Исследование причин возникновения дефектов силовых трансформаторов, питающих установки погружных электроцентробежных насосов нефтяных скважин

3. Харламов, В. В. Методы и средства диагностирования технического состояния коллекторно-щеточного узла тяговых электродвигателей и других коллекторных машин постоянного тока : моногр. / В. В. Харламов // Омск : Омский гос. ун-т путей сообщения, 2002. — 233 с.

4. Стрельбицкий Э. К. Статистическая обработка профилограмм коллектора машин постоянного тока / Э. К. Стрель-бицкий, В. С. Стукач, А. Я. Цирулик // Известия Томского политехнического института. — 1966. — Т. 160. — С. 102— 105.

ДОЛГОВА Анна Владимировна, аспирантка кафедры «Электрические машины и общая электротехника».

Адрес для переписки: 644046, г. Омск, пр. Маркса, 35. Кафедра «Электрические машины и общая электротехника».

Статья поступила в редакцию 30.05.2012 г.

© А. В. Долгова

УДК 621.314.222.6:004.942 Н. Г. РОВКИНА

В. В. СУШКОВ А. А. ЗЯБКИН

Омский государственный технический университет

Филиал Тюменского государственного нефтегазового университета в г. Нижневартовске

Югорский государственный университет, г. Ханты-Мансийск

ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН ВОЗНИКНОВЕНИЯ ДЕФЕКТОВ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ, ПИТАЮЩИХ УСТАНОВКИ ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

В данной статье представлены результаты исследования дефектов и причин их возникновения в силовых трансформаторах, питающих погружные электроцентро-бежные насосы.

Ключевые слова: силовые трансформаторы, погружные электроцентробежные насосы, дефекты узлов трансформатора, причины возникновения дефектов, высшие гармоники, добавочные потери.

Западная Сибирь (ЗС) является лидером по доказанным запасам углеводородов, объемам добычи нефти, производству и потреблению электроэнергии в стране [1]. На территории ЗС ведется добыча углеводородов крупнейшими нефтегазодобывающими компаниями (НК) России: ОАО «НК «Роснефть», ОАО «НК «ЛУКОЙЛ», ОАО «НГК «Славнефть», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «НК «ТНК-ВР холдинг», ОАО «Газпромнефть», ОАО «НК «Русснефть» и др.

Подвод и распределение электрической энергии на нефтяных месторождениях Западной Сибири производится электрическими сетями напряжением 220, 110, 35, 20, 10(6) кВ. Силовые трансформаторы, являясь связующим звеном между источниками питания и потребителями, организуют многократную

(от 5 раз и более) трансформацию электрической энергии. При этом значительное число трансформаторов влияет на надежность подачи электроэнергии нефтепромысловым потребителям.

Например, в одном из крупнейших нефтедобывающих предприятий Югры, ООО «РН-Юганскнефтегаз», эксплуатируются электрические сети, в состав которых входят порядка 20 000 силовых трансформаторов различных классов напряжений и мощностей. Количество силовых трансформаторов напряжением 220 и 110 кВ, составляет менее 1% от общего числа эксплуатируемых на нефтяных месторождениях, силовых трансформаторов напряжением 35 кВ — 4%, силовых трансформаторов напряжением 6(10) кВ — 42%, скважных силовых трансформаторов типа ТМПН — 53%.

ОМСКИЙ НАУЧНЫЙ ВЕСТНИК № 3 (113) 2012 ЭЛЕКТРОТЕХНИКА. ЭНЕРГЕТИКА

ЭЛЕКТРОТЕХНИКА. ЭНЕРГЕТИКА ОМСКИЙ НАУЧНЫЙ ВЕСТНИК № 3 (113) 2012

Рис. 1. Распределение дефектов по частоте возникновения в различных узлах трансформатора типа ТМПН при продолжительной эксплуатации

Выход из строя силового трансформатора способен нанести значительный ущерб. В нефтегазодобывающих предприятиях (НГДП) этот ущерб в основном связан с нарушением технологического процесса и выходом из строя оборудования, что приводит к большим потерям нефти. При этом отказы трансформаторов, вызванные короткими замыканиями, снижают электро- и пожаробезопасность в электроустановках.

