Асинхронный электропривод на основе управляемого инвертора для замены нерегулируемого привода погружного центробежного насоса нефтедобывающих скважин Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 681.5001

В.П. Обрусник, О.В. Кузьменко

Асинхронный электропривод на основе управляемого инвертора для замены нерегулируемого привода погружного центробежного насоса нефтедобывающих скважин

Проанализированы показатели результатов замены нерегулируемого привода погружного центробежного насоса нефтедобывающих скважин на регулируемый привод с асинхронным двигателем.

Ключевые слова: центробежный насос, асинхронный электропривод, механические характеристики, диапазон регулирования.

Используемые в настоящее время установки с погружным электроцентробежным насосом (УЭЦН) снабжены нерегулируемым асинхронным электроприводом (ЭП), обладают простотой, невысокой ценой и рядом специфических особенностей. Функционирование нефтепромысловых скважин связано с непрерывным изменением условий эксплуатации и параметров месторождения, в том числе пластового давления, состава и температуры откачиваемой жидкости. При использовании нерегулируемого ЭП центробежного насоса требуемые технологические режимы (для напора Н и подачи О) насоса реализуются регулированием циклов «включение - пауза», изменением числа секций центробежного насоса (ЦН) либо дросселированием, что не позволяет добиться высокой эффективности регулирования и, кроме того, экономически невыгодно.

Погружной центробежный насос для обеспечения требуемого дебита скважины должен обеспечить необходимую подачу О [м3/сут] при оптимальном напоре Н [м] (рис. 1, точка а). При излишне высоком напоре увеличивается гидравлическое сопротивление трубопровода и износ насоснокомпрессорных труб. По мере эксплуатации скважины пластовое давление в ней снижается, и напор я, м насоса необходимо увеличивать. Достигается

~ это при нерегулируемой скорости изменением

числа секций и количества степеней (рабочих колёс) насоса. Для этого необходимо поднимать ЦН на поверхность, что увеличивает трудоемкость и время простоя установки, необходимое для подъёма и монтажа (до нескольких суток).

При эксплуатации низкодебитных скважин для устойчивой добычи необходимо уменьшать среднюю подачу насоса, для чего используют в центробежных насосах с нерегулируемой скоростью вращения метод дросселирования или повторно кратковременный режим работы насоса. Оба эти метода обладают существенными недостатками. Так, при регулировании заслонкой резко уменьшается КПД насоса (на 30-40%), а при повторнократковременном режиме увеличивается количество пусков АД в тяжёлых условиях, что приводит к более быстрому износу АД, ЦН и насосно-компрессорного трубопровода от динамических перегрузок. Помимо этого, пусковые токи вызывают искажения напряжения питающей промысловой электросети.

На режимы работы центробежного насоса, его КПД и потребляемую мощность влияют

7777? 77777

—" J ^ > ^ 2” ч ч 1,1 >

5 \ К

—' ] V

— " ■-] V ч Ч 1

3 \ ч \

/1 (а) &

Л к

20

40

60

100

120

Рис. 1. Зависимость величины напора Н [м] центробежного насоса от подачи О [м3/сут]

такие параметры качаемой жидкости, как плотность, вязкость жидкости, содержание растворённых газов и др. [1].

Плотность качаемой жидкости изменяется в процессе эксплуатации скважины от 800 до 1400 кг/м3. Мощность Р, потребляемая насосом, прямо пропорциональна плотности перекачиваемой жидкости. Напор Н не зависит от плотности, поэтому форма Q—H характеристики (см. рис. 1) сохраняется.

Характеристики центробежного насоса будут изменяться при перекачке более вязких жидкостей, при этом потребляемая насосом мощность существенно увеличивается, в то время, как напор Н и в меньшей степени подача Q уменьшаются [2]. КПД насоса уменьшается, а максимум кривой П—Q смещается в сторону уменьшения подачи (изменения показаны на рис. 2 пунктиром).

