Разработка методик оценки технического состояния электроустановок нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.09.03, кандидат технических наук Чукчеев, Олег Александрович

• Чукчеев, Олег Александрович
• кандидат технических наук
• 2002

Оглавление диссертации кандидат технических наук Чукчеев, Олег Александрович

Введение.

1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ И

ОПТИМИЗАЦИИ ТЕХНИЧЕСКИХ ОБСЛУЖИВАНИИ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ.

1.1.Общая характеристика проблемы диагностирования и оптимизации технических обслуживаний в нефтяной промышленности.

1.2. Анализ состояния вопроса в области диагностирования и оптимизации технического обслуживания оборудования.

1.3. Цель и задачи исследования.

1.4. Выводы.

2. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ УСТАНОВОК ПОГРУЖНЫХ

ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ.

2.1 Показатели надежности УЭЦН.

2.1.1. Результаты расчетов по определению законов распределения наработки между отказами УЭЦН.

2.2. Анализ надежности УЭЦН и ее основных частей.

2.2.1. Работоспособность ЭЦН с рабочими колесами из чугуна, полиамида и нерезиста.

2.2.2. Работоспособность колонны НКТ УЭЦН.

2.2.3. Анализ факторов, влияющих на надежность УЭЦН.

2.3. Диагностирование установок погружных центробежных электронасосов на специализированных стендах ремонтных предприятий.

2.4. Рациональная эксплуатация установок погружных центробежных электронасосов.

2.5. Выводы.

3. ДИАГНОСТИРОВАНИЕ КОНЦЕВЫХ ДЕТАЛЕЙ УСТАНОВОК ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МАГНИТНОЙ ПАМЯТИ МЕТАЛЛА.

3.1. Методика оценки состояния концевых деталей.

3.1.1. Первичный анализ информации результатов ММП-контроля.

3.1.2. Определение критерия состояния концевых деталей по градиенту магнитного поля рассеяния.

3.2. Результаты оценки качества состояния концевых деталей

УЭЦН.

3.3 Выводы.

4. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕДОБЫЧИ.

4.1. Характеристики центробежных насосных агрегатов БКНС.

4.2. Оценка надежности ЦНА.

4.3. Результаты расчетов определения законов распределения наработки между отказами ЦНА.

4.4. Оценка технического состояния центробежных насосных агрегатов по вибрационным параметрам и внутреннему КПД блочных кустовых насосных станций

4.5. Оптимизация технических обслуживаний насосных агрегатов.

4.6. Выводы.

5. РЕГУЛИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ НА ОБЪЕКТАХ НЕФТЕДОБЫЧИ.

5.1. Методика оценки устойчивоспособности технологических систем добычи нефти при регулировании электропотребления и нарушениях электроснабжения.

5.2. Определение экономически оптимального уровня отключаемой нагрузки в часы максимума для потребителей электроэнергии нефтяных месторождений Западной Сибири.

5.3. Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методик оценки технического состояния электроустановок нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири»

Актуальность темы. Нефтегазодобыча является весьма энергоемкой отраслью промышленности, характеризующейся регулированием добычи в зависимости от экономической ситуации, прогрессирующим ростом обводненности добываемой продукции. Последнее обстоятельство приводит к увеличению добычи пластовой воды и повышению доли механизированной добычи практически с самого начала разработки новых нефтяных месторождений. Наибольшие затраты энергии всех видов имеют место в механизированных способах извлечения продукции (от 20 до 50 %) и поддержания пластового давления (ППД) (до 40 %). При этом сумма средств оплаты за электроэнергию и на содержание оборудования составляют значительную величину в себестоимости нефти и колеблется от 11,0 до 14,6%.

В этой ситуации одним из перспективных направлений снижения энергозатрат и повышения эффективности функционирования нефтегазодобывающих предприятий (НГДП) является диагностирование нефтепромысловых электротехнических установок и комплексов, для чего требуется разработать методики и регламент по определению технического состояния и оптимизации проведения технических обслуживаний (ТО) и ремонтов электротехнических установок и комплексов объектов нефтедобычи, добывающих и нагнетательных скважин нефтяных месторождений.

Диагностирование и оптимизация ТО и ремонтов электротехнических установок и комплексов является одним из элементов программ ресурсоэнер-госбережения в Российской Федерации. Это определяет актуальность задач, поставленных и решенных в данной диссертационной работе.

Цель работы - повышение надежности и экономичности работы объектов нефтедобычи на основе диагностирования технического состояния и оптимизации технических обслуживаний и ремонтов нефтепромысловых электротехнических установок и комплексов.

Основные задачи исследований:

• разработать методику диагностирования технического состояния установок погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) по параметрам вибрации на основе наземных испытаний;

• разработать методику диагностирования технического состояния концевых деталей УЭЦН с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла;

• разработать методику оценки технического состояния центробежных насосных агрегатов (ЦНА) по внутреннему КПД и по параметрам вибрации;

• разработать методику оценки устойчивоспособности технологических систем нефтедобычи при регулировании электропотребления (РЭ) и нарушениях электроснабжения (НЭ);

• разработать методическое обеспечение диагностирования и контроля технического состояния объектов нефтедобычи и промышленное внедрение результатов исследований, разработанных технических и технологических решений.

Объект исследований - система электроснабжения (как совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электроэнергией) нефтяных месторождений и ее основные элементы (ЭКДС-электротехнический комплекс добычной скважины, ЭКСППД- электротехнический комплекс системы поддержания пластового давления) и приемников электрической энергии (как совокупности аппаратов, агрегатов, механизмов, предназначенных для преобразования электрической энергией в другие виды энергии).

