Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Модели и методы управления режимами работы и электропотреблением погружных центробежных установок

Диссертация: Модели и методы управления режимами работы и электропотреблением погружных центробежных установок
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Однако, несмотря на наличие большого количества публикаций по данной проблеме, исследование процессов управления УЭЦН, как основной части технологической системы «УЭЦН-скважина», особенно при применении ПЧ, а также установок типа ЦУНАР с вентильным электроприводом, с единых методологических позиций не производилось, а задачи управления ею решались как частные, без учёта изменений ресурса… Читать ещё >

Содержание

  • 1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ХОЗЯЙСТВА, РОЛИ И МЕТОДОВ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ И ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЕМ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ УСТАНОВОК
    • 1. 1. Механизированный способ добычи нефти на этапах разработки нефтяного месторождения
    • 1. 2. Оборудование, условия и режимы работы электроцентробежных погружных установок типа
  • УЭЦН
    • 1. 3. Схемы электроснабжения установок типа УЭЦН и качество электроэнергии
    • 1. 4. Методы, модели и средства в задачах управления установками типа УЭЦН. 2. УСЛОВИЯ, РЕЖИМЫ РАБОТЫ И ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЕ УСТАНОВОК ТИПА УЭЦН
    • 2. 1. Общие положения
    • 2. 2. Обобщенная характеристика скважины, оборудованной УЭЦН, как технологического объекта на нефтяном месторождении
    • 2. 3. Особенности эксплуатации установок типа УЭЦН в квазистатическом режиме работы
    • 2. 4. Влияние отказов в электроснабжении и отклонений величины и частоты напряжения питания ПЭД от принятых уровней на эффективность работы УЭЦН
  • 3. ЦЕЛЕВЫЕ ФУНКЦИИ И ЗАДАЧИ УПРАВЛЕНИЯ ПОГРУЖНЫМ ЦЕНТРОБЕЖНЫМ НАСОСОМ (ЦН) СИСТЕМЫ «УЭЦН-СКВАЖИНА», СОДЕРЖАЩЕЙ ПЧ
    • 3. 1. Общие требования
    • 3. 2. Скважина, оборудования УЭЦН с регулируемым электроприводом, как объект управления
    • 3. 3. Целевые функции и задачи управления ЦН системы «УЭЦН-скважина» с ПЧ
  • 4. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ В УСЛОВИЯХ РАЗВИТИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА
  • МЕСТОРОЖДЕНИИ
    • 4. 1. Общие представления
    • 4. 2. Особенности формирования и эксплуатации сетей электроснабжения УЭЦН в процессе развития добычи на нефтяном месторождении
    • 4. 3. Характеристика напряжения в промысловой электрической сети в процессе ее развития
    • 4. 4. Модели и методы управления напряжением в сетях электроснабжения кустов скважин с УЭЦН
    • 4. 5. Характеристика средств управления напряжением на шинах
    • 0. 4. кВ кустов скважин с УЭЦН

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

    5.1. Общие представления.

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

    5.3. Выбор типа ПЧ для скважин с УЭЦН.

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

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

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

    6.1. Об щие представления.

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

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

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

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

Модели и методы управления режимами работы и электропотреблением погружных центробежных установок (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность работы. Увеличение объемов добычи нефти является одной из приоритетных задач развития ТЭК и в значительной мере определяет стратегию развития экономики страны. Это подтверждается федеральной целевой программой «Энергоэффективная экономика» на 20 022 005 гг. с перспективой до 2010 г. (постановление правительства Российской Федерации от 17.10.2001 № 796), с отдельным разделом -" Нефтедобывающий комплекс" .

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

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

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

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

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

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

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

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

Основные задачи исследования.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ.

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

Основные теоретические и практические результаты работы заключаются в следующем:

