CC BY
1
Key words: cyber threat, ship system, cyber threat assessment, automated information system.
Kogtev Aleksey Valerevich, senior lecturer, xx. ww.zz@ya. ru, Russia, Saint Petersburg, Admiral Makarov State University of Maritime and Inland Shipping,
Katorin Yuriy Fedorovich, doctor of military sciences, professor, Russia, Saint Petersburg, Admiral Makarov State University of Maritime and Inland Shipping,
Gaskarov Vagiz Dilyaurovich, doctor of technical sciences, professor, Russia, Saint Petersburg, Admiral Makarov State University of Maritime and Inland Shipping,
Rydanov Anatoly Aleksandrovich, candidate of military sciences, docent, Russia, Saint Petersburg, Admiral Makarov State University of Maritime and Inland Shipping,
Bashmakov Aleksey Vasilevich, candidate of technical sciences, docent, Russia, Saint Petersburg, Admiral Makarov State University of Maritime and Inland Shipping
УДК 621.316.13
DOI: 10.24412/2071-6168-2024-8-587-588
РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМА УПРАВЛЕНИЯ АВТОМАТИЧЕСКОЙ ЧАСТОТНОЙ РАЗГРУЗКОЙ ДЛЯ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕДОБЫЧИ ПРИ ВОЗНИКНОВЕНИИ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЕ
В.В. Сушков, Р.Н. Хамитов, А.С. Мартьянов, В.Р. Сушкова, Н.Н. Самохина
В данной статье рассмотрен новый подход к управлению частотной разгрузкой для объектов нефтегазодобычи. Минимизации ущерба при возникновении аварийных ситуаций можно достигнуть рациональным ограничением нагрузки потребителей устройствами противоаварийной автоматики в распределительных сетях напряжением 0,4 - 35 кВ. Идея создания более гибкой системы разгрузки основана на комплексном подходе, который учитывает усточивоспособность технологии нефтегазодобычи при внезапных перерывах в электроснабжении; надежности и технического состояния системы электроснабжения; устойчивости электродвигательной нагрузки при снижении /увеличении частоты и питающего напряжения. С целью уменьшения многозадачности использования многокритериальной оптимизации при составлении списка очередности отключения выделенной нагрузки в рамках одной ступени использованы ранги по устойчивоспособности нефтепромысловых потребителей, надежности воздушных линий электропередач, устойчивости электродвигательной нагрузки. В основу алгоритма управления положена математическая модель сортировки больших массивов данных. Сортировка проводится по рангам и мощности потребителя на основе метода динамического программирования. Разработанный алгоритм управления частотной разгрузкой позволяет более точно формировать величину отключаемой нагрузки нефтепромысловых потребителей по каждой ступени и уменьшить потери в технологическом процессе добычи нефти и попутного нефтяного газа. Приведен пример расчета согласно разработанному алгоритму формирования списка очередности отключения для гипотетического нефтяного месторождения.
Ключевые слова: нефтепромысловые потребители, автоматическая частотная разгрузка (АЧР), ранги нефтепромысловых потребителей, дефицит активной мощности.
При эксплуатации электроэнергетических сетей возникают аварии, приводящие к дефициту активной мощности в энергосистеме, что влечет за собой снижение значения частоты, которое может привести к лавинообразному уменьшению мощности. Для предотвращения опасных снижений частоты повсеместно применяют устройства автоматического ограничения снижения частоты (АОСЧ), состоящие из специальной автоматики ограничения нагрузки (САОН) и автоматической частотной разгрузки (АЧР), действие которых ведет к отключению потребителей, поэтому управление нагрузкой в таких случаях необходимо [9].
На нефтяных месторождения возможны два вида воздействия. В первом случае: управление нагрузкой производится на основе графиков ограничения потребления, т.е. потребители выполняют отключение потребителей [8] в случае, если заранее уведомляются о необходимости ограничить потреблении; во втором - отключение производится устройствами противоаварийной автоматики энергосистемы в рамках технологической и аварийной брони. При этом существует вероятность возможного развития аварийной ситуации в энергосистеме, что может привести к значительным экономическим потерям потребителя.
