Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Аналитический обзор методов и технических средств для испытаний и диагностики электрооборудования систем электроснабжения
1.1, Особенности систем электроснабжения нефтегазодобывающих управлений НГДУ 11
1.2 Современное состояние и эффективность защит от однофазных замыканий на землю 15
1.3. Параметры и методы контроля изоляции нефтепромысловых линий 6(10) кВ 19
1.4. Тепловизионный контроль электрооборудования и его эффективность 27
Выводы 35
Глава 2. Разработка методики контроля проводимости изоляции ЛЭП НГДУ
2.1 Физические предпосылки к созданию методики контроля изоляции ЛЭП 6(10) кВ под напряжением 37
2.2 Математическое описание параметров изоляции ЛЭП НГДУ 39
2.3 Методика определения активной и емкостной составляющих проводимости изоляции 43
2.4 Физическая модель трехфазной сети и измерительной системы 46
Выводы 49
Глава 3. Математическое моделирование теплового режима и тепловизионный контроль силового трансформатора
3.1 Анализ тепловых процессов в рабочем режиме трансформатора 50
3.2 Математическая модель теплового состояния силового трансформатора 55
3.3 Результаты исследования теплового состояния трансформаторов с помощью математической модели 62
3.4 Разработка методики тепловизионного контроля силовых транс форматоров ОАО «Татнефть» 67
Выводы 79
Глава 4. Экспериментальные исследования состояния электрооборудования в условиях эксплуатации и разработка технических средств
4.1. Исследование аварийности в системе электроснабжения 81
4.2. Установка для контроля изоляции в электроустановках напряжением выше 1000 В под рабочим напряжением 88
4.3. Экспериментальные исследования изоляции электроустановок под рабочим напряжением 6( 10) кВ 96
4.4 Экспериментальные тепловизионные исследования силовых трансформаторов 100
4.5. Рекомендации по проведению тепловизионных исследований силовых трансформаторов 105
Выводы 107
Заключение 109
Список литературы 111
- Особенности систем электроснабжения нефтегазодобывающих управлений НГДУ
- Математическое описание параметров изоляции ЛЭП НГДУ
- Анализ тепловых процессов в рабочем режиме трансформатора
- Установка для контроля изоляции в электроустановках напряжением выше 1000 В под рабочим напряжением
Введение к работе
Актуальность темы. Бесперебойное электроснабжение является одним из главных требований, предъявляемых к энергохозяйству во всех отраслях промышленности, в том числе и нефтегазодобывающих предприятий. Надежность системы электроснабжения (СЭС) обеспечивается применением апробированных проектных решений и технических средств, внедрением надежных прогрессивных методов диагностики оборудования, своевременным проведением различного вида ремонтов [8,13,14,18].
Предприятия отечественных нефтяных компаний структурно объединены в нефтегазодобывающие управления (НГДУ). Это крупные потребители электрической энергии, для которых характерны большая протяженность распределительных электрических сетей и территориальная рассредоточенность потребителей электрической энергии. СЭС нефтегазодобывающих управлений содержит в себе распределительные подстанции 110/35/6(10) кВ, линии электропередачи, комплектные трансформаторные подстанции 6(10)/0,4 кВ, многочисленные потребители электроэнергии. Важными элементами системы энергоснабжения нефтегазодобывающих предприятий и одновременно эксплуатирующимися в наиболее тяжелых условиях элементами системы являются линии электропередачи (ЛЭП) напряжением 6-10 кВ, выключатели и силовые трансформаторы устройств распределения электрической энергии. Очевидно, что вероятность перебоев в подаче электрической энергии находится в прямой зависимости от состояния этих элементов СЭС НГДУ. Снизить количество аварийных отключений и повысить надежность энергоснабжения могут позволить достоверная информация о состоянии конструктивных элементов и изоляции ЛЭП и электроустановок, своевременное проведение профилактических и ремонтно-наладочных работ [16, 58, 60, 63, 70].