Методами исследований являются: аналитические и экспериментальные методы: математического моделирования, основанные на теории вероятностей и математической статистике, теории надежности, теории восстановления; экспериментальных исследований функционирования электроустановок и электротехнических комплексов нефтяных месторождений на основе многолетних наблюдений за оборудованием в ходе эксплуатации. Основные положения, защищаемые автором

1. Методика диагностирования технического состояния установок погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) по параметрам вибрации на основе наземных испытаний.

2. Методика диагностирования технического состояния концевых деталей УЭЦН с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла.

3. Методика оценки технического состояния центробежных насосных агрегатов (ЦНА) по внутреннему КПД и по параметрам вибрации.

4. Методика оценки устойчивоспособности технологических систем нефтедобычи при регулировании электропотребления (РЭ) и нарушениях электроснабжения (НЭ).

5. Методическое обеспечение и рекомендации по практическому применению этих методик.

Научная новизна данного диссертационного исследования заключается в следующем:

- предложенная методика диагностирования УЭЦН по параметрам вибрации на основе качественных критериев оценки технического состояния УЭЦН на специализированных стендах позволила установить закономерности между дефектами УЭЦН и основными частотами спектра вибрации;

- математические модели определения периодичности ремонтов и проверок УЭЦН путем минимизации затрат на проведение планового и аварийного ремонтов раскрыли механизм назначения профилактик и повысить уровень эксплуатации;

- впервые предложена методика комплексной оценки технического состояния центробежных насосных агрегатов, основанная на оценке внутреннего КПД по результатам пирометрической диагностики и диагностирование ЦНА по параметрам вибрации;

- впервые разработана методика технического диагностирования концевых деталей УЭЦН с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла, основанная на регистрации магнитных полей рассеяния и анализе их распределения на контролируемом оборудовании сложной формы;

- разработана методика оценки устойчивоспособности технологических систем нефтедобычи путем рассмотрения ее реакции на РЭ или НЭ; при этом производится сопоставление недоотпуска продукции с разработанным показателем, выраженным в виде произведения величины отключаемой нагрузки, продолжительности РЭ или НЭ и величины обратной электроемкости продукции.

Достоверность основных теоретических положений подтверждается корректным применением соответствующего математического аппарата; достаточным объемом статистических данных; положительными результатами внедрения разработанных методик диагностирования и рекомендаций в практику эксплуатацию электротехнических установок и комплексов.

Практическая ценность.

1. Разработаная методика диагностирования технического состояния УЭЦН по параметрам вибрации на основе качественных критериев оценки технического состояния УЭЦН на специализированных стендах реализована в системе технических обслуживаний и ремонтов нефтепромыслового оборудования ОАО «ТНК-Нижневартовск» и применяется ЗАО «Центрофорс», что позволило снизить потери нефти и затраты на эксплуатацию.

2. Методика оценки технического состояния центробежных насосных агрегатов, основанная на оценке внутреннего КПД и диагностирования по параметрам вибрации и методика оценки устойчивоспособности технологических систем нефтедобычи при регулировании электропотребления и нарушениях электроснабжения используются в ОАО «ТНК-Нижневартовск», что позволило снизить затраты на проведение ремонтов.

3. Полученные в работе результаты в виде рекомендаций внедрены в практику диагностирования ЭКДС, ЭКСППД нефтяных месторождений Западной Сибири. Разработанная методика диагностирования концевых деталей УЭЦН вошла в руководящий документ «Методические указания по техническому диагностирования концевых деталей с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла», согласованный с экспертной организацией АО «Технонефтегаз» (6.04.2002 г.) и Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности (6.04.2002 г.), применяется в ОАО «ТНК-Нижневартовск» и ЗАО «Центрофорс».

Апробация работы. Работа выполнялась в соответствии с Федеральной целевой программой «Энергосбережение России (1998-2005гг.)» и принципами разработки программы «Энергосбережение Тюменской области на период 1998-2005гг.», а также концепцией энергосбережения в нефтяной отрасли Тюменской области, планами научно-исследовательских работ (19992002гг.) ОАО «ТНК-Нижневартовск».

Результаты работы докладывались и обсуждались на международных конференциях «Разработка нефтяных и газовых месторождений» (Вена, 1995г.); «Разработка нефтяных месторождений на шельфе Каспийского моря» (Баку 1996 г.); научно-практической конференции Тюменской нефтяной компании (2002г.) заседаниях научного семинара кафедры электрической техники Омского технического университета (Омск, 2000- 2002 гг.).

Публикации. Основное содержание диссертации изложено в 5 научных работах.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения. Она содержит 184 страниц машинописно^ го текста, 36 рисунка, 34 таблиц, список использованной литературы из 157 названий и приложения.

Заключение диссертации по теме «Электротехнические комплексы и системы», Чукчеев, Олег Александрович

Основные выводы и рекомендации:

1. Установлено, что закон распределения наработок на отказ УЭЦН-30, 35, 50 подчиняется закону распределения Вейбулла-Гнеденко; УЭЦН-80- логнормальному закону. Для УЭЦН-30 выявлено значительное влияние следующих факторов на наработку на отказ: глубины спуска насоса и дебита жидкости; для УЭЦН-35 - глубины спуска насоса, дебита жидкости и температуры на забое; для УЭЦН-50 - содержания механических примесей в добываемой жидкости и обводненности. Полученные многофакторные модели наработки на отказ позволяют прогнозировать надежность УЭЦН различных. -типов в зависимости от влияния различных факторов и облегчают выбор решения для повышения эффективности эксплуатации УЭЦН в осложненных скважинах. Установлено, что основной причиной аварий УЭЦН является вибрация.

