раздел viii. проблемы энергетического обеспечения

ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
УДК 621.31.015
АНАЛИЗ АВАРИЙНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ В
ЭНЕРГОСНАБЖЕНИИ НЕФТЕДОБЫЧИ
Е.В. Ревякина, А.А. Атласова, В.Г. Гольдштейн
Самарский государственный технический университет,
Самара, Россия,
[email protected]
В настоящее время в электроэнергетике нефтяной отрасли большое внимание уделяется
согласованию условий нормальной безаварийной и эффективной работы электроустановок
(ЭУ) передающих, преобразующих и потребляющих электроэнергию при её надлежащем
качестве. В эксплуатации эти ЭУ подвергаются многочисленным внешним и внутренним
электромагнитным воздействиям (ЭМВ), а также сами аналогичным образом воздействуют
на окружающие объекты и среду. В потоке взаимодействий с внешней средой и, прежде
всего, с эксплуатационными физическими воздействиями (ЭФВ) работоспособность ЭО
реализуется конечным множеством этапов, состояний, режимов и др. Термин этого
множества - жизненный цикл (ЖЦ) как «эволюция системы, продукта, услуги или иной
созданной человеком сущности от замысла и до изъятия из обращения». Необходимое
условие при этом обеспечение работоспособности ЭО, технически и экономически
обоснованной нормами и стандартами. Основной проблемой при этом на всех этапах от
проектирования и до утилизации является результативное прогнозирование и управление
ЖЦ.
Можно констатировать, что для решения этой проблемы наиболее целесообразен
подход, основанный на технико-экономической оценке затрат на обеспечение
работоспособности ЭО в течение его ЖЦ в условиях интенсивного потока ЭФВ. Ключевыми
моментами при этом являются системная оценка остаточного ресурса ЭО, а также анализ с
помощью теории рисков вариабельности изменений ЖЦ, направленных на повышение его
работоспособности при ухудшении его технического состояния под воздействием ЭФВ.
Одними их наиболее массовых ЭУ в нефтяной отрасли являются силовые
трансформаторы (СТ), которые хотя и являются в эксплуатации весьма надёжными
аппаратами благодаря отсутствию вращающихся частей, но, тем не менее, неисправности и
аварии для них не являются редкостью и оказывают большое влияние на надёжность работы
энергосистемы.
Поэтому целью работы является анализ аварийности силовых трансформаторов для
дальнейшего управления их жизненными циклами.
Так как повреждаемость СТ непосредственно влияет на надежность в
электроэнергетике в целом и в энергоснабжении в нефтяной отрасли в целом, понятно
особое внимание к поддержанию их работоспособности, так как повреждения по причине
выхода из строя СТ вызывают 80 – 90 % общего недоотпуска электроэнергии.
За последние 10 лет наблюдается резкий спад темпов ввода в эксплуатацию нового
трансформаторного электрооборудования. Определяющим снижение надёжности СТ
является увеличение их срока эксплуатации подтверждаемого на примере анализа
распределения по срокам службы СТ ОАО «Самаранефтегаз» и энергетических предприятий
ОАО «Волжская межрегиональная распределительная компания» и ЗАО «Самарские
городские электрические сети» (рис.1).
445
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
10.55%
9.00%
30-40 лет
22.90%
20-30 лет
12.65%
10-20 лет
15.40%
29.50%
до 10 лет
более 50 лет
40-50 лет
Рис. 1 Распределение по
срокам службы
силовых
трансформаторов
энергетических
предприятий
Самарского региона
на 2013 год
Приведенные цифры показывают, что срок службы около 70 % трансформаторов
превысил 20 лет, а около 40 % трансформаторов – 30 лет. Если не будет проводиться
замена трансформаторов на новые, к 2016 г. около половины трансформаторов
превысит 30-летний срок службы.
Среди множества повреждений СТ были выделены конкретные повреждения по
причине возникновения грозовых и коммутационных перенапряжений, т.к.
статистическими характеристиками этих повреждений можно управлять, используя
различные мероприятия, средства и аппараты для защиты от перенапряжений.
Аварийные отключения линий электропередачи и повреждения оборудования
распределительных сетей 0,22 – 35 кВ вызываются как при непосредственных
поражениях линий и подстанций грозовыми разрядами, так и при разрядах молнии в
землю или между облаками в окрестности линий; последние являются основной
причиной грозовых отключений и повреждений оборудования этих сетей, составляя до
90% от общего количества (рис. 2).
Рис.2 - Классификация подстанционного электрооборудования 0,22 – 35 кВ повреждённого
атмосферными перенапряжениями по данным предприятия распределительных сетей
По результатам аудита предприятий распределительных сетей и систем
электроснабжения
нефтяной
отрасли
можно
классифицировать
причины
повреждаемости СТ в сетях 0,22 – 35 кВ. Наиболее частыми являются выгорание
токоведущих шпилек и пробой фарфоровой изоляции, дефекты РПН и ПБВ, и грозовые
коммутационные перенапряжения. Основные причины возникновения перенапряжений
в электрических сетях представлены в виде блок – схемы (рис.3).
На основе анализа грозовой повреждаемости СТ выявлено, что наибольшая
аварийность имеет место для трансформаторов меньшей мощности что объясняется
446
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
более слабой изоляцией. Основной причиной повреждения изоляции обмоток СТ является
отсутствие защиты как со стороны ВН, так и со стороны НН.
Рис. 3 - Причины возникновения перенапряжений в электрических сетях
Существующая проблема аварийности СТ становится все более актуальной в
настоящем и ближайшем будущем. Ее решение может быть реализовано на основе
статистических, функциональных методов, а также с помощью глубокого интеллектуального
анализа, получившего название Data Mining (ДМ) - комплекс интеллектуальных методов,
который постепенно вытесняет методологии и алгоритмы прикладной математической
статистики. В основу современной технологии Data Mining положена концепция шаблонов
(паттернов), отражающих фрагменты многоаспектных взаимоотношений в данных. Эти
шаблоны представляют собой закономерности, свойственные подвыборкам данных, которые
могут быть компактно выражены в привычной инженерной форме. Поиск шаблонов
производится методами, не ограниченными рамками априорных предположений о структуре
выборке и виде распределений значений анализируемых показателей.
ДМ-процедура оценки аварийности и параметров жизненных циклов обеспечивает
высокую эффективность при определении технического состояния СТ на основе
использования информации разных уровней. Информация о текущем техническом состоянии
СТ дает возможность проанализировать его характеристики применительно как к текущему,
так и к будущему режиму эксплуатации, с тем, чтобы определить уровень его
работоспособности, риска отказов и параметров его жизненного цикла.
Это возможно для каждого СТ, работающего в конкретной сети или системе
энергоснабжения. По известному текущему состоянию СТ определяются рекомендации по
его техническому обслуживанию или повышению уровня технического состояния. Далее
можно составить перечень необходимых работ и их очередность, в котором будет подробно
расписано, как следует поступить с каждым СТ.
В качестве примера для улучшения работы и надежности СТ были рассмотрены
основные устройства защиты от перенапряжений, которыми являются оксидно-цинковые
нелинейные ограничители перенапряжения (ОПН). Их применение приводит к снижению
остающегося напряжения на шинах подстанций распределительных сетей. Следовательно,
ОПН предотвращают повреждение изоляции СТ и, одновременно, повышают ресурсные
характеристики СТ. Методика применения ОПН принципиально изменила ресурсные
характеристики массива СТ, увеличивая среднее время безотказной работы массива СТ на
1,6 года, т.е. на 7,5%.
Исследования статистических данных эксплуатации СТ, подтверждают их
значительный износ и, как следствие, уменьшение остаточного ресурса. Поэтому с целью
повышения эксплуатационного ресурса СТ по данным предприятий ОАО «Самаранефтегаз»
447
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
и ЗАО «СГЭС» более чем за 45-летний срок эксплуатации построена многостадийная
модель накопления повреждений и проведен прогностический анализ ресурсов СТ, на
основании которого выявлены основные периоды и интенсивность отказов
трансформаторного электрооборудования.
Исследуемый массив СТ состоял из трансформаторов мощностью до 1000 кВ·А и
в данной работе рассматривался только этот массив. С помощью ЭВМ производится
подбор выравнивающей кривой для двух вероятностных законов распределения: закон
распределения Вэйбулла и равномерное распределение (табл. 1).
Таблица 1 - Плотность и параметры законов распределения Вейбулла и
равномерного распределения
Закон распределения
Плотность распределения
Параметры закона
0 t
 1
Распределение
α0, δ – параметры
f (t )   0    t  e
,t  0
Вейбулла
распределения
Функция распределения