Многие из нефтяных месторождений России, в частности, месторождения Волго-Камского региона, разрабатываются с 50-х годов прошлого столетия. За это время оборудование энергохозяйств нефтегазодобывающих предприятий
выработало свой ресурс и все больше нуждается в постоянном обслуживании. Проблема диагностики и ремонта обостряется тем, что в последнее время замедлилось плановое обновление электрооборудования. Существующая в настоящее время система технического обслуживания и ремонта [13,14,19,58,60,61], основывающаяся на планово-предупредительных ремонтах, не в полной мере отвечает требованиям бесперебойного электроснабжения производства, не позволяет в должной мере применять современную технику, оптимально использовать денежные средства и людские резервы. Возникла необходимость совершенствования стратегии технического обслуживания и ремонта, выработки новых решений при выборе видов, объемов и периодичности тех или иных видов обслуживании, а также предупреждения непредвиденных аварийных ситуаций в работе электрооборудования. В последнее время также уделяется повышенное внимание совершенствованию учета потребления электроэнергии [66-69].
Основные положения работы основываются на результатах таких российских ученых, как Веников В.А., Тихомиров П.М., Иванов - Смоленский А.В, Вольдек А.И., Афанасьев А.А., Немцев Г.А., Гладилин Л.В., Иванов Е.П., Ту-бис Я.Б., Рыбаков Л.М., Шаекберов Н.Ш. [1-15].
За рубежом наибольших успехов в развитии электроснабжения и электрооборудования достигли фирмы: General Electric, Siemens, ABB, Westinghouse Electric и некоторые другие [111 - 113]. Значительно расширилось применение микропроцессорной техники, использование автоматизированных систем диспетчерского контроля и управления различных уровней [71].
Ввиду сложности теоретического описания многих процессов, имеющих место в силовом электрооборудовании в условиях эксплуатации, испытания наряду с экспериментальными исследованиями являются важными и актуальными для решения многих практических и теоретических вопросов. В настоящее время появились новые возможности для повышения эффективности решения задач профилактического контроля и испытаний электрооборудования в условиях эксплуатации путем использования новых технических средств и новых
7 технологий. Они связаны, в первую очередь, с появление новых приборов, таких, например, как тепловизоры, и внедрением тепловизионного обследования электроустановок, созданием новых средств для контроля электрооборудования в процессе эксплуатации [33-35, 38-42]. В связи с этим возникла необходимость в разработке и внедрении в производство нового оборудования для испытаний электрооборудования НГДУ в условиях эксплуатации, усовершенствовать методику испытаний, ориентируя ее на применение современных технических средств.
Учитывая возросшую роль нефтегазодобывающих предприятий в экономике страны, исследования, направленные на повышение эффективности нефтедобычи путем повышения надежности энергоснабжения, являются весьма актуальными.
Цель диссертационной работы состоит в разработке и исследовании технических средств и усовершенствовании методов профилактического контроля и испытаний электрооборудования нефтегазодобывающих комплексов в условиях эксплуатации под рабочим напряжением, в частности, силовых трансформаторов и ЛЭП напряжением 6(10) кВ.
Для достижения указанной цели в работе поставлены следующие задачи:
разработать теоретические предпосылки и методику испытаний изоляции фаз СЭС НГДУ под рабочим напряжением 6(10) кВ;
провести теоретические исследования температурного режима трансформатора в условиях эксплуатации и разработать рабочую методику тепловизионного контроля силовых трансформаторов распределительных сетей предприятий нефтегазодобывающего комплекса;
разработать испытательное оборудование для реализации методики испытаний изоляции фаз СЭС под рабочим напряжением;
провести экспериментальные исследования, подтвердить ими важность решения поставленных задач и достоверность результатов теоретических положений, изложенных в диссертации.
Методы исследования. При выполнении работы применялись:
методы теории поля и электрических цепей;
методы математического и компьютерного моделирования;
методы экспериментальных натурных испытаний с применением тепло-визионных приборов и установки для испытаний изоляции фаз СЭС, созданной при непосредственном участии автора.
Основные положения, выносимые на защиту:
^усовершенствованная методика определения полных проводимостей изоляции электрооборудования под рабочим напряжением 6(10) кВ;
математическая модель температурного режима силового трансформатора на базе решения задачи стационарной теплопроводности;
установка для измерения под рабочим напряжением омических и емкостных проводимостей изоляции отдельных фаз и всей сети 6(10) кВ, а также методика и результаты экспериментальных исследований с применением оборудования для тегоговизионного контроля.