Традиционная АЧР не имеет определенного порядка для отключения потребителей (помимо их разделения по категориям надежности электроснабжения). В соответствии с ГОСТ 58367-2019 [6] в районах Крайнего Севера и местностях, приравненных к ним, большая доля электроприемников отнесена к первой категории по надежности электроснабжения, в том числе кусты добывающих скважин, дожимные насосные станции (ДНС), установки предварительного сброса воды (УПСВ), установки подготовки нефти (УПН) и др. Ко второй категории по надежности электроснабжения отнесены кустовые насосные станции (КНС), вахтовые жилые комплексы (ВЖК). Учитывая большую долю одной категории по надежности электроснабжения следует уточнить правило выбора электроприемников, попадающих под АЧР для нефтедобывающих предприятий.
587
Распределение нагрузок по технологическим процессам для нефтегазоконденсатного месторождения на Крайнем Севере и нефтяного месторождения Западной Сибири приведено на рисунках 1 и 2.
4%
Добыча
Подготовка и транспорт газа
Подготовка и транспорт нефти ППД
Рис. 1. Распределение электрических нагрузок нефтегазоконденсатного месторождения
5%
Добыча
Подготовка и транспорт нефти
ППД
Вспомогательные объекты
Рис. 2. Распределение электрических нагрузок нефтегазового месторождения по технологии
Анализ рисунков 1 и 2 показал, что основная доля нагрузки приходится на добычу нефти 39 и 61 % соответственно и систему поддержания пластового давления 15 и 21% соответственно.
Исследование проблемы управления нагрузкой при возникновении аварийной ситуации в энергосистеме [1,2] показало, что сокращение потерь возможно, если осуществлять аварийное управление в распределительной сети напряжением 0,4 - 35 кВ.
Анализ результатов теоретических работ по оптимизации ограничений нагрузки показал, что сложно осуществить поиск оптимального решения, т.к. они имеют ряд недостатков: подходы используемые в них требуют наличия единой автоматизированной системы управления, которая в настоящий момент отсутствует; решения основаны на поиске математически точного оптимального варианта управления нагрузкой по одному критерию, например, минимум ущерба от простоя технологического оборудования; не учитывается специфика отдельного производства (функционального и временного резервирования, издержки связанные с форсированием технологии для устранения простоя оборудования и т.д.).
Для управления нагрузкой при возникновении аварийных ситуаций в электроэнергетической системе необходимо учитывать особенности технологии добычи нефти и попутного нефтяного газа, потребляемую единичную мощность агрегатов, установок, что позволит с одной стороны уменьшить потери при работе противоаварийной автоматики, с другой достаточно быстро ликвидировать дефицит мощности [11]. Количество электроприемников объектов сбора и подготовки нефти, газа и воды и их мощность зависят от реализованной на месторождениях системы сбора и подготовки продукции скважин. В настоящее время практически на всех разрабатываемых нефтяных месторождениях применяется герметизированная система сбора.
На нефтедобывающих предприятиях потребители электроэнергии технологически связаны. Эти связи должны быть учтены при составлении списка отключаемых агрегатов. Так как производство поточное, то технологические звенья, стоящие впереди, по технологической цепочке за расчетный период должны передать количество нефти не большее, чем могут накопить в имеющихся резервуарах и передать следующему технологическому звену. Исходя из сказанного, в исходных данных должна быть представлена технологическая схема [13], в которой указаны маршруты добываемой нефти: какие насосные скважины технологически связаны с какими ДНС, в свою очередь ДНС с комплексными пунктами сбора (КПС) или центробежными насосами секционными (ЦНС) и с центральным товарным парком (ЦТП) (Рис. 3).