Равномерное
распределение
F (t )  1  e0 t
1
f (t ) 
,t  0
t2  t1
Функция распределения
1
F (t ) 
,t  0
t2  t1
t1, t2 – верхний и нижний
пределы интервала
В целом, плотность распределения на отказ состоит из 3-х периодов эксплуатации
СТ: 1 – приработочный, от 0 до 12 лет; 2 – период нормальной эксплуатации от 12 до 23
лет и 3 – деградационный период от 23 до 40 лет.
Установлено, что наработка на отказ СТ описывается двумя законами
распределения: это закон распределения Вейбулла на 1 и 3 периодах эксплуатации и
равномерным законом распределения на промежуточном интервале. На основе
построенной вероятностной функции распределения на отказ были определены
вероятностная функция безотказной работы и среднее время безотказной работы СТ.
В соответствии со стандартом ГОСТ Р 51317.4.1-2000 (или МЭК 1000-4-91)
уровень ЭМС выбирается из условия его превышения с граничной вероятностью (E X),
равной 0,2; 0,05; 0,02; 0,01. Поэтому косвенная оценка ЭМС для СТ определяется из
численного решения, на основе которых определяются предельно допустимые нормы
эксплуатационного ресурса СТ для 3-х интервалов.
Полученная вероятностная функция распределения интенсивности отказов СТ
была аппроксимирована по 3-м интервалам. Установлено, что 1-м интервале она
описывается линейным уравнением, на 2-м – интенсивность не изменяется с течением
времени, а на 3-ем интервале определяется степенной функцией.
Для исследуемого массива СТ разработана структурная схема обследования парка
изношенных СТ, позволяющая определять техническое состояние СТ. Она имеет
модульную структуру, что позволяет устанавливать глубину обследования в
зависимости от особенностей требований предприятия и имеющихся у него
финансовых средств. Необходимые оценки могут формироваться поэтапно, начиная с
общего обследования трансформаторного хозяйства (этап 1) и выработки стандартных
оценок (этап 2) и заканчивая детальным выборочным оцениванием на основе
использования новейших методов анализа (этап 3).
Выводы и результаты по работе
 Разработана структурная схема классификации причин повреждений СТ на основе анализа
аварийности в сетях 0,22 – 35 кВ и методика обследования парка изношенных СТ,
448
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
позволяющая определять техническое состояние СТ и давать рекомендации по техническому
обслуживанию на основе использования информации разных уровней, текущего
эксплуатационного ресурса, параметров жизненного цикла СТ.
 На основе статистических исследований установлено, что наработка на отказ массива СТ
мощностью до 1000 кВ·А на трёх этапах эксплуатации подчиняется законам: на этапе
приработки распределение Вейбулла с параметрами α1 = 0,1598 и δ1 = 0,998 на интервале
0…12 лет, на этапе нормальной эксплуатации равномерное распределение с
коэффициентом а = 0,0099 на промежуточном интервале 12…23 лет и на этапе деградации
распределение Вейбулла с параметрами α3 = 0,025·10-9 и δ3 = 6,5485 на интервале 23…40 лет.
Установлено, что применение каскадной схемы ОПН приводит к изменению параметров
распределения на всех этапах эксплуатации СТ при сохранении его формы.
 Предложена многостадийная модель отказов СТ и нарушений по перенапряжениям,
позволяющая получить вероятность отказа и, соответственно, вероятность безотказной
работы, на любом этапе текущего эксплуатационного ресурса массива СТ с учётом условий
обеспечения ЭМ.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Айвазян С. А., Бухштабер В. М., Юнюков И. С., Мешалкин Л. Д. Прикладная
статистика: Классификация и снижение размерности. - М.: Финансы и статистика,
1989.
2. Хренников А.Ю., Гольдштейн В.Г. Техническая диагностика, повреждаемость и
ресурсы силовых и измерительных трансформаторов
и реакторов. М.:
Энергоатомиздат-2007. 286с.
3. Гольдштейн В.Г., Соляков О.В., Сулейманова Л.М. Методические аспекты решения
задачи электромагнитной совместимости // Сб. научн. тр. "Проблемы
электромагнитной совместимости и контроля качества электрической энергии". –
Пенза: изд-во ПГУ, 2004. С. 48 – 54.
4. Волкова
И.О.
Эффективное
управление
производственными
активами
электросетевых компаний / И.О.Волкова. – Санкт-Петербург: изд-во Политехн.ун-та.
- 2008. – 258 с.
УДК 519.87:622.276.53/621.34
РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПУСКА И САМОЗАПУСКА
ЭЛЕКТРОПРИВОДА ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ ПРИ ИЗМЕНЕНИИ ЕЕ
ВНУТРЕННЕГО ДИАМЕТРА
В.Г. Гольдштейн1, Д.Н. Нурбосынов2, Т.В. Табачникова1, Л.В. Швецкова2
1Самарский
государственный технический университет,
г. Самара,
2Альметьевский государственный нефтяной институт, г. Альметьевск, Россия,
[email protected]
Рассматривается электротехнический комплекс добывающей скважины, дополненный
скважинным нагревателем и индивидуальной компенсирующей установкой. С помощью
предложенной схемы замещения и математической модели получены аналитические
зависимости дополнительного момента сопротивления и расхода мощности. Уточнен и
дополнен новыми аналитическими зависимостями известный метод расчета энергетических
449
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
параметров в установившихся и переходных процессах, который учитывает изменения
поперечного
сечения
насосно-компрессорных
труб
от
осаждения
асфальтосмолопарафинистых отложений на их внутренней стенке.
Данная работа посвящена анализу результатов математического моделирования
режима работы электротехнического комплекса добывающей скважины (ЭКДС) для
вязкой и высоковязкой нефти. Его специфическими элементами являются винтовой
насос с поверхностным приводом (ВНУ с ПП), скважинный нагреватель [1, 2] и
индивидуальная компенсирующая установка.
а)
б)
Рис. 1 – Структурная схема и схема замещения электротехнического комплекса добывающей скважины
На рисунке 1 а, б представлены элементы структурной схемы и схемы замещения
ЭКДС: воздушная питающая линии электропередачи, L ; силовой трансформатор, T ;
кабельные линии, l1 , l2 , l3 ; асинхронный электродвигатель (АД); скважинный
нагреватель (СН) и установка поперечной емкостной компенсации (УПЕК).
По схеме замещения (рис. 1, б) получены аналитические зависимости с учетом
новых элементов, разработана математическая модель [3, 5], которая позволяет
исследовать процессы пуска и самозапуска ЭКДС и оптимизировать динамический
режим работы электропривода добывающей скважины путем системного анализа
результатов моделирования данного процесса.
Известные методы расчетов энергетических параметров в установившихся и
переходных процессах [4] уточнены и дополнены аналитическими зависимостями
дополнительного момента сопротивления и потребной мощности, которые позволили
оценить влияние изменения поперечного сечения насосно-компрессорной трубы (НКТ)
от толщины осаждения асфальтосмолопарафинистых отложений (АСПО) на их
внутренней стенке, на процессы пуска и самозапуска электропривода комплекса.
Результаты математического моделирования представлены зависимостями
энергетических параметров от уровня напряжения центра питания с учётом и без учёта
работы компенсирующей установки (КУ) на рис. 2…7.
Сравнение результатов математического моделирования, полученных по
предлагаемой модели в системе относительных единиц, с результатами базовой модели
[5…7], показало, что погрешность составляет меньше 1%. Это подтверждает
адекватность предлагаемых математических моделей.
На основе полученных результатов разработаны и обоснованы организационнотехнические
мероприятия
по
повышению
эксплуатационно-энергетических
характеристик ЭКДС с ВНУ с ПП и системы электроснабжения предприятия в целом,
обеспечивающие снижение потерь электроэнергии [7].
Предложенные модели позволили выполнить актуальное исследование процессов
пуска и самозапуска электропривода ЭКДС с ВНУ с ПП при изменении уровня
450
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
питающего напряжения в заданном диапазоне.
Основным элементом при добыче вязкой и высоковязкой нефти для борьбы с АСПО на
внутренней стенке НКТ и снижения динамической вязкости нефти является скважинный
нагреватель, который существенно улучшает процесс пуска и самозапуска электропривода
ЭКДС с ВНУ с ПП.
При любых изменениях уровня напряжения в центре питания, параметров
распределительной электрической сети, отходящей линии и самого ЭКДС с ВНУ с ПП при
включении нагревательных элементов вдоль НКТ необходимо контролировать процессы
пуска и самозапуска электропривода комплекса, подключенного в конце отходящей линии
промысловой подстанции.
Суммарный
момент
сопротивления
в
функции
скольжения
2
   (1  s )
учитывает момент сопротивления насосного агрегата
mc  0,07  M c  M доп
M с  M c / M б с учетом коэффициента фактической загрузки, и дополнительный момент
  M доп / M б , возникающий от изменения внутреннего сечения НКТ
сопротивления M доп
из-за осаждения АСПО на их внутренней стенке, где M б – базовый момент электропривода,
M c – момент сопротивления насосного агрегата, M доп – дополнительный момент
сопротивления, s – скольжение АД.
Рис. 2 – Графики зависимостей
электромеханического момента и
напряжения в функции времени при
u0  0,95 о.е., mс  0,69 о.е., U пр  0,33
  0,104 о.е.
о.е., M доп
Рис. 4 – Графики зависимостей
электромагнитного момента, напряжений
на входе и на зажимах конденсаторной
установки в функции времени при
u0  0,95 о.е., mс  0,69 о.е., U пр  0,33
  0,104 о.е.
о.е., M доп
Рис. 3 – Графики зависимостей тока и
напря-жения в функции времени при
u0  0,95 о.е., mс  0,69 о.е., U пр  0,33 о.е.,
  0,104 о.е.
M доп
Рис. 5 – Графики зависимостей
электромеханического момента и
напряжения в функции вре-мени при
u0  0,95 о.е., mс  0,69 о.е., U пр  0,35 о.е.,
  0 о.е.
M доп
451
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
Рис. 6 – Графики зависимостей тока и
напряжения в функции времени при
u0  0,95 о.е., mс  0,69 о.е., U пр  0,35
  0 о.е.
о.е., M доп
Рис. 7 – Графики зависимостей
электромагнитного момента, входного
напряжения и напряжения на зажимах
конденсаторной установки в функции
времени при u0  0,95 о.е., mс  0,69 о.е.,
  0 о.е.
U пр  0,35 о.е., M доп
В процессе математического моделирования пуска и самозапуска электропривода
ЭКДС с ВНУ с ПП были рассмотрены два режима работы: без учета и с учетом
скважинного нагревателя. Получены зависимости электромеханического момента (рис.
2 и 5), тока (рис. 3 и 6) и электромагнитного момента и напряжения на зажимах
конденсаторной установки (рис. 4 и 7) в функции времени с учётом и без учёта работы
КУ и СН.
Анализ полученных графических зависимостей показал, что при использовании
скважинного нагревателя режимные параметры ЭКДС с ВНУ с ПП изменяются
(таблица 1):
 уменьшается время выхода электропривода ЭКДС с ВНУ с ПП на
установившийся режим с 0,4 сек. до 0,35 сек.;
 уменьшаются значения параметров электромагнитного момента на 8,8%, тока на
15,5%, скольжения на 0,74%;
 увеличивается напряжение на зажимах конденсаторной установки на 1%,
 процесс пуска и самозапуска электропривода гарантированно запускается, если
увеличить провал напряжения сети дополнительно на 2%.
452
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
при полном
запечатывании
скважины
Доля дополнительного
момента
сопротивления
Процентная доля
дополнительного
момента
Дополнительный
сопротивления
момент сопротивления
Базисный момент
Базисный ток
Базисное напряжение
Входное напряжение
Скольжение
Электромагнитный
момент
Ток электропривода
Напряжение на
зажимах УПЕК
Время вы хода на
установившийся
режим
Провал напряжения
Таблица 1 – Режимные параметры ЭКДС с ВНУ с ПП
Режим работы ЭКДС с ВНУ с ПП без скважинного нагревателя
t,
ΔUδ, Uс,
I,
M,
U0, Uб,
Iб,
Mб,
ΔM'с, ΔМс, ΔMc,
s
сек. о.е. о.е.
о.е.
о.е.
о.е. о.е. о.е.
о.е.
о.е.
%
о.е.
0,40 0,33 0,89 1,029 0,81 0,0351 0,95 310 23,27 103,47 0,104 60,5 0,1719
Режим работы ЭКДС с ВНУ с ПП со скважинным нагревателем
t,
ΔUδ, Uс,
I,
M,
U0, Uб,
Iб,
Mб,
ΔM'с, ΔМс, ΔMc,
s
сек. о.е. о.е.
о.е.
о.е.
о.е. о.е. о.е.
о.е.
о.е.
%
о.е.
0,35 0,35 0,9 0,874 0,722 0,0277 0,95 310 23,27 103,47
0
0
0
Разность показателей режима работы ЭКДС с ВНУ с ПП
Δt, δU, ΔUc, ΔI,
ΔM,
Δs
сек. о.е. о.е.
о.е.
о.е.
0,05 0,02 0,01 0,155 0,088 0,0074
Выводы:
1. Предложена структурная схема системы электроснабжения ЭКДС с
ВНУ с ПП при использовании технических средств по тепловому воздействию
на поток высоковязкой нефти и рациональной компенсации реактивной
мощности при автоматической стабилизации заданного уровня напряжения.
2. Разработана математическая модель, которая учитывает параметры
скважинного нагревателя, индивидуальной компенсирующей установки, а также
изменения поперечного сечения насосно-компрессорных труб от осаждения
асфальтосмолопарафинистых отложений на внутренней стенке труб при
разнообразных внешних и внутренних воздействий, обеспечивает структурный
и параметрический синтез технологического и электротехнического
оборудования ЭКДС с ВНУ с ПП.
3. Определены граничные параметры в установившихся и переходных
режимах работы ЭКДС с ВНУ с ПП, которые обеспечивают гарантированный
пуск и самозапуск электропривода данного комплекса за счет теплового
воздействия на поток эмульсии в НКТ с одновременной компенсацией
реактивной мощности при разнообразных внешних и внутренних воздействиях.
4. По
результатам
математического
моделирования
определен
рациональный уровень напряжения на зажимах электропривода ЭКДС с
ВНУ с ПП
( u0. рац.  0,97
о.е.),
который
необходимо
автоматически
стабилизировать в заданных пределах ±0,02 о.е.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1.
Табачникова Т.В. Оптимизация параметров скважинных нагревателей при
добыче нефти на месторождениях поздней стадии функционирования [Текст] // XII
Туполевские чтения. Т. 2. – Казань. – 2004.
453
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
2.
Нурбосынов Д.Н., Табачникова Т.В. Совершенствование скважинного
нагревателя электротехнического комплекса добычной установки. [Текст] // Материалы
научной сессии по итогам 2004 года. – Альметьевск. – 2005.
3.
Нурбосынов Д.Н., Табачникова Т.В., Швецкова Л.В. Разработка
математической модели электротехнического комплекса добычной скважины с
винтовой насосной установкой //Ученые записки АГНИ. – Альметьевск: АГНИ. –2010.
– Т.8.
4.
Нурбосынов Д.Н. Методы расчетов и математическое моделирование
режима напряжения и электропотребления в установившихся и переходных процессах
// – С-Пб.: Энергоатомиздат, Санкт-Петербургское отделение. – 1999.
5.
Нурбосынов Д.Н., Табачникова Т.В., Махт А.В. Разработка
математической модели винтовой насосной установки с поверхностным
электроприводом [Текст] // Всероссийская научно-техническая конференция
«Электротехнологии, электропривод и электрооборудование предприятий». –Уфа. –
2007. – Т.1.
6.
Нурбосынов Д.Н., Табачникова Т.В., Швецкова Л.В. Optimization of
operation mode of electric engineering complex of production well with screw pumping unit
// 13th International conference on electromechanics, electrotechnology electromaterials and
components. ICEEE-2010. – Alushta, Crimea, Ukraine. – 2010.
7.
Нурбосынов Д.Н., Табачникова Т.В., Швецкова Л.В., Нурбосынов Э.Д.
Сравнительный
анализ
энергетических
эксплуатационных
параметров
электротехнических комплексов добывающих скважин с различными видами насосных
установок
[Текст]
//
Ежемесячный
производственно-технический
журнал «Промышленная энергетика». – 2013. – № 4.
УДК 621.31.015
УПРАВЛЕНИЕ ЖИЗНЕННЫМ ЦИКЛОМ ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ В
НЕФТЕДОБЫЧЕ
Е.В. Ревякина, Н.Ю. Осипова, В.Г. Гольдштейн
Самарский государственный технический университет,
Самара, Россия,
[email protected]
Важнейшей
компонентой
управления
производственными
активами
электрических сетей (ПАЭС) являются экономические модели ЖЦ. Их научным
обоснованием является теория оценки рисков, которая дает возможность найти
оптимальное соотношение между затратами, возникающими при рисках отказа
оборудования по мере его старения, и преимуществами продления его ЖЦ.
Стратегия управления ЖЦ ЭО, основанная на системе управления рисками,
способствует повышению качества техобслуживания и замены оборудования,
оптимизирует процессы финансирования и подготовки технико-экономических
обоснований бизнес-проектов, определения приоритетов реновации оборудования.
Наличие полной информации обо всех возможных последствиях способствует
принятию взвешенных решений по вопросам сохранения энергетических активов,
приобретения новых электросетевых комплексов, соблюдения нормативов
технического обслуживания и управления.
Можно выделить основные этапы управления производственными активами:
454
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
• планирование: планирование работ по достижению целей процесса, т.е. выбор
оптимальной стратегии для каждого актива в результате оценки технического состояния
оборудования, оценки последствий и рисков его отказа