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

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

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

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

Показать весь текст

Список литературы

  1. Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. 2 изд., перераб. и доп. -М.: «Недра», 1998. — 365 с.
  2. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки / Ш. К. Гиматудинов, Ю. П. Борисов, М. И. Розенберг и др. М: «Недра», 1983. 467 с. (с. 44.3).
  3. Э.М. Технология повышения нефтеотдачи пластов / Э. М. Халилов, Б. И. Леви, В. И. Дзюба, С. А. Панамарев. -М.: «Недра», 1984. 271 с.
  4. К.М. Разработка нефтяных месторождений. М.: «Недра», 1977. — 360 с.
  5. Ю.Е. Проблемы разработки и обустройства нефтегазовых месторождений Западной Сибири на основном этапе развития нефтегазового комплекса. //Изв. Вузов. Нефть и газ, 1998, № 4. -С. 41−47.
  6. Pope G.A. The Aplication of Fractional Flow theory to Enhanced Oil Recowery. SPEJ, 1980 vol.20, № 3: — P. 191 -205.
  7. A.H. Фундаментальный базис новых технологий нефтяной промышленности // Нефтяное хозяйство, 1997, № 11. -С. 2 5.
  8. Ю.Шелкачев В. Н. Анализ опыта внедрения методов увеличения нефтедобычи в США. // Нефтяное хозяйство, 1979, № 3. -С. 69 73.
  9. И.Батурин Ю. Е. К выбору расчетных методов определения технологических показателей разработки нефтяной залежи. Проблемы нефти и газа Тюмени, вып. ЗЗ, 1977. -С. 17−20.
  10. Нормы технического проектирования объекта сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений. ВНТП 3 -85- Куйбышев: Гипровостокнефть, 1985. -218с.
  11. В.А. Оптимизация систем обустройства нефтяных месторождений / В. А. Горбатиков, Ш. С. Донрагян, Я. М. Каган, В. Б. Ройзрах. Свердловск: Средне — Уральское кн. изд-во, 1976.-208 с.
  12. М.Ножин Б. М. Основное направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири / В. М. Ножин, А. А. Шевелев, О. А. Левин и др. // Сб. науч. работ. — Тюмень: СибНИИНП, 1999, ч. II. С. 105 — 121.
  13. В.Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1991. —296 с.
  14. .Т. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений / Б. Т. Баишев,
  15. B.В. Исайчев, С. В. Кожакин.—М.: Недра, 1978. —197 с.
  16. П.Олейников В. А. Оптимальное управление технологическими процессами в нефтяной и газовой промышленности. JL: Недра, 1982. — 216 с.
  17. В.Р. Математические методы регионального программирования. М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат.лит., 1989. — 304 с.
  18. Ю.В. Энергетический режим эксплуатации нефтяных месторождений.— М.: Недра, 1978. —244 с.
  19. Ш. Ф. Энергосберегающие технологии в нефтяной промышленности / Ш. Ф. Тахаутдинов, А. Т. Панарин, И. Ф. Калачев // Нефтяное хозяйство. М.: ЗАО изд — во Нефтяное хозяйство, 1998, № 7.-С. 18−20.
  20. И.Г. Гибкие автоматизированные технологии добычи нефти. Концептуальные основы и эффективные причины. //Вестник кибернетики Тюмень. Вып. 3 — 2004. — С. 136 148.
  21. Д. АСУ ТП для нефтедобывающего предприятиям/Современные технологии автоматизации, 2001, № 2. С. 32 23.
  22. Ю.М. Типизация технических и программных решений автоматизации объектов добычи нефти / Поскряков Ю. М., Атлямов Н. И. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2001, № 7, 8. -С. 14−17.
  23. С.Я. «Альфа ЦИТС» — автоматизации работы центральной инженерно-технической службы нефтедобывающего управления / Коровин С. Я., Николаевский А. П. //Нефтяное хозяйство. 2001, № 10, — С. 64 — 66.
  24. И.Г. Концептуальные основы и системные принципы управления гибкими автоматизированными технологиями нефтедобычи. //Изв. Вузов. Нефть и газ. 2004, № 5,1. C. 62−69.