Повышенное содержание газов уменьшает кавитационный запас насоса из-за разницы давления жидкости по разные стороны лопастей центробежного насоса. Образуются пузырьки газа, что ведет к срыву качания и, как следствие, срабатывания аварийных защит, отключающих двигатель насоса на время от 3 до 60 мин [1]. Это приводит к увеличению времени простоя установки и количества пусковых режимов.

Характеристикой насоса называют Ч- м изображаемые графически функциональные зависимости технических показателей напора Н, потребляемой мощности Р и КПД от подачи Q и частоты вращения вала. В паспортных данных приводятся естественные рабочие характеристики насоса Qe—He при неизменной номинальной частоте вращения вала ше. Для получения Q-H характеристики при скорости, отличной от номинальной воспользу-

емся законами подобия между напором, скоростью и подачей:

Qi Qe

El

He~

Pi

Ює

Юі

Ює

Qi_

Qe

(1)

(2)

(3)

Qe соответствует Не при неизменной скорости юе. В соответствии с (3) рассчи-

2

тываем параболы Н = Не (@^е) , проходящие через выбранные точки на естественной характеристике. Согласно (1) получаем выражение расхода для г-й точки

Рис. 2. Рабочие характеристики насоса 9ЭЦН5-80-1550

Qi = Qei—,

ює

(4)

где Юі = const - заданное значение скорости, для которой необходимо построить Q—H характеристику. Напор в i-й точке определяется как

Hi = He

(Qi *

V Qei У

(5)

Задаваясь значениями Qei и Неі на естественной характеристике, по выражениям (4) и (5) находим значения Qi и Ні для искомой скорости. На рис. 3 приведены рассчитанные Q—H характеристики насоса 9ЭЦН5-60-1550 для различных скоростей вращения.

Поскольку характеристики пропорциональности являются также кривыми равных КПД, а полезная мощность турбомеханизма пропорциональна кубу частоты вращения, то потребляемую насосом мощность можно определить как

где Qi, Н,■, Рг - соответственно подача, напор и мощность насоса при частоте вращения вала юг.

Для угловых частот Ю1 < Ю2 < юз < Ю4 (рис. 3) характеристики Q-H насоса и трубопровода пересекаются в точках А]-А4. В этом случае подача насоса составит Ql-Q4, а развиваемые напоры Н1-Н4. Для соответствующих значений подач (Q1^Q4) КПД и мощность можно определить по кривым

Как указывалось ранее, по мере эксплуатации скважины пластовое давление падает, следовательно, статическая составляющая напора, развиваемого насосом, возрастает. На рис. 3 показаны характеристики насоса 9ЭЦН5-60-1550 при работе на сеть со статическим напором Нс\ = 600 м и Нс2 = 1000 м. Из рис. 3 видно, что при работе насоса с постоянной скоростью ю4 = юн = 293 р/с КПД при Нс1 на 13^15% ниже, чем при Нс2. Кроме того, с ростом Нс снижается подача насоса, что заставляет при выборе насоса завышать его по напору, двигатель при этом работает значительную часть времени с нагрузкой Мс меньше номинальной и, следовательно, с низким КПД и ео8 ф[3].

При расчёте механических характеристик насоса Мс = Дга) следует учесть, что погружные центробежные насосы работают на сеть с противодавлением. Во время остановки насоса обратный клапан сдерживает столб жидкости для предотвращения турбинного вращения. При включении насоса последний по мере увеличения частоты вращения развивает все больший напор. Однако обратный клапан будет закрыт до тех пор, пока напор насоса не станет равным Нс [4].

Таким образом, для наиболее эффективного использования нефтедобывающих скважин в условиях изменяющихся параметров требуется регулирование скорости погружного центробежного насоса в зависимости от требуемого напора при заданной подаче и от состава качаемой жидкости.

Диапазон регулирования скорости определяется ее минимальным значением ютщ, когда прекращается подача жидкости в сеть (Q = 0), при этом для сетей с большим противодавлением Нс скорость ютщ будет большей, чем для гидравлических сетей с малым Нс.

(6)

0-ц и д^.