На сегодняшний день разработано и аппаратно реализовано множество систем защиты, диагностики и мониторинга состояния высоковольтных силовых трансформаторов 110 кВ и выше [2 — 4]. Экономический эффект от таких устройств определяется двумя составляющими: предупреждением аварийного выхода из строя оборудования и переходом от планово-предупредительных ремонтов, к ремонтам по состоянию. Очевидно, что использование подобных систем применительно к трансформаторам напряжением 6 (10) кВ в ряде случаев экономически не оправдано. В то же время, эксплуатация большого числа трансформаторов напряжением 6 (10) кВ в НГДП требует значительных расходов на обслуживание и ремонты, при этом отсутствие резервирования скважинных трансформаторов типа ТМПН может привести к значительному ущербу, поэтому актуальной является проблема исследования причин возникновения дефектов силовых трансформаторов и разработка подходов к диагностированию и защите силовых трансформаторов, питающих УЭЦН.

Исследованию дефектов в силовых трансформаторах 35 кВ и выше, а также причин их возникновения, посвящены работы [5, 6] при этом анализ повреждений силовых трансформаторов напряжением 6 (10) кВ и, в частности, скважных трансформаторов проводился частично.

С целью повышения эффективности работы, большинство НГДП Югры активно практикует аутсорсинг-передачу части производственных функций на обслуживание внешним компаниям, специализирующимся в соответствующих областях. Таким образом, нефтяное электрооборудование, включающее в себя скважные трансформаторы, станции управления погружными насосами, электронасосы передаются на обслуживание сервисным организациям, обеспечивающим настройку, ремонт и эксплуатацию электрооборудования. К примеру, обслуживание нефтедобывающего электрооборудования ООО «РН-Юганскнефтегаз» осуществляют ООО «ПК Борец», ООО «Юганск-Алнас-Сервис» и др., ОАО «ТНК-НИЖНЕВАРТОВСК» - Филиал «РИ-МЕРА-Сервис-Нижневартовск», ООО «Ойл Памп

Рис. 2. Распределение дефектов по частоте возникновения в различных узлах ТМПН на стадии ввода в эксплуатацию

Сервис» и др. Для сбора информации о дефектах в ТМПН были разработаны опросные листы и розданы для заполнения специалистами сервисных компаний. В тоже время проведенный до анкетирования опрос показал, что не все организации детально фиксируют потоки отказов и причины их возникновения. Для этого случая были использованы групповые экспертные оценки состояния силовых трансформаторов. Для последующего ранжирования воздействий и дефектов, в анкету помимо графы количественных оценок, дополнительно был введен лингвистический ряд: ОЧ — очень часто, Ч — часто, Р — редко, ОР — очень редко, Н — не фиксировалось, что позволило производить оценку состояния при отсутствии зарегистрированных количественных данных. Анкета была представлена в виде двух информационных блоков: листа дефектов и листа воздействий, повлекших возникновение дефектов. Для наглядности и обеспечения однозначности сортирования, дефекты были объединены в следующие группы по узлам скважного трансформатора: система обмоток (нарушение главной изоляции, нарушение продольной изоляции, нарушение геометрии обмоток и др.), система вводов (загрязнения, электрическая эрозия, механические повреждения и др.), система охлаждения и масляной изоляции (дефекты каналов, дефекты охладительных поверхностей и др.), система регулирования напряжения (механические дефекты, дефекты контактных соединений и др.), система магнитопровода (дефекты изоляции, распрессовка и др.), прочие дефекты (нарушения целостности конструкции, дефекты контрольно-измерительной аппаратуры и др.).

На основе статистического анализа групповых экспертных оценок, для основных воздействий и дефектов силовых трансформаторов определено распределение дефектов (рис. 1) по частоте возникновения в различных узлах ТМПН. Коэффициент конкордации для трансформатора типа ТМПН по своему значению больше W>0,5, что говорит о достаточно высокой степени согласованности мнений специалистов при распределении дефектов. Согласованность мнений экспертов проверялась по критерию х2 — Пирсона и F —критерию Фишера и соответствует уровню значимости а = 0,1.

Анализ полученной информации показывает, что чаще всего возникают дефекты, связанные с нарушением целостности конструкции и работоспособности устройств переключения отпаек. Наиболее часто регистрируемый дефект целостности — нарушение герметичности уплотнительных элементов бака (до 100% этой группы), устройств переключения — нарушение контактного соединения (до 50%

X

X

к

о

(9

X

<11

X

*

О

си

л

х

а

I-

ї

(и

0

X

л

У/э

Ум

Первичная обмотко

Ум V?1

_£

Уэ

уР

л

уг

-\иЬ

ЇЛ

-\иЬ

V?

