CC BY
2
УДК 658.5
DOI: 10.24412/2071-6168-2023-9-435-436
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПОДХОДА К РАСЧЕТУ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СЕТЯХ 0,4-10 КВ В УСЛОВИЯХ НЕДОСТАТОЧНОЙ ОСНАЩЕННОСТИ ПРИБОРАМИ УЧЕТА
Д.В. Сильнов, В.В. Семенов, Д.С. Архипов, С.Н. Петренко, А.Р. Гибадуллин, О.А. Гаврилова
На величину технологического расхода электроэнергии воздействует множество факторов: конфигурация схемы распределительных сетей в расчетный период и параметры ее элементов, схема линий электропередачи и характер подключения нагрузки, параметры режима сети, неполнота, неточность, неопределенность значительной части исходной информации, степень компенсации реактивной мощности, качество электроэнергии, фактическое состояние электрических сетей. При расчете технических потерь требуется максимальный учет факторов, влияющих на величину расхода электроэнергии. В данной статье представлена методика и результаты тестирования алгоритма для решения производственных задач, в части повышения точности расчета потребления электроэнергии и потерь энергии в распределительной сети, применительно для площадных объектов поддержания пластового давления (ППД) и подготовки и перекачки нефти (ППН) нефтяного месторождения. Методикой учитываются неопределенности параметров электроприемников, связанные с изменением режима работы, графика нагрузки, а также отсутствие приборов учета у части электроприемников. Разработанный подход используется с целью учета электроэнергии, планирования и нормирования потерь электроэнергии для распределительных электрических сетей нефтегазодобывающих предприятий, а также для оптимизации и устранения потерь электроэнергии в сетях на основе применения методологии Lean или бережливого производства. При этом, в качестве входных данных для расчетов могут использоваться технологические показатели, поступающие от автоматизированных систем управления механизированной добычи или рассчитанные с помощью цифровых двойников добывающих скважин с установками электроцентробежных насосов (ЭЦН) и штанговых глубинных насосов (ШГН). Материалы: база данных технологического оборудования, технологический режим и схема работы оборудования ППН, ППД. Методы: теоретические основы электротехники, методы математического моделирования, композиционная модель для расчета многофазного потока в элементах поверхностной инфраструктуры, методология Lean.
Ключевые слова: распределительные электрические сети, потери электроэнергии, технические потери электроэнергии, неполнота исходной информации, совершенствование процессов, Lean, бережливое производство.
Введение. На сегодняшний день одну из ключевых ролей в экономике России играет топливно-энергетический комплекс (ТЭК), который формирует более 25% ВВП страны. При этом нефтегазовый сектор, входящий в ТЭК, является основным источником пополнения федерального бюджета. Столь значимый сектор промышленности одновременно является и крупным потребителем электроэнергии (ЭЭ), затраты на которую влияют на стоимость добываемого сырья. Например, доля электроэнергии в эксплуатационных расходах на нефтяных промыслах составляет в среднем 37% [1]. В связи с этим, высокую важность имеет обеспечение эффективности использования ЭЭ во всех технологических процессах добычи нефти и газа.
Выполнение требований Федерального закона "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации" от 23.11.2009 Ш61-ФЗ создает необходимость создания и выполнения программы энергосбережения, а также проведения оперативных энергосберегающих мероприятий, которые необходимо корректно выбрать. Соответственно, требуется информация о потреблении ЭЭ во всех технологических процессах. В том числе, возможна ситуация, когда приборы учета устанавливаются только на вводах трансформаторных подстанций 6(10)/0,4 кВ. Это характерно для площадочных объектов, таких как пункты подготовки нефти, дожимные насосные станции и т.д. При этом, на одной подстанции могут быть подключены потребители ЭЭ, относящиеся к различным процессам.
В таком случае возникает проблема в корректном отнесении затрат ЭЭ на отдельные технологические процессы и, как следствие, в верном определении удельного расхода ЭЭ, в планировании потребления ЭЭ, а иногда и в оптимизации производственных процессов.
В рамках эксплуатации технологических установок существует необходимость в обеспечении энергетической эффективности, а также корректном планировании затрат ЭЭ. В том случае, если затраты ЭЭ распределены по технологическим процессам некорректно, то планирование на следующие периоды базируется на усредненных значениях, что влияет на точность планирования. Кроме того, при формировании программы энергосбережения необходимо определить режим работы и объем потерь ЭЭ, чтобы выбрать наиболее эффективные мероприятия и запланировать их оптимальную реализацию. Это обеспечит повышение энергоэффективности отдельного технологического процесса.
