Информационный портал  "TRANSFORMаторы"

Моделирование тепловых процессов и диагностирование силовых трансформаторов систем электроснабжения нефтяных месторожденийв
 

Моделирование тепловых процессов и диагностирование силовых трансформаторов систем электроснабжения нефтяных месторождений

Сушков В.В., Зябкин А.А.

 

 

Представлен метод диагностирования добавочных потерь в силовых трансформаторах, питающих погружные двигатели, предназначенные для привода центробежных насосов нефтяных скважин.

 

Ключевые слова: силовые трансформаторы погружных электроцентробежных насосов, погружные двигатели, высшие гармоники, добавочные потери, перегрев, дефекты в си­ловых трансформаторах.

 

В состав электрических сетей крупнейших газодобывающих компаний (ОАО «НК "Рос­нефть"», ОАО «НК "ЛУКОЙЛ"», ОАО «НГК "Славнефть"», ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО «НК "ТНК-BP холдинг"», ОАО "Газпром- нефть", ОАО «НК "Русснефть"» и др.) вхо­дит огромное количество силовых трансфор­маторов (СТ) различных классов напряжения, от состояния которых зависит надежность подачи электроэнергии нефтепромысловым потребителям. В таблице показано распреде­ление по мощности, применяемым типам, месту установки и классу напряжения СТ в энергохозяйстве типового нефтегазодобываю­щего предприятия. Выход из строя СТ обу­словливает значительный ущерб, в основном связанный с большими потерями нефти вслед­ствие нарушения технологического процесса. При этом из-за отказов трансформаторов, вы­званных короткими замыканиями, снижается электро- и пожаробезопасность в электроус­тановках.

В настоящее время разработано и аппаратно реализовано множество систем защи­ты, диагностики и мониторинга состояния высоковольтных силовых трансформаторов 110кВ и выше. Экономический эффект от их использования обусловлен предупреждени­ем аварийного выхода из строя оборудования и переходом от планово-предупредительных ремонтов к ремонтам по состоянию. Вместе с тем применение подобных систем для трансформаторов напряжением 6(10) кВ в ряде случаев экономически не оправданно. В то же время эксплуатация большого числа этих трансформаторов на нефтеперерабаты­вающих предприятиях требует значительных расходов на обслуживание и ремонты, при­чем отсутствие их резервирования может привести к длительному простою погружных насосов, а следовательно, к значительному ущербу из-за потерь нефти.

Исследованию дефектов в силовых транс­форматорах 35 кВ и выше, а также причин их возникновения посвящен ряд работ [1, 2], в то время как повреждения силовых транс­форматоров напряжением 6(10) кВ, в частно­сти, скважинных трансформаторов, анализи­ровались редко. Для сбора информации о дефектах в трансформаторах ТМПН были разработаны опросные листы и переданы в сервисные компании, обслуживающие нефте­промысловое электрооборудование, для за­полнения специалистами. Анализ полученных количественных данных и экспертных оценок показал, что большая часть дефектов связана с нарушением целостности конструкции транс­форматоров (нарушением герметичности уплотнительных элементов бака — до 100 % этой группы) и работоспособности устройств переключения отпаек (нарушением контакт­ного соединения — до 50 %). В большинстве случаев появление этих дефектов не приво­дит к отказам. Наибольшее число отказов возникает в результате развития дефектов главной и продольной изоляции — в систе­мах обмоток и вводов. Наиболее часто реги­стрируемые дефекты в этих системах — на­рушение изоляции (до 90 % этой группы) и обрывы токопроводов (до 10 %).

