CC BY
28
УДК 62-83
ПРЯМОЕ УПРАВЛЕНИЕ МОМЕНТОМ В ЭЛЕКТРОПРИВОДЕ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
Р.Т.АХМЕТГАРЯЕВ*, Н.К. АНДРЕЕВ**
*ЭСТ «Энергосервис, г. Набережные Челны Казанский государственный энергетический университет
Описывается система управления, разработанная для прямого управления моментом в асинхронном электроприводе скважинных штанговых насосных установок (СШНУ). Система используется на таких скважинах, где на электропривод действует резкопеременная нагрузка за счет содержания в добываемой нефти большого количества газа и влияния соседних скважин. Система сглаживает действие резкопеременной нагрузки и позволяет поддерживать оптимальный уровень жидкости в скважине. Повышается общий уровень добычи нефти и энергосбережения. За счет отсутствия ударных нагрузок на оборудование станка-качалки увеличивается срок службы элементов скважины.
Ключевые слова: асинхронный электропривод, прямое управление моментом, штанговые насосные установки, добыча нефти, нагрузка на плунжере и штоке, динамический уровень жидкости в скважине.
В настоящее время метод прямого управления моментом (ПУМ) широко используется в электроприводах установок, работающих в режимах с резко и часто изменяющимся моментом нагрузки. Наиболее ярким представителем таких установок являются штанговые насосные установки с переменным притоком скважинной жидкости.
В стране около 60 % всех действующих скважин оснащено установками скважинных штанговых насосов. Они задействованы в добыче самой «тяжелой» нефти: высоковязкой, горячей, с большим содержанием свободного газа и механических примесей. СШНУ используются для работы в малодебитных скважинах, особенно при необходимости применения больших глубин подвески насоса.
Опыт эксплуатации существующих установок нефтедобычи в ОАО «Татнефть» показал, что имеется ряд скважин, которые в связи с возникающими время от времени затруднениями могут быть отнесены в так называемый «проблемный фонд». Причины проблем следующие: а) работа в периодическом режиме (с реле времени), б) высокое содержание газа в скважинной жидкости, в) наличие газовых пробок и ударов газа по плунжеру, г) низкий коэффициент наполнения насоса в скважине, д) недостаточная подача насоса, е) скважина связана с пластом, состоящим из пород с высокими фильтрационными характеристиками, ж) влияние на добычу соседних скважин через пласт и т.д.
Все СШНУ этих скважин с точки зрения механики электропривода можно характеризовать как электроприводы с резкопеременной нагрузкой.
Полностью контролировать работу таких скважин очень сложно и исключить описанные выше проблемы без применения специальных разработок и технологий практически невозможно.
© Р. Т.Ахметгаряев, Н.К. Андреев Проблемы энергетики, 2011, № 9-10
В последнее время для решения проблем, связанных с резкопеременной нагрузкой, применяются новые виды электроприводов переменного тока: с частотным управлением и прямым управлением моментом (ПУМ).
К новым видам приводов СШНУ выдвигаются повышенные требования по обеспечению оптимальных режимов добычи нефти с минимальным энергопотреблением: снижение затрат на обслуживание, транспортные, монтажные и ремонтные работы; повышение качества изготовления и эксплуатационной надежности привода и его редуктора; обеспечение больших удобств и безопасности в обслуживании привода.
Исходя из этих требований, коллективом авторов при поддержке ЗАО «ЭСТ Энергосервис», г. Набережные Челны, были проведены мероприятия по разработке, применению и внедрению новой системы управления СШНУ на скважинах НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть». Система управления имеет марку НКУ «СРН-1-ПЧ-К-ХХ». После анализа возможных путей решения описанных проблем и изучения результатов предварительных испытаний на скважине с УШГН, с периодическим режимом работы, на 10 проблемных скважинах была установлена опытная партия этих систем управления (СУ).
АСУ штанговыми глубинными насосами «НКУ «СРН-1-ПЧ-К-ХХ» оформлена в виде электротехнического шкафа, укомплектованного преобразователем частоты и контроллером. Шкаф предназначен для работы на открытом воздухе. Он оснащен системой автоматического поддержания микроклимата, что делает возможным его эксплуатацию при температурах +40...-50 °С.
Вся установка в целом сочетает в себе функциональность преобразователя частоты и контроллера с алгоритмом управления насосом в одном стандартном продукте, имеет сертификат соответствия (№ РОСС Ии.АЯ54.В12123) требованиям ГОСТ Р51321.1-2000 (МЭК 60439-92) и ТУ 3430-001-54414732-2006.