  25. Установки погружных центробежных насосов для нефтяной промышленности. ОКББН. Каталог. М.: ЦИНТИ химнефтемаш, 1980.- 34 с.
  26. TRW Reda Pump Division. The Leading Edge. Catalog, 1982, — 12 p.
  27. A.A. Погружные центробежные насосы зарубежных фирм. Обзорная информация, сер. «Машины и нефтяное оборудование». М.: ВНИИОЭНГ, 1985, № 10 -63 с.
  28. TRW Reda Pump Division. Submersible Pump for the Petroleum Industry. Catalog, 1982 — 246 p.
  29. TRW Reda Pump Division. Submersible Pump for the Petroleum Industry. Catalog, 1984 -117 p.
  30. TRW Reda Pump Division. Submersible Pump for the Petroleum Industry. Catalog, 1985 -59 p.
  31. Centrilift Hughes and division of Hughes Tool Company. Electrical Submersible Pumps and Equiment, 1983 — 136 p.
  32. Ф.К. Состояние и перспективы развития нефтяной и газовой промышленности стран мира. Фирма «Филип К. Кроуз энд ассошэйтс», Далас, Шт. Техас — Нефть, газ и нефтехимия за рубежом (переводное издание журналов США), 1987, № 2, — С. 6 — 33.
  33. Cline W.B., Ctarford D. W. Artificial Lift Sistems for Offshore Use. International Petroleum Times, 1978, № 2088, — p. 22 — 24.
  34. Р.Г. Зарубежные нефтедобывающие системы на базе центробежных насосов./ Вихтман Р. Г., Филипов В. Н. //Обзорная информация, сер. ХМ-4. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1986, — 36 с.
  35. В.Н. Центробежные насосы для добычи нефти в модульном исполнении. Обзорная информация, сер. ХМ-4. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1986, — 36 с.
  36. Tomal Pumping Systems. Submergible pumping systems. Oil Dynamics, Inc., 1986, — 13 p.
  37. Двигатели асинхронные погружные унифицированной серии. Альметьевский насосный завод. 1998.-21 с.
  38. А.А. Вопросы повышения эффективности эксплуатации скважин погружными электронасосами. М., ВНИИОЭНГ, 1976. С. 69 — 81.
  39. Протокол приемных испытаний асинхронного электродвигателя типа ЭД 63 117, ОВЖ 125.156. Лысьва, 2005.-38 с.
  40. И.М. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях./ Муравьев И. М., Мищенко И.Г.// М.: Недра, 1976. -128 с.
  41. И.Т. Расчеты в добычи нефти. М.: Недра, 1989. — 245 с.
  42. И.М., Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах./ Репин Н. Н. // М&bdquo- «Недра», 1972. 132 с.
  43. Р.Г. Добыча нефти центробежными насосами в сложных условиях эксплуатации на нефтепромыслах Канады Э.И. (заруб. Опыт), сер. ХМ 4 — М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1987, № 9.-28 с.
  44. Давлетшин Х. Г. Резервы повышения кпд установок для добычи нефти./ Давлетшин Х. Г., Курбангулов Р. Г., Шарипов А. Х. // «Нефтепромысловое дело» НТС. 1970 г, вып.З. С. 19 — 21.
  45. Н.Ф. Исследование усилий, действующих в погружных центробежных насосах для добычи нефти: Дисс. канд. техн. наук. М.: МИНХГиГП., 1969. 139 с.
  46. О.В. Классификация отказов скважин после капитального ремонта по статическим данным //Изв. Вузов. Нефть и газ, 1998, № 6, С. 23.50.0сновные характеристики работы УЭЦН в нефтяных скважинах Миннефтепрома. Технические материалы. -М.: 1982. 78 с.
  47. В.Г. Разработка комплексной методики оперативного исследования и регулирования режимов работы скважин, оборудованных УЭЦН.: авт. канд. дисс.// Тюмень, 1987.-20 с.
  48. Технологический регламент выполнения работ с установками электроцентробежных насосов. Нефтеюганск, 1995. 35 с.
  49. Г. И. Энергосберегающая техника и технология в добычи нефти зарубежом. -М.: ВНИИОЭНГ, 1988. 36 с.
  50. А.А. Влияние напряжения на энергетические показатели установок электроцентробежных насосов. / Богданов А. А., Казаков А. Д., Чудиновский А. А. // НТС. Машины и нефтяное оборудование, № 2,1970.- 122 с.