Объект и методы исследования. Для сокращения любых видов потерь и эффективного планирования производственной деятельности, необходимо применять оптимизированные технологические процессы, которые отвечают заявленным критериям эффективности и обеспечивают достижение требуемых результатов. Для преодоления такой проблемы и выработке наиболее эффективных решений, в том числе в сфере энергетики, можно применять элементы методологии Lean или так называемого бережливого производства.
Для осуществления структурной оптимизации вышеуказанных технологических процессов используются различные математические методы в зависимости от объекта и целей выполнения разработки - это типовые (табличные, перестановочные, сетевые) и специальные (сети Петри, искусственные нейронные сети, эйлеровы графы, граф-деревья и другие). Сегодня в условиях внедрения цифровизации и развития автоматизированных систем, в том числе автоматизированных систем технической подготовки производства, обычно требуется осуществление многокрите-
риальной оптимизации технологических процессов. Для их моделирования наиболее приспособлены сетевые модели. Сетевой метод является быстродействующим с точки зрения применения методологии бережливого производства, а именно с точки зрения сокращения различных видов потерь, в том числе энергетических и временных. Вместе с тем, в условиях реализации сложных технологических процессов, которыми являются технологические процессы в ТЭК, а также наличия большого числа критериев оптимизации, решение такой задачи становится весьма трудоёмким и требует больших затрат машинного времени для структурной оптимизации проектных технологических процессов на сложных сетевых технологических графах. Для решения задачи многокритериальной оптимизации в проектах разработки энергосистемы месторождения с точки зрения бережливого производства приоритетным критерием является фондо- и ресурсосбережение, так как бережливое производство или методология Lean предполагает сокращение затрат и потерь различных видов ресурсов при создании инфраструктуры месторождений. Для оптимизации технологических процессов и разработки фондо- и ресурсосберегающих технологий сегодня могут быть использованы или разработаны специальные методы оптимизации, которые основаны на интеллектуализации решений прикладных задач и применении усовершенствованных моделей.
Несмотря на то, что основными потребителями электроэнергии на нефтяных месторождениях являются объекты механизированной добычи, оборудование ППД и система ППН формируют значительную долю электропотребления. При этом, система ППД обеспечивает эффективную эксплуатацию месторождения и влияет на добычу жидкости, а система ППН обеспечивает прием сырой нефти, сепарацию нефти от газа, обезвоживания, обессолива-ния, т.е. доведения ее до товарной нефти согласно требованиям перекачки нефти через узлы учета в систему магистральных нефтепроводов.
Установленные силовые агрегаты дожимных насосных станций, как одни из основных структурных элементов, во многом задают эксплуатационные возможности и технический уровень системы ППН в целом, а также существенно определяют энергетические и экономические показатели ее работы, что важно с точки зрения ресурсосбережения. Аналогично насосы ППД формируют технологические свойства и характер потребления электрической энергии всей системы поддержания пластового давления.
Для решения такой задачи разрабатывается модель энергосистемы месторождения и набор алгоритмов, которые, в зависимости от вида технологических процессов и от уровня оснащенности приборами учета (наличия входных данных), используют различные подходы для расчета и распределения потребления ЭЭ. Ключевой особенностью такого подхода является использование моделей технологических процессов, как единого целого, с передачей замеренных или рассчитанных данных от одной модели к другой.
С точки зрения бережливого производства это может рассматриваться как подход, который использует так называемые каскадные методы решения. Такие методы применяются тогда, когда необходимо искать решение необходимо последовательно, то есть по схеме каскада, решать каждое из дифференциальных уравнений, находить каждую из неизвестных поочередно, передавая полученные результаты из одной модели в последующую.
В этом случае, распределение электроэнергии может выполняться на основе расчетных значений, для получения которых необходимы сведения о технологических параметрах работы оборудования: об объемах жидкости или газа, прошедших через конкретную установку. Однако, не всегда установка приборов учета или измерительных устройств целесообразна или возможна. Так для площадки подготовки нефти возможна ситуация, когда приборы учета ЭЭ установлены только на вводе трансформаторных подстанций, что не обеспечивает требуемый уровень детализации потребления ЭЭ, что влияет на качество работы аналитических программных продуктов и, как следствие, снижает качество принимаемых управленческих решений.