При формировании порядка отключений потребителей необходимо знать объем разгрузки по очередям срабатывания АЧР. Величина одной очереди определяется по известной формуле [3]
Рояк = (50 - /) ■ к
Рн
р.э.н.
нагр
5р
(1)
гдекрэн - регулирующий эффект нагрузки; Рнагр - мощность нагрузки системы при частоте равной 50 Гц; f - величина, до которой упало значение частоты.
Определение множества возможных комбинаций отключения j - го потребителя [14,16], которому присвоен ранг по надежности (в начале расчет проводится по значению минимального ранга min РГ]- и максимального значения мощности maxРщ ) и имеется время t0 - на минимальное время отключений не приводящее к потерям продукции (ущербу); тэ = тдеф (Тдеф - продолжительность дефицита мощности); i - ый набор присоединений (потребителей) к множеству возможных способов отключения, тогда условие отключений имеет вид:
твоз, = Fiвво I to;min РГ] ;max Рщ; ро ^ i) > т ■ (2)
В данном случае учитывается вероятность останова технологического процесса Р0 в случае T(lcej < t0 . Отключение любого набора присоединений для n - ой ступени очереди из множества возможных способов отключения Zjni е И] т.е. время Т меньше или равно t0 возможно для j - го потребителя [15,17], т.к. отключение
не вызовет потери продукции в предыдущих и последующих звеньях технологической цепи добычи нефти и попутного нефтяного газа. Дальнейший отбор потребителей на последующих (заключительных) ступенях ограничения мощности заключается в определении множества нежелательных (приводящих к значительному ущербу) способов
отключения j - го потребителя на время тэ = тдеф. i - ый набор присоединений Zjni принадлежащих к множеству нежелательных способов GJ, если соблюдается следующее условие:
Тпред = р.пред (t0; РГ]; РЩ; Nбр; Рбр ^ 1) > Тэ =Тд
(3)
То есть отключение любого набора присоединений нефтепромысловых потребителей из множества предельных способов отключения О3 на время Т являются нежелательными; в данном случае нарушение технологического процесса производства добычи, скорее всего, не избежать. Отключение набора присоединения из множества
предельных способов отключения О3 на время Т, допустимо только в случае нехватки мощности для ликвидации аварийной ситуации в энергосистеме.
В соответствии с предъявляемыми требованиями к устройствам АЧР [10] и общего подхода разработан алгоритм рационального распределения всей величины дефицита мощности Рдеф, возникающего в момент времени
длительностью тдеф между несколькими потребителями, за счет которых этот дефицит может быть ликвидирован.
Разработан алгоритм управления, который применяется при наличии больших информационных баз данных (ИБД) нефтепромысловых потребителей. В основу алгоритма управления положена математическая модель сортировки больших массивов данных. Существует достаточно много эффективных сортировки, которые основаны на принципах рекурсии, динамического программирования. В данной работе использован метод сортировки выборкой рангов по технологии, устойчивости электродвигательной нагрузки по частоте питающей сети и надежности воздушных линий (ВЛ) 6 и 35 кВ с учетом технологических связей и ограничений. Сортировка отключаемой очереди проводится по мощности и рангам (в сторону их увеличения) [12].
и
V!
а)
V V V А! Л V, A^ •Л ? v2
> <) ■X
б)
Рис 3. Упрощенная технологическая схема добычи, подготовки и транспорта нефти а и б варианты системы; Лц - кусты скважин; Лг - ДНС; Л2 - ЦПС; ¥г ¥2 - аварийные резервуары ДНС и ЦПС
589
Поясним в общем виде алгоритм на примере системы нефтедобычи. Каждый нефтепромысловый потребитель: кусты нефтяных скважин; КНС; ДНС и т.д. характеризуются величиной потребляемой мощности Р и рангом по надежности и устойчивоспособности технологии. В начале алгоритма принимаются во внимание потребители с наименьшим рангом и наибольшей мощностью, как правило к ним относятся кусты нефтяных скважин и электродвигатели КНС. Если отключаемой мощности недостаточно для снижения частоты в энергосистеме, то на последующих ступенях, необходимо учитывать мощность ДНС. При этом необходимо учитывать время 10, которое зависит от наличия свободного объема резервуара ДНС [7]. Если t > Тзап, то отключается оставшаяся в работе группа нефтяных скважин (НС). Следует принять во внимание, что ДНС являются входными для КПС (или ЦПС). В последнюю очередь отключаются ЦТП, которые является результирующим звеном технологического процесса.