Научная новизна работы заключается:
1)в усовершенствовании методики определения полных проводимостей изоляции фаз электрической сети относительно земли в части нахождения активных и емкостных составляющих расчетно - экспериментальным путем под рабочим напряжением 6(10) кВ;
2) в разработке защищенного патентом оборудования для измерения под рабочим напряжением активных и емкостных проводимостей изоляции отдельных фаз и всей сети напряжением 6(10) кВ, отличающегося безопасностью измерений вследствие отделения измерительных приборов от цепи высокого напряжения.
3)в разработке упрощенной математической модели теплового состояния электрической машины, позволяющей оценить температуру перегрева и обосновать методику тепловизионного обследования силовых трансформаторов и экспериментальных исследованиях электрооборудования нефтегазодобывающих предприятий, результаты которых дали возможность перейти от системы планово-предупредительного ремонта (ГШР) к ре-
монту по фактическому состоянию.
Практическая ценность работы:
разработана и внедрена в эксплуатацию передвижная измерительная установка для контроля состояния параметров изоляции ЛЭП под рабочим напряжением 6(10) кВ, защищенная патентом РФ;
разработаны рабочие методики диагностики состояния изоляции ЛЭП простыми и доступными средствами и контроля теплового режима силовых трансформаторов, с применением современных тепловизионных приборов;
результаты исследований в условиях эксплуатации позволили диагностировать состояние и прогнозировать надежность электрооборудования нефтегазодобывающих предприятий ОАО «Татнефть» и перейти от системы ППР к ремонту по фактическому состоянию.
Реализация результатов;
разработанные на основе результатов диссертации рабочие методики диагностики изоляции ЛЭП и контроля теплового режима электрооборудования внедрены в эксплуатацию в ОАО «Татнефть»;
измерительная установка для определения состояния параметров изоляции ЛЭП под рабочим напряжением 6(10) кВ внедрена в эксплуатацию в составе мобильной измерительной лаборатории и используется на предприятиях ОАО "Татнефть";
3)по результатам исследований выработаны мероприятия по сокращению потерь электрической энергии в силовых трансформаторах и переходу от системы ППР к ремонту по фактическому состоянию. Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на Всероссийской научно - технической конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы» (г. Альметьевск, 2001 г.), научно — технической конференции «Релейная защита, низковольтная аппаратура управления, регулируемый электропривод», посвященной 40-летию ОАО «ВНИИР» (г. Чебоксары, 2001), на секции устройств защиты и автоматики ОАО
10 «ВНИИР». на 3-м Международном симпозиуме «Проблемы выживания и экологические механизмы хозяйствования в регионе Прикамья», (г. Набережные Челны, 2002 г.), на 5-м Международном симпозиуме «Ресурсоэффективность и энергосбережение в современных условиях хозяйствования» (г. Казань, 2003 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе получен патент РФ на изобретение.
Структура и объем работы. Диссертационная работа объемом 135 с. состоит из введения, четырех глав, заключения. Работа содержит 121 с, машинописного текста, 36 рисунков, 9 таблиц, 4 приложения, список литературы из 115 наименований.
Особенности систем электроснабжения нефтегазодобывающих управлений НГДУ
Особенности сетей внешнего и внутреннего электроснабжения НГДУ рассматриваются в диссертации на примере сетей ОАО "Татнефть".