Ниже описывается принцип функционирования системы ПУМ (см. рисунок) в СШНУ, а также излагаются преимущества разработанной АСУ.
На схеме видно, что ПУМ имеет два основных контура: контур скорости и контур управления моментом.
Во время функционирования СУ производятся измерения тока в двух фазах двигателя, напряжения звена постоянного тока и определяется положение ключей инвертора. Эти данные передаются в блок «Адаптивная модель двигателя».
В адаптивной модели двигателя заложены функции вычисления точных данных о двигателе. После калибровочного пуска данные о сопротивлениях статорных обмоток, коэффициентах индуктивности и взаимной индуктивности, степени насыщения и постоянных времени двигателя накапливаются в адаптивной модели двигателя. С помощью этих данных высчитываются: фактический момент двигателя, фактический поток статора и скорость вала двигателя.
Фактические значения вращающего момента и потока подаются на компараторы, где они периодически сравниваются с опорным значением вращающего момента и потока. Эти сигналы подаются на оптимальный селектор импульсов.
В оптимальном селекторе импульсов, который представляет собой последнюю модель цифрового сигнального процессора и специализированную интегральную схему, устанавливается логика переключений ключей инвертора. Логика переключений оформляется в виде таблицы возможных состояний и © Проблемы энергетики, 2011, № 9-10
правил перехода из одного состояния в другое. Эта конфигурация устройств имеет огромную скорость обработки, так что каждые 25 мкс устройства переключения транзисторов инвертора получают оптимальный импульс для изменения или поддержания точного вращающего момента двигателя.
зи
РС
БО
РМ
г Чп ¿т
У У
м,
Блок выделения скорости
%
Блок выбора вектора напряжения
РП
%
Блок выделения момента
и,
Инвертор
Блок выделения напряжения
Наблюдатель потока
15у
Преобразователь координат
АД
О
Рис. Функциональная схема системы прямого управления моментом: ЗИ - задатчик интенсивности; Ф - фильтр; РС - регулятор скорости; БО - блок ограничения; РМ - регулятор момента, РП - регулятор потокосцепления, у, уг , у^ -
соответственно потокосцепление, потокосцепление ротора, потокосцепление статора; а, -
токи фаз; иа, щ, и^ - напряжения фаз и на выходе звена постоянного тока; йт, йу -
управляющие сигналы на ключи преобразователя для формирования изменения момента и потокосцепления; - текущий угол потока статора; N - текущий номер вектора напряжения
Таким способом достигается статическая точность регулирования скорости, без энкодера, с погрешностью ±0,5 %. При этом время отклика вращающего момента составляет менее 2 мс.
СУ при регулировании учитывает энергию, затраченную при ходе плунжера вверх и вниз, и сравнивает ее с опорным заданным значением энергии. От ранее существовавших СУ данная система отличается тем, что для фиксации и регистрации времени полного цикла используется датчик положения балансира.
Технические характеристики системы и результаты анализа ее работы представлены в таблице.
© Проблемы энергетики, 2011, № 9-10
Таблица
Сводная таблица результатов анализа показателей работы скважин и потребленной электроэнергии до и после внедрения СУ "НКУ "СРН-1-ПЧ-ХХ"
Наименование параметра Номер скважины
779 1060 1208 1142 20013 1231 34П 4761 4763Г
Средние значения по дебиту жидкости до внедрения СУ, м3/сут 1,36 0,54 1,10 1,00 1,77 1,06 2,64 2,34 2,02
Средние значения по дебиту жидкости после внедрения СУ, м3/сут 1,77 1,48 1,76 2,08 0,77 1,77 1,30 2,70 2,83 2,62
Изменение дебита жидкости, м3/сут 0,41 0,94 0,67 1,08 -0,99 0,07 0,24 0,05 0,49 0,60
Изменение дебита по жидкости, % 30 173 61 107 -56 4 22 2 21 30
Средние значения по обводненности до внедрения СУ, % 26,8 65,7 6,3 7,3 23,7 18,0 54,8 31,7 29,0
Средние значения по обводненности после внедрения СУ, % 20,9 15,8 14,6 21,1 27,9 13,8 6,9 6,8 13,3 15,7
Изменение обводненности, % -22 -76 130 190 18 -42 -62 -88 -58 -46
Средние значения по дебиту нефти до внедрения СУ, т/сут 0,86 0,17 0,92 0,84 1,23 0,77 1,04 1,45 1,29
Средние значения по дебиту нефти после внедрения СУ, т/сут 1,29 1,20 1,35 1,49 0,51 1,42 1,09 2,26 2,23 2,00