Таким образом, набор данных, полученных от измерительных систем механизированного фонда, с учетом данных полученных расчетным способом, поступает на вход групповой модели компонентов поверхностного обустройства, учитывающей линейную часть системы сбора пластовой продукции, систему подготовки, линейную часть системы ППД. Групповая модель позволяет выполнять расчеты технологических режимов работы оборудования на основании входных данных.
Для выполнения расчетов реализуется алгоритм, представленный на рис. 1:
1) в модель энергосистемы вносятся данные о добыче жидкости из отчетных информационных систем (ИС), систем телемеханики и расчетных сервисов, таких как цифровой двойник УЭЦН [2];
2) передача входных данных в групповую модель поверхностного обустройства и запуск расчетов технологических параметров;
3) расчет потребления ЭЭ и распределение по технологическим установкам в соответствии с вносимыми паспортными характеристиками оборудования;
4) выполнение расчетов с использованием расчетных программных комплексов и передача результатов расчета в модуль «Энергосбережение актива».
Для запуска расчета модели требуется подать на вход модели поверхностного обустройства информацию о фактическом или планируемом дебете добывающих скважин, а также информацию об обводнённости для каждой скважины. Также требуется внесение результатов измерений, полученных с реальных измерительных приборов (таких как манометры, расходомеры и т.д.), установленных на оборудовании ППН, ППД, трубопроводах, либо результаты расчетов, выполненных по паспортным данным установленного оборудования. На основании этой информации в модели будут рассчитаны объемы жидкости в каждом узле и аппарате.
Модель учитывает линейные части трубопроводных систем сбора и поддержания пластового давления, площадочный объект подготовки, включая динамическое, емкостное и сепарационное оборудование. В точках, где происходит разделение или объединение потоков предусматриваются условные объекты «делитель» и «сумматор», для которых возможно задавать пропорцию разделения или объединения потоков. Данный параметр позволяет регулировать долю объема жидкости, нефти или газа, направляемую в ветку конкретного оборудования.
Таким образом, входными данными для проведения расчетов является выгрузка данных, содержащая параметры:
- номер скважины,
- дата,
- дебит нефти, т/сут.,
- дебит жидкости, т/сут.,
- температура, °С,
- давление линейное (Рлин), МПа,
- дебит газа, м3/сут,
- давление в емкостях и сепараторах, МПа,
- температура в сепараторах, °С,
- давление на приеме и на выходе насосов, компрессоров, МПа,
- расходы на насосных агрегатах, т/сут. или м3/сут.
Энергобаланс актива
Модель и алгоритмы расчета энергосистемы месторождения
Паспортные
характеристики оборудования
Паспортные характеристики
измерительных приборов
Инициация расчета, передача входных данных
Результаты расчетов
Групповая модель компонентов поверхностного обустройства поверхности
Технологическая модель в программных комплексах
Рис. 1. Блок-схема взаимодействия кейсов
Для формирования системы подготовки необходимо определить, какие из технологических установок работали в течение рассматриваемого периода и сколько по времени они работали. Учитывая технологический режим работы оборудования, можно определить расчетное количество жидкости или газа, прошедшее через установку за расчетный период.
В случае, если на площадке установки подготовки нефти присутствует разветвление потока жидкости или газа на две технологические установки, то необходимо определить свойства сумматора потока и делителя потока (рис. 2, 3). При этом, необходимо учесть или показания локальных средств измерения (СИ) (например, расходомер каждой установки), или паспортные характеристики установок и время работы каждой установки.
йк
Ь? Л^шч и VI
уммкр ПОГОС1 С
Дг^кн.й
№
потои.бЗ
Рис. 2. Пример разделения потоков на две установки: 1 - с установленными СИ; 2 - без установленных СИ
Если имеются локальные средства измерения (рис. 2, 1), то распределение жидкости в модели выполняется пропорционально:
Выход. = ^уста"овки-'--100%, (1)
' те ■
/ ■ 1 Х- установки _1
где «Выход» - процент жидкости или газа, направляемых на соответствующую установку; Q - расход жидкости на технологической установке.