Особенность предлагаемого алгоритма работы АЧР (Рис. 4) заключается в том, что выбор отключаемого фидера осуществляется с учётом влияния на устойчивоспособность технологии нефтегазодобычи при внезапных перерывах в электроснабжении; надежность и техническое состояние системы электроснабжения; устойчивость электродвигательной нагрузки при снижении / увеличении частоты и питающего напряжения в соответствии с предварительно определённым рангом.
Рис. 4. Алгоритм управления автоматической частотной разгрузкой для объектов нефтедобычи при возникновении аварийных ситуаций в электроэнергетической системе
Рассмотрим пример управления нагрузкой на конкретном нефтяном месторождении. Работу предлагаемого алгоритма АЧР можно разделить на два этапа:
а) 1 этап - настройка (калибровка) программного обеспечения;
б) 2 этап - реализация АЧР при снижении частоты ниже уставки.
На первом этапе анализируется схема электрической сети защищаемого объекта. Выделяются ветви (фидеры), на которые может выполняться действие на отключение по сигналу АЧР. Каждый фидер ранжируется по трём показателям (нефтедобыче, надежности, устойчивости) в соответствии с методикой [12], итоговый ранг фидера определяется суммированием трёх рангов с весовыми коэффициентами, при необходимости таковых или без них. Итоговый ранжированный и отсортированный список загружается оператором в систему АЧР (табл. 1). При изменении конфигурации сети предприятия первый этап выполняется заново с обновлением рангов.
Таблица 1
Структура таблицы настроек предлагаемого алгоритма АЧР
№ п/п ГО фидера Наименование фидера Тип Итоговый ранг* Р , МВт (формируется на этапе 2
1 ** ** ** Ш Р1
2 ** ** ** Я2 Р2
1 | ** 1 ** 1**1 1 Р1
* - Я<Я2<. . < Я. ** - задаётся пользователем, не влияет на расчет
На втором этапе реализуется АЧР [5]. Каждый заранее определённый период времени, например, 1 час, в таблице, загруженной в программу АЧР, обновляется активная мощность электроприемников, подключенных к фидеру, которая собирается по телемеханике с ячеек комплектных распределительных устройств (КРУ) (р ). При снижении частоты ниже заданной уставки в соответствии с формулой (1) определяется мощность, подлежащая отключению (Ротк ) [4]. Программа определяет перечень фидеров, которые будут отключены, при этом:
1) суммарная нагрузка фидеров должна быть больше или равна Ротк :
У Р > Р (4)
2) в первую очередь подлежат отключению электроприемники с более низкими рангами;
3) если отключения электроприемников самого низкого ранга недостаточно, чтобы выполнить условие (4), то поиск продолжается внутри следующего по порядку ранга;
4) приоритет на отключение внутри одного ранга принадлежит фидеру с наибольшей нагрузкой р .
Далее производится отключение фидеров по порядку с контролем частоты. При повышении частоты выше уставки дальнейшая работа АЧР прекращается.
Рассмотрим работу предлагаемой системы управления АЧР на примере нефтедобывающего предприятия
(Рис. 5).
Источником питания рассматриваемого нефтяного месторождения является энергосистема, подключение к энергосистеме выполнено на напряжении 110 кВ.