Система электроснабжения НГДУ ОАО Татнефть складывалась с конца 40-х - начала 50-х годов 20-го века по мере освоения месторождений. В настоящее время она представляет собой развитую разветвленную сеть линий напряжением 110-35 кВ и питающих одно и двух трансформаторных подстанций 110/35/6(10) кВ с трансформаторами мощностью 25000, 16000, 6300, 4000 кВА. В настоящее время система электроснабжения НГДУ ОАО Татнефть это: ВЛ-110 кВ протяженностью свыше 400 км; ВЛ-35 кВ протяженностью более 1500 км; почти 350 подстанций 110/35/6(10); почти 20000 КТП 6(10)/0,4 кВ; протяженность ВЛ-6(10) кВ более 15000 км; средняя протяженность фидеров ВЛ-6(10) кВ около 7 км; в среднем на одной ВЛ-6(10) кВ около 10 скважин. К специфическим особенностям распределительных сетей нефтегазодобывающих управлений ОАО "Татнефть11 следует отнести: большую протяженность воздушных разветвленных линий электропередачи; большое количество территориально - рассредоточенных понизительных трансформаторных подстанций без дежурного персонала, обслуживание которых осуществляется выездными бригадами; длительный срок эксплуатации электрооборудования (во многих НГДУ более 25 - 30 лет). В схемах электроснабжения на напряжение 110, 35, 6(10) кВ учтены требования правил устройства электроустановок (ПУЭ) [19] и строительных норм (СН) 174-67 об обеспечении надежности и бесперебойности электроснабжения электроприемников II и III категории. Имеются главные понизительные подстанции (ГПП) на напряжение 110 кВ и ГПП на напряжение 35 кВ. Предусматривается питание ГПП по двухцепным воздушным линиям электропередачи с шин открытого распределительного устройства (ОРУ) ПО кВ подстанций Аль-метьевских электрических сетей производственного энергетического объединения АЭС ПЭО «Татэнерго». Со стороны 35кВ ОРУ выполнены по упрощенной схеме с установкой масляных выключателей и разъединителей. В каждом РУ - 6 кВ запроектировано по две секции сборных шин. Со стороны 6 кВ ГПП предусмотрено одиночное секционирование при помощи масляных выключателей, система сборных шин с устройством АВР на секционных выключателях. От РУ предусматривается питание высоковольтных синхронных двигателей КНС и асинхронных двигателей ДНС мощностью от 500 до 4000 кВт, ТП -6/0,4 кВ, которые питают электроприводы скважин. Распределение электроэнергии осуществляется воздушным линиями 6 кВ непосредственно с шин ГПП и через распределительные пункты 6 кВ. Питание распределительных пунктов принято по магистрально-радиальным схемам с шин 6 кВ ГПП. Отходящие линии защищены токовыми отсечками и токовыми одноступенчатыми защитами с выдержкой времени. Они также имеют защиту от замыкания на землю, как правило - токовую направленную нулевой последовательности типа ЗЗП-1. Контроль изоляции производится по напряжению смещения нейтрали 3U0, снимаемому с вторичных обмоток трансформатора напряжения [16,20-22]. Упрощенная однолинейная схема типовой двухтрансформаторной подстанции 35/6(10) кВ показана на рис. 1.1. К шинам секций 6(10) кВ подключены трансформаторы собственных нужд, питание потребителей 6(10) кВ осуществляется по воздушным или кабельным отходящим линиям. Более подробная схема типовой подстанции представлена в приложении Б. Такие потребители 0,4 кВ, как электродвигатели станков - качалок получают электроэнергию соответствующего напряжения через трансформаторы, как это показано на рис. 1.2. Со стороны 6 кВ трансформаторов КТП-6/0,4 мощностью 250, 160, 100, 63 кВА установлены разъединители с предохранителями ПК-6. Для защиты Т6/0,4 со стороны высокого напряжения имеется вентильный разрядник FV. Электропитание двигателя М осуществляется через выключатель Электропитание двигателей погружных центробежных насосов осуществляется по различным схемам, показанным на рис. 1.3. На рис. 1.3. а) показана схема с использованием трехобмоточного трансформатор Т с напряжением первичной обмотки 6 кВ, одна из вторичных обмоток которого рассчитана на, иРаб = 500,1000,1500,2000,2500,3000 В погружного электродвигателя, вторая -0,4 кВ обеспечивает оперативное питание станции управления электроцентробежным насосом (Э1ДН). При применении двухтрансформаторной схемы электропитания ЭЦН, показанной на рис. 1.3 б) трансформатор ТІ 6/0,4 кВ питает станцию управления и Т2 0,4/ира. Второй трансформатор обеспечивает напряжение питания погружного электродвигателя (500...3000 В). Учитывая актуальность контроля состояния изоляции для обеспечения надежного электроснабжения нефтепромысловых электроустановок, выполнен анализ устройств защиты от однофазных замыканий на землю (033) и методов контроля изоляции, В настоящее время известно достаточно большое количество устройств защиты и контроля изоляции присоединений 6(10) кВ. Оно превышает несколько десятков, а выпускается промышленностью свыше 20 типов [20]. Опубликовано много работ, посвященных проблеме защиты от замыканий на землю [21 - 30]. Анализ выпускаемых в России защит от замыканий на землю и устройств контроля изоляции в сетях 6(10) кВ приведен в обзоре, проведенном ОАО «ВНИИР» по заказу ОАО «Татнефть» в 2000 - 2001 г.г. [31]. По принципу действия защиты от замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью можно классифицировать как реагирующие на такие параметры: напряжение нулевой последовательности; ток нулевой последовательности; направление тока (мощности) нулевой последовательности. Защиты от замыкания на землю по напряжению нулевой последовательности являются неселективными и используются чаще для сигнализации на присоединениях к секции шин, или в сочетании с токовыми защитами. Токовые защиты делятся [20,21] как реагирующие на следующие факторы: установившийся естественный ток замыкания на землю; высшие гармоники установившегося тока замыкания на землю; наложенный ток частотой выше или ниже промышленной частоты или постоянный ток; искусственно созданный активный ток; броски емкостного тока переходного процесса. В работе [31] проанализированы токовые защиты нулевой последовательности, реагирующие на следующие факторы: установившийся ток замыкания на землю, такие как РТЗ-51, ЯРЭ-2201, ЯРЭ-2202 с блоками К07П-К0716, ненаправленные токовые защиты комплектов SPAC-800; высшие гармоники установившегося тока (УСЗ 2/2, УСЗ-3, УСЗ-ЗМ, ЯРЭ-2201, ЯРЭ-2202 с блоком ТО410); наложенный ток частоты ниже промышленной; броски начального емкостного тока переходного процесса.