2. Предлагается четыре уровня качественной оценки технического состояния по параметрам вибрации узлов (агрегатов) УЭЦН на специализированных стендах. Для получения более достоверных результатов диагностирования предлагается применить диагностирование оборудования с уровнем вибрации свыше 4,5 мм/с по частотным составляющим спектра вибросигнала. На основе анализа процесса эксплуатации разработаны математические модели определения периодичности ремонтов и минимального ремонта УЭЦН, которые описывают механизм назначения. Периодичность проведения ремонтов определена с учетом минимизации затрат на проведение планового и аварийного ремонтов и ущерба. Оптимальная периодичность ремонтов УЭЦН составляет 210 суток. Периодичность проведения минимального ремонта УЭЦН, имеющего экспоненциальный закон распределения наработок на отказ, определена путем минимизации потерь; получено выражение определения периодичности минимального ремонта УЭЦН.

4. К основным факторам, снижающим надежность ЦНА, относится повышенная вибрация электродвигателей типа СТД, расцентровка насоса и электродвигателя. Установлено, что для электродвигателей серий СТД и насосов типа ЦНС-500 эмпирическое распределение наработок может быть описано законом Вейбулла-Гнеденко, эмпирическое распределение наработок электродвигателей типа СТД до капитального ремонта (отказ обмотки, ротора)и насосов типа ЦНС-180 - нормальным законом.

5. Разработанная методика оценки состояния концевых деталей УЭЦН основана на регистрации вдоль поверхности детали напряжённости магнитного поля рассеяния, характеризующей распределение остаточной намагниченности металла, сложившейся под действием рабочих нагрузок и имеющей связь с остаточными напряжениями и деформациями, обусловленными конструкцией и условиями эксплуатации.

6. Предлагается на практике оценку состояния концевых деталей проводить по магнитному коэффициенту, определяемому по градиенту магнитного поля рассеяния, который характеризует деформационную способность металла на стадии упрочения перед разрушением. Если магнитный коэффициент превышает значение тпр=2, то делается вывод о предрасположемии к повреждению в процессе эксплуатации концевой детали и может быть рекомендована замена детали при ремонте.

7. Выявлено, что наряду с виброакустическим к диагностическому параметру можно отнести внутреннее КПД ЦНА, определяемое термодинамическим методом, которое характеризует техническое состояние проточной части насосов. Для ЦНА, работающих параллельно, возможна оптимизация режима закачки по внутреннему КПД, что в общем случае снижает электропотребление на 10,.,20 %. Для определения оптимальной периодичности МРП необходимо учитывать естественное снижение внутреннего КПД ЦНА в процессе длительной работы.

8. Разработанная методика оценки устойчивоспособности позволяет определить степень влияния нарушения работы электротехнического комплекса на устойчивость систем нефтедобычи, более обоснованно подходить к назначению регулировочных мероприятий в часы максимума нагрузок энергосистемы на объектах нефтедобычи, снижая риск возникновения аварийной ситуации и целенаправленно осуществлять вложение средств на повышение надежности электроснабжения отдельных нефтепромысловых потребителей. Экономически обоснованный уровень отключаемой нагрузки в часы максимума определяется по результатам анализа надежности системы электроснабжения объектов нефтедобычи с учетом временного резервирования в зависимости от платы за максимум нагрузки и величины возможного ущерба в системе добычи нефти от ограничения мощности.

9. Результаты теоретических и экспериментальных исследований легли в ост нову руководящего документа «Методические указания по техническому диагностированию концевых деталей УЭЦН с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла», внедренного на нефтяных месторождениях ОАО «ТНК-Нижневартовск» с экономическим эффектом 10 млн.руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате научного обобщения, проведения аналитических исследований, разработки и внедрения новых методов (диагностирования технического состояния установок погружных центробежных электронасосв на основе наземных испытаний; технического диагностирования концевых деталей УЭЦН с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла; оценки технического состояния центробежных насосных агрегатов по оценке внутреннего КПД и по параметрам вибрации; обоснования использования объектов нефтедобычи в режиме потребителя - регулятора; разработанных технических и технологических решений по обеспечению диагностирования и контроля технического состояния объектов нефтедобычи) решена важная народнохозяйственная задача эффективного технического обслуживания и ремонта электротехнических комплексов нефтегазодобывающих предприятий по фактическому состоянию.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Чукчеев, Олег Александрович, 2002 год

1. Алиев И.М. Кучук 3. Вероятностно-статистический метод установления взаимосвязи между уровнем вибрации и наработками на отказ установок ЭЦН. // Нефтяное хозяйство.-2000.-С.95-96

2. Бабаев С.Г., Шахбазов Я.Г. Планово-предупредительный ремонт и техническое обслуживание бурового оборудования.-М: ЦИНТИхим-нефтемаш, 1973. 60 с.

3. Бак С. И. Рациональная организация профилактического ремонта промысловых электродвигателей //Машины и нефтяное оборудование.-1968. № 9- С.7-8.

4. Базовский И. Надежность. Теория и практика.-М.: Мир, 1965.373 с.

5. Барзилович Е. Ю. Определение оптимальных сроков профилактических работ на автоматических системах // Изв. АН СССР. Техническая кибернетика.- 1964. № 3.-С.20-32.

6. Барзилович Е. Ю. Некоторые случаи профилактического обслуживания систем с резервированием // Кибернетику на службу коммунизму: В 3-х т. /Под ред. А. И. Берга. М.-Л.: Изд-во, 1964, Т. 2-С. 212215.

7. Барзилович Е. Ю., Организация обслуживания сложных систем. М.: Сов.радио, 1967.- 236 с.

8. Барзилович Е.Ю., Захарченко С. К. Сравнительная оценка оптимальных методов управления монотонно возрастающим случайным процессом с независимыми приращениями // О надежности сложных технических систем. М.: Сов. радио, 1966.-С. 320-324.

9. Барзилович Е.Ю., Каштанов В.А. Организация обслуживания при ограниченной информации о надежности системы. М.: Сов. радио,1975.-136 с.