Основные электроприемники месторождения:
1) установка подготовки нефти (УПН);
2) дожимные компрессорные станции (ДНС): ДНС 1 и ДНС 2;
3) кустовые насосные станции (КНС): КНС 1, КНС 2, КНС 3;
4) кусты добывающих скважин, подключенные на напряжении 10 кВ к кустовым ПС 35/10 кВ;
5) кусты водозаборных скважин (ВЗ): ВЗ 1, ВЗ 2, ВЗ 3;
6) прочие объекты: вахтовый жилой комплекс (ВЖК), административно-жилой бытовой комплекс
(АБЖК).
Для распределения питания электроприемникам на напряжение 35 кВ предусмотрены три трансформаторные подстанций (ПС) 110 кВ, подключенные по ВЛ 110 кВ к энергосистеме:
1) ПС 110/35/10 кВ УПН мощностью 2x40 МВ-А.
2) ПС 110/35/10 кВ ДНС мощностью 2x25 МВ-А;
3) ПС 110/35/10 кВ КНС 1 2x25 МВ-А.
Объекты подготовки и транспорта нефти сосредоточены в районе УПН, к УПН также подключены ДНС 2, объекты добычи, поддержания пластового района начального этапа обустройства и ВЖК.
ПС 110/35/10 кВ КНС 1 обеспечивает питание добычу удалённого района месторождения, в том числе КНС 1 и ВЗ.
К ПС 110/35/10 кВ ДНС подключены ДНС 1, КНС и объекты добычи, в том числе и напряжении 10 кВ. Дистанционное отключение фидеров на данном месторождении возможно только на выключателях 35 и 10 кВ ПС 110/35/10 кВ. С учётом этого на подготовительном этапе (настройки) АЧР сформирована таблица 2 по рассматриваемому месторождению.
Таблица 2
№ п/п ГО фидера Наименование фидера Тип потребителя Р, МВт Итоговый ранг
1 274-290 ДНС - К10 1 Добыча 0,40 7
2 271-289 ДНС - К10 2 Добыча 0,40 8
3 12-19 КНС1 - К1 11 Добыча 1,34 9
4 273-267 ДНС-КНС2 1 КНС 3,46 9
5 398-479 УПН - ДНС 2 ДНС 5,35 10
6 395-478 УПН - ДНС 1 ДНС 5,19 10
7 15-17 КНС1- К1 1 Добыча 1,34 10
8 273-341 ДНС-К7 1 Добыча 1,34 10
9 270-268 ДНС-КНС2 2 КНС 3,46 10
10 273-277 ДНС-ДНС 1 ДНС 1,81 10
11 270-278 ДНС-ДНС 2 ДНС 1,81 10
12 399-417 УПН - КНС 1 КНС 2,95 10
13 396-416 УПН - КНС 2 КНС 2,95 10
14 274-294 ДНС - К10 3 Добыча 0,40 10
15 271-293 ДНС - К10 4 Добыча 0,40 10
16 395-400 УПН - УПН 1 УПН 1,81 11
17 398-401 УПН - УПН 1 УПН 1,81 11
18 399-427 УПН - УПН0 1 УПН 0,90 11
19 396-426 УПН - УПН0 2 УПН 0,90 11
20 16-82 КНС1 БКНС 1 КНС 2,95 12
21 13-81 КНС1 БКНС 2 КНС 2,95 12
22 12-123 КНС1-К3 2 Добыча 5,01 13
23 15-124 КНС1 - К3 1 Добыча 5,15 13
24 15-41 КНС1 - К2 1 Добыча 1,95 13
25 12-43 КНС1- К2 2 Добыча 1,95 13
26 270-342 ДНС - К7 2 Добыча 1,34 13
27 16-77 КНС1 ВЗ 1 Водозабор 0,71 13
28 13-78 КНС1 ВЗ 2 Водозабор 0,71 13
29 399-412 УПН - ВЗ 1 Водозабор 0,71 13
30 396-413 УПН - ВЗ 2 Водозабор 0,71 13
31 399-423 УПН - ВЖК 1 ВЖК 0,60 15
№ п/п ГО фидера Наименование фидера Тип потребителя P, МВт Итоговый ранг
32 396-422 УПН - ВЖК 2 ВЖК 0,60 15
33 271-297 ДНС - АБЖК АБЖК 0,40 15
34 274-298 ДНС - АБЖК АБЖК 0,40 15
ИТОГО 64,17 -
Рис. 5. Схема электроснабжения нефтяного месторождения
При снижении частоты до 45 Гц в соответствии с формулой (1) необходимо отключить 6,59 МВт нагрузки.
