.

4. Обоснование эффективности электроснабжения потребителей объектов нефтедобычи с использованием автономных источников на базе турбогенераторных установок с энергоносителем в виде попутного нефтяного газа.

Методы исследований. В работе использованы методы теории электрических цепей, электрических машин, систем электроснабжения электротехнических комплексов, математического моделирования в системе Май^аЬ 8шш1тк, численного анализа с использованием пакета МаШСАБ, экспериментальных исследований электротехнических и электромеханических комплексов, оценки устойчивости системы с использованием фазовой

ПЛОСКОСТИ.

Защищаемые научные положения:

1. Структурная и параметрическая достаточность электротехнических комплексов с автономными источниками электропитания, обеспечивающими надежность, экономичность и требуемое качество электрической энергии при электроснабжении удаленных от централизованных источников электроэнергии объектов нефтедобычи, достигается в системах электроснабжения, содержащих газовую турбину, синхронный генератор с постоянными магнитами, промежуточный накопитель энергии, выпрямительно-инверторные, коммутационные и фильтрокомпенсирующие устройства, причем промежуточный накопитель энергии используется для разгона синхронного генератора в двигательном режиме до заданной скорости и в качестве фильтро-компенсирующего устройства в составе автономного инвертора с полностью управляемыми ключами в установившихся режимах.

2. Разгон турбогенераторной установки, включающей синхронный генератор с постоянными магнитами, до заданной скорости, при использовании синхронного генератора в режиме электродвигателя без применения короткозамкнутой пусковой обмотки на роторе, датчика положения ротора и преобразователя координат при питании обмотки статора от автономного инвертора напряжения, вход которого подключен к промежуточному накопителю энергии, должен осуществляться с углом рассогласования вектора результирующего поля статора и продольной оси ротора, величина которого не превышает значения допустимого угла нагрузки по условию сохранения синхронного режима при разгоне.

Достоверность выводов и рекомендаций, изложенных в диссертации, основывается на сходимости результатов математического моделирования, а также экспериментальных исследований параметров и режимов электроснабжения объектов нефтедобычи с использованием автономных источников электропитания на базе турбогенераторных установок соизмеримой

с мощностью погружных электродвигателей не менее 90%.

Практическая ценность диссертации:

1. Разработана система генерирования электроэнергии, позволяющая снизить наличие высших гармонических составляющих искажений напряжения и тока до уровня, соответствующего ГОСТ 13109-97, обеспечивающая электроэнергией отдаленные районы нефтедобычи с соблюдением параметрической и структурной достаточности.

2. Обоснован способ пуска синхронного генератора с постоянными магнитами, работающего в режиме двигателя без применения датчика положения ротора, преобразователя координат.

Реализация выводов и рекомендаций работы. Рекомендации по выбору схемы электротехнического комплекса, обладающей структурной и параметрической достаточностью, для обеспечения электроэнергией нефтепромысловое оборудование от автономных источников с использованием попутного нефтяного газа в соответствии с нормами российского стандарта ГОСТ 13109-97 переданы в ОАО «Татнефть» (Акт внедрения результатов диссертационной работы № 3901/14-14 от 17.02.2012).

Личный вклад автора. Разработана схема электротехнического комплекса, обладающая структурной и параметрической достаточностью и выполнено обоснование ее параметров для обеспечения электроэнергией нефтепромысловое оборудование в отдаленных районах Западной Сибири и Дальнего Востока в соответствии с нормами российского стандарта ГОСТ 13109-97. Разработан способ пуска установки с использованием синхронного генератора в режиме двигателя при отсутствии датчика положения ротора и преобразователя координат положения результирующего вектора вращающегося поля статора и продольной оси ротора двигателя с постоянными магнитами.

Апробация. Основные положения и результаты работы докладывались и получили положительную оценку на: Международной конференции студентов

и молодых ученых в Краковской горно-металлургической академии (Польша, Краков, 2009 г.), международном форуме-конкурсе молодых ученых «Проблемы недропользования» (Санкт-Петербург, СПГГИ, 2010.), международной конференции молодых ученых «Challenges and solutions in minerai industry» во Фрайбергской горной академии (Германия, Фрайберг, 2010.).

1. Современное состояние электроснабжения с использованием попутного

нефтяного газа

1.1. Проблемы энергоснабжения производственных объектов отдаленных

районов

Работа нефтедобывающей отрасли характеризуется высокими энергетическими затратами при реализации современных технологий добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти. Кроме того, вводимые в эксплуатацию новые месторождения нефти располагаются, как правило, в местах удаленных от действующих централизованных энергосистем, например в районах Западно-Сибирского региона. Особенностью данных территорий является отсутствие развитой дорожной инфраструктуры, населенных пунктов в местах прохождения линий электропередач, а также суровые климатические условия: низкая температура, в зимний период достигающая - 45 С, высокая влажность воздуха, что обуславливает необходимость применения высокопроизводительного, надежного и экономичного оборудования.

Возможно осуществление энергопитания от действующих систем централизованного электроснабжения, включающих в себя протяженные линии электропередач напряжением 220, 110 и 35кВ, связывающие генерирующие центры с потребителями. Однако, анализ опыта эксплуатации таких систем показывает, что с конца 90-х годов наблюдается ухудшение стоимостных и качественных показателей их работы: участились случаи внезапных перерывов в электроснабжении, произошло старение оборудования, выросли тарифы на электроэнергию, повысилась стоимость строительства электропередач. Значительно снизилось качество электроэнергии: ухудшились такие показатели как отклонение и колебание напряжения в трехфазных системах [23]. Существенное влияние оказывают также факторы, связанные с технико-технологическими особенностями работы оборудования нефтедобычи: нестабильность нагрузки, концентрация больших мощностей, наличие

протяженных линий электропередачи, колебания напряжения в сети при пуске агрегатов большой единичной мощности [44].

Необходимо подчеркнуть важность обеспечения бесперебойного энергоснабжения производственных объектов нефтедобычи. Для месторождений в районах Западной Сибири со сложными горногеологическими условиями остановка добычи в течение нескольких часов для нефтедобывающих компаний влечет за собой проведение для части скважин капитального ремонта. Кроме того, при температурах ниже -5...-ЮС существует высокая вероятность перемерзания нефтепроводов - учитывая, что обводненность большинства скважин составляет более 50%. На промысловых установках по подготовке нефти к сдаче перерыв в электроснабжении влечет за собой затоваривание резервуарного парка, что приводит к сокращению или полной остановке производства. Проведение операций по ликвидации последствий перерыва в электроснабжении требует значительных временных и финансовых затрат [48].

В 2003 году Правительством РФ была утверждена «Энергетическая стратегия России на период до 2020 года», в которой прогнозируется рост энергопотребления - 2-2,5% в год, однако в настоящее время в некоторых районах нефтедобычи, включая Западную Сибирь, уже отмечается увеличение энергопотребления на 8-10%, что требует увеличения генерирующих мощностей.

В этих условиях альтернативой служит производство электроэнергии непосредственно в местах потребления, что позволяет исключить необходимость развития сетевой инфраструктуры и связанные с этим высокие затраты на подключение и эксплуатацию крупных систем централизованного энергоснабжения.

Добыча нефти сопровождается извлечением попутного нефтяного газа (ПНГ) - газообразной смеси углеводородных компонентов и сопутствующих газов, первоначально находящаяся в растворенном состоянии и образующаяся в

результате снижения давления [62]. Поэтому в качестве энергоносителя в районах интенсивной нефтедобычи целесообразно использование ПНГ, утилизация которого является одной из актуальных проблем нефтедобывающей отрасли при разработке месторождений в отдаленных районах. Ежегодное извлечение ПНГ в России по различным оценкам составляет от 30 до 60 млрд

о __л

м . При этом на газоперерабатывающие заводы поступает только 11-12 млрд м [19,1], остальная часть углеводородного топлива сжигается в факелах, либо списывается на технологические потери. Представленный разброс в оценках ежегодной добычи ПНГ обусловлен отсутствием на объектах нефтедобычи замерных счетчиков. На рис. 1 представлена динамика утилизации попутного

нефтяного газа по данным Росстата и Инфо ТЭК.