10. Барлоу Р., Прошан Ф. Математическая теория надежности. М.: Сов. радио, 1969.- 488 с.

11. Барлоу Р., Хантер Л. Оптимальный порядок проведения профилактических работ // Оптимальные задачи надежности. /Под ред. И. А. Ушакова. М.:Изд-во, 1968г.- 228 с.

12. Барлоу Р., Хантер Л., Прошан Ф. Оптимальные планы проверок. // Оптимальные задачи надежности. / Под ред. и. А. Ушакова. М.: Изд-во, 1968.- С.271-284.

13. Байхельт Ф., Франкен П. Надежность и техническое обслуживание. Математический подход. М.: Радио и связь, 1988.-175с.

14. Беляев JI.C, Коновалов Ю.С., Кононов Н.Д. Об исходной информации для оптимизации больших систем в энергетике // Оптимизация и управление в больших системах энергетики. Иркутск: Иркутский политехи. ин-т, 1970. С.40-48.

15. Беляков Б. Н. Прогнозирование суммарных удельных затрат на изготовление, эксплуатацию и замену элемента//Надежность и контроль качества.- 1979.- № 5. С.6-9.

16. Бескровный Н. Г. Экономика и оптимизация надежности и ремонта горношахтного оборудования. М.: Недра, 1974г.- 209 с.

17. Венцель Е.С. Теория вероятностей. М.: Наука,1969. - 576с.

18. Ведерников В.А., Сушков В.В. Техническая диагностика при обслуживании электроустановок нефтегазового комплекса: Учеб. пособие, часть 1.- Тюмень: ТюмГНГУ, 1997.-66 с.

19. Власов Б.В. Проблема организации ремонтных работ М.: Знание, 1979г.-25с.

20. Вибрация энергетических машин. Справочное пособие /Под ред. Н.В. Григорьева Л.: Маниностроение, 1974.-464с.

21. Володин В.Г. Акбердин A.M. Исхаков Р.Г. Развитие диагностики технического состояния оборудования нефтеперекачивающих станций // Энергетик,- 1996. №2.-С 17-20.

22. Вопросы математической теории надежности/ Е.Ю. Барзилович, Ю.К. Беляев, В.А. Каштанов и др.-М.: Радиои связь, 1983.-376с.

23. Вибрации и шум электрических машин малой мощности /Л.К. Волков, Р.Н. Ковалев, Г.Н. Никифорова и др. Л.: Энергия, Ленингр. отд-ние, 1979.-206 с.

24. Вязигин В.Л. Обобщенный подход к определению ущерба путем анализа режимов эксплуатации с пониженной эффективно-стью//Надежность и экономичность электроснабжения нефтехимических заводов. Омск: ОмПИ,1980.-С.48 57.

25. Галеев А.С., Султанов Р.Н., Сулейманов Р.Н., Каминский С.Г. Выбор оптимального времени проведения предупредительного капитального ремонта насосов // Бурение -2002. №2- С.9-12.

26. Гальперин А.С., Шипков И.В. Прогнозирование числа ремонтов машин. М.: Машиностроение, 1973. -270 с.

27. Гальперин А.С., Фридрих П.С. Выбор оптимального варианта правил постановки двигателя в капитальный ремонт // Механизация и электрификация сельского хозяйства.- 1984.-№1.-С.3-6 (57)

28. Герцбах И. В. Модели профилактики М.: Сов. Радио,1969г. -207 с. (58)

29. Гнеденко В.В., Беляев Ю.К. Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности,- М.: Наука, 1965 г.

30. Гордеев В.И. Регулирование максимума промышленных электрических сетей,- М.: Энергоатомиздат, 1986 г.

31. Горицкий В.М., Дубов А.А., Демин Е.А. Исследование структурной повреждаемости стальных образцов с использованием метода магнитной памяти металла // Контроль. Диагностика.- 2000. Ж7-С.13-15.

32. Горский Л.К. Статистические алгоритмы исследования надежно-сти.-М.: Наука, 1970.-400с.

33. ГОСТ 27.002-83 Надежность в технике. Термины и определения.-М.: Изд-во стандартов, 1983.-608 с.

34. ГОСТ 17510 -79. Надежность в технике. Система сбора и обработки информации. Планирование наблюдений-М.:Изд-во стандартов, 1979.-24 с.

35. Гришин В. Г., Суд И. И. Количественная оценка межремонтного периода для синхронных двигателей главных приводов буровых установок/Машины и нефтяное оборудование.- 1974. № 6-С.5-6.

36. Турин М.А. Обобщение второй стратегии Барлоу на случай трех типоразмеров профилактических ремонтов // Автоматика и телемеханика,- 1979.-№ 8.

37. Дедков В. К., Северцев Н. А. Основные вопросы эксплуатации сложных систем. М.: Высшая школа, 1976.- 406 с.

38. Дружинин Г. В. Надежность автоматизированных систем.-3-е изд., перераб.и доп.-М.:Энергия, 1977.-536с.

39. Дубровин В.М., Дубровин С.В. Об одном методе выбора времени диагностики технического состояния оборудования // Надежность и контроль качества. -1998. №3-С. 12-18 .

40. Дубровин Л.И. К вопросу определения экономичности оптимальных периодичностей ремонтов и сроков службы сложных систем // Надежность и контроль качества. 1970. - № 4- С. 10-13.

41. Дунайцев С. Г., Кустов С. С., Федосенко Р. Я. О капитальных ремонтах трансформаторов 35 кВ // Электрические станции.-1978. № 6. С.23-25.

42. Дубов А.А. Исследование свойств металла с использованием метода магнитной памяти // Металловедение и термическая обработка. -1997.Ж-С.4-6.