  51. Гендельман Г. А Повышение технико экономической эффективности установок погружных электронасосов / Гендельман Г. А, Суд И. И, Максимов В. П и др. // Серия Машины и оборудование, М.: ВНИИОЭНГ, 1973. — 57 с.
  52. Расулов М. М, О регулировании напряжения трансформаторов для погружных электронасосов добычи нефти / Расулов М. М, Алескеров Ш. А. // ТНТО «Энергетика и электрооборудование установок нефтяной и газовой промышленности», вып.1. ВНИИОЭНГ, 1970. 100 с.
  53. Ш. А. Разработка и исследование трансформаторно теристорного регулятора напряжения погружных электронасосов для добычи нефти. Автор, канд. дисс. Баку.: 1976. -24 с.
  54. Д.Л. Влияние напряжения питания на работу погружных электроцентробежных насосов добычи нефти в установившихся режимах. РНТС. Машины и нефтяное оборудование. -М.: ВНИИОЭНГ, 1982, № 2 -С. 24 28.
  55. Абрамович Б. Н Оптимизация режимов работы электрооборудования погружных электроцентробежных насосов нефтедобычи / Абрамович Б. Н, Ананьев К. А, Иванов О. В, и др.// Промышленная энергетика, 1983, № 6. -С. 22 25.
  56. Ведерников В. А Оценка влияния качества напряжения 0,4 кВ на кустах с УЭЦН на показатели работы скважинного оборудования / Ведерников В. А, Григорьев Г. Я.// Энергетика Тюменского региона № 1. Тюмень: 2002 с.
  57. Ведерников В. А Оценка показателей работы куста скважин с УЭЦН / Ведерников В. А, Григорьев Г. Я.// Изв. вузов Нефть и Газ, Тюмень, № 4,2003. -С. 39 45.
  58. .Г. Электроэнергетик нефтяник. /, Сибикин Ю. Д., Яшков В.А.// Справочник. -М.: Недра, 1992.-427 с.
  59. .Г. Электрификация нефтяной и газовой промышленности / Меньшов Б. Г., Суд И. И. // М.: Недра, 1984 — 416 с.
  60. Р.А. О причинах завышения электрических нагрузок на нефтяных месторождениях Западной Сибири./ Кудряшов Р. А., Новоселов Ю. Б., Фрайштетер В. П. // Промышленная энергетика, 1986, №.6. -С.18 -21.
  61. Нормы расхода эл. энергии по технологическим процессам в добычи нефти /СТП 51.00.019 84. Р. А. Кудряшов, Казьмин А. А. Под ред. Новоселова Ю. Б., Фрайштетера В.П./ Тюмень: Гипротюменнефтегаз, 1984. — 66. с.
  62. Р.А. Нормативная база проектирования эл.снабжения нефтяных месторождений / Кудряшов Р. А., Новоселов Ю. Б., Фрайштетер В. П., Малкова ЗА.// Нефтяное хозяйство, 2004, № 3 С. 76 — 79.
  63. Т.А. Электроэнергетика нефтяных и газовых промыслов / Т. А. Атакишев и др. -М.: Недра, 1988−221с.
  64. И.А. Современное состояние проблемы энергоснабжения на нефтяных промыслах Тюменской области / Ниссенбаум И. А, А. Б. Новоселов, В. П. Фрайштетер // Энергетика Тюменского региона. Тюмень: НТЦ «Энергосбережение», 2000, № 3. -С. 2−9.
  65. В.В. Электроэнергетика нефтяных и газовых промыслов / Бабаев В. В., Барьюдин А.А.//-М.: Недра, 1988.-221с.
  66. .А. Совершенствование методов проектирования и эксплуатации нефтепромысловых электроустановок / Азятов Б. А., Кример Д. М. // М.: ВНИИОЭНГ, 1974.-60с.
  67. Р.А. Обосновании уровня электропотребления и электрических нагрузок при проектировании эл.снабжения месторождений. / Кудряшов Р. А., Новоселов Ю. Б., Фрайштетер В. П., Евсеенко Д.В.// Нефтяное хозяйство, 2002, № 7 -С.39 42.
  68. Г. Н. Основы построения промышленных электрических сетей / Каяпов Г. Н, Каждан А. Е., Ковалев И. Н. и др. Под. ред. Г. М. Каяпова. М.: Энергия, 1978 г. -352 с.
  69. М.И. Эвристический алгоритм оптимизации структуры схем электроснабжения по мере роста нагрузок. В кн.: Опыт применения прикладных методов математики и вычислительной техники в народном хозяйстве. М.: 1978. с. 229 234.