%

87 85 83 81 79 77 75 73

Рис.1. Динамика утилизации попутного нефтяного газа Низкая эффективность применения ПНГ до настоящего времени связана с тем, что длительное время у нефтедобывающих компаний отсутствовали стимулы для его использования: большие затраты на создание и содержание инфраструктур по сбору, подготовке и трансферту до потребителя, а также малые выплаты за загрязнение атмосферного воздуха. Так в 1990 году штраф за

о

сжигание 1000 м составлял 30 копеек (нормативное) и 7,5 руб (сверхнормативное) [30]. В настоящее время плата за выброс каждого вещества в атмосферу при сжигании рассчитывается отдельно, усредненная ставка на 2002г. (по данным Минпромэнерго) составляла 256 руб. за

1000 м3. В

настоящее время Россия занимает «лидирующую» позицию по объемам

1..........

\

ч / \

ч У

сжигаемого попутного газа в факелах.

Однако, в соответствии с постановлением Правительства РФ от 8 января 2009 года №7 «О мерах по стимулированию и сокращению загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания ПНГ на факельных установках» с 2012 года целевой показатель сжигания ПНГ на факельных установках не должен превышать 5% от объема добычи. При превышении указанного целевого показателя предусматривается увеличение выплат за сверхлимитное загрязнение окружающей среды в 4,5 раза и более. Таким образом, в настоящее время для нефтедобывающих компаний особо актуальным является решение проблемы эффективного использования ПНГ.

В мировой практике существуют три направления по утилизации попутного нефтяного газа: подача по газопроводам энергетикам, переработка с вывозом продуктов, использование на собственные нужды [30]. Для новых месторождений, находящихся вдали от инфраструктуры, транспортировка газа на большие расстояния является нерентабельной [17]. ПНГ можно использовать на месте в качестве углеводородного топлива для работы энергоагрегатов. По данным «Сургутнефтегаз» электроэнергия от электростанций собственных нужд с использованием попутного нефтяного газа в 1,5 раза дешевле, чем при ее покупке [39], кроме того, срок окупаемости автономных источников энергии составляет 2,5-3 года [17]. Также исключается необходимость в строительстве высоковольтных линий электропередач, понизительных станций и подстанций. Реализация автономного электроснабжения может быть осуществлена с использованием установок различных конструкций, расположенных непосредственно на скважине или вблизи нее [68]. Однако, применение техники, не приспособленной к сжиганию попутного нефтяного газа, может привести к выходу из строя двигателей из-за деформации клапанной головки, сгорания клапанов, закупоривания топливной системы парафиновыми и масляными частицами, содержащимися в конденсате [28]. Применение специальных электротехнических агрегатов, использующих в качестве

энергоносителя ПНГ, имеют особые требования к содержанию основных компонентов и допустимому количества примесей в топливном газе, что обуславливает необходимость реализации схемотехнических решений по предварительной очистке и подготовке энергоносителя [3,6].

1.2. Оценка эффективности применения газопоршневых и газотурбинных

установок

В настоящее время существует несколько типов электроприводов генераторов для электростанций собственных нужд объектов нефтедобычи с энергоносителем в виде попутного нефтяного газа: газопоршневые, газотурбинные двигатели и микротубины, - способные работать в качестве основного, резервного и аварийного источников (табл. 1).

Таблица 1

Сравнение основных характеристик агрегатов

Параметры Газопоршневая установка Cummins 1750 GQNB-50 Микротурбинная установка Газотурбинная установка БТв 1,8/0

Модель двигателя Cummins QSV91G Capstone С1000 ОРЫА

Электрическая мощность, кВт 1750 1000 1800

Выходное напряжение, Кв 0,4 0,4 0,4

Частота тока, Гц 50/60 50/60 50/60

Расход топливного газа, м3/ч 503 325 712

Вес, кг 17507 15875-18144 14300

Выбросы вредных веществ воздушными подшипниками

Ж)х,ррт 152 9 6

СО 640 н.д. 6

Топливо Попутный газ

Давление топлива на входе, бар 0,2 - 3,0 5,2 - 5,6 11,7-12,5

Температура выхлопных газов, С° 495 280 555

Частота вращения ротора, мин"1 1500 60000 26000

КПД по электричеству, % 38,4 33±2 26,2

Срок службы до

капитального ремонта, 60000 60000 40000

час

Как видно из приведенных данных (табл. 1) микротурбинные и газотурбинные установки обеспечивают низкий уровень выбросов вредных веществ - в 15-25 раз меньше чем у газопоршневых установок.

В тоже время, преимуществами поршневых агрегатов являются: большой ресурс до капитального ремонта, отсутствие влияния числа запусков и остановок двигателя на его общий моторесурс, малое время до принятия нагрузки при запуске электростанций, слабая зависимость кпд от нагрузки электростанции, минимальное давление топливного газа (до 0,003МПа).

К преимуществам газотурбинных агрегатов относят: отсутствие детонационных явлений, возможность эксплуатации при повышенном содержании сероводорода в топливном газе (в газотурбинных установках OPRA до 5%, Capstone до 7%), возможность получения большого количества тепла в виде горячей воды или пара [61].

Одним из важных достоинств газотурбинных установок является возможность работы на объектах с большой цикличностью нагрузок (часовые, суточные и сезонные перепады), тогда как при применении газопоршневых установок минимальная рекомендуемая долговременная нагрузка составляет не менее 40-50% единичной мощности агрегата. Кроме того, в отличие от газопоршевых агрегатов микрогазотурбинная установка способна надежно работать при 100% набросе нагрузки, хотя при этом время перехода турбодвигателя на новый режим работы может составлять 30-50 секунд. При набросе нагрузки турбодвигатель выходит на номинальный режим (-30 кВт) примерно через 35 с. Очевидно, что в течение этого времени полное обеспечение нагрузки электроэнергией возможно только при работе электрогенератора совместно с источником бесперебойного питания (ИБП). Это обстоятельство требует применения в ИБП аккумуляторных батарей повышенной емкости. При параллельной работе электрогенератора с другими

установками или с сетью можно использовать АБ меньшей емкости, достаточной только для запуска турбины.

Для газопоршневых машин допустимый наброс нагрузки не превышает 1525% [54]. Достоинством газотурбинного привода по сравнению с газопоршевым является увеличение номинальной электрической мощности до 120% при уменьшении температуры ниже что обеспечивает эффективную их

эксплуатацию в северных районах со среднегодовой температурой около 0°С и сезонным повышением энергопотребления в зимний период [7]. В качестве недостатка газотурбинных установок следует отметить необходимость строительства газокомпрессорной дожимающей станции, что обусловлено требованием к уровню давления топлива - 2,5 МПа [43]. Основным преимуществом работы микротурбиных установок является возможность их использования при изменении нагрузок в пределах от 0 до 100% без сокращения ресурса. Основным недостатком является высокая удельная стоимость 1600-1800$ за 1 кВт.

В настоящее время газотурбинные и газопоршневые установки имеют свои области рационального использования. Газотурбинные агрегаты применяются для обеспечения электрической энергией крупных промышленных потребителей, в диапазоне мощностей 6МВт и более. Газопоршневые - для энергетических нужд потребителей в диапазоне мощностей 250кВт-6МВт [63].

Поскольку микрогазотурбинные установки, обладают рядом преимуществ по сравнению с другими генераторными источниками электроэнергии, рассмотрим более подробно данный тип агрегата.