Если средства измерения отсутствуют (рис. 2, 2), следует учитывать паспортную производительность
установок:
еустановки _■ ^установки _■ &паспорт_установки _■' (2)
где ¿установки - время работы соответствующей установки.
Полученные в формуле 2 значения подставляются в формулу 1.
Получив в модели результаты расчета технологических параметров работы каждой установки, необходимо перейти к расчету энергопотребления каждой из установок.
При этом, основным потребителем ЭЭ для систем ППН и ППД являются насосные установки, потребляемая мощность которых зависит от режима работы.
Р#дасгор свойств •
•р
К* )**<«■*«
Ч*слоГ1
»«¿'ОД»*« Г>0то«
г
Процент 1 Ы1С4» Првч»"* 2 ЫКОА» м.соо
> Скости
■р Уело*«
Дмлте* Б-»р
' С
Р*с*од иге
Р*оод ИГС (^(ом -Рх»од ИГС Расход ИГС Объем**;» р*оюд Об А р*скод
06ьеин**Д р*ООД цц ОФм««*^ рФООД г«-06м«««Д ДО ■ ОД ООк»,
Об>«ич»г.Э р*оод «о-. МдссоффД ркюд «од Коадпо-^ент^Л сосгде См^стм Осложнен*»
вно Вы» Вм
Параметр
^ Условия
Давление, Бар Температура, ° С Расход НГС {Объемный,... Расход НГС (Массовый),... Расход НГС (Мольный),... Расход НГС (Объемный,... Объемный расход нефт... Объемный расход нефт... Объемный расход газа,... Объемный расход газа... Объемный расход воды.--Объемный расход воды... Массовый расход воды,...
Входной
Выходной
2,0766 90,077
29,585 29,585
0,05776 0,05745
0,000578 0,000578
0,006860 0,006860
0,05736 0,05736
0,05776 0,05745
0,05752 0,05752
0,00 0,00
0,00 0,00
1 397,6 1 897,6
0,00 0,00
24,089 24,089
Рис. 3. Пример пропорционального разделения потока на делителе
Рис. 4. Пример результатов расчета для насосной установки
Зависимость мощности на валу и коэффициента полезного действия (КПД) насоса от подачи, при номинальной частоте вращения, приводится в паспортных данных насоса в виде графических зависимостей мощности и КПД от подачи N = / (О ), л = / (О ) соответственно Г31.
нас Л ^-х^нас; 'нас Л ^¿--нас ■> Л
Значение электроэнергии, потребляемой насосной установкой (Жуст_нас, кВтч), определяется по данным подачи насоса Онас:
Ыпас т (3)
Ж
У У V
Т
л д л
I эл.д I п
где N - мощность на валу насоса, кВт; лшд - КПД электродвигателя; лп - КПД передачи. КПД механической передачи при непосредственной установке насоса на вал двигателя г]п = 1; Тр - время работы, ч. Если привод насоса осуществляется через клиноременную передачу, то лп = 0,94^0,96 (зависит от типа, типоразмера, частоты вращения и передаточного числа клиноременной передачи). При редукторном приводе лп = 0,87^0,98 (зависит от типа, типоразмера, частоты вращения и передаточного числа редуктора).
Значение электроэнергии, потребляемой насосной установкой, при отсутствии характеристик насоса = /(О,шс) , определяется по формуле:
" " " " (4)
ж =Р'8'Н'Онас Т Ж нас 3,6-106 • л
' / уст
л =л л л ,
I уст I эл.д 'и I нас
(5)
где р - плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3; 8 - ускорение свободного падения, м/с2; Онас - подача насоса, м3/с; Н - напор, развиваемый насосом, м.
При условии, если скорости жидкости в нагнетательном трубопроводе и во всасывающем трубопроводах близки, а расстояние между точками измерения давления мало, то напор, развиваемый насосом, определяется по формуле:
Р Р (6)
Н =
Р^ 8
где рвхоД - давление на входе насоса.
Для компрессорной установки расчет потребления электроэнергии проводится по формуле:
О - А
1000•л д •л •л
' эл.д / к ' п
-• Тр
(7)
где Qку - производительность компрессора, м3/с; А - работа, затрачиваемая на сжатие 1 м3 газа до требуемого давления, Дж/м3; г] - КПД компрессора.