  70. А.А. Многоцелевая оптимизация структуры распределительных электрических сетей нефтяных промыслов Западной Сибири. Дисс. на сои.ск.канд.техн.наук.- Томск, 1983. 232 с.
  71. Р.И. Многоцелевая оптимизация решений проектирования и управления режимами электрических сетей. Томск, 1979. — 87 с.
  72. В.А. Математические модели формирования оптимальных схем электроснабжения при автоматизированном проектировании. / Веников В. А., Глазунов А. А., Тюханов Ю. М. // Электричество, 1983, № 1. -С. 17−22.
  73. Р.А. Электрические нагрузки технологических установок нефтяных промыслов Западной Сибири / Кудряшов Р. А, Новоселов Ю. Б, Казьмин А. А. и др.// М.: ВНИИОЭНГ, 1982.
  74. П.И. Энергосистема и потребители электрической энергии. М.: Энергоатомиздат. 1984. — 158 с.
  75. М.А. Короткевич. Основы эксплуатации электрических сетей.- Минск, Высшая школа 1999.-202 с.
  76. Н.С. Регулирование напряжения и экономия электроэнергии.- М.: Энергоатомиздат, 1984 104 с.
  77. Суднова В. В Оценка влияния электроприемников на качество электроэнергии в точке общего присоединения. / Суднова В. В, Чикина Е. В. //Пром. энергетика, 2003, № 5. -С. 43.
  78. О.Ф. Комплексные решения по управлению энергопотреблением для предприятий нефтяной и газовой промышленности. / Жаркин О. Ф, Лапин С. П, Максименко И. М и др. //Нефтяное хозяйство, 2004, № 10. -С. 130 132.
  79. Ю.Б. Управление электропотреблением нефтяных промыслов / Ю. Б. Новоселов, В. П. Фрайштетер, И. А. Ниссенбаум, B.C. Мякинин. //Промышленная энергетика, 1986, № 9. -С. 18 21.
  80. Р. Измерение и оценка качества электроэнергии при несимметричной и нелинейной нагрузке. М.: Энергоатомиздат. 1985. С — 112 с.
  81. Д.Н. Методы расчетов и математическое моделирование режима напряжения и электропотребления в установившихся и переходных процессах. С — Пб.: Энергоатомиздат, 1999.-215 с.
  82. П.Я. О необходимости более широкого применения средств местного регулирования напряжения в пром. электросетях / Вагин П. Я, Орлов B.C. // Промышленная энергетика, 1992, № 2 -С. 32−38.
  83. М.И. Прямой пуск мощных электродвигателей, питаемых от энергопоездов / Столбун М. И., Ведерников В. А. //Промышленная энергетика, 1969, № -С. 39−43
  84. .Н. Моделирование режимов напряжения в промысловых распределительных сетях АО «Татнефть»/ Абрамович Б. Н, Чаронов В. Я, Полищук В.В.// Альметьевск: ТатАСУнефть 1998. 35 с.
  85. Г. Е., Компенсирующие и регулирующие устройства в электрических системах. JL: Энергоатомиздат, 1983- 112 с.
  86. Д.Н. Минимизация потерь энергии в электротехнических комплексах предприятий и нефтедобычи. Авт. реф. дисс. докт. техн. наук. С. Пб, 2003. 43 с.
  87. А.Н. Выбор рабочих параметров погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси из скважин // А. Н. Дроздов, В. И. Игревский, П. Д. Ляпков, В. Н. Филиппов.-М.: 1986. -С. 7−24.
  88. Богданов А. Аю О подборе погружного центробежного насоса к нефтяной скважине / Богданов А. А, Розанцев В. Р, Холодняк А. Ю, Лянц Р. Г. // М.: Нефтяное хозяйство, 1972, № 12. -С. 36−38.
  89. РД 03 147 275 — 065 — 2001. Глубинонасосное оборудование. Методика подбора. / К. Р. Уразаков, Т. Н. Валуйского, Ю. В. Алексеев и др. — Уфа: Башнипинефтъ, 2001. — 92 с.
  90. А.Н. Выбор рабочих параметров погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси из скважины / Дроздов А. Н, Игревский В. И, Ляпков П. Д, и др.// Обз. информация. Сер. «Нефтепромысловое дело». ВНИИОЭНГ. М.:1986. -С. 7 24.
  91. Hall OP Computer helps selectlitting equipment / Hall OP, Dunbar CE // «Oil and Gas J», 1971, № 19, 84−88 c.
  92. В.А. Описание и анализ стендовых исследований насосной электроцентробежной установки./ Ведерников В. А., Лысова О. А. //Изв. вузов. Горный журнал, 2003, № З.-С 8−12.