43. Дубов А.А., Встовский Г.В. Интерпретация основного диагностического параметра, используемого при контроле труб по методу магнитной памяти металла// Контроль. Диагностика. 1999. №3.-С.23-26.

44. Емелин Н.М. Определение периодичности диагностирования сложных систем при техническом обслуживании по их фактическомутехническому состоянию // Надежность и контроль качества,- 1998.-№8- С. 57-60.

45. Ершов М. С., Карпинец Б. И. Модели эффективности непрерывного контроля изоляции обмоток силовых трансформаторов// Изв. вузов. Энергетика,- 1990. №1,- С. 52 55.

46. Журавлев И.Г. Леонтьев И.А. Оптимизация числа резервных скважин при полных отказах/Реф.сб. «Экономика, организация и управление в газовой промышленности».-М.: ВНИИЭгазпром,1971,-№9.-с. 14-20.

47. Завадский Ю.В. Статистическая обработка эксперимента. -М.:Наука, 1976.-296 с.

48. Каракулев А. В., Кириллов Г.Н. Организация технического обслуживания и ремонта машин в условиях Севера. Л.: Стройиздат, 1978,- 168 с.

49. Кудрин В.И., Жилин Б.В. Лагуткин О.Э. Ошурков М.Г. Ценологи-ческое определение параметров электропотребления многономенклатурных производств.-Тула: Приок.кн. изд-во, 1994.-122с.

50. Кудрин Б.И., Барышников О.П., Фуфаев В.В. Определение периодичности и объемов технического обслуживания и ремонта электрических машин специализированными предприятиями // Промышленная энергетика.- 1993. -№3- С. 19-24.

51. Каштанов В. А. Об оптимальных плановых профилактиках //Вопросы радиоэлектроники. Сер. Общетехническая.- 1965,- Вып. 9.-С.17-21.

52. Кулаичев А.П. Методы и средства анализа данных в среде Windows. STADIA 6.0. М.: Информатика и компьютеры, 1996,- 257 с.

53. Князев А. М., Андрюшин А. В. Методика определения оптимального межремонтного периода для энергетических блоков//Изв. вузов СССР. Энергетика. 1978. - № 6. - С.34-38.

54. Ковалев Ю.З. Сушков В.В. Обобщенная стратегия технических обслуживаний и ремонтов электрооборудования и электрических сетей нефтяных месторождений Западной Сибири// Промышленная энергети-ка.-2000. -№9.-с.21-24.

55. Краковский Ю. М. Аналитико-имитационное моделирование для проектирования гибких производственных систем. Иркутск: Изд-во Иркутского института, 1993, 176 с.

56. Краковский Ю.М. Алгоритмическое и программное обеспечение для оценки остаточного ресурса оборудования //Контроль. Диагно-стика.-2001. №2.-С.24-27.

57. Креулев С. Н. О выборе оптимальной периодичности обслуживания сложной технической системы по экономическому критерию //Надежность и контроль качества.-1979.- № 1.- С.12-15.

58. Кузнецова У.В, Морозова Т.И., Степаненко Н.А. Экспертная система диагностики состояния изоляции масляных трансформаторов //Электротехника.-1994.-№ 11.

59. Концепция энергосбережения в нефтяной отрасли в Тюменской области-Тюмень: ОАО СибНИИЭНГ, 1998.-160с.

60. Костырко Я.В. И., Романюк Ю.Ф., Ожоган В.А. К вопросу определения периодичности предупредительных ремонтов двигателей элек-тробуров//Промышленная энергетика- 1986. №7,-С.22-24.

61. Коллакот Р. Диагностика повреждений.- М.: Мир, 1989.-512 с.

62. Лейбман Ю. А., Зверева Г. И. Оптимальный период контроля системы с целью выявления необнаруженных отказов// Электросвязь-1971г.-№ 11,-С.20-23.

63. Макарцев А.И. К вопросу организации ремонтного производства с максимальной эффективностью // Промышленная энергетика.- 1996.-№2,-С.14-15.

64. Львовский Е.Н. Статистические методы построения эмпирических формул.-.М.: Высш.шк., 1982.-224с.

65. Маньшин Г. Г. Модели и задачи оптимальной профилактики электронных систем. М.: Сов. радио, 1968г.- 155 с.

66. Максутов Р.А. Алиев И.М. Богданов А.А. Экспериментальные исследования вибрации погружных центробежных электронасосов// нефтепромысловое дело.-1984.-№11.-С.36-38.

67. Максутов Р.А. Махмудов Ю.А. Алиев И.М. Экспериментальные исследования вибрации погружных электродвигателей//Машины и нефтяное оборудование .-1985.-№1-с. 19-23.

68. Материалы второй международной научно-технической конференции по теме: "Диагностика оборудования и конструкций с использованием магнитной памяти металла". Документы Международного Института Сварки №V-1196-01 (Любляны, 11 июля 2001г.).

69. Методические указания по техническому диагностированию трубопроводов с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла. -М.:1996 г.-34с.

70. Месенжник Я.З. Прут Л.Я. Решение оптимизационных задач применительно к электроцентробежным насосам // Электрпотехни-ка.1997.- №12.

71. Месенжник Я.З. Тареев Б.М., Прут Л.Я. О достоверности' оценки надежности электрической изоляции установок центробежных насосов //Электричество. 1999.- №5.

72. Месенжник Я.З., Прут Л.Я. Пироговский Р.А. Восстановление электроцентробежных насосов. // Электротехника. -2000. №5. с.57-60.

73. Меламед 3. М., Рахутин Г. С., Федоров Е. Ф. Экономико-вероятные методы расчета интервалов профилактических замен горношахтного оборудования // Г орная электромеханика и механизация горных работ. М.: Недра, 1969. -144 с.

74. Мелентьев JI.A. Системные исследования в энергетике,- М.'.Наука , 1979.-416 с.