В настоящее время в мире крупнейшими фирмами-разработчиками микротурбинных установок являются следующие компании:

1. Capstone Turbine Corporation;

2. UTC Power;

3. Bowman power;

4. Cummins;

5. Turbec;

6. Ingersoll-Rand Energy Systems;

7. Honeywell Power Systems;

8. Kohler;

9. Elliot Energy Systems;

1 O.Toyota turbine and system.

Основными производителями микротурбинных агрегатов являются: США, Великобритания, Япония. Сведения об имеющихся агрегатах обобщены в таблице 2 [54,82]. Как видно из таблицы значения применяемых электрических мощностей составляют 30, 50, 65, 70, 75, 80, 100, 200, 250кВт. Тепловая мощность различных типов установок лежит в пределах 60-ЗббкВт. Частота вращения ротора находится в диапазоне 45000-96000 об/мин. Основным типом топлива является природный газ, однако, имеются модели, рассчитанные на работу с использованием в качестве энергоносителя попутного нефтяного газа. Максимальный электрический коэффициент полезного действия 35% достигается у модели установки С200, разработанной компанией Capstone Turbine Corporation.

Таблица 2

Характеристики микротурбинных агрегатов

Capstone Turbine Corporation Toyota turbine and system Capstone Turbine Corporation Ingersoll-Rand Energy Systems Honeywell Power Systems Bowman power Bowman power Elliott Energy Systems Turbec Capstone Turbine Corporat ion Ingersoll-Rand Energy Systems

Производитель США, Калифорния Япония США, Калифорния США, Нью-Гемпшир США Великобрита ния Великобрита ния США, Флорида Великобрита ния, Хэмпшир США, Калифор ния США, Нью-Гемпшир

Модель СЗО TPC-50R С65 MT70 Parallon 75 Turbogen TG80RC-G Turbogen TG8OSO-G ТА100 СНР Т100 С200 MT250

Электрическая мощность, кВт 30 50 65 70 75 80 80 100 100 200 250

Тепловая мощность, кВт 60 - 120 92 90 216 136 172 155 10900кД ж/кВт 263-366,3

Электрический КПД, % 26 12,6 29 28 28,5 22-28 28 29 30 35 30

Частота вращения ротора, (об/мин) 96000 80000 96000 - 85000 68000 68000 68000 70000 60000 45000

Вид топлива природный газ, пропан, бутан, попутный газ, биогаз, шахтный или коксовый газ, пиролизный газ, древесный газ природный газ, керосин, сжиженны й нефтяной газ, LPC природный газ, пропан, бутан, попутный газ, биогаз, шахтный или коксовый газ, пиролизный газ, древесный газ природный газ природный газ, дизельное топливо, керосин или пропан природный газ, пропан, бутан Природный газ, пропан, бутан природный газ природный газ, биогаз, дизтопливо, керосин, метанол, LPC природ ный газ природный газ

Расход топлива, мЗ/час 12 22 23,7 25 30 28 32,8 33,3 76,9

Давление топлива на входе, бар (изб.) 3,8-4,1 (без компрессора) 0,01-1,0 0,015-0,025 4,5 (без компрессора) 0,20 0-0,01 5,17-5,86 4,1-5,6 4,1-5,6 0,034-0,345 0,02-1,0 0,02-5,3 13,79

1\10х, при 15% 02, ррш <9 9 (16% 02) <5 <3 <50 в день <25 25 <24 <15 <9 5-9

Габариты (Д*Ш*В), мм 1524*762*195 6 1000*2100* 1850 1956*762*193 1 1810*10800 *2220 2334*1219*2 163 3100*880*19 20 2180*880*19 20 3100*850* 1930 2770*900*18 10 3660*17 00*2490 3354*2169*2 278

Масса, кг 405 2000 758 2200 1295 1930 1350 1860 2250 3180 5440

Устройство и принцип работы современных газотурбинных установок, рассмотрим на примере принципиальной схемы микротурбинного генератора Elliott мощностью 100 кВт (рис. 2).

16

70 -с

95•С

15

77 "С

13

12

14

11

18 17

ШЙШ 9

287 'С

500 'Сф. 648' 6

250 'С

е

926 'С

8

26 "С

продукты сгорания

воздух вода

природный газ

Рис.2. Принципиальная схема микротурбинной установки ЕШоН 100 кВт: 1 - блок силовой электроники; 2 - высокоскоростной генератор; 3 - компрессор; 4 -воздухозаборник; 5 - воздуховод между компрессором и рекуператором; 6 - камера сгорания; 7 - турбина; 8 - газоход между турбиной и рекуператором; 9 - подвод природного газа из сети; 10 - рекуператор; 11 - байпасная заслонка; 12 - котел-утилизатор; 13 - выход горячей воды; 14 - байпасный газоход; 15 - вход холодной воды; 16 - выхлопной тракт; 17 -дожимной компрессор; 18 - регулятор частоты вращения [38].

Рабочий процесс микротурбинных установок с регенерацией тепла отходящих газов происходит следующим образом: атмосферный воздух, пройдя ступени очистки от пыли и примесей, через воздухозаборник 4 поступает в осевой компрессор 3, где при сжатии нагревается. Затем поступает в регенератор 10, где его температура повышается за счет тепла отходящих газов турбины. Далее нагретый сжатый воздух смешивается с газообразным топливом высокого давления 9 и поступает в камеру сгорания 6. Расширение газов

приводит к вращению турбину 7, колесо компрессора 3 и высокоскоростного генератора 2. Продукты горения по газоходу 8 проходят рекуператор 10, где частично охлаждаются, отдавая тепло воздуху после осевого компрессора. Далее через байпасную заслонку 1 1 выхлопные газы выбрасываются в атмосферу или попадают в когёл-утилизатор 12, отдавая своё тепло сетевой воде. [57].

Приведенный цикл с регенерацией тепла позволяет использовать топливо более эффективно, увеличить КПД двигателя, однако, к недостаткам следует отнести - потерю мощности установки из-за преодоления гидравлических сопротивлений, увеличение стоимости, усложнение конструкции.

Основные конструкции микротурбинных установок изображены на рисунке 3.

а)

б)

Рёбра охлаждения генератора

Забор воздуха

Воздушные подшипники

Выхлопная труба

Рекуператор

Инжектор топлива

Камера сгорания

Турбина

В)

Рёбра

Выхлопная труба

охлаждения генератора

Забор воздуха

Инжектор топлива

Генератор —

Камера сгорания

Компрессор

Турбина

Воздушные подшипники

--Инжектор топлива

Рис.3, а) Микротурбииа OPRA ОР16:

1-выходной вал; 2-редуктор; З-воздухозаборник; 4-компрессор; 5-камеры сгорания; 6-

Как правило, генератором в микротурбинных установках служит синхронная машина с постоянными магнитами. В агрегатах компаний IngersollRand Energy Systems, Toyota turbine and system генератор связан с нагрузкой через понижающий редуктор. В установках других компаний все элементы (осевой компрессор, турбина, нагрузка) газотурбинной установки конструктивно находятся на одном валу и имеют одинаковую частоту вращения. Основной проблемой, связанной с применением высокочастотного синхронного генератора, является выработка электроэнергии с повышенной частотой тока, что приводит к необходимости согласования величин напряжений генератора и нагрузки. Кроме того, для выхода привода в генераторный режим необходимо выбрать рациональный способ пуска, обеспечивающий безопасную и долговременную работу агрегата.

Поскольку в режим параллельной работы могут быть включены установки, работающие на попутном нефтяном газе, с суммарной мощностью З-И-0 МВт, применение микротурбинных агрегатов широко используется для электроснабжения потребителей, как России, так и за рубежом. [54J.

В настоящее время на территории РФ широкое распространение получили генераторы OPRA и Capstone, поскольку существуют энергетические компании,

выходной диффузор; 7-турбина; 8-подшишшк; б) Capstone СЗО; в) Capstone С65

осуществляющие прямые поставки данных агрегатов. Особенностью исполнения газогенераторов OPRA является наличие пускового дизель-генератора и нагрузочных устройств, что приводит к дополнительным экономическим затратам для нефтедобывающих компаний. Кроме того, газогенераторы имеют более сложное устройство - необходим сжатый воздух на регулирующие клапана, гидравлический пуск турбины; обладает низкой надежностью по сравнению с микротурбинными устройствами Capstone -значительное количество подшипников качения, сложность конструкции редуктора генератора. Использование газотурбинных электростанций построенных на базе генераторных устройств OPRA оправданно в условиях генерации больших мощностей и наличии больших объемов попутного нефтяного газа. В условиях малых компаний целесообразно использование газогенераторов Capstone поскольку они обладают рядом преимуществ: более гибкая возможность регулирования мощности, более надежное оборудование, отсутствие необходимости создания большого парка емкостного оборудования газоподготовки - достаточно одного осушителя после компрессоров.