• выполнение: выполнение запланированных работ;
• проверка: сбор информации и контроль результата на основе ключевых показателей
эффективности
• воздействие (управление, корректировка): принятие мер по устранению причин
отклонений от запланированного результата, изменения в планировании.
Одним из перспективных направлений снижения энергозатрат и повышения
эффективности работы нефтегазодобывающих предприятий является создание условий для
безотказного функционирования электропогружных установок (ЭПУ). Для этого необходимо
обеспечение электромагнитной совместимости ЭПУ с интенсивными внешними и
внутренними электромагнитными воздействиями. Прежде всего, это относится к погружным
электродвигателям (ПЭД), как наиболее существенной составной части ЭПУ.
Основная цель анализа аварийности погружного электрооборудования заключается в
том, чтобы на основании статистических данных установить взаимосвязь между факторами,
оказывающими влияние на надежность и безопасность эксплуатации электроустановок, что
является основополагающим при определении стратегии управления ЖЦ оборудования.
Современные информационные и технические средства позволяют проводить анализ
различными способами. Наиболее достоверным из них является непрерывный
автоматический контроль и фиксация параметров технического состояния оборудования. В
настоящей работе использованы полученные таким образом документы об аварийности ПЭД
за последние три года на крупнейшем нефтегазодобывающем предприятии Самарского
региона ОАО «Самаранефтегаз». Причины аварий и отказов самые разнообразные от
конструктивных ошибок до геологических процессов, но чаще всего причина отказов ПЭД электрический пробой обмотки в пазу и лобовой части, в узле токоввода. Так как даже в
пределах одного месторождения параметры скважин могут сильно различаться, существуют
разнообразные осложняющие факторы, такие как солеотложения, выпадение парафина,
кривизна ствола скважины, механические примеси. Они вызывают поток параметрических
отказов, которые приводят к снижению дебита скважины.
Информационная база данных (ИБД), анализ которой проводился в работе,
насчитывает порядка пяти тысяч случаев отказов ПЭД (типоразмеры по мощности - ПЭД-32,
ПЭД-45, ПЭД-63, ПЭД-50, ПЭД-90, ПЭД-70 и др.) В ИБД для каждого случая указывается
номер скважины, месторождение, время работы до отказа, дата монтажа, запуска и отказа,
причина аварии, типы протектора, компенсатора и кабеля, связывающего погружной
агрегат и наземное оборудование.
Для такого объёма информации необходима методология, расчленяющая поток отказов
по видам и позволяющая выделить закономерные отказы, определить константы законов
распределения случайных отказов, создать формальный аппарат для прогнозирования
безотказности ЭПУ. Методы и средства обработки данных на основе интеллектуального
анализа Data Mining опирается на ретроспективные данные для получения ответов на
вопросы о будущем. Data Mining решает главную задачу анализа ИБД – регрессивное
установление функциональных зависимостей в наборе данных. С помощью найденных
шаблонов проводится оценка вероятности возникновения аварий в ЭПУ.
Прогнозирование состояния электрооборудования проводится с целью создания
условий его безотказного функционирования. Главное значение имеют мероприятия по
снижению уровня перенапряжений и, тем самым, вероятности пробоя или перекрытия
изоляции. Из-за тяжелых природно-климатических условий работы надежность погружного
электрооборудования существенно ниже общепринятой. По этой причине оснащение
нелинейными ограничителями перенапряжений ПЭД (1 комплект ОПН-6 кВ, 2 ÷ 3 комплекта
455
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
ОПН - 0,5 ÷ 3 кВ) в значительной степени повысит надежность электрооборудования в
этой области.
Результаты проведенных исследований выхода из строя основных узлов ПЭО
(ЭЦН, ПЭД, гидрозащита, кабель) на нефтяных месторождениях ОАО
«Самаранефтегаз» за период с 2012 года по 2014 год представлены на гистограмме
отказов ЭПУ (рис.1) и круговой диаграмме (рис.2).
Рис.1 - Гистограмма отказов ЭПУ за 2012 – 2014 гг.
Рис. 2 – Отказы ЭПУ по видам оборудования
Выявлено, что в 2012 г. произошло 1538 отказов, в 2013 – 1636 отказов, в 2014 –
1524 отказа. На круговой диаграмме видно, что значительная часть ЭПУ при
эксплуатации выходит из строя в результате отказов ПЭД (~20%).
Основными же причинами отказов ПЭД являются электрический пробой обмотки
в пазу и лобовой части, в узле токоввода и составляют в сумме ~ 74%, что
свидетельствует о нарушении ЭМС (рис. 3).
456
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
Рис. 3 – Основные виды повреждений ПЭД
Также была
определена средняя наработка на отказ для ПЭД.
n
T* 
t
i 1
n
i
, где где ti – наработка i-го объекта, n – число отказов.
Чётко видна тенденция резкого снижения величины средней наработки на отказ. Она
уменьшилась с 922 суток до 441 суток. Результаты анализа свидетельствуют о существенном
износе ПЭД, а, следовательно, уменьшается остаточный ресурс оборудования, что приводит
к увеличению количества текущих и капитальных ремонтных работ (рис. 4).
1000
800
600
922 сут.
400
442 сут.
200
441 сут.
0
2012 г.
2013 г.
2014 г.
Рис. 4 – Средняя наработка на отказ для ПЭД
Для решения проблем обеспечения ЭМС ПЭД проведен вероятностно-статистический
анализ отказов, позволяющий установить вероятностные законы распределений для
интервалов времени от момента ввода в эксплуатацию ПЭД до первого нарушения,
приводящего к его выходу из строя. С целью повышения репрезентативности выборок была
произведена условная группировка ПЭД близких типоразмеров по мощности - 32, 45, 63, 90
(в кВт). В этих группах удалось объединить ~ 86% парка ПЭД ОАО «Самаранефтегаз», при
этом не рассматривались редко встречающиеся типоразмеры.
Для пяти вероятностных законов распределения с помощью ЭВМ производился подбор
выравнивающей кривой. Установлено, что наработка на отказ для групп ПЭД-32, ПЭД-45
подчиняется логнормальному закону распределения; ПЭД-63 – закону распределения
Вейбулла; ПЭД-90 – экспоненциальному закону распределения.
457
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
Проведенный анализ позволяет предложить косвенную оценку интервала
времени, в течение которого следует ожидать обеспечения ЭМС ПЭД, то есть
эксплуатационную оценку длительности его жизненного цикла. Она определяется из
условия превышения уровня ЭМС с граничной вероятностью Ex, равной 0,2; 0,05; 0,02;
0,01. Так косвенная оценка уровня ЭМС для условной группы ПЭД-45 определена из
численного решения уравнения и составляет 152; 75; 52; 41 сут. соответственно для Ex
= 0,2; 0,05; 0,02; 0,01. Временной интервал в 152 сут. предлагается принять за
предельно допустимую норму индивидуального ресурса ПЭД данной группы.
Аналогично полученные нормы для остальных групп ПЭД сведены в таблицу. Из нее
видно, что наименее надежными являются двигатели группы ПЭД-63 (рис.5). Можно
сделать вывод, что группы двигателей ПЭД-45, ПЭД-63, ПЭД-90 не обладают
требуемой надежностью, так как их предельно допустимая норма индивидуального
ресурса ниже, чем рекомендуемая регламентом (180 сут). Причем, наименее
надежными являются двигатели группы ПЭД-63.
210
180
150
120
90
60
30
0
182
сут.
152
сут.
33
сут.
64
сут.
Рис. 5 – Надёжность ПЭД
Проблема повышения надежности ПЭД на основе анализа их жизненных циклов
является совокупностью связанных между собой задач научно-технического,
экономического и организационного характера.
Системный подход должен предусматривать взаимосвязь мероприятий по
исследованию и обеспечению надежности. Например, исследование предельных
нагрузок элементов и узлов должно производиться во взаимосвязи с изучением
деградации и износа элементов и узлов машин под воздействием различных
эксплуатационных факторов. Это обеспечит получение данных по закономерностям
изменения запасов прочности в процессе эксплуатации.
Изучение нагрузочного состояния, а также характеристик, определяющих
нормальные условия эксплуатации, обязательно для выработки требований к
построению систем технической диагностики и прогнозирования остаточного ресурса
ПЭД, являющихся основой определения и управления параметрами их жизненных
циклов.
Наиболее эффективный путь решения такой задачи связан с разработкой
уточненных математических и физических моделей объектов. При осуществлении
наблюдений, анализа и последующей систематизации отказов необходимо возможно
более точно учитывать явления, приводящие к перегрузкам и повреждениям узлов.
Перечень работ по обеспечению надежности ПЭД на стадии производства определен в
основном достаточно полно. Вместе с тем актуальной задачей является использование
458
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
статистических методов обработки результатов технологического и приемо-сдаточного
контроля узлов, деталей и готовых изделий. Использование вероятностных методов при
при планировании испытаний погружного электрооборудования на надежность существенно
существенно повышает эффективность методов производственно-технологического
корректного обеспечения его надежности в рамках длительности жизненных циклов.
Одним из наиболее эффективных средств обеспечения надежности ПЭД является
разработка конструкции с оптимальным распределением нагрузок, применение материалов с
высокой прочностью и износостойкостью. Одной из основных задач по совершенствованию
конструкции ПЭД и повышению их надежности является создание новых износостойких пар
трения для направляющего и упорного подшипников, отличающихся уменьшенным
коэффициентом трения, малыми габаритами и зазорами между вращающейся и неподвижной
частями, а также приемлемой технологичностью в изготовлении. Эффективный путь
оптимизации распределения тепловых нагрузок элементов активной зоны ПЭД (обмотки
статора, короткозамкнутой клетки ротора) – создание систем интенсифицированного
охлаждения с циркуляцией масла в основных узлах и устройством во внутренней полости
теплообменников.
Для ПЭД актуальной является задача разработки эффективных мер по защите деталей
от коррозии. Необходимо применять коррозионностойкие недефицитные конструкционные
материалы. Необходимо провести исследования способов защиты поверхностей пакетов
статора и ротора, а также разработать конструкции, обеспечивающие максимальную
коррозионную стойкость. Разработка и внедрение комплексных систем обеспечения
надежности ПЭД может производиться поэтапно с приоритетной разработкой этапов
согласно технико-экономическим обоснованиям.
Выводы и результаты по работе
1. Показаны возможности информационных технологий в управлении жизненным циклом
погружных электродвигателей в нефтедобыче.
2. Проведен вероятностно-статистический анализ отказов основного погружного
электрооборудования по данным ОАО «Самаранефтегаз» за 3-летний период наблюдений.
3. Установлено, что наработка на отказ для условных групп ПЭД-32, ПЭД-45 подчиняется
логнормальному закону распределения; ПЭД-63 – закону распределения Вейбулла; ПЭД-90 –
экспоненциальному закону распределения. Рассчитаны уровни ЭМС для данных групп ПЭД.
4. Предложена приближенная оценка остаточного ресурса с учетом его восстановления в
текущих и капитальных ремонтах, позволяющая формировать планы и рекомендации по
техническому обслуживанию и ремонтам ПЭД с учетом текущего технологического ресурса.
5. Построены круговые диаграммы отказов и структурная схема отказов ЭПУ, позволяющие
оценить основные и косвенные причины выходов из строя и параметры жизненных циклов
погружного электрооборудования нефтедобычи.
6. Разработана структурная схема по организации работ, направленных на обеспечение
надежности ПЭД.
Таким образом, по результатам анализа аварийности и параметров жизненных циклов
ЭПУ в целом выявляются основные причины отказов погружного оборудования. Это
позволяет построить математические модели оптимизации периодичности ремонтов ПЭД, а
также определить организационно-технические мероприятия, направленные на повышение
наработки на отказ и снижения количества отказов ПЭД в нефтегазодобывающих
предприятиях.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
459
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
1. Атакишев Т.А., Бабаев Р.В., Барьюдин А.А. и др. Электроэнергетика нефтяных и
газовых промыслов. М.: Недра, 1988.
2. Макарычев П. П., Афонин А. Ю. Оперативный и интеллектуальный анализ данных:
учеб. пособие. – Пенза : Изд-во ПГУ, 2010. – 156 с.
3. Альбокринов B.C., Гольдштейн В.Г., Халилов Ф.Х. Перенапряжения и защита от
них в электроустановках нефтяной промышленности/ Самара: Самар. универ.,
1997.-324 с.
4. Волкова И.О. Эффективное управление производственными активами
электросетевых компаний / И.О.Волкова. – Санкт-Петербург: изд-во Политехн.унта. - 2008. – 258 с.
УДК 620.424.1
СЕЛЕКТИВНЫЙ КОНТРОЛЬ СОПРОТИВЛЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ПРИСОЕДИНЕНИЙ
ЦЕПЕЙ ПОСТОЯННОГО ТОКА БЕЗ ОТКЛЮЧЕНИЯ.
М.О. Скрипачев, А.С. Ведерников, А.С. Вахромов
Самарский государственный технический университет,
Самара, Россия
На тепловых станциях и крупных подстанциях щиты постоянного тока
представляют собой систему изолированных относительно земли проводников,
находящихся под разностью потенциалов 220 В относительно друг друга [1].
Цепи постоянного тока строятся по аналогии с системами электроснабжения и
имеют иерархическую структуру. Учитывая протяженность и распределенность сети
постоянного тока, особенно во время влажной погоды, сильно возрастает вероятность
снижения сопротивления изоляции на землю одного из полюсов. Согласно [2],
сопротивление изоляции не должно быть меньше 100 кОм на полюс, а при
сопротивлении изоляции менее 40 кОм персонал получает сигнал о снижении изоляции
на землю в сети.
Задача определения места снижения изоляции, возлагается на оперативный
персонал и занимает большое количество времени. Существующие устройства, в виде
моста, могут лишь сигнализировать факт снижения изоляции в системе оперативного
тока без уточнения присоединения. Основным методом определения места
повреждения изоляции является деление цепей постоянного тока с поочередным
отключением имеющихся присоединений. Метод непригоден для систем постоянного
тока, питающих защиты с микропроцессорными терминалами [3]. При подаче питания
на импульсный блок питания терминала, восстановление напряжения на самих
процессорах занимает некоторое время. В этом случае, наводки по входам терминала
могут вызвать ложную работу микропроцессорного ядра. В щите постоянного тока,
необходимо устанавливать системы, информирующие о снижении изоляции,
пофидерно. При эксплуатации обнаружение двух или нескольких поврежденных
фидеров щита постоянного тока со снижением изоляции в одноименных полюсах
является еще более трудной задачей для оперативного персонала.
Для решения вышеуказанных проблем предлагается метод с наложением
внешнего опорного напряжения, схема которого приведена на рис. 1.
460
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
Рис.1 Схема подачи внешнего опорного напряжения для определения поврежденного фидера щита
–
-балластное
-составляющая полного тока от источника опорного напряжения;
емкости развилки;
–активная составляющая
– активная со
–
сопротивление нагрузки (потребителя) фидера.
Внешнее опорное напряжение подается на обе шины одновременно через емкостную
развилку, которая отделяет цепи постоянного тока щита от источника опорного напряжения.
В отличие от метода с резистивной развилкой, предлагаемого в [4], емкостная развилка не
пропускает постоянную составляющую тока, следовательно, в ней не будет потерь с
выделением тепла. Так же при увеличении емкостей развилки, показанной на рис 1,
уменьшается ее сопротивление для внешней опорной частоты, что позволяет увеличить
чувствительность устройства в целом. Далее в работе считаем, что оба полюса системы
постоянного тока замкнуты накоротко по переменному току от опорного источника. Емкости
определяются распределенностью цепей, питаемых от конкретного фидера, и являются
паразитными.
Из вышерассмотренных авторов предлагается схема замещения щита постоянного тока,
вытекающая из рис. 1 и представленная на рис. 2.
Рис. 2 Схема замещения щита
T
PS 
1
 1 (t )  i f 1 (t )dt
T 0
(1)
где 1 (t ) и i f 1 (t ) – мгновенные значения переменных составляющих потенциала шин и тока
фидера от источника опорного напряжения, T – время наблюдения, на котором производятся
461
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
замеры величин. Интервал времени Т обязательно кратен периоду внешнего опорного
источника EОП.
Ток фидера очевидно, будет состоять из двух величин:
 (t )
d (t )
i f 1 (t )  1  C f 1  1
.
(2)
Rlek1
dt
Подставляя выражение (2) в подинтегральное выражение (1), будет представлен
как сумма двух интегралов:
T
Cf1 T 
d (t ) 
1
2
PS 