{> ь

-и5

Уэ Ур г

Магнитная системо

£> ч

о

X

££

X * л г

1- ъ Уэ

X * о 1- У*

X

а

<и

I-

о

0

г

й)

1

к

Л

о

к

Уэ

У?

_£

о

X

о

о

Л

X

2

Г

<£)

X

О

о

о

£

Ур

Уэ

Уэ

V/?

/\

0-

о

о

г

ч

о

а

о

г

ч

о

(и

г

О

X

о

(и

а

(и

I-

о

X

Ур

1

Ур

V/?

01

<

о

л

о

а

0

I-

X

X

Ур

Уэ

Ї

ь Уэ -Ур

Уэ

V?

-Ур

V?

_£

Уэ

Ум

Ум

У?

Тепловые потери ТРОНСФОРМОТОРО

Вторичная обмотко

-К

-1/

_£

Уэ

Ур

1Т

Ур

-Уэ

V?

ь

-К

УІ

о

к

\/

X

а

01

I-

о

0

X

(и

1

к

7>

о

X

Уэ

У?

Ух

Уу

ІХ

ПреоБРазователь энергии Сумматор

I |^> Силовои конал энергии -----О- Конол энергии

Рис. 3. Структурная энергетическая схема трансформатора ТМПН

УЛИІЗ^ЗНЄ УЯИНХЗЮсіШУЄ

гюг(еи-) є ^ »инюза иічньаун ииюіліо

ЭЛЕКТРОТЕХНИКА. ЭНЕРГЕТИКА ОМСКИЙ НАУЧНЫЙ ВЕСТНИК № 3 (113) 2012

этой группы). Связано это, во-первых, с частым оперированием, определенным технологическим процессом, а во-вторых, с проблемой «недовключения», обусловленной несовершенством переключающих устройств, конструкция которых не предусматривает фиксацию положения. В большинстве случаев появление дефектов этих групп не приводит к отказу. Наибольшие потоки отказов скважных трансформаторов наблюдаются 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 токопро-водов (до 10% этой группы). Экспертами отмечено, что значительная часть дефектов изоляции обмоток трансформаторов промышленной частоты связана с воздействием на нее добавочного тепла, вызванного высокочастотным током, потребляемым вентильными насосами, а также высшим гармоническим составом сетевого напряжения НГДП, генерируемым нелинейной нагрузкой и дискретными элементами устройств. Часто встречающаяся причина отказа скважного трансформатора вследствие тепловой перегрузки — междувитковые короткие замыкания в обмотках. В подтверждение этому ГОСТ 14209-97 [7] отмечает, что одним из основных факторов, влияющих на срок службы трансформатора, является температура различных его частей. При этом особо опасно выделение пузырьков газов в местах с высокой электростатической напряженностью — обмотках или соединениях. Газовые включения могут накапливаться в картонной изоляции, образуя диэлектрические неоднородности пониженной прочности, которые, по-видимому, и приводят к вышеотме-ченным межвитковым замыканиям в обмотках.

На основании предоставленных сервисными компаниями данных, авторами произведен анализ дефектов в трансформаторах, выявленных при входном контроле или непродолжительной эксплуатации. Результаты представлены в виде диаграммы на рис. 2.

Дефекты, выявленные на указанных этапах жизненного цикла трансформаторов наглядно разбить на три группы: допущенные на стадии производства, во время транспортировки и в результате ошибок ввода в эксплуатацию. Большинство дефектов (основная часть повреждений бака и вводов) связано с нарушениями правил упаковки, транспортировки и погрузочно-разгрузочных работ: вмятины, пробоины, обрывы навесных узлов и элементов, нарушение герметичности сварочных швов, сколы изоляторов и др. В ходе неправильной транспортировки также возможны нарушения внутренних токоведущих соединений и механических креплений, приводящие к обрывам электрических цепей, нарушениям контакта, нарушениям изоляции. Значительная часть дефектов вызвана ошибками на стадии производства: применением не отбракованных дефектных материалов и узлов, а также нарушением технологического процесса выходных испытаний. К ним относятся нарушения контактов, обрывы токоведущих частей, дефекты изоляции и др. Возможно образование дефектов в трансформаторах в результате неправильной их эксплуатации: работа оборудования в режиме, превышающем номинальные параметры изделия, ошибки монтажа, нарушение правил обслуживания и др.