Следовательно, необходимым условием разработки эффективных схем электроснабжения объектов нефтедобычи, а также вахтовых поселков, находящихся вдали от единой системы электроснабжения, в районах со сложными природно-климатическими условиями, и специальных технических решений, является анализ и обобщение опыта энергоснабжения потребителей промышленных предприятий с применением генерирующих агрегатов способных работать на ПНГ.

1.3. Обоснование необходимости создания электротехнического комплекса с автономным источником.

В настоящее время существует множество схемотехнических решений для реализации электроснабжения объектов нефтедобычи, основные из которых приведены на рисунке 4.

Распред устройство Распред устройство Распред устройство

Рис.4. Варианты схем электроснабжения нефтяных месторождений: а) электроснабжение потребителей от двух высоковольтных линий электропередач; б) электроснабжение потребителей от линии электропередач и генерирующего устройства входящего в состав электростанции собственных нужд; в) электроснабжение потребителей от двух генерирующих агрегатов - локальной системы электропитания

При осуществлении электроснабжения объектов нефтедобычи от линии электропередач и генерирующего устройства возможны следующие режимы работы электростанции собственных нужд: работа в качестве аварийного источника, при нарушениях электроснабжения от высоковольтной линии электропередач; работа в качестве дополнительного источника совместно с линией электропередач; работа в качестве основного источника питания для покрытия всех нагрузок месторождения.

Схемы реализации электроснабжения должны соответствовать следующим требованиям: обеспечивать необходимое качество электроэнергии, быть надежными, удобными, безопасными в обслуживании при минимальных капитальных и эксплуатационных затратах [27]. Кроме того, их использование сопряжено с необходимостью оснащения объектов нефтедобычи оборудованием, адаптированным к неблагоприятным условиям работы: высокая влажность воздуха, низкие температуры, возможностью образования взрывоопасных смесей [44].

Поэтому, электроснабжение потребителей объектов нефтедобычи целесообразно осуществлять от локальной сети автономного электроснабжения с применением генерирующих источников, работающих на попутном нефтяном газе.

По основным требованиям создания электростанций собственных нужд, они должны включать основные, дополнительные и резервные источники электроэнергии, назначение каждого из которых представлено в таблице 3.

Таблица 3

Характеристики источников электрической энергии

Источник электроэнергии

Основной Резервный Аварийный

Назначение служат источником для питания электроэнергией всех технологических нагрузок объекта, сопутствующих инфраструктур, сторонних потребителей. служат источником для питания электроэнергией технологических нагрузок объекта, сопутствующих инфраструктур и сторонних потребителей при отключении основного источника электроэнергии служат источником для питания электроэнергией потребителей 1 категории, особой группы 1 категории электроприемников при отключении основного или резервного источника электроэнергии

Наработка, ч/год более 3000 300-3000 до 300

Количеством пусков в год менее 20 20-50 пуск/год свыше 50 пуск/год

Время пуска и приема нагрузки, с до 1800 до 300 5-30

В качестве электроприводов для основного и резервного источников на электростанциях собственных нужд используются газотурбинные при мощностях более 1500-2500 и газопоршневые - до 1500-2500 кВт агрегаты. Двигатели внутреннего сгорания имеют лучшие характеристики по моторесурсу и кпд, но уступают газотурбинным приводам в части необходимости применения массивного фундамента и большой энергозависимостью.

Аварийным источником электроснабжения служит, как правило, дизель-генератор, так как обладает хорошими характеристиками единовременного принятия нагрузки и характеризуется малым временем запуска. Автоматическая система запуска обеспечивает включение в работу агрегата при потере электропитания от основного источника или снижения напряжения на сборных шинах на величину, превышающую установленную ранее расчетами. Пуск

может производиться от аккумуляторных батарей. В качестве аварийного источника электроэнергии возможно также применение газопоршневых приводов и газовых турбин, в зависимости от допустимого времени перерыва питания. Количество и мощность агрегатов, используемых в качестве источников энергопитания в аварийном режиме, выбирают по условиям покрытия нагрузок ответственных потребителей.

Питание особой группы 1 категории электроприемников (цепей управления, сигнализации, защиты, автоматики, аварийных маслонасосов смазки, аварийного освещения, АСУ и др.) осуществляется от систем постоянного тока, имеющих в своем составе два стационарных химических источника тока одинаковой емкости, инвертор напряжения, зарядное устройство, коммутационное устройство, электрощит постоянного тока, и кабельные линии. В зависимости от мощности электростанции для обеспечения надежной работы системы выбирают необходимое количество батарей, а также зарядных устройств, находящихся как в рабочем состоянии, так и в резерве.

Впервые в России автономная газопоршневая электростанция, работающая на попутном нефтяном газе, была введена в эксплуатацию в 2005 г. компанией ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз». Проектная мощность составляет 6,6 МВт. Электроэнергия вырабатывается пятью агрегатами на базе газопоршневых двигателей фирмы Cummins. Это позволило компании отказаться от строительства ЛЭП, подстанций, распределительных устройств и закупок электроэнергии. По оценкам экспертов она должна окупиться в течение 3-4 лет.

Масштабная программа строительства автономных газотурбинных электростанций осуществлена российской нефтяной компанией «Сургутнефтегаз». Компанией планировалось построить 11 газотурбинных электростанций, общей мощностью 156 МВт. На Мурьяунском, Конитлорском, Лукъявинском, Русскинском, Биттемском и Лянторском месторождениях. Значительный опыт применения микротурбинных установок также имеется у компаний BP,Chevron, Williams, Pan Canadian.

Автономное электроснабжение потребителей осуществляют нефтедобывающие компании в США и Канаде (рис 5, 6). Основными источниками электроснабжения потребителей трехфазным переменным током на участках цепи являются энергоблоки установок различной номинальной мощности. В случае снижения напряжения менее установленного значения, при приближении нагрузок установки к номинальной мощности первичных генераторов, или, возникновения аварии/неисправности происходят отключения выключателей основного ввода и запуск резервных источников пи тания.

Рис.5. Питание скважин от автономной электростанции

Рис.6. Применение микротурбин на буровых платформах Выбор структуры электрической схемы электроснабжения отдельной скважины или группы скважин, находящихся вдали от действующих систем

высоковольтных линий электропередач, от электротехнического комплекса с автономным источником, использующим в качестве топлива для генерирующих электроприводов попутного нефтяного газа, позволит повысить эффективности работы электростанции.

Определение количества и типа электротехнического оборудования, необходимого для осуществления непрерывности процесса добычи нефти в составе локальной системы электроснабжения, должно быть произведено по условиям параметрической и структурной достаточности. Поскольку увеличение необходимого числа технического оснащения по добыче и подготовке нефти приведет к возрастанию удельной стоимости электростанции, повышенным затратам, а уменьшение - к снижению вероятности безотказной работы системы, дополнительным авариям, экономическим потерям.

Для нефтедобывающей компании главными потребителями являются установки погружных электроцентробежных насосов, обеспечивающие извлечение на дневную поверхность технологической жидкости. В состав таких установок стандартно входят короткозамкнутый асинхронный двигатель и насосный агрегат. Управление частотой вращения электропривода возможно осуществлять с использованием силовых модулей на базе полупроводниковых приборов, схемотехническая реализация которых в настоящее время очень широка. Это позволит не только экономить потребляемую электрическую энергию нагрузкой, но также и усовершенствовать процесс добычи нефти.

Поскольку насосные агрегаты в зависимости от типа обладают разными характеристиками, например, поршневой насос имеет свойства сохранять постоянный электромагнитный момент во всем диапазоне отклонения скорости, а у центробежного насоса момент нагрузки имеет квадратичную зависимость от величины изменения скорости. То при выборе преобразователя частоты, и его режимов работы необходимо проанализировать механическую характеристику потребителей.