  93. И.П. Электрические машины, -М.: Энергоатомиздат, 1986 360 с.
  94. Г. Б. Электропривод турбомеханизмов / Онищенко Г. Б, Юньков М.Г.// М.: Энергия, 1972.-240 с.
  95. ЮО.Сыромятников И. А. Режимы работы асинхронных и синхронных двигателей. М.: Энергоатомиздат. 1984.-240 с.
  96. А.Н. Развитие теории и обобщение результатов опыта разработки автоматизированных электроприводов агрегатов нефтегазового комплекса. Автореферат дисс. на соискание ст. доктора технических наук. Екатеринбург, 2004.
  97. Афанасьев В. Аю Регулируемое управление электроприводными нефтепром. установками / Афанасьев В. А, Семченко П. Т. // Энергетика Тюм. региона. -1999, № 1. -С. 18−19.
  98. А.А. О регулировании параметров погружных электронасосов для добычи нефти изменением частоты тока / Богданов А. А, Гендельман Г. А, Чудиновский А.А.// ТНТО «Совершенствование электрооборудования для добычи нефти». ВНИИОЭНГ, 1973.-С. 20−35.
  99. Юб.Харазов В. Г. Частотно-регулируемый электропривод. Преобразователи частоты для асинхронных электродвигателей.//Автомат. в промышл, 2005, № 5. -С. 44−47.
  100. Ю7.Семченко П. Т. Энергетические показатели насосного агрегата установок УЭЦН при частотном управлении. //Изв. вузов, Горный журнал, Свердловск, 1978, № 1. -С. 142 -145.
  101. Ю.Б. Особенности применения частотнорегулируемых приводов погружных насосных установок на нефтяных месторождениях Зап. Сибири /, Фрайштетер В. П., Ведерников В. А. и др. // Нефтяное хозяйство. М.:2004, № З.-С. 86−88.
  102. Ю9.Дивайн Д. Л. Погружные центробежные насосы с изменяющейся частотой вращения вала. Фирма «Тиксасо», г. Одесса, шт. Техас — Нефть, газ и нефтехимия за рубежом (переводное издание журналов США). — 1979, № 6.- С. 14 — 20.
  103. А.А. Оценка результатов эксплуатации опытно-промышленных партий установок типа «ЦУНАР» на нефтяных промыслах Западной Сибири / Иванов А. А., Кудряшов С. И., Маркелов Д.В.// Энергетика Тюменского региона, Тюмень, 2005, № 2.-С. 28 30.
  104. TRW Reda Pump Division. Variable Speed Drivers, Specification and Recomded Installation Proadures, 1984. -p. 22−24.
  105. TRW Reda Pump Division. Variable Speed Drivers, 1983. -p.22−26.
  106. Погружные электродвигатели нефтедобычи при питании токами повышенной частоты. Сб. «Информационно измерительная техника в нефтяной и газовой промышленности» -Уфа, 1983.-С. 132- 136.
  107. Дж. С. Панез Применение электроприводов с регулируемой частотой / Дж. С. Панез, JI.A. Алис // Москва: Недра, Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1983, № 12. -С. 94 -96.
  108. Вандевиер Джозер Э. Направление развития высокопроизводительных электрических погружных систем для скважин с высокой забойной температурой и агрессивной средой. М.: Информэлектро, 1987.- 24с.
  109. D. Н. Submersible Pump Long Beach Unit of East Wilmington Field 17 — year reviw. -Journal of Petroleum Technology, 1984, v. 36, № 9, p.1321 -1325.
  110. Centrilift Hughes, Ins., one of Hugehes Tool Co. — Haudbook for oilfeld subsurface electrically driven pumps, 1981, section 6, p. 16 -44, section 1, p. 1 -7.
  111. A.H. Частотное управление асинхронным двигателем.// Электротехника, 1999, № 8. -С. 5−11.
  112. К.А. Асинхронные электроприводы с регулируемой ЭДС двигателя. -Электротехника, 2001, № 4. -С. 30−34.
  113. Каталог продукции и применений. М.: Корпорация Триол, 2002.-304с.
  114. В.А. Особенности выбора преобразователей частоты для электропривода погружных насосных установок / Ведерников В. А, Лысова О. А, Григорьев Г. Я. // Энергетика Тюменского региона, 2004, № 1.-С. 32 35.