Как отмечено выше, в ходе исследования была выявлена причина возникновения дефектов в изоляции обмоток и их ускоренного старения — доба-

вочный нагрев узлов трансформатора вследствие воздействия высокочастотных токов. Для наглядности представления процессов в трансформаторе, рассмотрим его как систему, изображенную в виде структурной энергетической схемы [8] (рис. 3).

Условно разобьем потери вызывающие нагрев трансформатора на две группы: потери сопряженные с протеканием тока по обмоткам и потери сопряженные с действием основного магнитного потока. Первая группа включает в себя диэлектрические потери в изоляции, обусловленные взаимодействиями диполей в переменном электрическом поле, потери вызванные «скин-эффектом» и «эффектом близости», связанные с перераспределением токов в проводнике, потери в результате активных и активно-емкостных токов утечки и основные потери, называемые потери «Джоуля-Ленца». Вторая группа включает потери магнитной системы: потери на гистерезис, вызванные неоднородностью структуры магнитных материалов, потери на макротоки «Фуко», индуцируемые в массивных токопроводящих узлах трансформатора, потери на микротоки «Фуко», в магнитной стали, вызывающие потери «Джоуля-Ленца» и эффект вязкости, обуславливающий «вытеснение» основного магнитного потока.

При номинальной частоте 50 Гц, основную часть «паспортных» потерь составляют потери «Джоуля-Ленца», вызванные активным сопротивлением, близким по своему значению сопротивлению постоянному току, потери на гистерезис и токи «Фуко» в магнитопроводе. Остальные потери являются добавочными и представляют собой величину в несколько процентов основных. При протекании в трансформаторе токов с частотами выше номинальной, проявляются скрытые в нормальном режиме выше-отмеченные эффекты. Добавочные потери при этом возрастает и способны оказать дополнительное тепловое воздействие, опускание которого очевидно опасно.

На сегодняшний день проблему тепловых перегрузок ТМПН пытаются решать следующими путями: применением трансформаторов с верхним порогом рабочей частоты выше 50 Гц (35-70 Гц) [9], внедрением высокочастотных фильтров [10], применением трансформаторов, мощностью большей расчетного значения. Очевидно, что применение трансформаторов с расширенным диапазоном рабочих частот способно решить только часть проблемы, связанную с согласованием рабочих частот вентильного двигателя с параметрами ТМПН. При этом другая ее часть, генерация преобразователем высших гармоник частотами выше номинальных и их воздействие на ТМПН остается, и на сегодняшний день применением фильтров полностью не решается.

Известны специальные К-фактор [11] трансформаторы, отличаются от стандартных тем, что имеют добавочную теплоемкость, позволяющую выдержать нагревание, вызванное тепловым действием высших гармоник. Их система сконструирована с учетом сведения к минимуму потерь на вихревые токи. Очевидно, что в ближайшее время российские трансформаторостроительные предприятия разработают подобные устройства и сделают их доступнее, тем не менее сегодня эксплуатируется многотысячный парк трансформаторного оборудования, не выработавшего свой ресурс, и его замена явно неэффективна.

Выводы

1. Наиболее часто возникающие дефекты в ТМПН — нарушение герметичности бака и неис-

правности ПБВ (более 60% всех неисправностей), в большинстве случаев приводящие к постепенному отказу трансформатора в режиме работы.

2.Основная причина внезапных отказов скважных трансформаторов — дефекты изоляции вводов и обмоток (более 30% всех неисправностей).

З.Наиболее затратным является ремонт дефектов системы обмоток ТМПН, как правило, вызванный межвитковыми замыканиями.

4.Основной причиной развития дефектов в продольной изоляции является ее старение, вызванное воздействием температур — больших, предельно допустимых. При этом основная причина перегревов связана с действием высших гармонических составляющих тока.

5.Необходимо разработать систему контроля добавочных потерь в скважных трансформаторах, обеспечивающую предупреждение тепловых перегрузок устройств, не оснащенных средствами защиты по температуре.

Библиографический список

1. Официальный веб-сайт органов государственной власти Ханты-Мансийского автономного округа — Югры [Электронный ресурс] — Режим доступа: http://www.admhmao.ru/ economic/prom/elekener.htm (дата обращения: 27.05.2010).