В настоящее время существует множество законов управления работой асинхронных двигателей: широтно-импульсное, векторное, амплитудо-фазовое, амплитудо-частотное, цифровое и т.д., позволяющих получить электропривод с разным диапазоном регулирования скорости, точностью, быстродействием [20,21,55].

Частотное регулирование производительности механизмов в пусковых и при переходных режимах позволяет снизить потребление электроэнергии, уменьшить эксплуатационные расходы на техническое обслуживание и ремонт установки, увеличить срок эксплуатации оборудования, исключить гидро- и электродинамические удары [42] .

Следовательно, разработка схемотехнического решения обеспечения отдаленных районов нефтедобычи электроэнергией с качеством, удовлетворяющим нормам ГОСТ 13109-97, из условия параметрической и структурной достаточности, является актуальной.

1.4. Выводы, цель и задачи диссертационной работы

В результате анализа опыта электроснабжения объектов отдаленных районов с использованием автономных источников и существующих конструкций газотурбинных установок получены следующие выводы:

электроснабжение отдаленных районов нефтедобычи целесообразно осуществлять от автономных электростанций, расположенных в местах непосредственного энергопотребления;

необходимым условием эффективного функционирования объектов нефтедобычи в районах с суровыми климатическими условиями является обеспечение бесперебойности электроснабжения;

в настоящее время для удаленных районов нефтедобычи остается нерешенной проблема утилизации попутного нефтяного газа;

эффективность автономного энергоснабжения районов нефтедобычи может быть обеспечена при применении электрических машин и установок, использующих в качестве энергоносителя попутный нефтяной газ;

существующие энергетические установки имеют различные технические характеристики, которые необходимо учитывать при выборе области рационального использования;

применяемые системы автономного энергоснабжения объектов нефтедобычи не обеспечивают требуемого уровня надежности электроснабжения и качества электроэнергии при использовании в качестве энергоносителя попутного нефтяного газа.

Целью работы является разработка структуры и обоснование параметров электротехнических комплексов, использующих в качестве энергоносителя попутный нефтяной газ, позволяющие обеспечить надежность и экономичность систем электроснабжения удаленных от центральных источников объекты нефтедобычи.

Для достижения поставленной цели должны быть решены следующие задачи:

1. Обоснование структуры электротехнического комплекса с автономным источником для электроснабжения добычных установок с регулируемой частотой вращения погружных электродвигателей.

2. Разработка математической модели электротехнического комплекса и обоснование структурной и параметрической достаточности комплекса на основе синхронного генератора с постоянными магнитами и комбинированным использованием промежуточного накопителя энергии.

3. Разработка рационального способа пуска микротурбинной установки с использованием синхронного генератора в режиме двигателя при отсутствии датчика положения ротора и преобразователя координат положения результирующего вектора вращающегося поля статора и продольной оси ротора двигателя с постоянными магнитами.

4. Обоснование эффективности электроснабжения потребителей объектов нефтедобычи с использованием автономных источников на базе турбогенераторных установок с энергоносителем в виде попутного нефтяного газа.

2. Структура и параметры электротехнического комплекса с автономным

источником в установившемся режиме турбоприводного двигателя 2.1. Обоснование схемы электроснабжения электротехнического комплекса

с автономным источником

В настоящее время объекты нефтедобычи являются сложными электротехническими комплексами, в которых необходимо обеспечивать непрерывный процесс добычи нефти. Для повышения надежности систем электроснабжения предприятий по добыче и сбору нефти электрификацию данных месторождений целесообразно производить с применением собственных автономных источников электроэнергии. Вследствие этого данная диссертационная работа посвящена разработке локальной системы электроснабжения с применением оборудования, использующего в качестве энергоносителя попутный нефтяной газ.

Электротехнический комплекс с автономным источником, предназначенный для обеспечения технологического процесса добычи нефти, позволяющий исключить необходимость строительства и эксплуатации крупных систем централизованного энергоснабжения, расположен непосредственно на скважине или вблизи нее и состоит из промежуточного накопителя энергии, выпрямительно-инверторных и фильтрокомпенсирующих устройств, а также установки электроцентробежного насоса, кабельной линии. Как правило, в качестве электроприводного двигателя используются газопоршневые или генераторные установки, но поскольку в качестве энергоносителя необходимо использовать попутный нефтяной газ, то в качестве источника электрической энергии примем турбогенераторную установку, включающую газовую турбину и синхронный генератор с постоянными магнитами.

В такой системе в колонне насосно-компрессорных труб находится кабельная линия, обеспечивающая подвод электроэнергии, а также установка электроцентробежного насоса, состоящего из погружного электродвигателя с

гидрозащитой и насосного агрегата.

В состав турбогенераторной установки входит высокоскоростной синхронный генератор, выполненный на постоянных магнитах, поскольку данный тип электропривода обладает рядом преимуществ по сравнению с другими электрическими машинами: большая плотность мощности, низкий уровень шума и вибраций, высокие динамические характеристики и эффективность, поскольку отсутствуют потери в роторной цепи [12,13]. Однако, применение данного типа электропривода в схеме электротехнического комплекса с автономным источником не позволяет обеспечить потребителей электроэнергией с параметрами, удовлетворяющими ГОСТ 13109-97, из-за отклонений частоты и нестабильности амплитуды выходного напряжения.

Внедрение в структуру выпрямительно-инверторных устройств обусловлено необходимостью согласования величин напряжений генератора, входящего в состав турбогенераторной установки, и нагрузки, представленной в виде погружного электродвигателя. Преобразователь частоты с промежуточным звеном постоянного тока обеспечивает выпрямление переменного напряжения синхронного генератора с помощью активного выпрямителя, его фильтрацию ЬС-фильтром и регулирование частоты автономным инвертором, что позволяет согласовать величины напряжений генератора и нагрузки. В состав преобразователя частоты входят: выпрямитель, токоограничивающий дроссель, накопительная емкость и автономный инвертор.

Недостатком двойного преобразования является уменьшение к.п.д. и сложность конструкции, однако, работа полностью управляемых вентилей, построенных на ЮВТ транзисторах и диодах, позволяет применить активный выпрямитель в качестве инвертора и осуществить рекуперацию энергии к приводному электродвигателю [60].

Кроме того, активный выпрямитель обеспечивает поддержание заданного значения напряжения и величину входного коэффициента мощности близкую к

единице, при коэффициенте гармонических составляющих тока существенно меньшем, чем у диодного выпрямителя [26].

Достижения в области газотурбинных установок показали [18], что надежное горение топливовоздушной смеси в камере сгорания достигается при разгоне электропривода до частоты вращения около 0,5 от номинальной. Поэтому в системе электротехнического комплекса, непосредственно для запуска и разгона электропривода до полуноминальной частоты вращения используется аккумуляторная батарея (рис. 7).

Рис.7. Структурная схема синхронного генератора с конденсатором в составе фильтрокомпенсирующего устройства и аккумуляторной батареей В состав фильтрокомпенсирующего устройства (ФКУ) входят: токоограничивающий дроссель и конденсатор, для ограничения величины напряжения. Поскольку химический источник тока обладает свойствами близкими к конденсатору, то используем его в качестве фильтра для работы системы в установившемся режиме. Таким образом, в системе присутствуют две аккумуляторные батареи, одна из которых необходима для запуска синхронного генератора, работающего в режиме двигателя, а другая для ограничения величины напряжения в системе электропитания потребителей (рис. 8) [65].

\ \ \

Автономный инвертор _напряжения

С А НГ ж н

Автономный инвертор напряжения

Рис.8. Структурная схема синхронного генератора с аккумулятором в составе ФКУ и

аккумуляторной батареей Непрерывность электротехнического процесса добычи нефти характеризуется уровнем питающего напряжения потребителей. Поскольку перерыв в электроснабжении на 0,15 секунд приводят к экономическим потерям для нефтедобывающих компаний, то возникает необходимость повышения надежности обеспечения электроэнергией нагрузок.