  115. А.В. Современные преобразователи частоты в электроприводе / Кудрявцев А. В, Ладыгин А. Н. // Приводная техника, 1998, № 3. -С. 21 28.
  116. А.Я. Тиристорные преобразователи частоты в электроприводе / А. Я. Бернштейн и др. М.: Энергия, 1980. — 576 с.
  117. В.А. Оптимизация частотного управления асинхронного электропривода по минимальному току / Шубенко В. А., Шрейнер Р. Т., Мищенко В.А.// Электричество, 1970, № 9.-С. 25−26.
  118. A.M. Анализ энергетических характеристик регулируемого электропривода переменного тока центробежных насосов. Автор, канд. дисс. М.: 1998.- 25 с.
  119. В.П. Электропривод и автоматизация металлургического производства. М.: Высшая школа, 1977. — 391 с.
  120. В.А. Исследование основных параметров процессов в электродвигателе УЭЦН при частотном регулировании./ Ведерников В. А., Лысова О.А.// Изв. вузов. Горный журнал, 2005, № 6.- с 90−94.
  121. В.А. Разработка и описание цифровой модели системы электропривода погружной установки / Ведерников В. А., Лысова О. А., Мамченков А.В.// Вестник кибернетики. Тюмень, 2005, № 4. -С 38−50.
  122. О.А. Системы управления электроприводов / Лысова О. А., Ведерников В.А.// Учеб. пособ. Тюмень, ТюмГНГУ, 2005. — 112 с.
  123. В.А. Разработка математической модели системы ПЧ- погружной электродвигатель. / Ведерников В. А., Лысова О. А., Кречина Г. С., Смирнов А.Ю.// Электротехника. 2006. № 3.- С 24−27.
  124. Аррилага. Гармоники в электрических системах / Аррилага, Бредни Д, Боджер П.// М.: Энергоатомиздат. 1990.-320 с. 133.0тчет о научно исследовательской работе «Исследование влияния преобразователей частоты на сеть 0,4 кВ и ЭПУ». С.Пб.: 2003. — 100 с.
  125. В.Н. Экспериментальные исследования несинусоидальности напряжения в электрических сетях Лен Энерго / В. Н. Никифоров, С. Б. Бело, Н. Ю. Карасиди и др. Промышл. Энергетика, 2001, № 8.- с.
  126. В.В. Исследование высших гармоник при регулировании УЭЦН с помощью преобразователей частоты / Полищук В. В, Евсеенко Д. В., Прохорова В.Б.// Энергетика Тюменского региона. Тюмень: НТЦ «Энергосбережения», 2001, № 4, — С. 35 — 37.
  127. Решение проблемы гармоник для энергосистемы ДОМНГ НК «Юкос». Schlumberger RSG. Nefteygansk West Siberia, 2004.- 10 с.
  128. В.Т. Активный фильт как новый элемент энергосберегающих систем электропривода / Шрейнер В. Т, Ефимов А. А. // Электричество, 2000, № 3. -С. 41.
  129. М.В. Определение параметров фильтрующих устройств для обеспечения электромагнитной совместимости электропривода / М. В. Адрианов, О. В. Родионов // Электротехника, 1999, № 11.-С. 37.
  130. В.А. Модели в задачах управления системами «скважина УЭЦН». / В. А. Ведерников, B.C. Гапанович // Изв. вузов. Нефть и газ, 2006, № 1.-С 15−20
  131. В.А. Синтез замкнутой оптимальной системы управления погружной электроцентробежной установки. / В. А. Ведерников, О. А. Лысова // Изв. вузов. Нефть и газ, 2006, № 2.-С 10−17
  132. А.А. Курс теории автоматического управления. М.: Наука, 1986.-616 с.
  133. А.Б. Управление и наблюдение в условиях неопределенности. М.: Наука, 1977.-392 с.
  134. С.В. Новые типы обратной связи. Управление при неопределенности / С. В. Емельянов, С.К.Коровин// -М.:Наука, Физматлит, 1997.-352с.
  135. .В. Системы прямого адаптивного управления / Б. В. Павлов, ИГ. Соловьев // М.: Наука, 1989. 136 с.
  136. Л.А. Современные принципы управления сложными объектами. М.: Сов. радио, 1980.-232 с.
  137. Р.С. Автоматизированное управление отбором продукции механизированных нефтегазодобывающих скважин / Р. С. Галимов, Р. А. Хамитов, Р. Ш. Тахаутдинов и др. //Автоматизация в промышленности, 2004, № 3. -С.З 8.
  138. Соловьев И. Г, Разработка алгоритма периодической эксплуатации УЭЦН с контролем ресурса изоляции. Отчет НИР 29−84, ТюмИИ. Тюмень, 1985. — 47с.