(
t
)
dt

1 (t )  1 dt
(3)
1



T  Rlek1 0
T 0
dt 
На практике гармонические составляющие имеются в сети. Их учет будет
рассмотрен в последующих работах. В данной работе принято, что внешнее опорное
напряжение EОП синусоидально без гармонических составляющих. При принятом
допущении второе слагаемое в уравнении (3) равно нулю и интеграл (3) преобразуется
в выражение (4):
T
1
PS 
12 (t )dt .
(4)

T  Rlek1 0
Из выражения (4) можно определить искомое сопротивление утечки на землю
контролируемого фидера:
T

2
1
Rlek1 
(t )dt
0
.
(5)
T  PS
Для практической реализации устройства использовалась микропроцессорная
элементная база. Поэтому было использовано дискретное представление величин: тока
утечки в рассматриваемом фидере, полного тока
и переменной составляющей
потенциала шин
дискретных рядов:
N
1
Rlek1  
T

n 0
.
N
 
n 0
2
n
n
(6)
 i fn 
Уравнение (6) определяет алгоритм основной программы микропроцессора.
В данной работе авторами было изготовлено устройство пофидерного контроля
изоляции цепей постоянного тока. На одной из ТЭЦ в Самарской области был проведен
эксперимент в реальном щите постоянного тока. Измерения проводились для
следующих режимов: металлическое замыкание, снижение сопротивления изоляции на
землю до 20 кОм в зоне контролируемого фидера, металлическое замыкание и
снижение изоляции на землю вне контролируемого фидера, одновременное
металлическое замыкание в зоне контролируемого фидера и вне.
Результаты проведенных измерений представлены на рис. 3 – рис. 5.
462
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
Рис. 3. Осциллограммы тока фидера и переменной составляющей потенциала шин при близком к
металлическому снижении изоляции на землю в зоне контролируемого фидера.
Осциллограммы сняты с аналоговых входов микропроцессорного модуля устройства.
Из рис. 3. видно, что фазы тока фидера и переменной составляющей потенциала шин
совпадают. Величина сигнала, пропорциональная току фидера значительно превосходит
сигнал,
пропорциональный
значению
потенциала
Рис. 4. Осциллограммы тока фидера, и переменной составляющей потенциала шин при снижении изоляции на
землю в зоне контролируемого фидера до 20 кОм.
Из рис. 4. видно, что фазы тока фидера и переменной составляющей потенциала шин
совпадают так же совпадают. Сигнал, пропорциональный току фидера и сигнал,
пропорциональный значению потенциала имеют незначительный сдвиг по фазе,
обусловленный паразитной емкостью контролируемого фидера. Значение активной
составляющей в токе преобладает над емкостной. Устройство уверенно реагирует.
Рис. 5. Осциллограммы тока фидера и переменной составляющей потенциала шин
при близком к
металлическому снижении изоляции на землю вне зоны контролируемого фидера.
463
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
При замыкании вне контролируемой зоны уменьшается как амплитуда
переменной составляющей потенциала шин, так и амплитуда тока фидера. Из рис. 5
видно, что фазы тока и потенциала шин находятся в противофазе. Значение активной
составляющей мощности будет отрицательной. Устройство не реагирует в данном
режиме.
Таким образом, проведенные опыты показали селективную работу устройства
контроля во всех режимах. Селективно определяемое системой сопротивление утечки
при данных паразитных емкостях фидера 20 кОм и имеет большой запас.
Установленное устройство контроля изоляции полюсов на землю УСТ.1 РА УКИ
накладывает на шины щита напряжение частотой 25 Гц. В процессе работы с двумя
налагаемыми напряжениями конфликта устройств штатного и испытываемого не
происходило во всех режимах. В процессе проведения испытания от шин щита, на
которые было наложено внешнее опорное напряжение, работали терминалы «Сириус».
Сбоев у терминалов релейной защиты из-за наличия внешнего опорного напряжения не
произошло.
Разработанное устройство может применяться при непрерывном контроле
изоляции на землю цепей постоянного тока для пофидерного контроля присоединений.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» / Системы оперативного постоянного
оперативного тока подстанций. Технические требования. – 2010. – 20 с.
2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской
Федерации.-М. НЦ «ЭНАС».-2011.-255 с.
3. Гуревич В.И. Оперативные цепи постоянного тока. Проблемы контроля изоляции. //
Новости ЭлектроТехники. 2012. - № 1(73) – С. 30-32.
4. Пат. 2310211 Российская Федерация. Способ поиска элемента с пониженным
сопротивлением изоляции в разветвленной электрической сети постоянного
оперативного тока [Текст] / Вайнштейн Р. А., Шестакова В. В., Исаев И. С., Юдин С.
М.; заявитель и патентообладатель Томск. политех. ун-т.; заявл. 24.07.2006; опубл.
10.11.2007.
5. Бессонов Л.А. Теоретические основы электротехники. Электрические цепи.- М.:
Высшая школа, 1996. – 620 с.
УДК 621.316.925
УНИВЕРСАЛЬНАЯ ЗАЩИТА ОТ ОДНОФАЗНЫХ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ В
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 10 кВ НЕФТЕПРОМЫСЛОВ
Ю.Ф. Лыков
Самарский государственный технический университет,
г. Самара, Россия
Однофазные замыкания на землю (ОЗЗ) в электрических распределительных сетях
нефтепромыслов составляют 70 – 90% всех замыканий, но из-за отсутствия селективной
сигнализации персонал нередко вынужден отыскивать место повреждения путем
поочередного отключения линий, что вызывает перерывы питания насосов скважин.
464
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
Последствия, вызываемые ОЗЗ. зависят от режима нейтрали электрической сети. В
настоящее время в России для распределительных сетей среднего напряжения используются
шесть режимов нейтрали, каждый из которых имеет свои преимущества и недостатки:
1) Изолированная нейтраль (рис. 1а) позволяет сохранить на некоторое время в работе
присоединение, на котором произошло однофазное замыкание на землю. Но при задержке
отключения однофазного замыкания оно обычно переходит в многофазное, что приводит к
срабатыванию МТЗ и аварийному отключению. Кроме того, в кабельной сети оно вызывает
двух
–
четырехкратные
перенапряжения,
обусловленные
возникновением
«перемежающейся» (многократно загорающейся и гаснущей) дуги. В воздушной сети ток
ОЗЗ имеет небольшую величину и может быть обнаружен лишь с помощью направленной
токовой защиты нулевой последовательности.
2) Компенсированная нейтраль (нейтраль, заземленная через дугогасящий реактор – ДГР,
рисунки 1б – 1 г) применяется в разветвленных кабельных сетях с большим емкостным
током ОЗЗ. Она позволяет резко снизить величину тока однофазного замыкания, но
приводит к невозможности выполнения простой селективной токовой защиты от ОЗЗ.
Рис. 1. Направленная защита от ОЗЗ.
а) изолированная нейтраль; б) компенсированная нейтраль(КН) при резонансной настройке ДГР; в) КН при
перекомпенсации; г) КН при недокомпенсации; д) КН с ДГР, шунтированным сопротивлением R; е) векторные
диаграммы для случая ДГР+R при разных вариантах компенсации.
3) Низкоомное резистивное заземление нейтрали в России применяется в сетях
собственных нужд электростанций. Ток ОЗЗ величиной 40 – 100 А вызывает немедленное
селективное отключение поврежденного участка. В сетях 20 кВ Electricité de France (Фран465
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
ция) для кабельных и воздушных сетей приняты токи 1000 и 300 А соответственно. Защита
от ОЗЗ при этом упрощается, перенапряжения не возникают, но основное преимущество
трех первых режимов (повышенная бесперебойность питания) теряется.
4) Низкоомное индуктивное заземление нейтрали, также, как и низкоомное резистивное
заземление, вызывает протекание значительного по величине тока ОЗЗ. Он ограничивается
путем соответствующего подбора параметров нейтралера (ФМЗО - фильтр магнитный
заземляющий однофазный) или заземляющего трансформатора.
Благодаря значительной (по сравнению с изолированной нейтралью) величине тока ОЗЗ в
сетях типов 5 и 6, как ненаправленная, так и направленная токовая защита нулевой
последовательности обеспечивают хорошую чувствительность.
Трудности с выполнением селективной защиты, реагирующей на токи нулевой
последовательности, возникают в сетях с нейтралями типов 1 – 4, где для достижения
требуемой чувствительности следует применять направленную токовую защиту нулевой
последовательности.
Анализ рисунков 1б, 1в и 1г показывает необходимость шунтирования ДГР с целью
получения активной составляющей IR тока замыкания, который при ОЗЗ проходит лишь по
поврежденному присоединению и надежно обнаруживается микропроцессорной защитой в
виде проекции полного тока на направление, противоположное вектору напряжения нулевой
последовательности. Защита может действовать на сигнал или на отключение.
Вывод: направленная токовая защита нулевой последовательности, обладая
селективностью, является к тому же и универсальной, так как она может быть успешно
использована в электрической сети с любым из шести существующих режимов нейтрали.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Шабад М.А. Защита от однофазных замыканий на землю в сетях 6–35 кВ. НТФ
«Энергопрогресс», «Энергетик», Москва, 2007.
2. Кужеков С.Л. Низкоомное заземление нейтрали в распредсетях напряжением 6-20 кВ.
«Кабель-news» № 6,2013.
УДК 621.31.015
МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОЛОЖЕНИЯ АНАЛИЗА НАДЕЖНОСТИ, ПРОГНОЗА
ОТКАЗОВ, СРОКОВ СЛУЖБЫ И РЕСУРСОВ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК В
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИИ НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ
Е.В. Ревякина, М.А. Шестова, В.Г.Гольдштейн
Самарский государственный технический университет,
г.Самара, Россия
[email protected]
Надежность как важнейшая характеристика систем электроснабжения (СЭС)–
определяется
повреждаемостью
электрооборудования
(ЭО),
ожидаемой
продолжительностью бесперебойной работы, длительностью перерыва питания
электроэнергией, ущербом от перерыва питания и др. Основная проблема эксплуатации
СЭС, в частности, в нефтедобыче – обеспечение оптимальной надежности, при которой
достигается наиболее выгодное соотношение между ущербом от перерыва
электроснабжения и затратами на ее обеспечение. В настоящее время можно
констатировать два направления повышения надежности: – дифференциальное за счет
466
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
снижения отказов элементов, из которых состоит объект, и повышение надежности объекта;
– интегральное путем резервирования.
Очевидно, что оба направления связаны с затратами и желаемого эффекта можно
добиться путем сочетания двух этих направлений. Исходным этапом решения указанной
проблемы является исследование технического состояния ЭО. Методической основой для
выработки рекомендаций по повышению надежности СЭС в целом, а также их элементов
является анализ состояния и условий эксплуатации ЭО.
Для оценки надежности СЭС используются методы прогнозирования, физические и
топологические. Их основа - данные испытаний, диагностики и аварийной статистики.
Отметим, что статистические данные,
безусловно, являются основным способом
определения надежности действующих СЭС. Краткая характеристика групп методов
приведена в таблице 1.
Таблица 1
Методы анализа надежности СЭС нефтедобычи
Названи
Основание
Достоинства
Недостатки
е метода
Статис- Анализ статисти- Наглядность,
простота Отражение только текущего
тичес- ческих данных
понимания,
получение состояния объекта (как факт),
кий
достоверных данных
неучет структурных связей
между объектами в системе
Структ Построение струк- Учет
функциональных Необходимость графического
урный турной схемы на связей между объектами; отображения
структурных
базе
оценка
надежности
и связей;
сложные
конструктивных вероятности
отказа; математические расчеты
параметров
возможность исследовать
любое звено структуры
Логико Расчет
Оценка показателя риска Трудоемкие математические
показателей
отказа и экономического расчеты,
составление
вероятн надежности элект- ущерба от отказа
структурной схемы
остный роснабжения
и
риска
эксплуатации
электрических
сетей
Интелл Обработка данных Не требует трудоемких На
данный
момент
не
ектуаль и выявление новых расчетов,
позволяет обнаружены
ный
моделей и скрытых исследовать
тенденций
неограниченные
базы
данных,
выявляет
перспективную
модель
поведения объекта
Электрические сети и системы электроснабжения работают в условиях непрерывного
потока воздействий окружающей среды и, в первую очередь, эксплуатационных физических
воздействий. При этом у электрооборудования ухудшаются внутренняя стойкость по
отношению к этим воздействиям, а также характеристики и эксплуатационные свойства.
Нарушение условий нормальной работы оборудования, превышение допустимого срока
службы установок, старение и износ изоляции, перенапряжения, вызванные как влиянием
окружающей среды (атмосферные перенапряжения), так и в процессе эксплуатации линий и
электрооборудования, а также другие воздействия увеличивают вероятность повреждения и
467
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
отказа электрических установок.
В свою очередь, отказ электроустановки, в
особенности высоковольтной, может привести к более серьезным последствиям –
аварии на подстанции, предприятии.
Негативные последствия аварий в электрических сетях и системах
электроснабжения, в частности, нефтяной промышленности, имеют широкий диапазон
отрицательных последствий, начиная от массового недоотпуска энергии, и, как
следствие, возмещение выплат потребителям, заканчивая нанесением крупного
экономического ущерба, вызванное массовым простоем предприятий, и человеческими
жертвами. По этой причине проблеме снижения аварийности электрооборудования
уделяется огромное внимание.
Современные информационные технологии и компьютеризация производства
позволяют прогнозировать отказ электроустановки по данным анализа аварийности
конкретных видов оборудования, и предотвратить нежелательные последствия,
вызванные его повреждением либо выходом из строя. Анализ аварийности
производится на основе базы данных и позволяет выявить наиболее частые причины
отказа установок. Информация, содержащаяся в базах данных, может быть различной в
зависимости от задач этого анализа. В качестве опорного статистического материала
рассматривается база аварийности электрооборудования электрических сетей
Поволжского региона, в которой информация об электроустановках классифицируется
по классам напряжения, видам электрооборудования, характеру и причинам
повреждений, датам ввода в эксплуатацию и т.д.
На сегодняшний день зафиксированы данные около 40000 отказов.
Аналитическая оценка аварийности и данные эксплуатации говорят о том, что наиболее
подвержены отказам ЛЭП и силовые трансформаторы. Преимущественная причина
выхода оборудования из строя – износ изоляции, а также эксплуатация установок
свыше установленного техпаспортом срока службы. На рис.1 и 2 представлены данные
о повреждениях ЭО СЭС в целом и по воздушным линиям (ВЛ).
Анализ аварийности прошлых лет и поведения оборудования в настоящих
условиях эксплуатации является основой решения задачи прогнозирования отказов в
будущем. Для систем прогнозирования эта информация накапливается в
информационных базах и банках данных. Объемы этих данных настолько велики, что
способы, использовавшиеся ранее для обобщенных оценок аварийности, становятся
неэффективными и нерентабельными по затратам времени.
468
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
Старение, износ изоляции
9%
5%
Атмосферные и
коммутационные
воздействия
Воздействия посторонних
лиц и предметов
7%
32%
Дефекты проектирования,
ремонтов, эксплуатации
27%
6%
14%
Воздействия
недопустимых режимов и
токов КЗ
Прочие воздействия
Причина не установлена
Рис.1. Диаграмма основных повреждений ЭО
Отказ без повреждений
оборудования
3%
Перекрытие фаз
38%
32%
Пережог,
подплавление
24%
Обрыв, разрыв,
расцепление
3%
Прочее
Рис 2. Диаграмма отказов при повреждениях проводов и грозозащитных тросов
ВЛ
Встала необходимость найти способ, позволяющий быстро обрабатывать большие базы
данных, распределять информацию согласно определенным признакам, формировать
статистику аварийности, и по ней прогнозировать отказы оборудования. Одним из таких
способов стал метод обработки данных на основе интеллектуального анализа, получивший
название Data Mining [1]. Это - технология выявления скрытых взаимосвязей внутри
больших баз данных. В общем случае она позволяет решать задачи:
− выявления взаимозависимостей, причинно-следственных связей, ассоциаций и
аналогий, определение факторов времени и локализация событий или явлений по месту;
− классификации событий и ситуаций по конкретным характеристикам;
− прогнозирования хода технологических и организационных процессов и событий.
Таким образом, целью интеллектуального анализа базы данных аварийности является
выявление наиболее частых причин отказа оборудования, прогнозирование сроков службы
установок в зависимости от условий эксплуатации и статистики отказов. На основе
результатов анализа разрабатываются мероприятия по уменьшению количества отказов
оборудования, и, следовательно, по повышению надежности энергосистемы.
469
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
Преимущественное значение имеют мероприятия по оценке состояния
электрооборудования, так как это позволяет принять своевременные меры и
предотвратить отказ энергоустановки. Кроме того, они направлены на ликвидацию
причин появления отказов и нарушений и сокращение их отрицательных последствий.
Основные причины отказов и нарушенийсвязаны:
− с состоянием ЭО, сооружений и конструкций – позволяет оценивать
эксплуатационный ресурс ЭУ и надежность ЭО;
− с нарушением правил обслуживания ЭО – позволяет судить об уровне
организации рабочего процесса и об уровне квалификации персонала;
− причины отказа, связанные с опасными воздействиями – влияние
атмосферных и климатических факторов.
Исходным этапом решения указанной проблемы является исследование
технического состояния СЭС. Анализ состояния и условий эксплуатации создает
исходную базу для выработки рекомендаций по повышению надежности СЭС в
целом, а так же их элементов.
Оценка результатов названного анализа, позволяет сделать вывод, что
значительная часть аварий происходит из-за старения и износа изоляции, при этом
имеет значение специфика эксплуатации того или иного оборудования, так для СТ и
измерительных трансформаторов тока и напряжения (ТТ и ТН) [2] наиболее
характерен износ изоляции, связанный с естественным старением оборудования. Для
коммутационных аппаратов (КА) к названой причине добавляются дефекты при
изготовлении или ремонте ЭО. Для защитных аппаратов, в частности,
ограничителей перенапряжений (ОПН) в соответствии с эксплуатационным
назначением высокая доля вероятности выхода из строя при воздействии
перенапряжений.
Анализируя полученную информацию можно сформулировать обобщенную
проблему аварийности, методической причиной которой является недостаточное
внимание к выполнению требований ЭМС, а именно несвоевременность и неполнота
проведения текущих и капитальных ремонтов, что приводит к преждевременному
выходу ЭО из строя.
Это связано с тем, что в настоящее время в эксплуатации сочетаются новое и
изношенное ЭО, уровень износа которого значительно превышает установленный, а
сроки и объемы технических обслуживаний и ремонтов остаются неизменными, что
приводит к общему росту интенсивности отказов.
На основании полученных данных определяются мероприятия по
предупреждению и устранению последствий технологического нарушения, сроки
проведения мероприятий и ответственные за их проведение.