С точки зрения структурной достаточности представляется целесообразным оценить возможность включения аккумуляторной батареи в промежуточном звене постоянного тока преобразователя частоты, что позволит использовать ее в качестве стартера для привода синхронного электродвигателя. Батарея также может служить буфером при сбросе-набросе нагрузки - является дополнительным источником тока при подключении погружного электродвигателя; может использоваться для обеспечения энергией особой группы 1-й категории электроприемников, при колебаниях и исчезновении питающего напряжения от генераторной установки на время включения резервного источника (рис. 9). Такое решение позволит повысить надежность и эффективность электроснабжения электротехнических комплексов с автономным источником для обеспечения электроэнергией потребителей непосредственно на одной скважине [67].

Аккумуляторная батарея

lelilí

Рис.9. Структурная схема синхронного генератора с преобразователем частоты,

аккумуляторной батареей и асинхронным двигателем В системе электротехнического комплекса можно отказаться от применения трансформатора, тогда турбогенератор будет вырабатывать электроэнергию непосредственно для питания погружного электродвигателя (рис. 10). При исключении промежуточных элементов в структурной схеме с автономным источником для одной скважины возможно осуществлять управление режимами работы нагрузки от системы управления газотурбинного агрегата.

1 1 1

Микротурбинная установка

С z^ 1\ НГ Z¡

НС ZS HÍ z^ -с z^

Активный выпрямитель

г

н£ л нГ li нГ 21

нС 21 н[ Z^ С ¿I

Автономный инвертор _напряжения

Погружной электродвигатель

Рис.10. Структурная схема синхронного генератора с преобразователем частоты,

аккумуляторной батареей и асинхронным двигателем Выполним исследования работоспособности предлагаемой локальной системы электроснабжения, включающей установку электроцентробежного насоса, аккумуляторную батарею и генераторную установку, с использованием имитационного математического моделирования, реализованного с применением программного продукта МаАЬаЬ, позволяющего оценивать выходные характеристики элементов при варьировании параметров системы в широком диапазоне.

2.2. Математическая модель электротехнического комплекса с автономным

источником

С целью определения работоспособности предлагаемого электротехнического комплекса с автономным источником для обеспечения электроэнергией потребителей, расположенных у устья скважины, а также возможности обеспечения непрерывности технологического процесса по условиям параметрической и структурной достаточности, выявления качества электроэнергии для питания нагрузки необходимо разработать математическую модель, позволяющую исследовать динамические режимы [66].

Электротехнический комплекс с автономным источником должен состоять из следующих элементов: блока микротурбиной установки (Turbina, Generator); блока измерения параметров генератора (U_I_abc); блока активного выпрямителя (Active rectifier); ШИМ инвертора (Universal Bridge); блока переключателей (Subsystem); блока асинхронного двигателя (AD); блока измерения параметров двигателя (Demux); блоков вентиляторной нагрузки (Gain, DotProduct).

Модель синхронной машины

С помощью дифференциальных уравнений, в основе которых приняты выражения Парка-Горева, опишем процессы, протекающие в синхронной машине в системе координат с двумя взаимно перпендикулярными осями d-q, вращающимися в электрическом пространстве, одна из которых связана с ротором, а другая неподвижна относительно нее. В том случае если синхронная машина имеет обмотку возбуждения с количеством демпферных контуров п-в продольной и m - в поперечной осях, уравнения примут вид [75]:

= -(1 + s)yrq-raid

pw ' (2Л)

—— = +(1 + s)yd-rjd со.

ру.

РУы =

(Ос Р¥пл_

~и/ г/г/

"1пс1Гпй

щ

РУц _ .

С0с ~

Заключение диссертации по теме «Электротехнические комплексы и системы», Турышева, Анна Вахтанговна

Основные результаты диссертационной работы заключаются в следующем:

1. Повышение эффективности и бесперебойности технологического процесса добычи нефти в районах, не обеспеченных централизованным электроснабжением, достигается путем приближения автономных источников электропитания к центрам электрических нагрузок, вплоть до кустов и отдельных скважин, причем в качестве энергоносителя целесообразно использовать попутный нефтяной газ, что позволит реализовать программы энергосбережения и сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания ПНГ на факельных установках.

2. Обоснована структурная достаточность разработанной топологии ЭК, с применением в качестве энергоносителя ПНГ. Структура состоит из автономного источника электроэнергии, включающего газовую турбину, синхронный генератор с постоянными магнитами, выпрямительно-инверторные и коммутационные устройства и промежуточный накопитель энергии постоянного тока. С целью минимизации габаритов и количества компонентных блоков топология ЭК варьируется с использованием средств силовой электроники, в зависимости от режимов работы ЭК. Это позволяет использовать один и тот же источник постоянного тока для разгона синхронного генератора в режиме электродвигателя и питания инвертора в установившемся режиме.

3. Разработана иммитационная математическая модель ЭК в системе Ма£ЬаЬ БтиПпк, позволившая исследовать статические и динамические процессы. Адекватность разработанной модели проверялась в условиях ООО «РН-Юганскнефтегаз» и ОАО «Татнефть». Выявлено, что при выполнении ЭК в соответствии с предложенной топологией и соотношении мощностей автономного источника и потребителей 1,1:1 обеспечивается пуск погружных электродвигателей и их требуемые эксплуатационные режимы. Однако, из-за наличия в ЭК преобразователя частоты коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения ки составляет 8% и более и превышает допустимое по ГОСТ 13109-97 значение.

4. Для компенсации высших гармонических составляющих напряжения и обеспечения заданного качества электрической энергии при электроснабжении удаленных от централизованных источников объектов нефтедобычи предложено использовать параллельный активный фильтр, что позволило снизить коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения до величин, не превышающей норму ГОСТ 13109-97.

5. Установлено, что разгон турбогенераторной установки ЭК с предложенной структурой до заданной скорости может осуществляться при использовании синхронного генератора в режиме электродвигателя при отсутствии пусковой обмотки, датчика положения ротора, преобразователя координат и питания обмотки статора от автономного инвертора напряжения, вход которого с помощью коммутационных устройств подключен к промежуточному накопителю энергии.

6. При разгоне двигателя угол рассогласования вектора результирующего поля статора и продольной оси ротора не должен превышать значения, допустимого по условию сохранения синхронного режима.

7. Установлена зависимость максимального удаления центров электрических нагрузок объектов НГД от линии электропередачи централизованного источника электроснабжения Ь от установленной мощности агрегата, материала опор ЛЭП при использовании заемных средств на реализацию проекта энергоснабжения, при превышении которого эффективно строительство предложенного ЭК. Применение предложенной структуры ЭК с автономным источником с энергоносителем в виде ПНГ мощностью 200 кВт целесообразно при удалении ЛЭП 35 кВ от центров электрических нагрузок на 6 км и более, а при мощности электростанции 80 кВт - на 2 км и более.

Заключение

В диссертационной работе содержится научно обоснованное техническое решение актуальной научно-технической задачи повышения надежности и экономичности электроснабжения объектов нефтедобычи с использованием автономных источников электропитания.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Турышева, Анна Вахтанговна, 2012 год

Список литературы

1. А газ и ныне там // Нефть и капитал. - 2008. - №1-2. С. 50-51.

2. Абрамович Б.Н. Переходные процессы в компенсированной сети с асинхронным двигателем при возмущениях входного напряжения / Б.Н. Абрамович, О.В. Иванов, С.А. Коновалова, И.И. Столяров // Промышленная энергетика. - 1984. - №3. - С. 32-34.

3. Абрамович Б.Н. Обеспечение автономного электроснабжения энергетических установок в условиях объектов нефтедобычи /Б.Н. Абрамович, Д.А. Устинов, A.B. Турышева // Геоэкологические и иненерно-геологические проблемы развития гражданского и промышленного комплексов города Москвы: Материалы научно-практической конференции. - М.: изд-во «КДУ». -2008. - С. 237-239.