75. Меньшов .Б.Г., Доброжанов В.И., Ершов М.С. Теоретические основы управления электропотреблением промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов.- М.: Нефть и газ, 1995.-263с.

76. Меньшов Б.Г., Ершов М.С., Яризов А.Д. Электротехнические установки и комплексы в нефтегазовой промышленности: Учеб. пособие для вузов.-М.: ОАО «Издательство Недра», 2000.-487 с.

77. Методика определения оптимального межремонтного периода нефтяного оборудования. /10. Б. Новоселов, В. В. Сушков, JI. П. Лобова, и др. // Машины и нефтяное оборудование.- 1977.- JSr« 11. С.5-7.

78. Методика трибодиагностики центробежных газовых компрессоров: РД 39 0146306 - 402 - 86. Москва: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1986,- 270с.

79. Методика расчета времени пробега до останова и ремонта. Иркутск: ОАО ИркутскНИИхиммаш,1999,- 29 с.

80. Методика выбора показателей для оценки надежности сложных технических систем. -М.:ВНИИС, Гос.комитет стандартов, 1970.-45с.

81. Методика прогнозирования остаточного ресурса безопасной эксплуатации сосудов и аппаратов по изменению параметров технического состояния. М: Центрхиммаш, 1993.- 90 с.

82. Методика оценки ресурса работоспособности машинного оборудования. Волгоград: Изд-во,1992.- 54 с.

83. Микропроцессорные системы диагностики состояния электроустановок. Обзорная информация: Сер.средства и системы управления в энергетике /Синельников В.Я., Казанский С.В. и др.- М.: Информэнер-го, 1989. Вып. 6.-32с.

84. Методика диагностирования центробежного нефтепромыслового наземного оборудования по спектральным параметрам вибрации (2-е изд.). Тюмень: ОАО СибНИИЭНГ, 1998,- 180с.

85. Надежность систем энергетики и их оборудования. Справочник: В 4-х т./Под общ. Ред. Ю.Н. Руденко. Т. 2. Надежность электроэнергетических систем. Справочник/ Под ред. М.Н. Розонова. М.: Энерго-атомизда, 2000.-568 с.

86. Мюллер П., Нойман П., Шторм Р. Таблицы по математической статистике / Пер. с нем. М.: Финансы и статистика, 1982. - 278с.

87. Обоскалов В. П. Использование экспертных оценок при планировании ремонтов высоковольтных выключателей//Изв. вузов СССР. Энергетик,- 1980,- № 4- С.36-39.

88. Обоскалов В. П. К вопросу о выборе межремонтного срока для высоковольтных выключателей //Изв. вузов СССР. Энергетика,- 1978. № 2- С.29-31.

89. Окороков В. Р. Островский В. Н., Перегуда А. И. Оптимальный период контроля системы с восстановлением // Надежность и контроль качества- 1977. № 7. С. 12-15.

90. ОСТ 51.136-85. Надежность и экономичность. Система сбора и обработки информации. Основные положения.- М.: Изд-во стандартов, 1985.-60с.

91. Положение о планово-предупредительном ремонте электрооборудования на предприятиях Главтюменнефтегаза: РД 39-2-80-78. Тюмень: СибНИИНП, 1978. - 46 с.

92. Положение о системе технических обслуживаний и ремонта энергомеханического оборудования ОАО «Самотлорнефть» по факти-ческрму состоянию: РД 153-39.1-046-00,- Тюмень: 2000.-181с.

93. Поспелов Т.Е., Короткевич М.А. Повышение эффективности планирования профилактических работ в электрических сетях // Электрические станции,- 1975.-№ 7.- С.14-17.

94. Положение о системе технического обслуживания и ремонта электроустановок магистральных нефтепроводов: РД 153 39ТН - 009 - 96 (2 - х частях).- Уфа: Изд-во, 1997,- 325с.

95. Правила технической эксплуатации станций и сетей. М.: Энергия, 1968.- 224 с.

96. Пухальский А.А., Сушков В.В., Фролов В.П. Основные направления диагностики нефтепромыслового электрооборудования //Труды Тюменского нефтяного научно- технологического центра: серия энергосбережение и диагностика, 1999.-№3.-121 с.

97. Разгильдеев Г.И., Захарова А.Г. Математическая модель замены электрооборудования с учетом неравноценности отказов // Изв. вузов СССР. Энергетика.- 1981. № 9. С.28-31.

98. Рахутин Г. С. Вероятностные методы расчета надежности профилактики и резерва горных машин. М.: Недра, 1970,- 45с.

99. Рахутин Г.С. Научные основы технического обслуживания. М.: Знание, 1971. - Вып. 1-3. 78 с.

100. Рахутин Г.С. Установление периодов профилактических замен элементов механизированной кропи // Горные машины и автоматика -1965.- Вып. 8- С.11-13.

101. Рандал Р.Б. Частотный анализ.Брюльи Къер, Дания, 1989.

102. Рудь Ю.С. Оптимизация технического обслуживания технологического оборудования горно- обогатительных комбинатов // Изв. вузов. Горный журнал. 1980,- №12.-С.47-51.

103. Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций: РД 153- 9 ТН-008-96,- Уфа: Изд-во, 1997.-230 с.

104. Сазыкин В.Г. Технические аспекты эксплуатации изношенного оборудования // Промышленная энергетика,- 2000. -№1. С.14-18.

105. Справочник по вероятностным расчетам,- М.: Воениздат, 1970.382 с.

106. Система технического обслуживания и ремонта оборудования компрессорных станций на базе технической диагностики: РД 39Р-0148463-0030-95.-Тюмень. Изд-во, 1995.-78с.

107. Синягин Н. Н., Афанасьев Н. А., Новиков С. А. Система планово-предупредительного ремонта энергооборудования промышленных предприятий. М.: Энергия, 1975. - 376 с.