Установлено, что эти виды защиты обладают недостаточной чувствительностью, т.к. должны быть отстроены от собственного тока защищаемого присоединения [21]. Токовые направленные защиты нулевой последовательности по принципу действия отстроены от собственного емкостного тока защищаемой линии. В связи с этим они более чувствительны в сравнении с ненаправленными защитами.
Математическое описание параметров изоляции ЛЭП НГДУ
В главе I было показано, что диагностика и контроль состояния изоляции электроустановок напряжением 6(10) кВ на нефтегазодобывающих предприятиях является важным фактором в решении задачи по обеспечению бесперебойности, безопасности и безаварийности электроснабжения потребителей. Вероятность возникновения отказов в работе и аварий электроустановок, а значит вероятность перебоев в подаче электрической энергии находятся в функциональной зависимости от величины токов утечки и продолжительности их протекания. Последние в свою очередь зависят от состояния изоляции электроустановки.
Часто принимают, что при нормальном рабочем режиме в сетях 6-Ю кВ по фазам проходят только токи нагрузки и емкостные токи, обусловленные равномерно распределенными по длине проводов емкостями фаз относительно земли. При этом активными сопротивлениями линий относительно земли пренебрегают, полагая, что они ничтожно малы по сравнению с емкостными сопротивлениями [43,44]. Однако, при исследовании параметров изоляции электрических сетей карьеров предприятий цветной металлургии [45] было установлено, что для сетей 6кВ, например, Джесказганского горно-металлургического комплекса (ГМК) характерен устойчивый уровень активного сопротивления изоляции в диапазоне 4-12 кОм. В результате чего при таких низких значениях сопротивления изоляции в электрических сетях 6-35 кВ горнопромышленных комплексов активная составляющая тока однофазного замыкания на землю достаточно велика и находится в пределах 0,2 — 0,33 от емкостной составляющей [8,50].
О состоянии изоляции в электроустановках выше 1000 В часто судят по результатам измерений мегомметрами при снятом рабочем напряжении. В тоже время омическое сопротивление элемента или участка цепи, измеренное на постоянном токе почти на порядок выше активного сопротивления изоляции участка цепи, измеренного при переменном токе под рабочим напряжением [8,44]. Между проводом линии и землей действует переменное электрическое поле, обусловливающее токи проводимости и смещения относительно земли, зависящие как от значения, так и от продолжительности воздействия приложенного переменного напряжения.
Из приведенного выше анализа можно видеть, что знание только полного сопротивления изоляции относительно земли и его составляющих оказывается совершенно недостаточным, для того, чтобы судить об опасности поражения электрическим током, опасности возникновения электропожаров в результате замыкания на землю и об эффективности применения защитных устройств. Об опасности электрического тока можно достаточно полно судить только тогда, когда известны значения активного сопротивления и емкости каждой фазы сети относительно земли.