Анализ аварийности является основой статистических выводов по наиболее
частым причинам отказов, выявляет обстоятельства им предшествующие, и ЭО,
наиболее подверженное выходу из строя. Это позволяет определить комплекс
организационно-технических
мероприятий
по
устранению
последствий
технологического нарушения и рекомендаций по повышению надежности СЭС
нефтедобычи.
ВЫВОДЫ
1. Произведенный
статистический
и
интеллектуальный
анализ
аварийности ЭО показал, что около 50% отказов ЭО зафиксировано при
достижении ЭУ возраста 30 лет и около 20% − при достижении 20-летнего срока
службы.
470
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
2.
Можно констатировать, что около 30% ВЛ выходят из строя по причине
атмосферных воздействий; 30 – 40 % других видов ЭО выходит из строя по причине
износа изоляции;
3.
Статистический и интеллектуальный анализ аварийности позволяет
получить законы распределения для каждого вида ЭО и ЛЭП по срокам службы, на
основе которых можно установить рекомендации по ограничению сроков
эксплуатации, а также по проведению плановых ремонтов с целью продления
безотказной работы ЭО и повышения надежности СЭС.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
Гольдштейн В.Г., Хренников А.Ю. Техническая диагностика, повреждения и
ресурсы силовых измерительных трансформаторов и реакторов./М.:
Энергоатомиздат, 2007. -320 с.
2. Нестеров С.А. Базы данных. Интеллектуальный анализ данных.- СПб.: Изд-во
Политехн. ун-та, 2011.
1.
УДК 620.92
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЯ
НЕФТЕБУРОВОЙ УСТАНОВКИ.
В.М.Мякишев, Е.А.Балукова
Самарский государственный технический университет,
г.Самара, Россия
Проблемы оптимального энергоснабжения и энергоэффективности являются
основными в энергетике. Наиболее актуальным методом энергосбережения является метод
снижения реактивной мощности в энергосистеме путем увеличения коэффициента
мощности. Низкий коэффициент мощности способствует увеличению потерь электроэнергии
в электрической сети и снижению КПД электрооборудования, работающего от данной сети.
Кроме того, реактивная мощность, также как и активная, учитывается поставщиком
электроэнергии, поэтому подлежит оплате и составляет основу счета за электроэнергию.
Следовательно, компенсация реактивной мощности является основной проблемой в решении
вопроса энергосбережения на любом нефтедобывающем объекте.
Для того чтобы понять, что такое реактивная мощность, необходимо знать определение
электрической мощности. Под электрической мощностью подразумевается некая физическая
величина, характеризующая скорость генерации, передачи и преобразования электрической
энергии. В электрической цепи при периодических процессах, где сила тока и напряжение
471
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
постоянны и меняются по синусоидальному закону, то мгновенная мощность может
быть определена по формуле (1):
𝑃(𝑡) = 𝑈𝐼𝑠𝑖𝑛𝜑𝑠𝑖𝑛2𝜔𝑡,т.к.
(1)
𝑢(𝑡) = 𝑈𝑚 sin(𝜔𝑡 + 𝜑) ; 𝑖(𝑡) = 𝐼𝑚 𝑠𝑖𝑛𝜔𝑡
Электроснабжение объектов нефтяных и газовых промыслов осуществляется на
переменном токе. В системе переменного тока при активной (резистивной) нагрузке
наблюдается возрастание и снижение напряжения и тока, т.е. ток и напряжение совпадают по
фазе. В случае если между током и напряжением возникает сдвиг во времени (сдвиг по фазе),
что обычно характерно для нефтегазовых потребителей, то передается как активная (P), так и
реактивная мощности (Q). На рисунке 1 представлен треугольник мощностей.
Рис. 1
P(активная)=UIcosφ; Q(реактивная)=UIsinφ
Фазовый сдвиг φ и коэффициент мощности (cosφ) характеризуют параметры
потребителя переменного тока при наличии в нагрузке реактивной составляющей. Для
приемников энергии значение активной мощности всегда положительное, а значение
реактивной мощности положительное для индуктивных цепей, т.е. при cosφ>0, а
отрицательное для емкостных цепей при cosφ<0. Для объектов нефтяных и газовых
промыслов нагрузка носит активно-индуктивный характер, так как cosφ>0, то
средством повышения коэффициента мощности может служить установка на таких
объектах конденсаторов, включаемых параллельно фазам потребителя. На буровых
установках приемным устройством является погружной электродвигатель (ПЭД),
который потребляет из энергосистемы активную мощность, необходимую для его
функционирования. При этом из сети потребляется определенная полная мощность, и
существуют соответствующие потери. В повышении значения cosφ заинтересованы
электрические станции (подстанции).
К примеру, установленная мощность питающих сетей (подстанции)
𝑆=
6
15 ∙ 10 кВА. При cosφ=0.9 подстанция отдает активную мощность (2):
P=Scosφ=15·106·0.9=13 500 000кВт
(2)
Если же специальными средствами улучшить коэффициент мощности до 0,91, то
от этой же подстанции (без подключения новых мощностей) можно получить активную
мощность (3):
P1=Scosφ=15·106·0.91=13 650 000кВт
(3)
Отсюда, за счет оптимизации режима работы ПЭД получаем дополнительную
активную мощность:
ΔP=P1-P=13650000-1350000=150 000кВт
В таком режиме (cosφ=0.91), при неизменной активной мощности, ток в линии
передачи меньше и соответственно меньше потери энергии в элементах
электроснабжения ПЭД (4):
𝑃
1
ΔPпот =RлIл2=Rл(𝑈𝑐𝑜𝑠φ)2≈𝑐𝑜𝑠2 φ
(4)
Таким образом, чем выше коэффициент мощности приемных устройств, тем это
экономически выгодно для энергосистемы и буровой установки.
В качестве примера рассмотрим приемное устройство активно-индуктивного
характера – погружной электродвигатель (ПЭД), который служит для привода
472
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
центробежных насосов в нефтегазовой отрасли. Пусть полная мощность двигателя 45кВА,
cosφ=0.9 Основным видом ПЭД является асинхронный двигатель с короткозамкнутым
ротором. Применение синхронного компенсатора не целесообразно по технологическим
условиям, тогда для улучшения коэффициента мощности данного двигателя применяют
статические конденсаторы определенной емкости. На рисунке 2 представлена упрощенная
схема ПЭД с конденсаторной батареей (Рис.2а) и векторная диаграмма (Рис.2б). На
векторной диаграмме при подключении конденсаторов ток в линии Iл уменьшается в связи с
компенсирующим действием конденсатора.
Рис.2а
Рис. 2б
На рисунке 3 представлена схема подключения конденсаторных батарей к погружному
электродвигателю (ПЭД).
Рис. 3
При наличии конденсатора реактивная мощность станции составляет (5):
Q=UIлsinφ2=Ptgφ2=Qп+ Qс= Qп –BcU2, где
(5)
отрицательная реактивная мощность конденсатора показывает, что конденсатор является
источником реактивной мощности Qс=-UIл=-BcU2. Необходимая реактивная мощность от
конденсатора (6) для повышения коэффициента мощности от cosφ1=0.9 до cosφ2=0,91
Qс= Qп - Qл= P(tgφ1- tgφ2)
(6)
Необходимая емкость батареи статического конденсатора рассчитывается по формуле (7):
𝑃
C=𝜔𝑈2(tgφ1- tgφ2)
(7)
Из полученного выражения следует, что, для повышения эффективности
конденсаторные батареи необходимо включать на повышенное, т.е. линейное напряжение, а,
следовательно, по схеме треугольник. Таким образом, конденсатор можно считать
генератором, который снабжает приемник реактивной мощностью, уменьшая тем самым
реактивную мощность, потребляемую от источника подстанции.
473
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
УДК 621.314
ЭФФЕКТИВНОСТЬ СВАРОЧНОГО ОБОРУДОВАНИЯ В НЕФТЕГАЗОВОЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Ю.В.Обухова, В.М.Можаев, Д.А. Гнетова, В.М.Мякишев
Самарский государственный технический университет,
г.Самара, Россия
[email protected]
Эксплуатация промышленных объектов нефтегазового комплекса часто диктует
использование сварочных трансформаторов, которые практически являются
реактивными элементами и потребляют большую реактивную мощность, что резко
снижает коэффициент мощности в целом. Сварочные трансформаторы экономичны
дешевы и надёжные источники питания, отличаются бесшумностью работы, высокими
КПД. Улучшения экономических показателей сварочного трансформатора можно
добиться за счет снижения напряжения холостого хода, за счет рационального
включения нескольких трансформаторов или их автоматическом отключении при
работе в режиме холостого хода. Снижение напряжения холостого хода сварочного
трансформатора приводит к уменьшению устойчивости горения дуги, а это требует
применение дополнительных устройств.
Обеспечение надежного зажигания и устойчивого горения сварочной дуги
переменного тока достигается повышением напряжения холостого хода источника
питания, например, до 70÷75В, при рабочем режиме напряжение на дуге 𝑈д составляет
порядка 20-30В.
𝑈д = 20 + 0,04𝐼раб
(1)
Следовательно, принципиально такая установка не может иметь коэффициент
мощности (cosφ) больше 0,4 – 0,45, если не применять специальные меры.
Простейшим способом повышения коэффициента мощности является включение
конденсатора на входе источника питания. Такие трансформаторы (ТСК) в настоящее
время выпускаются промышленностью, но этот способ применяется при питании
трансформатора от сети напряжением U = 380 B.
Коэффициент мощности определяется соотношением напряжения холостого хода
и рабочего напряжения дуги. Следовательно, для увеличения cosφ установки
необходимо снижать напряжение холостого хода, но при этом будет падать
устойчивость горения дуги и нарушится стабильность процесса повторного зажигания.
Улучшить процесс повторного зажигания сварочной дуги можно за счет
импульсных поджигающих устройств, типа генераторов импульсов или осцилляторов.
Однако эти меры существенно усложняют схему источника питания и снижают
надежность работы.
Если нагрузки сети представить эквивалентным активно-индуктивным
сопротивлением 𝑍н = 𝑅 + 𝑗𝑋𝐿 , то с учетом векторной диаграмме такой цепи можно
найти тангенс угла сдвига фаз и коэффициент мощности. Ставится задача – уменьшить
угол сдвига фаз до определённого значения 𝜑2 , т.е. повысить коэффициент мощности.
474
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
Для этого можно параллельно эквивалентной нагрузке включить конденсатор для выработки
дополнительной реактивно-емкостной мощности, которую можно определить через ток Ic.
Путем некоторых математических действий можно получить выражение для емкости
косинусного конденсатора в виде:
𝐶=
[𝑃𝑝 ∙𝛱𝐵+𝑃𝑥𝑥 (1−𝛱𝐵)](𝑡𝑔𝜑1 −𝑡𝑔𝜑2 )
(2)
2𝜋𝑓𝑈 2
где ПВ- продолжительность включения, Pp– активная мощность, потребляемая сварочной
дугой; Pxx– активная мощность, потребляемая трансформатором в период паузы (холостой
ход).
Из полученного выражения следует, что конденсатор надо включить на повышенное
напряжение. Такая установка конденсатора позволяет существенно повысить коэффициент
мощности трансформатора.
Одним из рациональных способов повышения (cosφ) можно считать снижение
напряжения холостого хода трансформатора. Но при этом понижается устойчивость горения
дуги. Решение этих двух взаимоисключающих задач заключается в импульсном повышении
напряжения холостого хода в момент повторного возбуждения дуги за счет использования
насыщающегося участка магнитопровода (НИП) [2,3]. При этом необходимо учитывать
устойчивость горения дуги и коэффициент мощности α (α≠const, так как цепь нелинейная)
Аппроксимируя аналитическое выражение статической вольтамперной характеристики
𝑃
дуги 𝐹(𝐼) гиперболой 𝐹(𝐼) = 𝐼 , можно ввести предложенный ранее критерий оценки
устойчивости по характерной предельной мощности дуги (Pn).
При использовании компьютерных технологий наиболее удобным оказалось введение
коэффициента запаса по устойчивости (Ky), по характерной предельной мощности дуги и
мощности дуги в исследуемом режиме (Pд).
𝑃
𝐾𝑦 = 𝑃𝑛
(3)
𝜕
Коэффициентом запаса устойчивости считается отношение предельной мощности дуги
при выбранном значении числа витков, расположенных на насыщающемся участке
магнитопровода (W4) и при его сечении (SН) к аналогичной мощности при сечении SН=10-2м2,
соответствующем линейному варианту исполнения НИП. На рис.1 приведена сравнительная
оценка трансформатора без насыщающегося сердечника и НИП при различных его сечениях.
Из рассмотренных кривых 𝜂 = 𝑓1 (𝑆𝐻 ) и 𝛼 = 𝑓2 (𝑆𝐻 ) следует, что в области изменения
сечения SH от 3·10-3 м2 до 10·10-3 м2 величины КПД (η) и коэффициента мощности (α)
остаются практически неизменными, что позволяет сделать вывод: сечение насыщающегося
участка магнитопровода в определенном диапазоне не оказывает существенного влияния на
технико-экономические показатели НИП.
При заданных исходных параметрах НИП с уменьшением SH коэффициент запаса
устойчивости дуги сначала возрастает до определённой величины Ky = 1,9, а потом резко
падает.
Аналогичными являются и зависимости 𝑃𝑛 = 𝑓3 (𝑆𝐻 ) и 𝐹 = 𝑓4 (𝑆𝐻 ).
Таким образом, при заданных геометрических параметрах источника питания и
выбранных весовых множителях определяющим членом функционала F является
коэффициент запаса устойчивости Ky, который в данном случае можно принять за критерий
удовлетворяющий условию равнооптимальности.
475
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
η
α
1,0
0,9
0,8
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
F
Ку
Рn
кВт
3,2
3,0
2,8
2,6
2,4
2,2
2,0
1,8
1,6
0,7 1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
Rш=8·106, Гн-1
3,2
3,0
2,8
2,6
2,4
2,2
2,0
1,8
1,6 1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
Pn
F
η
Ку
α
Sн·10-3, м2
0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 2
3
4
5
6 7
8
9 10
Рис.1 Зависимости основных экономических показателей НИП в функции сечения
насыщающегося стержня.
Для анализа динамических свойств трансформатора с насыщающимся участком
магнитопровода НИП были рассчитаны скорость перехода тока через нуль и скорость
нарастания напряжения на дуговом промежутке (рис 2).
Из анализа этих кривых видно, что по мере увеличения сечения S H, производная
𝑑𝑖
= 𝑓(𝑆𝐻 ) растет до какого-то определенного сечения, а в дальнейшем резко падает.
𝑑𝑡
Это объясняется тем, что до этого критического сечения мощность, вводимая в ствол
дуги, была достаточна для её поддержания, так как ширина импульса была больше
постоянной времени дуги (Δt > θ), а в дальнейшем ширина импульса стала меньше
требуемой (Δt < θ), т.е. величина вводимой мощности упала, устойчивость дуги
𝑑𝑖
снизилась и значение 𝑑𝑡 уменьшается.
𝑑𝑢 𝑑𝑖
𝑑𝑡,
𝑑𝑡,
кВ
кА
А
С
𝑑𝑖
𝑑𝑡
С
47
46
45
60
44
43
42
41
40
55
39
38
𝑑𝑢
𝑑𝑡
37
36
35
50
34
33
32
45
31
3
0 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
2
3
4
5
SM·10-3,
м2
6 7 8 9 10
476
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
Рис. 2 Кривые изменения скорости перехода тока через нулевое значение и скорости нарастания
напряжения на электродах в функции сечения насыщающегося стержня.
𝑑𝑢
Этот вывод подтверждает и кривая 𝑑𝑡𝜕 = 𝑓(𝑆𝐻 ). В диапазоне изменения сечения
насыщающегося участка магнитопровода SH от 1·10-3 м2 до 5·10-3 м2 скорость нарастания
напряжения слабо зависит от величины SH. При уменьшении значения SH от 1·10-3 м2 она
существенно возрастает и заметно снижается при увеличении SH свыше 5·10-3 м2.
Таким образом, представленный материал позволяет сделать вывод о перспективности
применения сварочных трансформаторов с насыщающимся участком магнитопровода и их
экономической целесообразности. Этому способствует простота их устройства, мобильность,
дешевизна, возможность выполнения практически любых сварочных работ, а ряд видов
сварки вообще возможны только при питании от источников переменного тока.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1.
Вагнер О.Г.
Повышение стабильности сварочной дуги переменного тока.
//«Электричество»,1958, № 5.
2.
Лесков Г.И. Электрическая сварочная дуга. М., Машиностроение, 1970.
3.
Мякишев В.М., Жеваев М.С. Устойчивость горения сварочной дуги. В сб. Материалов
международной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития
электротехнологии». г. Иваново, 2006.
УДК 621.3.073.4
ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПОВТОРНОГО ЗАЖИГАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ДУГИ
Е.С.Борисова, З.В.Митянин, В.М.Мякишев
СамГТУ, Самара, Россия, [email protected]
Источники синусоидального напряжения широко применяются для использования
электрической дуги переменного тока. Переход напряжения источника через нулевое
значение вызывает периодическое погасание и зажигание дуги, что снижает стабильность
горения. Для поддержания стабильности ее горения существует несколько способов [1,2]:
1.
2.
3.
4.
Комбинированное питание сварочных дуг.
Симулирование термоэлектрических явлений на катоде.
Симулирование остаточных явлений в стволе электрической дуги.
Изменение динамических свойств источника.
Наиболее эффективным является последний из выше перечисленных способов.
Процесс повторного возбуждения электрической дуги зависит от ряда обстоятельств,
протекающих непосредственно в дуговом стволе, и от динамических свойств источника
питания. Этими характеристиками определяется время, за которое напряжение между
электродами достигнет значения, достаточного для зажигания дуги.
Добиться устойчивой стабильности горения электрической дуги можно путем
повышения напряжения холостого хода трансформатора, но это значительно снижает
коэффициент мощности. Также, ГОСТ 95-77 регламентирует наибольшее действующее
значение напряжения: для ручной сварки – 75 В, для автоматической - 80 В.
477
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
Повысить надежность повторного возбуждения дуги можно путем импульсного
повышения напряжения на электродах в тот момент, когда ток источника равен нулю. С этой
целью, в настоящее время, выпускаются генераторы импульсов (ГИ-1, ГИ-2), позволяющие
обеспечить устойчивое горение сварочной дуги переменного тока при снижении напряжения
холостого хода на 25-40%. Однако эти генераторы имеют некоторые недостатки:
1)
2)
элемента;
наличие зарядного устройства с накопительной ёмкостью;
необходимость дополнительного дешевого и надежного коммутирующего
3)
наличие специального синхронизирующего элемента, согласующего разряд
накопительной ёмкости с моментом перехода тока через нулевое значение.
Улучшение энергетических характеристик сварочных трансформаторов может быть
достигнуто путем снижения напряжения холостого хода, вследствие применения
специальных схем, и при помощи способов стабилизации дуги импульсами повышенного
напряжения. В СамГТУ на кафедре «ТОЭ» предложена конструкция сварочного
трансформатора с насыщающимся участком магнитопровода, который условно может быть
назван нелинейным источником питания (НИП) [2]. Применение данного трансформатора
позволяет создать систему плавного и надежного автоматического регулирования
сварочного, а также достичь повышения устойчивости горения сварочной дуги и т.д.
Трансформатор с насыщающимся участком магнитопровода содержит первичную
обмотку W1 и две (или более) вторичные обмотки W2' и W2". Вторичные обмотки
располагаются на различных сердечниках трансформатора. При этом вторичная обмотка W2'
размещена на одном стержне с обмоткой W1, а обмотка W2" - на насыщающемся участке
магнитопровода, сечение S3 которого значительно меньше сечения основной части
магнитопровода. Электродвижущие силы обмоток W2' и W2" зависят от изменяющихся во
времени магнитных потоков Ф0 и Ф3.
Принцип работы НИП в режиме холостого хода рассмотрен ниже(см. рис. 1 )
При подаче на обмотку W1 синусоидального напряжения u1(t)=Umsin(ωt+90º) в
магнитопроводе наводится магнитный поток Ф0 = Ф0m sinωt .
В момент t=0 (Ф0=0) магнитные потоки Ф2 и Ф3 равны нулю. По мере увеличения
времени t>0 растет мгновенное значение магнитного потока Ф0, а следовательно, возрастают
магнитные потоки Ф2 и Ф3. Их величины обратно пропорциональны магнитным
сопротивлениям. Так как эти ветви включены параллельно, то:
U  Ф2 RM 2  Ф3 RM 3
или
Ф2 RM 3