108. Скляревич А. Н., Маргулин А. М., Ядина В. Ф. Отыскание оптимальных характеристик профилактики систем с возможным накоплением нарушений // Автоматика и вычислительная техника,- 1967. № 2.-С.25-28.

109. Скляревич А. Н., Розенблат JI. Я. Оптимальная периодичность обслуживания восстанавливаемой системы с возможными нарушениями // Автоматика и вычислительная техника.- 1977. № 4- С.31-34.

110. Соколов В.В. Актуальные задачи развития методов и средств диагностики трансформаторного оборудования под напряжением // Изв. АН Энергетика. -1997. №1-С.42-44.

111. Старостин В.И., Вязигин В JL, Розенова В.И. и др. Рекомендации по проектированию и эксплуатации систем электроснабжения новых, расширяемых и реконструируемых нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий.-М.: Изд-во, 1983.-40 с.

112. Статистические методы обработки эмпирических данных. М.: Изд-во стандартов, 1978.-232с.

113. Сушков В.В. Определение экономически оптимального уровня отключаемой нагрузки в часы максимума для потребителей электроэнергии нефтяных месторождений Западной Сибири // Промышленная энергетика- 1998. -№ 1-С. 12-15.

114. Сушков В.В., Пухальский А.А. Совершенствование системы технических обслуживании и ремонтов нефтепромыслового электрооборудования // Промышленная энергетика.-1994,- ЖЗ-С16-19.

115. Система технического обслуживания и ремонта оборудования компрессорных станций на базе технической диагностики: РД 39 Р-0148463-0030-95 (второе издание). Тюмень: АО «Техника и технология добычи нефти и газа», 1995. 52с.

116. Тарен В. П. Пути совершенствования системы технического обслуживания и ремонта силового электрооборудования // Промышленная энергетика. 1975. № 4,- С19-21.

117. Татаринцев А.В. Фролов В.П., Воробьев В.В. Методика диагностирования электронасосных агрегатов дожимных насосных станций по параметрам вибрации. -Тюмень: АО «Техника и технология добычи нефти», 1994 г.-80 с.

118. Техническое обслуживание и ремонт электрооборудования нефтяных промыслов Западной Сибири / Ю. Б. Новоселов, В. В. Сушков, В. П. Росляков, И. И. Суд//Обзор информ. серия Машины и нефтяное оборудование М.: ВНИИОНГ, 1979.- 35с.

119. Тихонов В.И. Миронов М.А. Марковские процессы,- М.: Сов. Радио, 1973-488с.

120. Указания по определению заявляемой электрической мощности предприятий в часы максимума нагрузки энергосистемы // Инструктивные материалы Главэнергонадзора.- М.: Энергоатомиздат, 1983.

121. Ушаков И.А., Климов А.Ф. Выбор метода обслуживания для максимизации коэффициента готовности//Вопросы радиоэлектроники. Сер. Общетехническая- 1965г. выпуск 25- С. 17-20.

122. Ушаков И.А. Надежность технических систем: Справочник М.: Радио и связь, 1985.

123. Федосенко Р. Я., Мельников А. Я. Эксплуатационная надежность электросетей сельскохозяйственного назначения. М.: Энергия, 1977. -316 с.

124. Федорченко Н.П., Колосов С.В. Исследование термодинамического диагностики объемных гидромашин. // Гидропривод и системы управления строительных, тяговых и дорожных машин.-Омск: СибА-ДИ, 1981.-с.21-30

125. Фролов В.П. , Стояков В.М., Воробьев В.В. Инструкция параметров действующих систем ППД для проведения мероприятий по энергосбережению. -Тюмень: АО «Техника и технология добычи нефти», 1996.-20с.

126. Фролов В.П. Воробьев В.В. Использование диагностики нефтепромыслового оборудования для энергосбережения.- Тюмень: ОАО СибНИИЭНГ, 1998.-268 с.

127. Фролов В.П. Энергосбережение в системе поддержания пластового давления //Труды Тюменского нефтяного научно-технологического центра: серия энергосбережение и диагностика, 1999. -№4-121 с.

128. Фролов В.П. Энергосбережение в нефтедобыче Тюменской об-ласти-Тюмень: ОАО СибНИИЭНГ, 2000.-114 с.

129. Фролов В.П. Воробьев В.В. Пособие по эксплуатации системы поддержания пластового давления путем закачки воды в продуктивныепласты с целью энергосбережения. Тюмень: ОАО СибНИИЭНГ, 2002.-353с.

130. Филлипс Д., Гарсия-Диас А. Методы анализа сетей. М.:, 1984.

131. Филипов Н.Н. Надежность установок погружных центробежных насосов для добычи нефти.-М.:ЦИНТИхимнефтемаш, 1983.-50с.

132. Цветков В.А., Уланов Г.А. О диагностическом обслуживании энергетических агрегатов / Электрические станции.-1996. №1-С.21-14.

133. Чукчеев О.А. Сушков В.В. Оценка технического состояния центробежных насосных агрегатов // Промышленная энергетика.-2002. -№11.- -С. 17-20.

134. Дубов А.А., Колокольников B.C., Чукчеев О.А. Методика контроля концевых и трубных деталей установок погружных электроцентробежных насосов методом магнитной памяти металла // Нефтяное хозяйство,- 2002.-№11.-С.23-26.

135. Чукчеев О.А., Рублев А.Б., Сушков В.В. Оценка технического состояния погружных установок электроцентробежных насосов на специализированных стендах // Изв. вузов. Нефть и газ.-2002г. №6.-С.49-52.