В соответствии с заданным алгоритмом формируется перечень фидеров на отключение
1) ДНС - К10_1, ДНС - К10_2 (кусты нефтяных скважин, подключенные на напряжении 10 кВ к ПС 110/35/10 кВ);
2) КНС1 - К1_2, КНС1 - К1_1 (оба фидера ПС 35/10 кВ «Кустовая 1», питающей объекты нефтедобычи);
3) ДНС - КНС2_1 (один ввод КНС 2).
Для восстановления частоты действием АЧР полностью будут отключены фидеры с минимальными рангами 7, 8, 9. В 10 ранге выбирается потребитель, мощности которого будет достаточно для выполнения условия £Р > Ротк. Общая мощность отключаемой нагрузки - 6,95 МВт.
При работе АЧР без специального алгоритма будут отключены оба ввода КНС 2 (суммарно 6,92 МВт), так как относятся ко второй категории по надежности электроснабжения.
Таким образом, разработан новый подход создания более гибкой системы разгрузки, который основан на комплексном подходе, учитывающем устойчивоспособность технологии нефтегазодобычи при внезапных перерывах
в электроснабжении; надежность и техническое состояние системы электроснабжения; устойчивость электродвигательной нагрузки при снижении / увеличении частоты и питающего напряжения. Разработанный алгоритм управления частотной разгрузкой позволяет более точно формировать величину отключаемой нагрузки нефтепромысловых потребителей. В основу алгоритма положена математическая модель сортировки больших массивов данных. Сортировка проводится по рангам и мощности потребителя на основе метода динамического программирования.
Список литературы
1. Static and Dinamic Under-freequency Load Shedding: A Comparison / A.A. Mohd Zin, H. Mohd Hafiz, W.K. Wong // International Conference on Power System Technology, POWERCON. Singapore. 2004. P. 941 - 945.
2. Under frequency load shedding scheme based on information sharing Technology / D. Bai, J. He, X. Yang, B. Kirby, D. Writer, L. Liu // CIRED: 22nd International Conference on Electricity Distribution. Stockholm. 2013. P. 1 - 4.
3. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебник для ВУЗов. М.: Высшая школа, 2007. 639 с.
4. Арестова А.Ю., Савенкова К.С. Создание программируемой автоматической частотной разгрузки на базе технологии SMART GRID /ФГБОУ ВО НГТУ // Автоматика и программная инженерия. 2016. № 2 (16). С. 9 -13.
5. Горькаева Е.Ю. Применение адаптивной автоматической частотной разгрузки в энергосистеме // Технические науки: теория и практика: материалы IV Международной научной конференции (г. Казань, ноябрь 2018 г.). Казань: Молодой ученый. 2018. С. 25 - 27.
6. ГОСТ Р 58367-2019. Национальный стандарт Российской Федерации. Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование" (утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 12.03.2019 N 82-ст).
7. Ибрагимов Г.З., Артемьев В.Н., Иванов А.И., Кононов В.М. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа. Учебное пособие. Москва: МГОУ, 2005. 243 с.
8. Об электроэнергетике: Федер. закон [принят Гос. Думой 21. 02. 2003] // № 35.
9. Павлов Г.М. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. 2-е изд. РАО «ЕЭС России» // Центр подготовки кадров энергетики (СЗФ АО «ГВЦ Энергетики»), 2002.