4. Абрамович Б.Н. Совершенствование способа электроснабжения объектов нефтедобычи с использованием в качестве энергоносителя попутного нефтяного газа / Б.Н. Абрамович, Д.А. Устинов, A.B. Турышева, // VIII международная научная школа молодых ученых и специалистов «Проблемы освоения недр в XXI веке глазами молодых». - М.: ИПКОН РАН. - 2011. - С. 218-221

5. Абрамович Б.Н. Электроснабжение нефтегазовых предприятий: Учеб. пособие / Б.Н. Абрамович, Ю.А. Сычев, Д.А. Устинов. - СПб. : Изд-во Санкт-Петерб. гос. горн, ин-т, 2008. - 88 с.

6. Абрамович Б.Н. Электроснабжение объектов нефтедобычи труднодоступных районов / Б.Н. Абрамович, A.B. Турышева // XXII Международная инновационно-ориентированная конференция молодых ученых и студентов (МИКМУС-2010) «Будущее машиностроения России», М.: Изд-во ИМАШ РАН - 2010. - С. 100

7. Ананко В. Энергетика нефтепромыслов: своими силами // Нефтегазовая вертикаль. - 2006. - № 5. - С. 76-78.

8. Андреев И.Н. Электрохимические устройства - ХИТ. - Казань: Изд-во КГТУ, 1999. - 84с.

9. Арсентьев В Пленочные конденсаторы специального применения // Компоненты и технологии. - 2008. - №11. - С. 20-21.

10. Багоцкий B.C. Химические источники тока / B.C. Багоцкий,

A.M. Скундин A.M. - М.: Энергоатомиздат, 1981.- 360с.

11. Бадрызлов Д Системы автономного энергообеспечения нефтяных месторождений / Нефтегазовая вертикаль. - 2006. - №9-10. -С. 128-130

12. Балагуров В.А. Электрические генераторы с постоянными магнитами /

B.А Балагуров, Ф.Ф. Галтеев. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 280 с.

13. Балагуров В.А. Электрические машины с постоянными магнитами В.А Балагуров, Ф.Ф. Галтеев, А.Н. Ларионов. — М.: Энергия, 1964.— 480 с.

14. Брускин Д.Э. Электрические машины и микромашины: Учебник / Д.Э. Брускин, А.Е. Зорохорович, B.C. Хвостов. - 3-е изд. - М.: Высшая школа, 1990. - 528 с.

15. ВайнелДж. Аккумуляторные батареи, пер. с англ., 4-е изд., М. -Л.: Госэнергоиздат, 1960. -480 с.

16. Ведерников В.А. Оценка показателей работы куста скважин с УЭЦН / В.А. Ведерников, Г.Я. Григорьев // Нефть и газ. - 2003. - №4. - С.40-46.

17. Газовый вектор // Нефтегазовая вертикаль. - 2007. - №14. С.94-98.

18. Газотурбинные электроагрегаты С65 / Руководство по эксплуатации.-

с. 17

19. Гайсин Р. Обременительный попутчик // Нефть России. - 2008. - №11. - С. 76-79.

20. Герман-Галкин С.Г. Компьютерное моделирование полупроводниковых систем в Mathlab 6.0.:Учеб. пособие - Спб.: КОРОНА принт, 2001.- 321 с.

21. Герман-Галкин С.Г. Силовая электроника: Лабораторные работы на ПК - Спб.: КОРОНА принт, 2002. - 304 с.

22. ГОСТ 13109-97 Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

23. Григораш О.В. Нетрадиционные источники электроэнергии в составе систем гарантированного электроснабжения / О.В. Григораш, Н.И. Богатырев, H.H. Курзин // Промышленная энергетика. - 2004. - №1. - С. 59-62.

24. Да Роза А. Возобновляемые источники энергии. Физико-технические основы: Учеб. пособие / А. да Роза; пер. с англ. под редакцией С.П. Малышенко, О.С. Попеля. - Долгопрудный: Интеллект; М.: Изд-во МЭИ, 2010. - 704 с.

25. ДеспотулиА Суперконденсаторы для электроники / А. Деспотули, А. Андреева // Современная электроника. - 2006. - № 5. - С.10-14.

26. Емельянов А.П. Алгоритмы управления, моделирования и анализ высокодинамичных асинхронных электроприводов / А.П. Емельянов,

A.Е. Козярук // Электротехника. - 2011. - №2. - С. 2-9.

27. Ермилов A.A., Электроснабжение промышленных предприятий / 3-е изд. - М.: Энергия, 1977. - Вып. 453.-128 с.

28. Иванов М. Попутный нефтяной газ как топливо // Промышленные и отопительные котельные и мини-ТЭЦ . - 2010. - №1(2). - С. 42-44.

29. Илъковский К.К. Проблемы малой энергетики в энергоизолированных районах Сибири и Дальнего Востока / К.К. Ильковский, А.П. Ливинский, Н.М. Парников, П.М. Дьяконов // Горный журнал. Спец. выпуск. - 2004. - С.15-21.

30. Кириллов Д. «Путь истинный» для попутного газа // Нефть России. -2008.-№11.-С. 72-75.

31. Киршенбаум Р.П. О целесообразности строительства электростанций на нефтяных месторождениях / Р.П. Киршенбаум, Ю.Б. Новоселов,

B.П. Фрайштетер // Нефтяное хозяйство. - 2002. - №7. - С.34-38.

32. Конышев B.C. Нанотехнологии и новая эра электролитических конденсаторов / Нанотехнологии Экология Производство. - 2009. - №1. - С.84-84.

33. Копылов И.П. Электрические машины: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 360 с.

34. Коровин Н. Никель-металлогидридные аккумуляторы. // Электронные компоненты. - 2002. - №4 - С. 45-49.

35. Коровин Н. Свинцовые герметизированные аккумуляторы. // Электронные компоненты. - 2003. - №2 - С. 40-43

36. Коршунов А. Равноускоренный частотный пуск синхронного двигателя с постоянными магнитами // Силовая электроника. - 2007. - №1. - С. 15-22

37. Кочетов Н. Ионисторы // Моделист-конструктор. 2001. - № 2. - С. 1820.

38. Кривобок А.Д. Микротурбинные установки для автономных мини-ТЭС // Энергонадзор - информ. - 2006. - №3(29). - С. 42-45.

39. Кубометры в киловатты // Нефть и капитал. - 2008.- №1-2. - С.63-66.

40. Кудряшов P.A. Обоснование уровня электропотребления и электрических нагрузок при проектировании электроснабжения месторождений / P.A. Кудряшов Ю.Б. Новоселов, В.П. Фрайштетер, Д.В. Евсеенко // Нефтяное хозяйство. - 2002. - №7. - С.39-41.

41. Курзуков Н.И. Аккумуляторные батареи: Краткий справочник/ Н.И. Курзуков, В.М. Ягнятинсий - М.: За рулем, 2006. - 88с.

42. Лазарев Г. Частотно регулируемый электропривод насосных и вентиляторных установок - эффективная технология энерго- и ресурсосбережения на тепловых электростанциях // Силовая электроника. -2007. -№3.- С. 41-48.

43. Лоскутов А.Б. Расчет экологических показателей и характеристик МИНИ-ТЭЦ / А.Б. Лоскутов, О.В. Маслеева, Т.И. Курагина // Энергоэффективность: опыт, проблемы, решения. - 2005. - Вып. 4. - С. 3-7

44. Меньшов Б.Г. Электротехнические установки и комплексы в нефтегазовой промышленности: Учебник для вузов / Б.Г. Меньшов, М.С. Ершов, А.Д. Яризов. - М. : Недра, 2000. - 487 с.

45. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов: (Вторая редакция) / М-во экон. РФ, ГК по стр-ву, архит. и жил. политике; В.В. Коссов, В.Н. Лившиц, А.Г. Шахназаров. - Офиц. изд. - М.: Экономика, 2000. - 421 с.

46. Мировой и российский рынок суперконденсаторов для транспорта / М.: Агентство промышленной информации, 2010.-13 с.

47. Новоселов Ю.Б. Варианты применения и выбора мощности автономных электростанций и энергоагрегатов на нефтяных месторождениях / Ю.Б. Новоселов, В.П. Фрайштетер, Д.Г. Бадрызлов // Нефтяное хозяйство. -2003. - №3. - С.74-76.