Ф3 RM 2
(1),
(2),
где RM2 и RM3 – магнитные сопротивления соответственно второго и третьего участков
магнитопровода.
На рис. 1 представлена принципиальная схема НИП, представляющего комбинацию
линейного (обмотка W2') и пик-трансформатора (обмотка W2'').
478
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
Рис. 1. Принципиальная схема сварочного трансформатора с насыщающимся участком
магнитопровода (НИП).
Для расчета параметров пик-трансформатора необходимо определить число витков
вторичной обмотки W2'':
E2'' m  U xxm  U gm  W2''Фom (3),
E2'' m
W 
Фom
''
2
(4).
Значение E2'' зависит от продолжительности импульса ∆t, т.е. от сечения
насыщающегося участка магнитопровода, и числа витков W2''.
Положим, что амплитуда ЭДС е2", изменяющейся синусоидально наводимой в обмотке
W2'':
b  E2'' m  W2''Фom
(5).
Получим, что длительность импульса ЭДС равна t  a .
Р и с.2. Условная временная диаграмма ЭДС обмотки W2'' пик-трансформатора.
Тогда
479
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА

T a 
0  t    ;

 4 2



 T     T a 
T a 
e2 t   b sin  t  
  ,     t    
 4a 2    4 2 
 4 2
a

T

T a 
0,     t  .

2
 4 2

(6).
Таким образом, действующее значение Э.Д.С. e2 ' ' определим по формуле:
E ' '2 
ab 2 2
a
b
(7).
2 T
T
Осциллограмма временной диаграммы ЭДС вторичной обмотки представлена на рис.3.
Рис.3. Напряжение холостого хода.
После определенных математических преобразований получим значения основных
параметров пик-трансформатора.
Ширина импульса t  a , наводимого в обмотке W2'', выбирается, исходя из
конкретных условий сварки. Для обеспечения надежного зажигания электрической дуги,
ширина должна быть равна не менее чем двум постоянным времени дуги, т.е. t  (2  3)
[1,3].
Учитывая
Ф  2ФН
и
(8)
dФот
 Фот
dt
(9),
получим:
t 
2Фн
2Фн S3