10. Рабинович Р.С. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энер-гоатомиздат, 1989. 352 с.
11. Стандарт организации ОАО «СО ЕЭС»: СТО 59012820.29.240.001-2010. Технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности (автоматическая частотная разгрузка). М., 2009. С. 11 - 15.
12. Сушков В.В, Сушкова В.Р., Самохина Н.Н. Ранжирование нефтепромысловых потребителей по приоритету отключений при возникновении дефицита активной мощности в энергосистеме с учетом возможного риска отказов электросетевого оборудования // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Электротехника, информационные технологии, системы управления. 2023. № 48. С. 175-199. DOI: 10.15593/2224-9397/2023.4.08.
13. Червонный Е.М. Построение схем электроснабжения предприятий и управление их режимами, обеспечивающие эффективное использование внутренних резервов производства при нарушениях энергоснабжения: автореф. дисс. на соиск. ученой степ. доктора техн. наук. Иркутск, 1982. 31 с.
14. Червонный Е.М., Шарыгин М.В. Участие потребителей в ликвидации аварийных дефицитов мощности в энергосистеме // Надёжность либерализованных систем энергетики. Новосибирск: Наука, 2004. 333 с.
15. Червонный Е.М., Шарыгин М.В. Частное решение задачи оптимального управления нагрузкой в условиях дефицитов мощности в энергосистеме // Тез. докл. XXI научно-технической конференции «Актуальные проблемы электроэнергетики». Н. Новгород. 2002. С. 33 - 35.
16. Шарыгин М.В. Использование математических моделей производственных систем для управления нагрузкой при ликвидации аварийных ситуаций в электроэнергетической системе // Вестник Нижегородского университета им. Н.И. Лобачевского. 2011. № 6-1. С. 193 - 199.
17. Шарыгин М.В. Критический анализ правил разработки и применения графиков ограничения потребления и временного отключения электрической энергии (мощности) // Межвузовский сборник научных трудов «Электрооборудование промышленных установок». Н. Новгород. 2002. С. 91 - 96.
Сушков Валерий Валентинович, д-р техн. наук, профессор, sushkovvv50@mail. ru, Россия, Нижневартовск, Нижневартовский государственный университет,
Хамитов Рустам Нуриманович, д-р техн. наук, профессор, [email protected], Россия, Тюмень, Тюменский индустриальный университет», Омск, Омский государственный технический университет,
Мартьянов Антон Сергеевич, канд. техн. наук, доцент, [email protected], Россия, Тюмень, Тюменский индустриальный университет,
Сушкова Виктория Романовна, аспирант, vikyantropova@yandex. ru, Россия, Тюмень, Тюменский индустриальный университет,
Самохина Наталья Николаевна, канд. философ. наук, доцент, [email protected], Россия, Нижневартовск, Нижневартовский государственный университет
DEVELOPMENT OF ALGORITHM FOR CONTROL OF AUTOMATIC FREQUENCY UNLOADING FOR OIL PRODUCTION FACILITIES IN CASE OF EMERGENCY SITUATIONS IN ELECTRIC POWER SYSTEM
V. V. Sushkov, R.N. Khamitov, A.S. Martyanov, V.R. Sushkova, N.N. Samokhina
593
This article describes a new approach to frequency unloading control for oil and gas production facilities. Minimization of damage in the event of emergency situations can be achieved by rational limitation of the load of consumers by emergency automation devices in distribution networks with a voltage of 0.4 - 35 kV. The idea of creating a more flexible unloading system is based on an integrated approach that takes into account the sustainability of oil and gas production technology in case of sudden power outages; reliability and technical condition of the power supply system; stability of electric motor load at decrease/increase of frequency and supply voltage. In order to reduce multitasking, the use of multi-criteria optimization when compiling a priority list of disconnection of the allocated load within one stage, ranks were used in terms of sustainability of oilfield consumers, reliability of overhead power lines, and stability of the electric motor load. The control algorithm is based on a mathematical model of sorting large amounts of data. Sorting is carried out by ranks and power of the consumer based on the dynamic programming method. The developed algorithm for frequency unloading control makes it possible to more accurately generate the value of the disconnected load of oil field consumers for each stage and reduce losses in the technological process of oil and associated petroleum gas production. An example of calculation is given according to the developed algorithm for generating a shutdown priority list for a hypothetical oil field.