48. Орлов В. Попутный газ снижает риски // Нефть России. - 2008. - №11. -С. 80-81.

49. ОсинИ.Л. Электрические машины: Синхронные машины: Учеб. пособие для вузов / И.Л. Осин, Ю.Г. Шакарян. -М.: Высшая школа, 1990. - 304 с.

50. Пат.2195763 РФ. С2 Н02 Р9/04 Турбогенераторная установка / А. Бланше. Опубл. 27.12.2002

51. Пат.2344304 РФ. С2 F02C9/00 Система и способ генерирования электроэнергии / A.A. Белокон, М.В. Сенкевич, Дж. Л. Тачтон. Опубл. 01.07.2004

52. Пат.2363090 РФ. CI Н02Р9/04 Электроэнергетическая установка / H.H. Лаптев, С.А. Харитонов. Опубл. 27.07.2009

53. Пат.2419957 РФ. CI Н02 Р9/04 Электроэнергетическая установка /

H.H. Лаптев, A.B. Левин, B.M. Довгаленок. Опубл. 27.05.2011

54. Пожидаев В.М. Микрогазотурбинные электроагрегаты - новое направление в малой энергетике // Академия энергетики. - 2005. - №4. - С. 26-33.

55. Попов Б.Н. Цифровые устройства систем приводов летательных аппаратов: Учеб. пособие - М.: МАИ-ПРИНТ, 2008.- 124 с.

56. Попов Е.П. Теория нелинейных систем автоматического регулирования и управления: Учеб. пособие - М.: Наука, 1988. — 256 с.

57. Поршаков Б.П. Газотурбинные установки: Учеб. пособие / Б.П. Поршаков, A.A. Апостолов, В.И. Никишин. -М. : ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 240 с.

58. Прямые поставки микротурбин «Capstone» / ССС-Энерго [Электронный ресурс] Режим доступа: http://cccenergo.com

59. Распоряжение ОАО «Межрегиональная распределительная сетевая компания Северо-Запада» от 16.06.2009

60. РуденкоB.C. Основы преобразовательной техники: Учебник /

B.C. Руденко, В.И. Сенько, И.М. Чиженко. - М.: Высшая школа, 1980. - 424 с.

61. Сахабутдинов Р.З. Выбор направлений и методов утилизации нефтяного газа с учетом особенностей нефтепромысловых объектов /Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Шаталов, В.М. Гревцов, Н.Г. Ибрагимов // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №7. -С. 70-73.

62. Смолъянинова И.М. Нефти, газы и газовые конденсаты Томской области / Н.М. Смольянинова, К.К. Страмковская, С.И. Хорошко,

C.И. Смольянинов. - Томск: Изд-во Томского ун-та ТГУ, 1978. - 233 с.

63. Сравнение эффективности когенерационных установок систем малой мощности на базе микротурбинных и газопоршневых двигателей // Автономное газоснабжение. - 2008. - №6. - С. 15-18

64. Станция управления Элтон - 05 / Руководство по эксплуатации ЦТКД 017РЭ.-2004.-с. 54

65. Турышева A.B. Обоснование рациональной схемы электроснабжения машин и комплексов нефтегазодобывающих предприятий / A.B. Турышева, Д.А. Устинов // Записки Горного института: РИЦ СПГГИ (ТУ). - Т. 192. - 2011. -С. 224-227

66. Турышева A.B. Микроэлектростанции с использованием попутного нефтяного газа // XXXVIII Неделя науки СПбГПУ : материалы международной научно-практической конференции. - СПб.: Изд-во СПбГПУ - 4.II. -2009. -С.51-52

67. Турышева A.B. Электроснабжение удаленных объектов нефтедобычи / A.B. Турышева, Б.Н. Абрамович// Энерго- и ресурсосбережение. Энергообеспечение. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии: сборник материалов Всероссийской студенческой олимпиады, научно-практической конференции и выставки работ студентов, аспирантов и молодых ученых, Екатеринбург, 2010. - С. 189-191

68. Турышева A.B. Электроснабжение установок нефтедобычи от автономных электростанций // Сборник научных трудов II Всероссийской научно- технической конференции. - Уфа.: изд-во УГНТУ. - Том 1. - 2009. -С.182-185.

69. Турышева A.B. Электроснабжение энергетических установок нефтедобычи от автономных электростанций // Записки Горного института: РИЦ СПГГИ (ТУ). - Т. 186. - СПб. - 2010. - С.156-160.

70. Турышева A.B. Эффективное энергоиспользование попутного нефтяного газа / A.B. Абрамович, Б.Н. Абрамович // XXXIX Неделя науки СПбГПУ: материалы международной научно-практической конференции. - 4.II. -СПб.: Изд-во СПбГПУ. - 2010. - С. 60-62.

71. Турышева A.B. Эффективное энергоиспользование попутного нефтяного газа в условиях предприятий минерально-сырьевого комплекса // Сборник докладов X международной конференции «Новые идеи в науках о Земле». - Т.2. - М.: Экстра-Принт. - 2011. - С.233.

72. Устинов Д. А. Вероятностные характеристики энергопотребления нефтегазодобывающих предприятий / Д.А. Устинов, Ю.В. Коновалов, И.Г. Плотников, А.В. Турышева // Научно-технические ведомости СПбГПУ, Серия «Наука и образование». Т. 4(135). - СПб.: Изд-во Политехнического университета. - 2011. - С.90-94

73. Хрущев В.В. Электрические машины систем автоматики: Учебник для вузов. - 2-е изд., JL: Энергоатомиздат, 1985. - 368 с.

74. Черных КВ. Моделирование электротехнических устройств в MATLAB, SimPowerSystems и Simulink. -М.: ДМК Пресс; СПб.: Питер, 2008.-288с.

75. Чиликин М.Г. Основы автоматизированного электропривода: Учеб. пособие / М.Г. Чиликин, М.М. Соколов, В.М. Терехов, А.В. Шинявский. - М. : Энергия, 1974. - 568 с.

76. Шурыгина В. Суперконденсаторы. Размеры меньше, емкость выше // Электроника: Наука, Технология, Бизнес. - 2009. - №7. - С. 10-20.

77. Элтон. Электрохимические конденсаторы. [Электронный ресурс]. -Режим доступа: http://www.elton-cap.ru/products/texnologiya/

78. ChlodnickiZ. Laboratory Simulation of the Adjustable Speed Generation Systems / Z. Chlodnicki, W. Koczara, N Al-Khayat // 12th International Power Electronics and Motion Control Conference. - 2006. - Portoroz, Slovenia. - IEEE Conference Proceeding. - P. 2070-2076.

79. Frackowiak E. Carbon materials for the electrochemical storage of energy in capacitors / E. Frackowiak, F. Beguin // Carbon. - 2001. - Vol. 39. - No.6. - P. 937950;

80. Kotz R. Principles and applications of electrochemical capacitors / R. Kotz, M. Carlen // Electrochimica Acta. - 1999. Vol. 45. -No. 15-16 - P.2483-2498

81. RudgeA Conducting polymers as active materials in electrochemical capacitors / A. Rudge, J. Davey, I. Raistrick, S. Gottesfeld I I Journal of Power Sources. - 1994. - Vol. 47. - No. 1-2. - P.89-107.;

82. SakaiRyo Development Of A High-Efficiency 50kw Micro Gas Turbine Cogeneration System / Ryo Sakai, Toho Gas Co., Koji Ishibashi, Toho Gas Co., Akio Mori, Toyota Turbine and Systems Inc. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.igu.org/html/wgc2003AVGC_pdffiles/10462_1045532585_19253_l.pdf

83. Turysheva A.V. Choice of generating units for maintenance of continuous process of oil recovery // Scientific Reports on Resource Issues. - Германия. - Vol. 3 - 2010. - P. 300-303

84. Vivekchand S.R.C. Graphene-based electrochemical supercapacitors / S.R.C. Vivekchand, C.S. Rout, K.S. Subrahmanyam, A.Govindaraj, C.N.R. Rao // Chemical Sciences. - 2008. -Vol. 120. - No.l. - P. 9-13