Параметры изоляции отдельных фаз являются распределенными величинами, поэтому их измерение и определение активной и реактивной составляющих без снятия рабочего напряжения до настоящего времени представляется весьма сложной и трудоемкой задачей. Как показал обзор технической литературы и патентных источников, приведенный в главе 1, методические принципы измерения и контроля состояния изоляции отдельных фаз под рабочим напряжением практически не разработаны. В то же время среди известных [8,11,51] отсутствуют простые и достаточно точные методы и устройства, которые можно эффективно использовать для пофазного определения параметров изоляции на линиях 6(10) кВ без снятия напряжения.
Физическими предпосылками решения поставленной задачи являются достаточно простые и надежные «методы амперметра и вольтметра», когда известны напряжение фазы относительно земли U и ток однофазного замыкания на землю 10 этой же фазы [8], на основании которых определяется полная проводимость изоляции трехфазной сети:
Для определения составляющих q и Ъ вводится дополнительная активная дг или емкостная Ь проводимости, при которой измеряются заново t/ и / и рассчитываются суммарная полная проводимость:
Совместное решение уравнений (2.1) - (2.3) позволяет определить активную и реактивную составляющие полной проводимости изоляции сети в виде соотношений (1.1), (1.2).
Развивая этот подход в направлении возможности определять полные проводимости изоляции отдельных фаз электроустановки и их активные и реактивные составляющие под рабочим напряжением, в диссертации разработаны соответствующая математическая модель и методика контроля параметров изоляции электроустановок путем измерения электрических величин линий электропередач специальной измерительной установкой. С помощью измерительной установки должны быть получены сведения о состоянии и процессах изменения сопротивления изоляции электрических установок. По результатам этих измерений должны определяться эквивалентные полные сопротивления изоляции сети, отдельных фаз и активные и емкостные составляющие сопротивления изоляции относительно земли.
Анализ тепловых процессов в рабочем режиме трансформатора
Как было отмечено в главе 1, другим перспективным и бурно развивающимся методом контроля состояния электрооборудования без снятия рабочего напряжения является метод тепловизионного обследования, позволяющий выявить различные дефекты оборудования в процессе его эксплуатации путем снятия термограмм и обнаружения областей аномального нагрева [33,34] с точностью до 0,05 С.
Статистика технологических нарушений маслонаполненного оборудования по РФ показывает, что 61% из них приходится на трансформаторы [1]. Наряду с анализом, проведенным в главе I, это подтверждает важность исследования тепловых режимов трансформатора в целях создания обоснованной рабочей методики тепловизионного контроля силовых трансформаторов, ибо в существующих руководствах по тепловизионному обследованию [33-35], как правило, содержатся лишь общие рекомендации. Для обоснования этой методики рассмотрим кратко содержание общепринятого метода расчета теплового режима силовых масляных трансформаторов по усредненным значениям температур перегрева различных частей.
Нагрев трансформатора при его исправном состоянии происходит вследствие выделения тепла в обмотках и сердечнике. Часть тепла, выделяющегося в активных материалах, идет на их нагревание и вторая часть отводится в окружающую среду. В масляных трансформаторах нагреваются также масло и металлический бак, и возникает перепад температур между поверхностью бака и воздухом, окружающим трансформатор. В длительном стационарном режиме превышение температуры стабилизируется, и все выделяющееся тепло отдается в окружающую среду. Рассмотрим основные факторы, влияющие на тепловой режим трансформатора, и которые, таким образом, следует учитывать в расче 51 тах, Наиболее полно это показано в [1]. Таким образом, тепловой поток в масляном трансформаторе проходит сложный путь, который может быть разбит на следующие участки: 1)от обмотки или сердечника до их наружных поверхностей, омываемых маслом; на этом участке теплопередача происходит путем теплопроводности; 2) с наружной поверхности обмотки или сердечника в омывающее их масло; 3) перенос тепла маслом от обмоток и сердечника к внутренней поверхности стенок бака; на этом участке тепло передается путем конвекционного тока масла, излучением тепла в масле практически можно пренебречь; 4) переход тепла от масла к внутренней поверхности стенок бака; 5) переход тепла от наружной поверхности стенок бака трансформатора в окружающий воздух - на этом участке теплоотдача происходит путем излучения и конвекции (если