Фom Фom
Сечение насыщающегося участка магнитопровода:
480
(10).
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
S3  S н 
Фom
2 Bн
t
(11).
Число витков вторичной обмотки:
W 
''
2
E 2"
2,5 10 2 Фom K
(12).
Осциллограммы напряжения и токов дуги на первичной и вторичной обмотках, при
питании от НИП, приведены на рис.4.
Исходя из приведенной осциллограммы, можно отметить, что, при питании дуги от
НИП, дуга горит более стабильно и напряжение зажигания не превышает рабочее
напряжение, нет всплесков напряжения зажигания..
i´1
i´2
u´2
Рис. 4. Осциллограмма токов и напряжений на дуге в рабочем режиме.
Вывод. Таким образом, применение насыщающегося участка магнитопровода, в
конструкции сварочного трансформатора, позволяет поднять напряжение зажигания дуги в
момент перехода тока через нуль, что обеспечивает ее надежное возбуждение и устойчивое
горение. В ряде случаев, такое решение позволяет снизить вторичное напряжение
трансформатора что обеспечивает повышение коэффициента мощности.
Список литературы
[1]
Залесский, А.М. Электрическая дуга отключения. – М: Госэнергоиздат, 1963.
[2]
Мякишев, В.М. Сварочный трансформатор с насыщающимся участком
магнитопровода. – Самара: Самарский Государственный Технический Университет, 2010.
[3]
Лесков Г.И. Электрическая сварочная дуга. – М: Машиностроение, 1970.
УДК 621.31:622.276.53
АНАЛИТИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ
ОТДЕЛЬНЫХ ПРОМЫСЛОВЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
481
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
СЕТЕЙ, ПОДКЛЮЧАЮЩИХСЯ В АВАРИЙНЫХ РЕЖИМАХ К ОДНОМУ
ИСТОЧНИКУ ПИТАНИЯ
Т.В. Табачникова, А.В. Махт, А.Д. Махт
Альметьевский государственный нефтяной институт, г. Альметьевск,
Российская Федерация, E-mail: [email protected]
Скомпонованы структурные схемы и разработаны математические модели
распределительных электрических сетей промысловых подстанций, закольцованных
реклоузером в аномальных режимах. Получены аналитические зависимости, произведена
корректировка известного метода расчета по определению энергетических параметров
распределительных электрических сетей.
Ключевые слова: промысловая подстанция, распределительная электрическая сеть,
реклоузер, аномальный режим, математическая модель, метод расчета энергетических
параметров.
Современные достижения науки и техники в области коммутационных аппаратов
позволяют существенно изменить схемы электрических соединений промысловых
подстанций. До настоящего времени большинство промысловых подстанций были
двухтрансформаторными, так как электроприемники, подключенные к этим подстанциям,
относятся ко второй категории надежности электроснабжения. Использование современных
коммутационных аппаратов – реклоузеров, для кольцевания подстанций по стороне низшего
напряжения, позволяет сократить силовое электрооборудование промысловой подстанции,
т.е. подстанции становятся однотрансформаторными (рис. 1).
Такой подход к оптимизации количества силового оборудования промысловых
подстанций требует научно-обоснованных решений, так как в аномальных режимах должен
обеспечивать требуемую степень надежности и нормальный режим работы всего
подключенного электрооборудования.
При таком изложении вопроса, необходимо систематизировать и проанализировать
наиболее тяжелые возможные режимы, которые могут возникать при работе промысловых
подстанций. В качестве объектов исследования рассматриваются три промысловые
подстанции, которые кольцуются между собой реклоузером по стороне низшего напряжения
6 кВ (рис. 1). Их схема замещения приведена на рисунке 2.
Аналитическое исследование энергетических параметров отдельных промысловых
распределительных электрических сетей, подключающихся в наиболее вероятных
аварийных режимах к одному источнику питания можно осуществлять по следующим
схемам замещения, представленным на рис. 3…7.
482
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
Рисунок 1 – Однолинейная схема электрических соединений трёх промысловых подстанций
и их система внешнего электроснабжения
Рисунок 2 – Схема замещения
электрических соединений трёх
промысловых подстанций и их
системы внешнего электроснабжения
Рисунок 3 – Схема замещения
электрических соединений трёх
промысловых подстанций при
аварии линии электропередачи на
участке «узловая подстанция – узел
нагрузки А»
На рисунке 3 приведена схема питания трех промысловых подстанций при обрыве
воздушной линии электропередачи от подстанции №76 до узла А. При такой аварии две
подстанции могут оказаться обесточенными. При кольцевании их через реклоузер, возникает
ситуация, при которой нагрузка сосредоточена на расстоянии 2/3 кольцующей линии,
питающейся от пс1 .
483
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
Рисунок 4 – Схема замещения
Рисунок 5 – Схема замещения
электрических соединений трёх
электрических соединений трёх
промысловых подстанций при аварии промысловых подстанций при аварии
линии электропередачи на участке
линии электропередачи на участке «узел
«узел нагрузки А – третья
нагрузки А – вторая подстанция»
подстанция»
На рисунке 4 и 5 приведены схемы с обрывом питающих воздушных линий подстанций
пс2, пс3, при этом обесточенная пс3 подключаются к источнику пс2, во втором случае
наоборот. В обоих случаях нагрузки подстанций окажутся подключенными в конце
отходящих линий.
Рисунок 6 – Схема замещения
Рисунок 7 – Схема замещения
электрических соединений трёх
электрических соединений трёх
промысловых подстанций при аварии промысловых подстанций при аварии
линии электропередачи на участке
линии электропередачи на участке
«узловая подстанция – первая
«узловая подстанция – первая
подстанция»
подстанция»
На рисунке 6 и 7 приведены схемы с обрывом питающей воздушной линии от пс1 до
узловой подстанции №76. В первом случае (рис.6) обесточенная подстанция через реклоузер
подключается к пс3 , во втором случае (рис.7) к пс2 .
Анализ схем замещения трёх промысловых подстанций при аварии линий
электропередачи (рис.3…7) показал, что во всех случаях как длина воздушных линий, так и
нагрузка увеличивается в 2…3 раза.
Для рассмотрения самого сложного аномального случая (рис.3) составлена схема
замещения, представленная на рисунке 8, где параметры централизованных батарей
статических конденсаторов (БСК) – это емкостные сопротивления X c1 , X c 2 , X c 3 , а в точках
484
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
a, c, e представлены эквивалентные нагрузки промысловых подстанций пс1, пс2 и пс3. В
точках d, g приведены эквивалентные нагрузки самых удаленных электроприемников
отходящих линий подстанций пс2 и пс3, которые получены по известным методам расчета
[1…4].
Рисунок 8 – Схема замещения электрических соединений трёх промысловых подстанций при
аварии линии электропередачи на участке «узловая подстанция – узел нагрузки А»
Для аналитического исследования энергетических параметров при наиболее вероятных
аварийных режимах необходимо определить длину питающей линии при кольцевании.
Расчеты энергетических параметров сложных режимов работы промысловой
подстанции пс1 при аномальных условиях, показало, что длина отходящей линии этой
подстанции (рис.8) увеличивается от точки a до точек d и g :
R  R6  R7  R9
R  R6  R8  R10
Labcd  l5  l6  l7  l9  5
; Labeg  l5  l6  l8  l10  5
,
r0
r0
где r0 – удельное активное сопротивление линии при одинаковых сечениях всех участков
линии электропередачи.
При этом сосредоточение в точках c, e , т.е. на ¾ расстояния от источника питания
эквивалентных нагрузок пс2 и пс3, увеличивает в 2 и более раза потери напряжения и потери
активной и реактивной мощностей в воздушных линиях, что доказано в технической
литературе [1, 2].
Целью данной работы является согласование режимов работы распределительных
электрических сетей, кольцующихся при аномальных режимах через реклоузер.
Для достижения поставленной цели в работе решены следующие задачи:
– получены конфигурации, геометрические параметры и технические параметры схем
замещения распределительных электрических сетей, соединенных реклоузером;
– определены по приоритету основные аномальные режимы работы распределительных
электрических сетей, которые могут возникать в этих сетях;
– произведен анализ электрической нагрузки и схемы аварийного включения
кольцующихся распределительных электрических сетей;
– разработана математическая модель, получены аналитические зависимости,
произведена корректировка известного метода расчета по определению энергетических
параметров и перетоков активной и реактивной мощностей в распределительных
электрических сетях, которые соединены реклоузером при возникновении аномального
режима;
– произведен системный анализ полученных результатов математического
моделирования.
Определение аналитических зависимостей энергетических параметров отдельных
промысловых распределительных электрических сетей подключенных через реклоузер к
одному источнику (рис.8) будет следующим: в точках d, g (рис.8) задаются уровнем
напряжения, равным U d  U g  0,95 о.е.; расчет производится от конца к началу; в точке b
485
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
производится поординатное суммирование нагрузки при одинаковых значениях уровня
напряжения; продолжение расчета от точки b к точке a .
Аналитические зависимости, алгоритм расчета и математическая модель режима
работы отдельных промысловых распределительных электрических сетей, соединенных
реклоузером с источником питания приведены ниже.
Эквивалентирование нагрузки в точках d, g в функции напряжения:

b

;

b

 b U ,
Pd  Pном.d a0  a1U d  a2U d2 ;
Pg  Pном. g a0  a1U g  a2U g2 ;
Qd  Qном.d
Qg  Qном.g
0
 b1U d  b2U d2
0
 b1U g
2
2
g
где a0  a1  a2  1, b0  b1  b2  1 – аппроксимирующие коэффициенты.
S g  Pg2  Qg2 ;
Sd  Pd2  Qd2 ;
U c  d 
Pd  R9  Qd  X 9
;
Ud
Pc  d
P2  Q2
 d 2 d  R9 ;
Ud
Qc  d
P2  Q2
 d 2 d  X 9;
Ud
U e  g 
Pe  g 
Qe  g 
Pg  R10  Qg  X 10
Ug
Pg2  Qg2
U g2
;
 R10 ;
Pg2  Qg2
U g2
 X 10.
Определение промежуточных уровней напряжения центров питания и эквивалентной
нагрузки промысловых подстанций пс2 и пс3 , т.е. в точках c, e (рис.8):
U c  U d  U c  d ;
U e  U g  U e  g ;
Pc  Pd  Pc  d ;
Pe  Pg  Pe  g ;
Qc  Qd  Qc  d ;
Qe  Qg  Qe  g ;
Sc  Pd2  Q d2 ;
Se  Pe2  Q e2 ;


;
Pc  Pном.c a0  a1U c  a2U c2 ;

Qc  Qном.c b0  b1U c  b2U c2


;
Pe  Pном.e a0  a1U e  a2U e2 ;

Qe  Qном.e b0  b1U e  b2U e2
Sc  Pc2  Qc2 ;
Se  Pe2  Qe2 ;
Sc  Sc  Sc ;
Se  Se  Se ;
Потери напряжения на участках b  c и b  e (рис.8):
U b  c 
Pc  Pc  R7  Qc  Qc   X 7 ; U
Uc
be

Pe  Pe  R7  Qe  Qe   X 8 .
Ue
Потери активной и реактивной мощностей на участках b  c и b  e :
2
2
2
2


Pc  Pc  Qc  Qc 
Pe  Pe  Qe  Qe 
Pb  c 
 R7 ;
Pb  e 
 R8 ;
U c2
U e2
486
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
Qb  c 
Pc  Pc2  Qc  Qc 2  X
U c2
Qb  e 
7;
Pe  Pe2  Qe  Qe 2  X
U e2
8
.
Напряжения, активная, реактивная и полная мощности по ветвям участков b  c и b  e
относительно узла b :
U b  U c  U b  c ;
Pb  Pb  Pb  c ;
U b  U e  U b  e ;
Pb  Pb  Pb  e ;
Qb  Qb  Qb  c ;
Qb  Qb  Qb  e ;
Sb  Pb  Qb ;
Sb  Pb  Qb.
В узле b (рис.8) производится поординатное суммирование нагрузки при одинаковых
значениях уровня напряжения, и определяются эквивалентные нагрузки:
Sb  Sb  Sb;
Pb  Pb  Pb;
Qb  Qb  Qb.
Энергетические параметры промысловой подстанции пс1 с эквивалентной нагрузкой в
P  R5  R6   Qb   X 5  X 6 
узле b : U a  b  b
;
U6
Pa  b 
Pb 2  Qb 2  R
U b2
5  R6 ; Qa  b 
Pb 2  Qb 2   X
U b2
5
 X 6 .
Определяется нижняя граница напряжения центра питания, т.е. промысловой
подстанции пс1 : U a  U b  U a b .
Эквивалентирование нагрузки промысловой подстанции пс1 в функции напряжения
центра питания:
Pa  Pном.a a0  a1U a  a2U a2 ;
Qa  Qном.a b0  b1U a  b2U a2 .
Суммарная нагрузка узла a :
Sa  Sb  Sa ;
Pa  Pb  Pa ;
Qa  Qb  Qa .
Pa
.
 S a
Коэффициент реактивной мощности промысловой подстанции:
Qa
tg 
.
Pa
Коэффициент полезного действия промысловой подстанции:
P  Pa  b
  a
.
Pa
Аналитические
зависимости
отдельных
промысловых
распределительных
электрических сетей, соединенных реклоузером с источником питания, учитывающие
параметры централизованных компенсирующих установок аналогичны полученным
зависимостям. Параметры индивидуальных и узловых компенсирующих установок
учитываются в эквивалентных нагрузках промысловых подстанций пс1, пс2 и пс3 (рис.8).
Системный анализ полученных результатов математического моделирования показал
общую тенденцию снижения потерь электрической энергии в распределительной
электрической сети в нормальных и аномальных режимах при сохранении
производительности предприятия.
Коэффициент мощности промысловой подстанции: cos  
487
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
Выводы:
5. Получены аналитические зависимости отдельных промысловых распределительных
электрических сетей соединенных реклоузером с источником питания, учитывающие
параметры централизованных компенсирующих установок при изменении параметров этой
сети в аномальных режимах.
6. Разработана математическая модель режима работы отдельных промысловых
распределительных электрических сетей соединенных реклоузером с источником питания
учитывающая перетоки активной, реактивной мощностей, токов и напряжений при
изменении параметров этой сети в аномальных режимах.
7. Произведена корректировка новыми аналитическими зависимостями известных
методов расчета энергетических параметров распределительной электрической сети в
аномальных режимах.
8. Определены граничные параметры и рациональный уровень напряжения центра
питания в установившихся аномальных режимах работы распределительной электрической
сети.
Список литературы
8. Веников В.А., Идельчик В.И., Лисеев М.С. Регулирование напряжения в
электроэнергетических системах. – М.: Энергоатомиздат, 1985.
9. Нурбосынов Д.Н. Методы расчетов и математическое моделирование режима
напряжения и электропотребления в установившихся и переходных процессах. – С-Пб.:
Энергоатомиздат, Санкт-Петербургское отделение, 1999. – С.40-87.
10.
Нурбосынов Д.Н., Табачникова Т.В. Методика определения рациональных
уровней напряжения электротехнического комплекса предприятия нефтегазодобывающей
промышленности.// Нефть и газ Западной Сибири. Материалы международной научнотехнической конференции. Тюмень: «Феликс», 2005.- Т.2.- С.157.
11.
Нурбосынов Д.Н.,
Табачникова Т.В.,
Гарифуллина А.Р.,
Смирнова С.И.
Оптимальная компенсация реактивной мощности в электротехнических комплексах
нефтегазодобывающих предприятий «Промышленная энергетика», №2, 2010, с.40-44
(Москва: МЭИ (ТУ)).
УДК 519.87:622.276.53/621.34
ИССЛЕДОВАНИЕ РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ
КОМПЛЕКСОВ ПРОМЫСЛОВОГО ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ПРИ ИЗМЕНЕНИИ ВЯЗКОСТИ ДОБЫВАЕМОЙ НЕФТИ
Табачникова Т.В., Нурбосынов Э.Д., Махт А.В., Крюкова А.И.
Альметьевский государственный нефтяной институт, г. Альметьевск,
Российская Федерация, E-mail: [email protected]
Рассматривается электротехнический комплекс вспомогательного оборудования
(ЭКВО) с индивидуальными компенсирующими установками. Разработана математическая
модель ЭКВО и получены аналитические зависимости. Уточнен и дополнен новыми
аналитическими зависимостями известный метод расчета энергетических параметров в
установившихся и переходных процессах, которые учитывают индивидуальные
компенсирующие установки в процессе группового пуска и самозапуска электроприводов
при транспортировке потоков нефти и изменении их вязкости.
Ключевые слова: электротехнический комплекс вспомогательного оборудования,
индивидуальная компенсирующая установка, групповой процесс пуска и самозапуска,
электромагнитный и электромеханический моменты, транспортировка потоков нефти,
488
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
вязкость нефти.
Работа посвящена разработке математических моделей электротехнического комплекса
вспомогательного оборудования, включающего насосные установки по транспортировке
потоков высоковязкой, высокосернистой и смешанной нефти (22, 75 и 200 кВт) [5]. Его
основными элементами являются электроприводы насосов с индивидуальными
компенсирующими установками (рис.1).
На рисунке 1 представлены элементы структурной схемы ЭКВО: воздушная питающая
линии электропередачи, L ; силовой трансформатор, T ; кабельные линии, l1 , l2 , l3 ;
асинхронный электродвигатели (АД); установки поперечной емкостной компенсации
(УПЕК).
По схеме замещения (рис. 2) методом декомпозиции получены три отдельные модели,
которые сохраняют все функциональные свойства и связи общей модели. По этим моделям
получены аналитические зависимости, учитывающие новые элементы и свойства потоков
нефти (вязкость) через момент сопротивления.
Модели позволяют исследовать групповые процессы пуска и самозапуска и
оптимизировать динамический режим работы электропривода ЭКВО путем системного
анализа результатов моделирования данных процессов.
Рисунок 1 – Структурная схема электротехнического комплекса вспомогательного
оборудования
Рисунок 2 – Схема замещения электротехнического комплекса вспомогательного
оборудования
По схеме замещения одной фазы первой модели (рис.1) получены аналитические
зависимости в виде системы алгебраических и дифференциальных уравнений для первой
модели:
di
u 0  i0 RL  Rt  Rl1   LL  Lt  Ll1  0  uc1 ;
(1)
dt
i0  iс  i1;
489
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
(2)
du
ic  C c ;
dt
(3)

 
uc1  u 0  i0 RL  Rt  Rl1  LL  Lt  Ll1
 didt ;
0
(4)
d 1
;
dt
(5)
d 2
0  i2  R2 
,
dt
(6)
где i0 , i1 i2 – токи питающей линии, статора и ротора электропривода; R  RL , Rt , Rl –
суммарное активное сопротивление воздушной линии, трансформатора и кабельной линии;
L  LL , Lt , Ll – суммарная индуктивность воздушной линии, трансформатора и
uc1  i1  R1 
1
1
1
кабельной линии; C – емкость компенсирующей установки – установка поперечной
компенсации (УПЕК); uc1 – емкость и напряжение на зажимах УПЕК и статора
электродвигателя; 1 ,  2 – потокосцепления обмоток статора и ротора соответственно;
R1 , R2 , – активные сопротивления обмоток статора и ротора соответственно. Аналогично
по двум оставшимся моделям составляются системы алгебраических и дифференциальных
уравнений.
После ряда математических преобразований система алгебраических и
дифференциальных уравнений приводится к канонической форме в системе относительных
единиц, дополняется уравнением движения, суммарным моментом сопротивления и
ступенчатой функцией напряжения [1]:
d
1
 I 0. x 
U 0. x  R  I 0. x  0 L  I 0. y  U c1 . x ;
(7)
dt
L
d
1
 I 0. y 
U 0. y  R  I 0. y  0 L  I 0. x  U c1 . y ;
(8)
dt
L

