Силовые трансформаторы в распредсетях нефтепромыслов

Опубликовано: 29 Август 2011

Силовые трансформаторы в распредсетях нефтепромыслов

В. М. Левин, ГОУ ВПО «Новосибирский государственный технический университет»

Эффективное развитие и устойчивое функционирование нефтедобывающего комплекса Западной Сибири во многом определяется надежностью электроснабжения потребителей всех уровней технологической цепи и всех классов номинального напряжения. Одним из ответственных узлов технологической цепи добычи и транспорта сырой нефти является технологическая площадка добычи нефти (ТПДН), как правило обслуживающая куст разрабатываемых скважин. Современная технология добычи нефти предусматривает использование специального оборудования – станков-«качалок» для ее подъема на поверхность. Ускоренные темпы разработки новых и реконструкции действующих скважин приводят к вводу в работу новых мощностей, повышению производительности добывающего оборудования, а следовательно объемов электропотребления. В последнее время широкое распространение в нефтедобыче получило такое специальное технологическое оборудование, как погружные электрические центробежные насосы (ЭЦН), приводом которых служат асинхронные электродвигатели с регулируемой частотой вращения ротора. Электроснабжение таких потребителей осуществляется от шин низкого напряжения силового трансформатора 6/0,4 кВ КТПНУ через кабельную вставку 0,4 кВ, станцию управления, регулирующую частоту электропривода для изменения производительности ЭЦН, повышающий трансформатор 0,4/3 кВ, специальный, расположенный в скважине коаксиальный высоковольтный кабель.
Частотно регулируемый электропривод является источником высших гармонических составляющих (ВГС) и приводит к искажению показателей качества электрической энергии (ПКЭ). Одна из проблем, обусловленных наличием ВГС в кривых тока и напряжения распределительной сети, – повышенный износ и ухудшение эксплуатационных характеристик электрооборудования, а также частые аварийные отказы звеньев технологической цепи, приводящие к росту материальных и финансовых потерь.
Разрешение указанной проблемы наряду с установкой в распределительных электрических сетях фильтров (компенсаторов) ВГС потребует организации регулярного периодического диагностирования электрооборудования совместно с обязательным контролем ПКЭ, а также оперативной коррекции режимов работы силовых трансформаторов (СТ) в соответствии с уровнем качества электроэнергии.
Совместный контроль эксплуатационных характеристик загруженных трансформаторов и ПКЭ позволяет, с одной стороны, выявить участки сети с устойчивым искажением гармонического фона, а с другой – определить загрузку оборудования и периодичность контроля, допустимые по условиям надежной эксплуатации.

На рис. 1 в качестве примера приведена термограмма нагрева верхних слоев масла трансформатора ТМ 400 – 6/0,4 кВ, вызванного искажением синусоидальности напряжения и тока. В данном случае температура верхних слоев масла трансформатора при нагрузке Iф = 200 А (/ном = 578 А) и температуре окружающей среды 25 °С возросла до 118,5 °С при предельной норме 95 °С.
Нагрев верхних слоев масла трансформатора - фото и термограмма
Рис. 1. Нагрев верхних слоев масла ТМ 400 6/0,4 кВ
На диаграмме рис. 2. изображен состав ВГС напряжения и тока, полученный в результате контроля ПКЭ. Из диаграммы видно, что 3, 7, 9, 11, 13-я гармоники по напряжению и току превышают свои предельно допустимые значения [1], что вызывает недопустимый перегрев трансформатора даже при загрузке 34 % от номинальной.
Для определения обоснованной периодичности диагностирования силовых трансформаторов
Рис. 2. Состав ВГС в кривых С/ф, /ф Для определения обоснованной периодичности диагностирования силовых трансформаторов 35/6 кВ в условиях эксплуатации применим подход [2] к моделированию эксплуатационных процессов в системе «СТ – ТОиР по состоянию» как марковских случайных процессов. При этом потоки однородных событий, переводящие систему из состояния в состояние, могут иметь в общем случае произвольное распределение fit) интервала времени между соседними событиями и протекать с интенсивностью λ. Для стационарных, ординарных потоков без последействия характерно показательное распределение с λ =