Таким образом, устанавливается связь между технологическими параметрами и энергопотреблением отдельной установки. Однако, необходимо откалибровать расчетную модель, в соответствии с результатами измерений, полученными с помощью приборов учета. Для этого используется модель системы энергоснабжения, при составлении которой, подсчитывается количество узлов, ветвей, выделяются опорные генераторные узлы, балансирующий узел, ветви линий, трансформаторов. Далее выполняется расчет проводимостей ветвей и узлов, формируются матрицы проводимостей в виде связных списков, выполняется перенумерация узлов электрической сети и определяются ранги исходной схемы. Модель сети учитывает характеристики кабельных линий и энергопотребителей, что позволяет определить потери в сети, а в последствии, применяя вышеуказанные расчеты, и зная, где образуются потери, по возможности их устранить, что очень важно с точки зрения эффективности и применения бережливых технологий. Результатом моделирования и расчета режима электрической сети является значение электрической энергии в узле установки прибора учета, затраченной на совершение полезной работы потребителями и на потери в элементах сети, а также возможности оптимизации разработанных моделей.
Результаты применения модели на реальных данных. Для экспериментальной проверки и верификации данной методики был проведен расчет энергопотребления для отходящей линии трансформатора собственных нужд (ТСН) ТП блочной кустовой насосной станции (ТСН БКНС) за сутки. Результаты расчета сравнивались с имеющимися замерами потребляемой ЭЭ. Электрическая схема подключенных потребителей ТП (ТСН БКНС) приведена на рис. 5.
Рис. 5. Электрическая схема ТП ТСН БКНС
Значения электроэнергии, потребляемой насосом Н-1, при отсутствии приборов учета ЭЭ, определяется: Wrn = П • П • Лт = 0,663 • 1 • 0,6 = 0,398;
р = Qнaс • (Лыход -Рвход) = 169,213 • (0,664•IQ6 -0,108•lO6) = 65 595, кВт; (н-1) 3,6-106 •п 3,6-106 • 0,398 ,
* 'нас. уст ' '
WH-l = Рн-1 • Tp = 65,595 • 24 = 1574,272, кВтч.
Расчет для остальных насосов выполняется аналогично, результат расчета приведен в табл. 1. Питание электродвигателя насоса Н-1 на участке от РЩ до насоса выполнено кабелем типа ВБШв 5х35 мм2, длиной 20 м.
Расчет потерь электроэнергии в кабельной линии (КЛ) для насоса Н-1 [3]:
J 1 = г- рн-1 = 65,594 = 108,362, A; 1 н-1 V3 •U• cosр V3 • 0,38• 0,93
_н-1) = 3 • J(2,-1) • Rкл_н-1) • Tp = 3 • 108,3622 • 0,017 • 24 = 14,412 , кВтч, где Го — удельное активное сопротивление на 1 км кабеля, Ом/км. Для кабеля типа ВБШв 5х35 мм2, Го = 0,868, Ом/км; L-кл — длина кабеля, км.
Расчет потребления электроэнергии подключенными к ТП потребителями:
W = E\W +W + Y=WW кВт■ч,
'' тп.расч ¿—li=1г ' потр irr сн тт ¿—li=1ГГ кл 1
где ^Гпотр — потребление электроэнергии подключенными к ТП потребителями, кВтч; n — количество потребителей подключенных к ТП; тп — потребление электроэнергии собственными нуждами ТП, кВтч; ÄW^ — потери электроэнергии в КЛ 0,4 кВ, кВтч; m — количество КЛ.
Используя аналогичный подход, были произведены расчеты и анализ для отходящей линии распределительного устройства (РУ) 10/0,4 кВ, расположенной на площадке УПС. Результаты расчетов и измерений для различных дат и для двух отходящих линий приведены в табл. 2.
Отклонение значений потребляемой энергии, рассчитанных по представленной методике приведены в
табл. 3.