2. Хренников, А. Ю. «On-line» система защиты и мониторинга механического состояния обмоток силовых трансформаторов и реакторов / А. Ю. Хренников // Вестн. Самарского гос. техн. ун-та. Сер. Технические науки. — 2007. — № 2(20). — С. 158- 163.

3. Русов, В. А. Системы диагностического мониторинга силовых трансформаторов / В. А. Русов // Электро. — 2009. — № 6.— С. 35 — 37.

4. Игнатьев, Е. Б. Оценка состояния электрооборудования на основе программного комплекса «Диагностика+» в режиме on-line [Электронный ресурс] / Е. Б. Игнатьев, Е. Ю. Комков, Г. В. Попов // Электротехника 2010 : сб. докл. VIII Симпозиума. — М. : ВЭИ, 2005. — Режим доступа: http://www.transform.ru/ paper.shtml?doc = 586 (дата обращения: 20.04.2012).

5. О повреждениях силовых трансформаторов напряжением 110—500 кВ в эксплуатации [Электронный ресурс] / Б. В. Ванин [и др.]. — Режим доступа: http://http://www.transform.ru/

articles/html/06exploitation/a000050.article (дата обращения: 15.03.2012).

6. Акопян, Г. Е. Основные принципы системы технической диагностики маслонаполненного электрооборудования высокого напряжения / Г. Е. Акопян, П. М. Сви, В. В. Смекалов // Электрические станции. — 1991. — № 3. — С. 67—71.

7. ГОСТ 14209-97. Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов. — Взамен ГОСТ 14209-85. — Введ. 2002.01.01. — Минск : Изд-во стандартов, 1998. — 82 с.

8. Ковалёв, В. З. Математическое моделирование электротехнических комплексов нефтегазодобычи в задачах энергоснабжения / В. З. Ковалёв, Г. В. Мальгин, О. В. Архипова : моногр. — Ханты-Мансийск : Полиграфист, 2008. —222 с.

9. Электротехника низкого напряжения. Трансформаторы трехфазные силовые масляные / Каталог продукции ООО «Управляющая компания «Электрощит»-Самара». — Вып. 6. — Самара, 2010. — 60 с.

10. Электрон. Нефтепромысловое оборудование, системы управления [Электронный ресурс] / Каталог продукции ЗАО «Электрон». — Режим доступа: http:// http://www.transform. ru/articles/html/06exploitation/a000050.article (дата обращения: 15.03.2012).

11. IEEE Std 1100-1999. IEEE Recommended Practice Powering and Grounding Electronic Equipment. — Revision of IEEE Std 1100-1992. — Approved 22 March 1999. — 414 с.

РОВКИНА Наталья Владимировна, аспирантка кафедры экономической теории и информационных технологий в экономике Омского государственного технического университета.

Адрес для переписки: e-mail: Malgina.nt@gmail.com. СУШКОВ Валерий Валентинович, доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой естественнонаучных дисциплин филиала ТюмГНГУ в г. Нижневартовске.

Адрес для переписки: e-mail: sushkovvv@gray-nv.ru. ЗЯБКИН Александр Александрович, аспирант кафедры энергетики Югорского государственного университета.

Адрес для переписки: e-mail: zyabkin@mail.ru

Статья поступила в редакцию 26.04.2012 г.

© Н. В. Ровкина, В. В. Сушков, А. А. Зябкин

Книжная полка

621.311/Г93

Гужов, Н. П. Системы электроснабжения : учеб. пособие для вузов по направлению 140400 «Электроэнергетика и электротехника» / Н. П. Гужов, В. Я. Ольховский, Д. А. Павлюченко. - Ростов н/Д. : Феникс, 2011. - 382 с. - ISBN 978-5-222-17730-3.

Рассмотрена классификация электрических приемников и потребителей электроэнергии, приведена обобщенная структура системы электроснабжения, проанализированы типовые схемные решения всех ее звеньев: центра электрического питания; высоковольтной распределительной сети; трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ; низковольтной распределительной сети. Излагаются методы оценки электрических нагрузок и выбора элементов системы электроснабжения, вопросы защиты электрических сетей напряжением до 1000 В, компенсации реактивной мощности, режимов нейтрали, оценки качества электрической энергии, а также расчетов режимов работы системы электроснабжения.

ОМСКИЙ НАУЧНЫЙ ВЕСТНИК № 3 (113) 2012 ЭЛЕКТРОТЕХНИКА. ЭНЕРГЕТИКА