Пусть в процессе функционирования СТ из работоспособного состояния 1 с определенной периодичностью xd переводится в состояние 2 диагностирования, в котором за время Ί], с вероятностью qd может быть выявлен опасный дефект. Для устранения дефекта и восстановления работоспособности СТ будет переведен в состояние 4 предупредительного обслуживания, а затем, по истечении времени Тпо,- назад, в состояние 2, дня подтверждающего диагностирования продолжительностью Тк. В межконтрольный период СТ с параметром потока отказов ω0 может отказать и перейти в состояние 3 скрытого отказа, который будет обнаружен при очередном диагностировании в состоянии 5 аварийного восстановления и устранен за время ТаЬ (переход 5-2). Моделью указанных процессов являются граф состояний (рис. 3) с интенсивностями переходов из j-го в j-е состояние (λ,,) и система линейных алгебраических уравнений, матричный вид которой представлен выражением (1).

Рис. 3. Граф состояний

Оqd – вероятность дефектов; СТ – продолжительность диагностирования, предупредительного обслуживания, аварийного восстановления).
λР= 0,                                                               (1)
где λ – квадратная матрица интенсивностей переходов системы; Ρ – матрица-столбец стационарных вероятностей состояний. Численное решение системы уравнений (1) с учетом нормировочного условия   Σpi =1  позволяет
рассчитать такой показатель эксплуатационной надежности СТ, как вероятность безотказной работы, а также построить зависимости вида Pi(jd) при различных значениях некоторых параметров случайных процессов, например

ω0 (интенсивность старения) или                                  (интенсивность появления
дефектов износового характера). Следует отметить, что обоснованная величина эксплуатационного ресурса или наработки xd при этом должна выбираться из условия р\ -> max или рх > /л;|„ где р ,ю – минимально допустимое значение вероятности безотказной работы.
На рис. 4 представлены зависимости P\(xci), полученные по модели (1) для трансформатора ТМН 6300/35 со сроком эксплуатации 12 лет, у которого наблюдались недопустимые превышения коэффициента искажения синусоидальности напряжения (Κυ) по 5 и 11 гармоникам (см. таблицу).
Показатели качества электроэнергии

THD (К,,) коэффициент искажения синусоидальности напряжения

Значение, %

Гармоники напряжения, %

Фаза

Фактическое значение, %

Допустимое значение, %

Предельно- допустимое значение, %

3

5

7

9

11

13

А

5,7

5,0

8,0

Фактическое

0,41

5,75

0,81

0,27

2,29

0,67

В

6,2

5,0

8,0

Допустимое

1,5

4,0

3,0

0,5

2,0

2,0

С

5,5

5,0

8,0

 

 

 

 

 

 

 

Из приведенной зависимости следует, что искомая наработка τά, соответствующая максимальному значению рь при реализации стратегии ТОиР по состоянию изменяется в пределах от 0,5 до 1,5 года в зависимости от факторов, характеризующих интенсивность износовых процессов в СТ, таких, например, как загрузка, срок службы и условия эксплуатации.

Рис. 4. Зависимость Ρ^τ,) при изменении ω0

Таким образом, одной из главных особенностей, характеризующих условия эксплуатации силовых трансформаторов в распределительных сетях 6-35 кВ нефтепромыслов, является наличие ВГС токов и напряжений, источником которых служит частотно-регулируемый электропривод. Отрицательное влияние ВГС токов и напряжений проявляется прежде всего в виде перегрева токоведущих элементов конструкции СТ и их изоляции, что существенно ухудшает эксплуатационные характеристики оборудования.
Для обеспечения надежного функционирования СТ в распределительных электрических сетях нефтепромыслов необходима организация периодического диагностирования совместно с обязательным контролем ПКЭ. Контроль ПКЭ позволяет, с одной стороны, выявить участки сети с устойчивым искажением гармонического фона, с другой – определить загрузку СТ, допустимую по условиям надежной эксплуатации.
Периодичность диагностирования СТ в системе ТОиР по состоянию может быть рассчитана по модели (1) в зависимости от факторов, характеризующих интенсивность износовых процессов, например, таких, как загрузка, срок службы и условия эксплуатации.

  1. ГОСТ 13109-97. Межгосударственный стандарт. Минск, 1997.
  2. Левин В. М. Оценка эффективности обслуживания оборудования электрических сетей по фактическому состоянию // Современные энергетические системы и комплексы и управление ими : материалы VI Междунарной науч.-практ. конф., г. Новочеркасск, 2006 г. Ч. 1. С. 35-42. Новочеркасск, 2006.

Ещё по теме:

Оставить отзыв