Таблица 1 Результаты расчетов потребления и потерь электроэнергии для отходящей линии ТСН БКНС за сутки
НаименованиеТП Наименование потребителей Расчетное потребление электроэнергии / потери в КЛ, кВтч
ТСН БКНС РЩ Ввод №1 БКНС - насос Н-1 - насос Н-2 1683,783/15,022 1574,272/14,412 109,511/0,610
Шкаф АИИС 16,800/0,004
Блок питания GSM - коммутатора 0,403/4-10"6
Блок питания преобразователя 0,403/4-10"6
Таблица 2
Результаты потребления электроэнергии в ТП РУ 10/0,4 кВ УПС (2 с.ш.) и ТСН БКНС_
Наименование ТП Показания прибора учета, кВтч Расчетное потребление электроэнергии, кВтч
за 19.09.20 за 20.09.20 за 19.09.20 за 20.09.20
РУ 10/0,4 кВ УПС (2 с.ш.) 1151 1135 1123 1115
ТСН БКНС 1734 1755 1716 1722
Таблица 3
Значения отклонений потребляемой энергии_
Наименование ТП Отклонение за 19.06.2019 Отклонение за 20.06.2019
ТСН БКНС 1,05 % 1,90 %
РУ УПС 2,43 % 3,13 %
Высокое значение величины отклонения обусловлено, в первую очередь, тем, что рассмотренный метод не учитывает потребление (потери) ЭЭ в системе собственных нужд насосов и компрессоров в распределительной сети 0,4 кВ. Кроме того, точность результатов, в значительной мере, обусловлена качеством исходных данных -полнотой информации о добываемой жидкости, наличию и качеству документации технологического оборудования. Потери электроэнергии в электрических сетях -важнейший показатель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния системы учета электроэнергии, эффективности деятельности энергоснабжающих организаций. Величина потерь свидетельствует о накапливающихся проблемах, которые требуют безотлагательных решений в области развития, реконструкции и технического перевооружения электрических сетей, совершенствования методов и средств их эксплуатации и управления, повышения точности учета электроэнергии. Все эти проблемы на уровне разработки проектных решений можно решить с помощью инструментов бережливого производства, ведь устранение различных видов потерь - одна из главных целей методологии Lean. Следует также отметить, что расчет и оценка потерь в электрических сетях является важным фактором (критерием) с точки зрения эффективности и ресурсосбережения, который необходимо обязательно учитывать при проектировании технологических процессов в ТЭК.
Итоги и выводы. Разработан алгоритм, использующий совместное применение технологической и электрической модели и позволяющий получить данные об энергопотреблении без применения специализированных устройств. При этом учитываются технологические процессы от механизированной добычи (скважин УЭЦН и ШГН) до подготовки нефти. Такой подход компенсирует недостаточную оснащенность измерительными приборами и, с одной стороны, обеспечивает повышение точности управления технологическими процессами, а с другой стороны, позволяет оптимизировать затраты на дооснащение измерительным оборудованием.
Предложенная методика расчета потребления электроэнергии для площадочных объектов реализована в виде расчетного ИТ-инструмента. С точки зрения решаемых производственных задач, программный инструмент направлен на корректное распределение потребленной электроэнергии, и позволяет выполнять прогнозирование энергопотребления как отдельными установками, так и технологическими процессами. Применение такого инструмента совместно с системами поддержки принятия решений позволит реализовать сценарные расчеты, подбирать оптимальные режимы работы установок для предполагаемых условий, что является частью предиктивного управления месторождением нефти.
Применение элементов методологии Lean и инструментов бережливого производства позволяют оценить эффективность реализуемых процессов, виды потерь в электрических сетях, разработать мероприятия по их устранению, а также разработать новые подходы к нормированию потерь электроэнергии в сетях, которые должны учитывать не только их техническую составляющую, но и систематическую составляющую погрешностей расчета потерь и системы учета электроэнергии.
Список литературы
1. Энергия добычи. Энергетическое обеспечение месторождений / А. Алексеев // «Сибирская нефть» №8/135, октябрь 2018. 50 с.
2. Пашали А.А., Колонских А.В., Халфин Р.С., Сильнов Д.В., Топольников А.С., Латыпов Б.М., Уразаков К.Р., Катермин А.В., Палагута А.А., Еникеев Р.М. Цифровой двойник скважины как инструмент цифровизации вывода скважин на режим в ПАО АНК «Башнефть» // Нефтяное хозяйство. 2021. № 3. С. 80-84.
3. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1989. 592 с.
4. Воротницкий В.Э., Железко Ю.С., Казанцев В.Н. и др. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем; под ред. В.Н. Казанцева. М.: Энергоатомиздат, 1983. 366 с.