136. Чукчеев О.А., Сушков В.В., Рублев А.Б. Оценка технического состояния концевых деталей установок погружных центробежных электронасосов с использованием метода магнитной памяти металла // Изв. вузов. Нефть и газ.-2002. -№6.-С.60-63.

137. Шишминцев В.В. Использование тепловизора для диагностики электрооборудования //Трубопроводный транспорт нефти. 1998. №6.-С.17-19.

138. Шор Я.Б. Статистические методы анализа и контроля качества и надежности.-М.: Советсткое радио, 1962.-552с.

139. Щуцкий В.И, Володарский В.А. Определение периодичности профилактики электрооборудования по критерию безотказности его работы //Изв. вузов. Горный журнал,- 1986. №8,- С.88 - 90.

140. Эдельман В. И. Экономика надежности электроснабжения// Обзор информ.Сер. Экономика энергетики. М.: Информэнерго, 1980. -Вып. 1,- 59 с.

141. Эксплуатационная надежность электрооборудования нефтяных промыслов Западной Сибири / Ю. Б. Новоселов, JI. П. Лобова, Г. С. Комиссаров, В. П. Росляков, И. И. Суд// Обзор информ. серия: Машины и нефтяное оборудование). М.: ВНИИОНГ, 1977. - 46 с.

142. Электрика как развитие электротехники и электроэнергетики. 3-е изд.-Томск: Изд-во Томского университета, 1998.

143. Arnold R.N., Warburton G.B. The flexural vibration of thin cil-linders.- The Institution of mechanical engineers proceedings.-1953.-№1.-p.167- 169.

144. Bard G.S. Economics of thermographic predictiv maintenance incpec-tions // Proc. of the SPIE. 1984. - Vol. 520. p. 123.

145. Beichelt T. Fischer K. General failure model applied to preventive maintenance policies. IEEE Transactions on reliability.- 1980. - Vol. R-29.- N1. p.39-41.

146. Durham M.O. Effect of vibration on ESP failures // J. of Petroleum Technology.-1990.-Vol.42, №2.

147. Electrical inspection using thermography AGEMA Infrared System. 1985. Ref.№3.ar.8504.

148. Fillison Ben & gr. How to conduct periodic electrical inspection ""Dulling"". 1976. 37 .- № 9.-p 45-46.

149. Helvik B. Periodic maintenance on the effect of imperfeciness. -10th

150. Tnt, Q-'mr> "F.-n-i*- To'eranf ^nm^'if . nrt 1 л Л09л . ти. ор^180

151. Murthy D.N.P., Ngugen D.G. Optimal age policy with imperfect preventive maintenance/ - IEEE Transactions on reliability.-Vol R-30. N 1,-p. 80-81.

152. MLT 757-74. Оценка надежности по данным наблюдений /Пер. с англ.-США.

153. Malik М.А. Reliable preventive maintenance scheduling ALLE Trans.- 1979. - Vol.11.-p. 221-228.

154. Tieddge I, Wogatzki E. Zur optimalen Instandhaltung von Verchlessteilen, Wiss. Z. d.TH. Magdeburg, 1991,25,4, p. 7-13.

155. Possibilities for use termovision control methods in energy production " Soviet power Engineering" by the Ral ph McEI roy Company, Inc./ B.D. Kornitski, N.A. Gnatyuk, L.D. Duts a. o. 1981.-Vol.10. - №3. - p.470-472.

156. В ОАО "ТНК" внедрены следующие результаты диссертационной работы:

157. Методику послеремонтного диагностирования УЭЦН по параметрам вибрации на специализированных стендах.

158. В ЗАО "Центрофоре" внедрены следующие результаты диссертационной работы:

159. Методика послеремонтного диагностирования УЭЦН по параметрам вибрации на специализированных стендах ремонтных предприятий.

160. Методика диагностирования концевых деталей УЭЦН с использованием метода магнитной памяти (ММП) металла.

161. Годовой экономический эффект составил 4 млн.руб.

162. В ОАО "ТНК-Нижневартовск" внедрены следующие результаты диссертационной работы:

163. Методика диагностирования УЭЦН по параметрам вибрации на основе разработанных качественных критериев оценки технического состояния УЭЦН на специализированных стендах ремонтных предприятий.

164. Методика оценки технического состояния центробежных насосных агрегатов по параметрам вибрации и по внутреннему

165. Методика оценки устойчивоспособности технологических систем нефтедобычи при регулировании электропотребления и нарушениях электроснабжения.

166. Годовой экономический эффект составил 11 млн.руб.

167. Начальник планово-экономического1. КПД.отдела1. Лоос Н.А.

168. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ применения методик оценки технического состояния УЭЦН в "ТНК-Нижневартовск"п/п Показатели Единица измерения Значение

169. Сокращение потерь нефти (^рем.о " NpeM-B) • t ож QH • Сн тыс.руб. 10 533

170. Экономия от снижения количества ремонтов (^рем.о " NpeM.B) • t в • Сбч тыс.руб. 15 ООО

171. Экономия за счет снижения количества закупаемых установок (NpeM.o " NpeM.B) ' 30б • к тыс.руб. 9 320

172. Затраты, связанные с проведением диагностирования УЭЦН тыс.руб. 8 ООО

173. Экономическая эффективность от применения методик оценки технического состояния УЭЦН тыс.руб. 26853

174. Срок окупаемости затрат от применения методик оценки технического состояния УЭЦН мес. 6,361. Примечание:

175. NpeM.o > NpeM.B число ремонтов до и после повышения надежности УЭЦНсоответственно;t ож время ожидания ремонта;

176. QH средний дебит нефтяной скважины с УЭЦН;

177. С„ цена тонны нефти (1500руб.);t в время проведения ремонта;

178. СбЧ стоимость 1 часа работы бригад ПРС;к коэффициент заменяемости УЭЦН (к=0,3);30б стоимость новой УЭЦН.