для охлаждения применяются теплообменники, то излучением, даже в воздушных теплообменниках, можно пренебречь) [1]. На каждом из участков, возникает температурный перепад. Например, внутри обмотки, это разность температур начальной и конечной точек участка — наиболее нагретой внутренней точки обмотки и наружной поверхности обмотки. На границах, например на наружной поверхности обмотки, температурный перепад определяется разностью температур поверхности обмотки и омывающего ее масла. Превышения температуры над окружающей средой не должны быть больше предельных значений, регламентированных нормативными документами. Для определения перепада температуры в обмотке в [1] принимаются следующие допущения: 1)в направлении вертикальной оси обмотка имеет значительный размер, позволяющий пренебречь теплоотдачей в этом направлении; 2) обмотка имеет одинаковую теплопроводность во всех точках поперечного сечения; 3) с двух сторон обмотка омывается трансформаторным маслом равной температуры; 4) величина мощности потерь в единице объема обмотки является постоянной, равной/? (вт/см3). В этих условиях наиболее нагретые точки будут располагаться по оси симметрии поперечного сечения обмотки и тепловой поток будет направлен от этой оси к правой и левой наружным поверхностям обмотки. Это проиллюстрировано на рис. 3.1, где показано осевое сечение обмотки, расположенной в масле. Температура перегрева наиболее нагретых точек обмотки зависит от мощности потерь р, толщины обмотки а и теплопроводности Я [1]: Допущения, указанные выше, как правило, не соблюдаются полностью. Так, обмотка на стержне охлаждается с одной стороны узким масляным каналом, а с другой, наружная сторона обмотки, — свободно притекающим маслом, и наиболее нагретая зона сдвигается от середины сечения обмотки в сторону узкого канала. Температура масла, омывающего обмотки, повышается при движении вверх в каналах обмотки, что приводит к неравномерному распределению температуры в осевом направлении обмотки. Однако, несмотря на это, считают, что практические расчеты среднего перепада температуры в обмотках могут базироваться на соотношении (3-1). Зависимость разности температуры поверхности обмотки и омывающего ее масла от потерь энергии в обмотке, определяется экспериментально и приближенно имеет вид [1]: 0a4= V (3.2) разность температур поверхности обмотки и масла; к - постоянный коэффициент; q - плотность теплового потока на поверхности обмотки; п = 0,5 - 0,7 — определяемый экспериментально показатель степени. Значения к и к в (3,2) зависят от расположения охлаждаемых маслом поверхностей обмотки, от размеров масляных каналов и вязкости масла. В практике обычно применяют экспериментально проверенные формулы, выведенные для некоторых типичных случаев расположения и размеров масляных каналов при средней эксплуатационной температуре масла 50-60С и стандартной его вязкости. Масло, нагретое у поверхности обмоток трансформатора, поднимается в верхнюю часть его бака, соприкасается со стенками бака, при этом оно охлаждается и вновь опускается вниз. Схематично распределение превышения температуры элементов конструкции трансформатора над температурой окружающего воздуха и направления конвекционных потоков масла внутри трубчатого бака трансформатора показано на рис. 3.2 [1].
Установка для контроля изоляции в электроустановках напряжением выше 1000 В под рабочим напряжением
Тепловизионный контроль всё ещё не получил широкого распространения для оценки состояния силовых трансформаторов в НГДУ прежде всего из-за недостаточной опробованности технологии получения достоверных результатов. В связи с этим полезно при проведении тепловизионных обследований придерживаться выработанных автором рекомендаций.
На этапе полевых исследований оператор проводит съёмку поверхности бака трансформатора с помощью тепловизионной аппаратуры.
При проведении работ навесная система охлаждения, если она имеется, должна отключаться, т.к. воздух, нагнетаемый вентиляторами, проходи сквозь радиаторы, нагревается и далее, попадая на поверхность бака, образует зоны повышенного нагрева, которая не являются следствием дефектов в активной части трансформатора. По аналогичным причинам иногда целесообразно на время исследования отключить и систему принудительной циркуляции масла.
Если около трансформатора недостаточно свободного места для того, чтобы снять его целиком, или необходимо произвести съёмку более детально, поверхность бака разбивается на квадраты, каждый из которых снимается отдельно. Число квадратов практически неограниченно и определяется лишь возможностями программного обеспечения, которое будет впоследствии производить сборку целостной тепловой картины трансформатора.