Изменение дебита нефти, т/сут 0,43 1,03 0,42 0,64 -0,72 0,20 0,32 1,22 0,78 0,70
Изменение дебита по нефти, % 49 604 46 76 -58 16 41 118 54 54
Средние значения электроэнергии до внедрения СУ, кВт-час/сут 50,3 75,1 37,2 45,0 29,1 31,5 48,2 38,1 32,2
Средние значения электроэнергии после внедрения СУ, кВт-час/сут 51,1 69,1 31,4 41,6 22,1 34,1 44,7 45,1 37,7
Изменение электроэнергии, кВт*час/сут. 0,8 -6,0 -5,8 -3,4 -7,0 2,6 -3,5 7,0 5,5
Изменение электроэнергии, % 1,6 -8,0 -16 -7 -24 8 -7 18 17
Средние значения удельной электроэнергии до внедрения СУ, кВт-час/т 58,2 77,8 40,3 53,4 23,7 40,9 46,5 26,3 24,9
Средние значения удельной электроэнергии после внедрения СУ, кВт-час/т 39,5 57,7 23,3 28,0 43,3 15,5 31,4 19,8 20,2 18,9
Изменение удельной электроэнергии, кВт-час/т -18,6 -20,0 -17,0 -25,4 19,6 -8,2 -9,5 -26,7 -6,1 -6,0
Изменение удельной электроэнергии, % -32,1 -25,7 -42 -48 83 -35 -23 -57 -23 -24
Время работы до установки СУ, час/сут. 12 6 16 12 12 18 24 24 24
Время работы после установки СУ, час/сут. 24 6 24 24 6 24 24 24 24 24
Примечание: Ячейки столбца скважины 20013 разделены на две ячейки. В левой ячейке приведены значения за первые четыре месяца испытаний, в правой - за последние два месяца испытаний
© Проблемы энергетики, 2011, № 9-10
Выводы
Разработанная АСУ, использующая ПУМ в электроприводе СШНУ, контролирует ускорение при пуске двигателя, уменьшая потребление электроэнергии, и регулирует скорость во время каждого цикла установки, сглаживая, таким образом, пики токов. В большинстве случаев система улучшает коэффициент мощности и поддерживает его значение близким к единице вне зависимости от нагрузки. СУ в конфигурации с фильтрами минимизирует возможные помехи.
Система позволяет поддерживать оптимальный уровень жидкости в скважине. За счет отсутствия ударных нагрузок (особенно в зимнее время в скважинах, работающих в периодическом режиме) на элементы оборудования станка-качалки увеличивается срок службы элементов скважины.
Время окупаемости СУ СШНУ может быть меньше 10-12 месяцев в зависимости от технологических характеристик скважины. Скважины с высокой производительностью, меняющимися условиями добычи и проблемами в сопровождении будут иметь минимальный срок окупаемости. Свою лепту в окупаемость вносят:
• снижение стоимости обслуживания;
• энергосбережение;
• увеличение ежедневной добычи.
Summary
The control system is described which was intended for the direct torque control in the alternated current induction motors of sucker rod pumps in oil production. The system is used in such oil wells where electric motor drives are subjected to fast changing loads caused by large gas content and influence of neighbor oil wells. The control system smoothes out the effects of fast changing loads and maintains the optimal liquid level in an oil well. The program improves the rod pump reliability, increases the life expectancy and minimizes the overall maintenance cost. Shock loadings in pumps are eliminated and the period of equipment service grows.
Keywords: control system, direct torque control, induction motors, sucker rod pumps, oil production
Литература
1. Aaltonten M., Tiitinen P., Laku J., Heikkillae S. Direct Torque Control of AC Motor Drives //ABB Review - 1995. - No. 3. - pp. 19-24.
2. Электроприводы переменного тока с частотным регулированием: учебник для студ. высш. учеб. заведений / Г.Г. Соколовский. М.: Издательский центр «Академия», 2006.
3. Rod pump control for ABB industrial drives / PD 15 REVA 2007.
Поступила в редакцию 10 октября 2011 г
Ахметгаряев Рамиль Танзилович - главный инженер ЗАО «ЭСТ Энергосервис», г. Набережные Челны, аспирант КГЭУ. Тел: 8-917-2783636. E-mail: akhramil@yandex.ru.
Андреев Николай Кузьмич - д-р техн. наук, проф., зав. кафедрой «Электропривод и автоматизация промышленных установок и технологических комплексов» (ЭПА) Казанского государственного энергетического университета (КГЭУ). Тел: 8 (843) 5-19-43-18, 8 (843) 5-19-23-19, 8-906-3207341. E-mail: аngeikandreev@gmail.com.
© Проблемы энергетики, 2011, № 9-10
104