  139. В.Г. Математические методы оптимального управления. -М. :Наука.1969. -412с.149.3убов В. И. Лекции по теории управления. -М. :Наука.1975. -139с.
  140. Ф. Современная теория управления. -М.: Мир. 1975. -368с.
  141. РойтенбергЯ.Н. Автоматическое управление. -М. :Наука. 1978. -478с.
  142. В.К. Вопросы совершенствования контроля и защиты погружных электронасосов / В. К. Хохлов, Н. М. Горутько //Сер. Машины и оборудов. Нефтегаз промышл. М.: ВНИИОЭНГ 1980. 59 с.
  143. И.И. Метод диагностики погружного электродвигателя в ходе приемосдаточных испытаний / И. И. Галлямов, Р. И. Козлов // Экспресс, информ. Серия
  144. Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности". М.: ВНИИОЭНГ. 1988. вып. 6.
  145. А.А. Методы и средства контроля и диагностики оборудования нефтяных скважин в Западной Сибири. Автор, канд. дисс. С.Пб.: 1996. 20 с.
  146. Н.Н. Диагностирование электроцентробежных установок добычи в процессе их эксплуатации на нефтяных месторождениях Западной Сибири / Н. Н. Матаев, В. В. Сушков, О А. Чукчеев // Пром. энергетика, 2004, № 4. -С. 14−17.
  147. Н.Н. Повышение эффективности работы установок погружных электроцентробежных насосов нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири.: Авт. канд. дисс. Омск, 2004. — 20 с.
  148. Система погружной телеметрии «Электрон ТМС». Руководство по эксплуатации ЦТКД 023 РЮ. Радужный (Владимирская обл.). 2004.-С. 15.
  149. Р.Я. Технологические измерения и приборы. Недра. М.: 1979. 348 с.
  150. А.А. Скважинные системы контроля технологических параметров установок электроцентробежных насосов./ А. А. Митюков, О. Р. Искандаров // Нефтяное хозяйство, 2004, № 11. -С. 26−27.
  151. В.И. Варианты решения проблемы контроля за дебитом нефтяной скважины // Нефтяное хозяйство М.: Нефтяное хозяйство, 2000, № 3. — С. 51 — 54.
  152. Белов В. Г. Модернизация АГЗУ «Спутник AM 40» и методики измерения продукции скважин / В. Г. Белов, В .Я. Соловьев// Нефтяное хозяйство, 2000, № 10. -С. 118−120.
  153. И.Ф. Основы теплообмена в электрических машинах. Л.: Энергия, 1974. -384 с.
  154. В.В. Прогнозирование ресурса машин и конструкции. М.: Машиностроение, 1984.-383 с.
  155. В.Я. Электрическое старение и ресурс монолитной полимерной изоляции. М.: Энергоатомиздат. 1980 — 152 с.
  156. Montsinger V.M. Temperatur limit for shortime overloads for oil insulated neutral graunding reactors and transformes / V.M. Montsinger, J.E. Clem // - Trans. AIEE, 1956, 65, pt 11, p. 966 -973.
  157. В.А. Расчет магнитоупругого датчика //Изв. вузов. Гонный журнал, 1978, № 5.-С.124−129.
  158. М.И. Магнитоупругие преобразователи с комбинированным сердечником / М. И. Столбун, П. П. Сизых, В. А. Ведерников //Приборы и системы управления, 1975, № 3. -С.49−51.
  159. Авторские свидетельства и патенты на изобретения
  160. В.А., Бочарников В. Ф. Устройство для измерения реактивного момента погружного электронасосного агрегата. Авт. свидетельство СССР. № 1 610 076. Б.И.-1990,. № 44.
  161. М.И., Сизых П. П., Ведерников В. А. Устройство для измерения усилий. Авт. свидетельство СССР. № 510 657. Б.И.-1975, № 38.
  162. ПЗ.Столбун М. И., Ведерников В. А., Карандин В. Н. Способ испытания насоса и насосных установок. Авт. свидетельство СССР. № 1 634 824. Б.И. -1990, № 10.
  163. М.И., Ведерников В. А., Карандин В. Н. Способ управления насосной станцией. Авт. свидетельство СССР. № 1 656 167. Б.И. -1991, № 22.
  164. В.А., Пальянов А. П., Коновалов В. Н. Кустовая насосная станция. // Патент РФ № 2 145 003. Б.И. -1998. № 12.
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?