Н, м

і і

П, %

0 20 40 60 80 100 120 п м

сут

Рис. 3. Характеристики насоса 9ЭЦН5-60-1550 при различных напорах Нс1 и Нс2

На рис. 4 точкам Д1, Д2, Д3, Д4 соответствуют нижние границы регулирования при статических напорах Нс = 0,25Нн, 0,5Нн, 0,7Нн и 0,9Нн.

Приближенно ютт можно рассчитать по формуле

Ют

= Юн

Hс

Нн

(7)

Например, статическому напору Нс = 1000 м будет соответствовать ютщ= 228 с 1, а при

Нс = 600 м ютщ = 176 с-1.

Как можно заметить, для привода погружного насоса не требуется большого диапазона регулирования

ютах

D = -

Ют

Рис. 4. Зависимость диапазона регулирования от напряжения при различных напорах

При статической составляющей напора Нс = 1000 м получается D = 1,28, а при Нс = 600 м D = 1,65.

Исходя из требуемого диапазона регулирования скорости двигателя и вида механической характеристики нагрузки (см. рис. 4) целесообразно предложить способ регулирования скорости АД путем регулирования напряжения статора при неизменной частоте сети f (и = var, f = const).

Полупроводниковые регуляторы напряжения (тиристорные или транзисторные) имеют меньшее число силовых элементов, чем регуляторы частоты, поэтому проще в исполнении и дешевле.

При вентиляторном характере нагрузки, какой является центробежный насос, относительное скольжение практически остаётся постоянным (см. рис. 4), КПД и cos ф двигателя также изменяются незначительно [5].

В [3] приведен сравнительный анализ регулирования подачи центробежного насоса дросселированием и изменением частоты вращения вала насоса для гидросетей с различной статической составляющей напора. Установлено, что регулирование скорости позволяет значительно сократить расход потребляемой электроэнергии. Например, при Нс = 0,8Нн потребляемая мощность снижается в среднем на 44%, а при Нс = 0,5Нн - до 66%.

Если принять, что установка с центробежным погружным насосом мощностью 45 кВт работает в среднем со статическим напором Нс = 0,8Нн, то при регулировании подачи Q всего на 20% изменением скорости вместо дросселирования можно снизить расход потребляемой электроэнергии в год приблизительно на 55188 кВт/ч.

Кроме экономии потребляемой электроэнергии, использование регулируемого электропривода позволяет значительно увеличить межремонтный период и производительность скважин [1].

Литература

1. Беззубов В. А. Насосы для добычи нефти: справочник рабочего / В. А. Беззубов, Ю.В. Щелка-лин. - М.: Недра, 1986. - 224 с.

2. Герасимяк РП. Асинхронный электропривод с тиристорным управлением / Р.П. Герасимяк, В.А. Лещев, И.С. Путилин. - К.: Техшка, 1984. - 150 с.

3. Нефтепромысловое оборудование: справочник / под ред. Е.И. Бухаленко. - М.: Недра, 1990. -559 с.

4. Справочник по автоматизированному электроприводу / под ред. В.А. Елисеева, А.В. Шинян-ского. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 616 с.

5. Ильинский Н.Ф. Энергосберегающая технология электроснабжения народного хозяйства: практическое пособие / Н.Ф. Ильинский, Ю.Р Рожанковский, А.О. Горнов; под ред. В.А. Веникова. -М.: Высшая школа, 1989. - Кн. 2. - 127 с.

Обрусник Валентин Петрович

Д-р техн. наук, профессор каф. промышленной электроники ТУСУРа Тел.: (382-2) 42-30-16 Эл. почта: vai@tcde.ru

Кузьменко Олег Владимирович

Ведущий конструктор, соискатель каф. промышленной электроники ТУСУРа Тел.: (382-2) 44-16-76

Obrusnik V.P., Kuzmenko O.B.

Analysis of replacement of unregulated drive submersible centrifugal pump of oil wells to controlled drive with asynchronous motor

Analyzed performance results of replacement of unregulated drive submersible centrifugal pump of oil wells to controlled drive with asynchronous motor.

Keywords: centrifugal pump, asynchronous motor, mechanical characteristics, adjustment range.