При съемке имеется возможность сразу оценить эффективность функционирование охлаждающих устройств, состояние маслонаполненных и фарфоровых вводов, контактных соединений токоведущих частей, контактов переключателей напряжения. Обнаружив неисправности в этих узлах, оператор может сформировать протокол, пользуясь программным обеспечением комплекса Thermovision 470 (AGEMA Infrared Systems АВ), в котором указывается возможная причина повышенного нагрева и рекомендации по её устранению. Затем термограммы с помощью встроенного дисковода тепловизора записываются на гибкий магнитный диск и переносятся на персональный компьютер.
Наличие дефектов в активной части трансформатора, как показано выше, сложно обнаружить непосредственно при съемке. Это требует более точной диагностики. Для этого производится съемка отдельных областей крупным планом для их дальнейшего встраивания в общую тепловую картину поверхности бака трансформатора. Кроме погодных условий следует зафиксировать условия работы трансформатора, расстояние, с которого производится съемка.
При обработке термограмм выявляются локальные нагревы, места их расположения, сопоставляются места нагрева с расположением элементов магни-топровода, обмоток, сравниваются между собой нагревы крайних фаз, нагревы однотипных трансформаторов, динамика изменения нагревов во времени и в зависимости от нагрузки, а также определяется эффективность работы систем охлаждения. При тепловизионном обследовании выявляются , как это показано в результатах экспериментальных исследований, дефекты работы охладителей; термосифонных фильтров; перегревы болтов, соединяющих колокол и поддон; работы маслоуказателей по уровню масла. Четко выявляются некоторые дефекты вводов, не связанные, однако, с увеличением тангенса угла диэлектрических потерь. Иногда тепловизионный контроль позволяет выявить причину роста газосодержания в масле трансформатора. Это могут быть дефекты, приводящие к перегреву отдельных элементов бака от вихревых токов.
Полное термографическое обследование силового трансформатора обычно производится при решении вопроса о проведении капитального ремонта. Тогда снимаются термограммы поверхностей бака трансформатора в местах расположения отводов обмоток, по высоте бака, периметру трансформатора, в местах болтового крепления колокола бака, система охлаждения.
Для повышения эффективности тепловизионного контроля, его можно включить в программу комплексной диагностики. Тогда может быть использован синергетический эффект при совместном использовании информации. В целом, изложенные рекомендации использованы при разработке методики тепловизионного обследования силовых трансформаторов, утвержденной Управлением энергетики ОАО «ТАТНЕФТЬ» и внедренной в ряде НГДУ. 1 .Результаты анализа экспериментальных исследований, проведенных электрических сетях НГДУ ОАО «Татнефть» в течение 1996 - 2003 г.г., позволяют сделать следующие выводы: в последние годы наблюдается рост аварийности нефтепромысловых электрических сетях НГДУ ОАО «Татнефть», который можно связать со старением оборудования; подавляющее количество (до 90%) аварийных отключений связано с авариями на В Л 6(10) кВ, при этом почти половина отключений (около 40%) происходит без повреждения электрооборудования, основное количество аварийных отключений происходит из-за пробоев изоляции, из них до 72% - в кабелях и муфтах; около 70% отключений связаны с действием сигнализации земляного контроля или земляной защиты, причем удельная частота аварий в кабельных сетях НГДУ, имеющих защиту от однофазных замыканий на землю, в 5-13 раз ниже, чем в сетях, не имеющих земляной защиты; аварийность снижается при увеличении объемов и своевременности проведения профилактических и ремонтно - наладочных работ. 2. Разработана передвижная измерительная установка для испытания под рабочим напряжением изоляции отдельных фаз и всей сети напряжением 6(10) кВ без отключения потребителей. Установка защищена патентом. Измерительная установка внедрена в эксплуатацию в составе передвижной измерительной лаборатории и используется на предприятиях ОАО "Татнефть". 3. Проведены экспериментальные исследования изоляции ЛЭП 6(10) кВ на объектах предприятий ОАО "Татнефть". Получены рекомендации по проведению мониторинга состояния изоляции воздушных линий электропередач преимущественно в весенний и осенний сезоны 4. С применением современных тепловизионных приборов выполнены экспериментальные исследования тепловых режимов силовых трансформаторов ряда предприятий ОАО "Татнефть" в условиях эксплуатации. Результаты экспериментальных исследований позволили диагностировать состояние и прогнозировать надежность электрооборудования нефтегазодобывающих предприятий. Получены практические рекомендации.