Key words: oilfield consumers, automatic frequency unloading (AFU), ranks of oilfield consumers, active power
deficit.
Sushkov Valery Valentinovich, doctor of technical sciences, professor, sushkovvv50@mail. ru, Russia, Nizhnevartovsk, Nizhnevartovsk State University,
Khamitov Rustam Nurimanovich, doctor of technical sciences, professor, [email protected], Russia, Tyumen, Tyumen Industrial University, Omsk, Omsk State Technical University,
Martyanov Anton Sergeevich, candidate of technical sciences, docent, asmartianov@yandex. ru, Russia, Tyumen, Tyumen Industrial University,
Sushkova Victoria Romanovna, postgraduate, vikyantropova@yandex. ru, Russia, Tyumen, Tyumen Industrial
University,
Samokhina Natalya Nikolaevna, candidate of philosophy, docent, [email protected], Russia, Nizhnevartovsk, Nizhnevartovsk State University
УДК 004.8969
Б01: 10.24412/2071-6168-2024-8-594-595
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ НЕЧЕТКИХ АЛГОРИТМОВ В СИСТЕМЕ УПРАВЛЕНИЯ
КОМПЕНСИРУЮЩИМ УСТРОЙСТВОМ
А.В. Купова, А.В. Купов, В.А. Соловьев
Применение компенсирующих устройств в системах электроснабжения с искажающими электроприемниками позволяет повысить качество электроэнергии и пропускную способность системы. Однако, если электроприемник характеризуется как потребитель с резкопеременной нагрузкой, то скорости реакции компенсатора может оказаться недостаточно для своевременного устранения вносимых в сеть искажений. В данной работе в качестве альтернативы классическим методам управления рассматривается применение нечеткой логики в системе управления компенсирующего устройства.
Ключевые слова: нечеткая логика, компенсирующее устройство, система энергоснабжения с искажающим электроприемником
Современное развитие технологий предполагает повсеместное использование электрической энергии в жизни людей. Электроэнергия применяется для освещения помещений, в медицинских организациях, электроснабжения практически всех технологических процессов, функционирования общественного транспорта и т.п. Объединение систем, поставляющих электроэнергию к конечным потребителям, приводит к необходимости учитывать их взаимное влияние друг на друга, так как большинство современных электротехнических устройств, с одной стороны, являются устройствами, функционирование которых зависит от качества электроэнергии в электрических сетях, с другой стороны, характеризуются как искажающие электроприемники, которые оказывают негативное влияние на сети. Поэтому многие исследователи уделяют внимание таким насущным вопросам, как компенсация влияния искажающих электроприемников и повышение качества электроэнергии [1 - 4].
Влияние искажающих электроприемников на электрические сети проявляется в отклонениях напряжения, появлении фликера, несинусоидальности и несимметрии в сети. Указанные показатели нормируются в [5]. Если показатели качества электроэнергии выходят за пределы допустимых диапазонов, то применяют разные типы компенсирующих устройств для различных схем электроснабжения и типов электроустановок. Однако их применение не всегда позволяет выдержать заданные показатели качества и тем более добиться полной компенсации искажений, вносимых в сеть.
Особенно явно это проявляется в системах электроснабжения (СЭС) с электроустановками, которые характеризуются как «резкопеременная нагрузка». В качестве примера такой электроустановки можно привести дуговую сталеплавильную печь (ДСП). Частые изменения нагрузки в процессе ее работы обусловлены неустойчивым горением электрических дуг во время расплава металла, технологическими короткими замыканиями при погруже-
594