Показатель

Трансформаторы

силовые высоковольтные

cиловые распределительные

силовые специальные для погружных насосов

Класс напряжения, кВ

220- 110

35

6(10)

0,4(6)

Доля от общего числа в энергохозяйстве, %

1

4

42

53

Мощность, кВ • А

10 000 - 80 000

100 - 25 000

25 - 2500

100 - 1600

Тип

ТД, ТДН, ТДТН, ТРДН

ТМН, ТМНП,ТРДН

ТМ(Г), ТМ(Г)Ф,ТМЗ, ТЕЗ, ТЛС

ТМПН(Г)

Место установки

Узловые распреде­лительные, главные понизительные, глу­бокого ввода под­станции, автоном­ные электростанции

Узловые распреде­лительные и глубо­кого ввода подстан­ции, автономные электростанции, собственные нужды

Распределитель­ные подстанции,

автономные электростанции, собственные ну­жды

Кусты нефтяных скважин

Эксперты отмечают, что значительная часть дефектов изоляции обмоток трансфор­маторов промышленной частоты связана с воздействием на нее добавочной теплоты, вызванной током повышенной частоты, по­требляемым вентильными двигателями, а также его высшими гармоническими состав­ляющими, генерируемыми нелинейной нагруз­кой и дискретными элементами промысловых устройств. Часто встречающейся причиной от­казов рассматриваемых трансформаторов вслед­ствие тепловой перегрузки являются межвитковые КЗ в обмотках. В подтверждение этого в ГОСТ 14209—97 [3] отмечено, что к основ­ным факторам, влияющим на срок службы трансформатора, относится температура раз­личных его частей. Причем особо опасны температуры выше 140 "С, при которых на­чинается выделение пузырьков газов и воз­можно их попадание в места с высокой электростатической напряженностью — об­мотки или соединения.

При номинальной частоте 50 Гц основную часть паспортных потерь составляют потери Джоуля — Ленца (на активном сопротивле­нии, близком по своему значению к сопро­тивлению постоянному току), а также потери на гистерезис и токи Фуко в магнитопроводе. Остальные потери являются добавочными и составляют несколько процентов от основ­ных. При протекании в трансформаторе то­ков с частотами выше номинальной добавоч­ные потери возрастают и способны оказать дополнительное тепловое воздействие на изо­ляцию обмоток. На основе анализа статисти­ческих данных о выходе из строя трансфор­маторов ТМПН вследствие межвитковых замыканий, вызванных недопустимыми пере­гревами при номинальных нагрузках, можно предположить, что перегрев связан с возник­новением добавочных потерь, обусловленных действием несинусоидальных токов повышен­ной частоты. При этом, как будет показано далее, критическая температура, способствую­щая образованию газовых включений в масле трансформатора, наблюдается при увеличе­нии потерь свыше 175 %.

Таким образом, отклонение потерь в пре­деле существенно выходит за границы сред­нестатистической погрешности, в связи с чем необходимо проведение исследования доба­вочных потерь в трансформаторах ТМПН. Тепловую модель трансформатора удобно представить в виде цепи, в которой тепловые параметры (теплота, температура, термиче­ское сопротивление и теплоемкость) заменя­ются эквивалентными электрическими (током, напряжением, сопротивлением и емкостью соответственно). Такой подход называют тер­моэлектрическими аналогиями [4].

 

Список литературы

1. Ванин Б. В. О повреждениях силовых трансформа­торов напряжением 110 — 500 кВ в эксплуатации (http: //www.transform.ru/articles/html/06exploitation/ а000050.article).

2. Акопян Г. Е. Сви П. М., Смекалов В. В. Основные принципы системы технической диагностики маслонаполненного электрооборудования высокого на­пряжения. — Электрические станции, 1991, № 3.

3. ГОСТ 14209-97. Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов — Минск: Изд-во стандартов, 1998.

4. Киш Л. Нагрев и охлаждение трансформаторов / Пер. с венгерского М. А. Бики; под ред. Г. Е. Тарле. - М.: Энергия, 1980.

 

 

 
 
Полное содержание статьи Вы можете найти в первоисточнике
Источник:  ©  Сушков В.В., Зябкин А.А. Моделирование тепловых процессов и диагностирование силовых трансформаторов систем электроснабжения нефтяных месторождений. Промышленная энергетика , №  2,  2013.– С.39-42.
Материал размещен на www.transform.ru: 12.03.2013 г.
 

 

Перейти в форум для обсуждения

  ©  TRANSFORMаторы 2004—2010


Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика ??????????? ????