5. Павлов К.Ф., Романков П.Г., Носков А.А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. Учебное пособие для вузов/Под ред. чл.-корр. АН СССР П.Г. Романкова. 10-е изд., перераб. и доп. Л.: Химия, 1987. 576 с.
6. РТМ 36.18.32.4-92. Проектирование электроустановок. Руководящий технический материал. Указания по расчету электрических нагрузок / ВНИПИ Тяжпромэлектропроект. М., 1993.
7. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций/ В. Э. Воротницкий, М. А. Калинкина, В. Н. Апряткин // «Энергосбережение», №3, 2000.
Сильнов Денис Владимирович, канд. техн. наук, главный менеджер, [email protected]. Россия, Уфа, ООО «РН-БашНИПИнефть»,
Семенов Василий Владимирович, канд. техн. наук, главный специалист, Россия, Уфа, ООО «РН-БашНИПИнефть»,
Архипов Дмитрий Сергеевич, главный специалист, Россия, Уфа, ООО «РН-БашНИПИнефть»,
Петренко Сергей Николаевич, заместитель генерального директора по поддержке бизнес-процессов, Россия, Уфа, ООО «РН-БашНИПИнефть»,
Гибадуллин Артур Рафаилевич, старший специалист, Россия, Уфа, ООО «РН-БашНИПИнефть»,
Гаврилова Оксана Александровна, канд. техн. наук, руководитель сектора по научной работе, Россия, Уфа, ООО «РН-БашНИПИнефть»
IMPROVING THE APPROACH OF CALCULATING ELECTRICITY LOSSES IN 0.4-10 KV NETWORKS WITHIN THE CONDITIONS OF INSUFFICIENT EQUIPMENT WITH METERING DEVICES
D.V. Silnov, V. V. Semenov, D.S. Arkhipov, S.N. Petrenko, A.R. Gibadullin, O.A. Gavrilova
The amount of technological electric power consumption is influenced by many factors: the configuration of the distribution systems scheme in the calculation period and the parameters of its elements, the scheme of the electric power transmission lines and the character of the load acceptance, the parameters of the system regime, incompleteness, inaccuracy, uncertainty of a significant part of the initial information, the degree of reactive power compensation, the quality of electric power, the actual state of electric power systems. The maximum consideration offactors affecting the amount of electric power consumption is required when calculating technical losses. This article presents the methodology and results of testing an algorithm for solving production problems in terms of improving the accuracy of calculating electricity consumption and energy losses in the distribution network for areal objects of formation-pressure maintenance and oil processing and pumping of oil field. The method takes into account the uncertainties in the parameters of current-using equipment associated with a change in the operating regime, load schedule and the lack of metering devices in some current-using equipment. The developed approach is used to account the electric power, planning and regulation of electric power losses for distribution electric systems of oil and gas production enterprises, and also to optimize and eliminate power losses in networks based on the application of Lean or lean manufacturing methodology. In this case, technological indicators coming from automated control systems for artificial lift or calculated using digital twins ofproduction wells of electric submersible pump and sucker rod pump units can be used as input data for calculations. Materials: technological equipment database, the technological mode and the scheme of oil processing and pumping and reservoir pressure maintenance systems equipment operation. Methods: electrical engineering theoretical foundations, mathematical modeling methods, the compositional model for calculating multiphase flow in surface infrastructure elements, Lean methodology.
Key words: electrical distribution systems, electric power losses, technical losses, initial information incompleteness, process improvement, Lean management.
Silnov Denis Vladimirovich, candidate of technical sciences, chief manager, [email protected], Russia, Ufa, LLC «RN-BashNIPIneft»,
Semenov Vasily Vladimirovich, candidate of technical sciences, chief specialist, Russia, Ufa, LLC «RN-BashNIPIneft»,
Arkhipov Dmitry Sergeevich, chief specialist, Russia, Ufa, LLC «RN-BashNIPIneft»,
Petrenko Sergey Nikolaevich, deputy CEO within business-process support, Russia, Ufa, LLC «RN-BashNIPIneft»,
Gibadullin Artur Rafailevich, senior specialist, Russia, Ufa, LLC LLC «RN-BashNIPIneft»,
Gavrilova Oksana Aleksandrovna, candidate of technical sciences, head of the scientific work sector, Russia, Ufa, LLC «RN-BashNIPIneft»,