K
d
1 
1
(9)
U c1x    I 0. x  0CU c1. y 
 1. x  2  2. x  ;
dt
C 
X 1
X 1






K
d
1 
1
U c1 y     I 0. y  0CU c1x 
 1. y  2  2. y 
dt
C 
X 1
X 1

R
RK
d
 1. x  U c1 . x  1  1. x  1 2  2. x  0 1. y ;
dt
X 1
X 1
R
RK
d
 1. y  U c1 . y  R1 1  1. y  1 2  2. y  0 1. x
dt
X 1
X 1
d
R
RK
 2. x   2  2. x  2 1  1. x  0  s  2. y ,
dt
X 1
X 1
d
R
RK
 2. y   2  2. y  2 1  1. y  0  s  2. x
dt
X 1
X 1

(10)
(11)
(12)
(13)
(14)

ds 1
k

mc  1 1 y   2 x  1x   2 y ;
dt Tm
Tm X 2
(15)
490
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
   (1  s) 2 ;
mc  0,07  M c  M доп
(16)
U t   1  t   1  t  t1   k  1  t  t2   k ;
(17)
где t1 – момент снижения уровня напряжения; t 2 – момент восстановления уровня
напряжения; k – коэффициент, характеризующий степень снижения уровня напряжения; s –
скольжение; Tm – величина механической постоянной вращающихся масс; k1 –
коэффициент связи статора; X 2 – переходное индуктивное сопротивление обмотки ротора;
mc – суммарный момент сопротивления в функции скольжения учитывает моменты
сопротивления насосных агрегатов M с  M c / M б с учетом коэффициента фактической
  M доп / M б , возникающий от
загрузки, и дополнительный момент сопротивления M доп
изменения температуры окружающей среды вокруг трубопровода длиной 15км, где M б –
базовый момент электропривода.
Разработанные математические модели трех модулей позволяют моделировать
одновременный пуск и самозапуск электроприводов ЭКВО и оценить потери мощности в
этом комплексе.
Известные методы расчета энергетических параметров в установившихся и переходных
процессах [2…5] уточняются и дополняются полученными новыми аналитическими
зависимостями.
Результаты математического моделирования получены в виде графиков зависимостей
энергетических параметров в функции уровня напряжения центра питания с учётом и без
учёта работы индивидуальных компенсирующих установок (КУ). Определен рациональный
уровень напряжения в центре питания, который учитывает режимные параметры новых
элементов и их связи. Разработана экономическая модель ЭКВО, которая позволила оценить
выбранный рациональный уровень напряжения с различными нагрузками в совокупности с
тарифами на электроэнергию и нормативными коэффициентами по отрасли.
Сравнительный анализ результатов математического моделирования, полученных по
усовершенствованным известным методам расчета [2] в системе относительных единиц,
показало, что погрешность составляет меньше 1%. Это подтверждает адекватность
предлагаемых математических моделей.
С учетом вышеизложенного, произведено исследование процессов пуска и самозапуска
первого электропривода ЭКВО (рис. 2) при изменении уровня питающего напряжения в
заданном диапазоне 0,95…0,99 о.е. с шагом ±0,02 о.е.
Основным параметром снижения динамической вязкости нефти является выходная
температура потоков высокосернистой и высоковязкой нефти из мерных емкостей [1],
которые определяют гарантированный процесс транспортировки потока смешанной нефти с
заданной температурой.
Задача по управлению выходной температуры потоков высокосернистой и
высоковязкой нефти из мерных емкостей это отдельная задача [1]. Решение этой задачи
существенно влияет на режим работы насосных установок, поэтому необходимо готовым
производить проверочные расчеты процесса пуска и самозапуска электроприводов этих
установок в установившихся и переходных режимах с учетом внешних возмущений при
транспортировке потоков нефти.
В результате математического моделирования в системе относительных единиц
получены зависимости электромагнитного и электромеханического моментов, тока и
напряжения на зажимах УПЕК в функции времени с учётом и без учёта работы КУ и
изменения вязкости потоков нефти. Так же учитывалось снижение питающего уровня
напряжения и провалы напряжения в распределительной электрической сети.
491
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
На основе полученных результатов разработаны и обоснованы организационнотехнические мероприятия по повышению эксплуатационно-энергетических характеристик
ЭКВО и системы электроснабжения предприятия в целом, обеспечивающие снижение потерь
электроэнергии [2].
Выводы:
9.
Предложена структурная схема системы электроснабжения ЭКВО и
разработана математическая модель, которая учитывает параметры индивидуальных
компенсирующих установок, а также изменения температуры потоков транспортируемой
нефти при разнообразных внешних и внутренних воздействиях, которые позволяют провести
структурный и параметрический синтез технологического и электротехнического
оборудования ЭКВО.
10.
Полученные новые аналитические зависимости уточняют и дополняют
известные методы расчета энергетических параметров в установившихся и переходных
процессах при воздействии разнообразных внешних и внутренних возмущениях.
Список литературы
12.
Нурбосынов Д.Н., Табачникова Т.В., Горшкова К.Л. Системный подход и
анализ иерархических структур при формализации процесса подготовки и транспортировки
потоков нефти как объекта управления [Текст] // Научно-технический журнал.
«Автоматизация телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». – М.: – 2015. – № 7.
С. 18-25.
13.
Нурбосынов Д.Н. Методы расчетов и математическое моделирование режима
напряжения и электропотребления в установившихся и переходных процессах // – С-Пб.:
Энергоатомиздат, Санкт-Петербургское отделение. – 1999.
14.
Зиатдинов А.М., Нурбосынов Д.Н., Табачникова Т.В. Результаты
аналитического исследования процесса пуска автоматизированного электропривода
дожимной насосной станции [Текст] // Ежемесячный научно-технический и
производственный журнал. «Газовая промышленность». – М.: – 2013. – № 692. С. 76-78.
15.
Нурбосынов Д.Н., Табачникова Т.В., Швецкова Л.В., Нурбосынов Э.Д.
Сравнительный анализ энергетических эксплуатационных параметров электротехнических
комплексов добывающих скважин с различными видами насосных установок [Текст] //
Ежемесячный производственно-технический журнал «Промышленная энергетика». – 2013. –
№ 4. С. 35-37.
16.
Табачникова Т.В., Гарифуллин Р.И., Нурбосынов Э.Д., Махт А.В.
Индивидуальная компенсация реактивной мощности электротехнического комплекса
добывающей скважины с электроцентробежным насосом [Текст] // Ежемесячный
производственно-технический журнал «Промышленная энергетика». – 2013. – № 4. С. 44-46.
УДК 620.197
ОСОБЕННОСТИ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ ГАЗОПРОВОДОВ
Д.В. Попов, А.А. Жулин
Самарский государственный технический университет, Самара, Россия,
[email protected]
Защищенность по протяженности менее 100% объясняется в основном особенностями
электрохимической защиты (ЭХЗ). Недозащита наблюдается в основном на протяженных
повреждениях изоляции, при изменениях проектного положения труб. При подходах к
площадкам и на самих площадках из-за экранирования анодов и неравномерности
492
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
распределения тока и потенциалов около 80 % выходного тока экранируется и 6-10 % тока
потребляется линейными участками (т.е. для ЭХЗ газопроводов площадок используется
реально не более 15 % мощности СКЗ).
Имеют значение и следующие особенности функционирования ЭХЗ:
 коррозионные процессы в сталях происходят в сильно обводненном грунте при
ограниченном доступе воздуха при температурах фазовых переходов воды;
 подстилающий слой вызывает неравномерность распределения защитного тока,
особенно на трубах большого диаметра;
 сезонные изменения теплового поля газопровода влияют на параметры катодной
защиты;
 катодная поляризация труб при знакопеременных температурах имеет свою
специфику;
 изоляция труб предусматривает теплоизоляцию.
В связи с этим проведена количественная оценка требуемой степени защиты как
показателя, характеризующего степень уменьшения скорости коррозии в результате
предпринимаемых противокоррозионных мер.
Расчеты по Л.Я. Цикерману, проведенные на основе математических моделей кинетики
электрохимической коррозии по общему виду функции (в зависимости от потери массы,
глубины каверны или скорости и ускорения коррозии), показали, что степень защиты
зависит от глубины и времени появления первого коррозионного повреждения, а также
общего периода эксплуатации газопровода. Теоретически она должна изменяться во
времени.
Так как 100 %-ая степень защиты для стали невозможна, то сам выбор единой
величины степени защиты для всех условий эксплуатации не должен являться
определяющим уровнем защищенности от коррозии.
Если принять: t1 – время появления 1-го коррозионного повреждения, a t2=tок – время
окончания эксплуатации, то скорость коррозии должна быть уменьшена в
𝑡
𝑧 = 2⁄𝑡 раз, или степень защиты
1
𝑡1 − 𝑡ок
𝑃з =
∙ 100% = (1 − 𝑧 −1 ).
𝑡1
При появлении 1-го коррозионного повреждения скорость коррозии
𝛿1
𝑣1 = , мм⁄год.
𝑡1
Окончание эксплуатации возможно при
𝛿ок = 𝛿нач − 70%𝛿нач = 0,3𝛿нач ,
тогда
0,3𝛿нач
𝑡ок =
,
𝑣ок
где δнач – начальная или номинальная толщина стенки трубы.
Так как процесс коррозии протекает с затухающей скоростью
𝑣ок = 𝑣1 ∙ 𝑒 −𝛼𝑡 ,
где v1 – начальная скорость коррозии и
0,3𝛿нач
𝑡ок =
,
𝑣1 ∙ 𝑒 −𝛼𝑡
то степень защиты
𝛿1 0,3𝛿нач
0,3𝛿нач
𝛿1 − −𝛼𝑡
𝑣1 − 𝑣1 𝑒 −𝛼𝑡
𝑒
𝑃з =
=
.
𝛿1
𝛿1
𝑣1
493
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
Аналогично
𝛿ок 0,3𝛿нач
≤
𝑡ок
𝑡ок
– последнее коррозионное повреждение, предшествующее окончанию
𝑣ок =
где δок
эксплуатации.
Последняя формула является условием, заданным на этапе проектирования. Тогда
степень защиты на этапе окончания эксплуатации:
𝑣1 − 𝑣ок
𝑃з =
∙ 100%,
𝑣1
если воспользоваться так называемой минимально допустимой степенью защиты
𝑣бз − 𝑣доп
𝑃𝑚𝑖𝑛 =
∙ 100%,
𝑣бз
где vбз – скорость коррозии без применения ЭХЗ;
vдоп – допустимая скорость коррозии.
В нашем случае vбз=v1 – скорость коррозии в первых описанных коррозионных
повреждениях, в период без ЭХЗ:
0,3𝛿нач
𝑣доп = 𝑣ок ≤
𝑡ок
или в понятиях фактической степени защиты:
𝛿1
−𝛼𝑡
𝑣1 − 𝑣3 𝑣1 − 𝑣1 𝑒
𝑃з =
=
= 1 − 𝑒 −𝛼𝑡 ,
𝛿1
𝑣1
𝑣1
где v3=vок – скорость коррозии при действии ЭХЗ в период окончания эксплуатации,
𝑙𝑛𝑣 −𝑙𝑛𝑣
𝛼 = 𝑡1 −𝑡 ок – коэффициент торможения скорости коррозии во времени.
ок
1
Чем позже появляются коррозионные повреждения, тем меньшая степень защиты
требуется. С увеличением срока эксплуатации степень защиты может быть уменьшена.
Интересно
сравнить
коррозионную
повреждаемость
трубопроводов,
эксплуатировавшихся длительное время без ЭХЗ с их повреждаемостью после завершения
строительства системы ЭХЗ. Рисунок 1 представляет гистограмму скорости коррозии на
временной шкале.
скорость коррозии, мм/год
1.2
1
0.8
0.6
0.4
y = 0.6306e-0.04x
R² = 0.5591
0.2
0
до 2000 г.
2001-2005 гг.
494
2005-2010 гг.
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
Рисунок 1 – Гистограмма и распределение скорости наружной коррозии
Максимальная скорость коррозии 1,26 мм/год зафиксирована в отсутствие ЭХЗ. В 2002
г. при функционировании ЭХЗ в полном объеме ее величина составила 0,54 мм/год.
Благодаря оптимизации режимов ЭХЗ средняя скорость коррозии в последние годы
находится на низком уровне – 0,02-0,11 мм/год.
На гистограмму нанесена расчетная кривая изменения скорости коррозии во времени.
Расчет проведен по экспоненциальной модели на период до 2010 г. Скорость коррозии, при
постоянном действии ЭХЗ с установленными в настоящее время параметрами,
стабилизируется на уровне, не превышающем 0,05 мм/год.
Возвращая защищенности по протяженности первоначальный физический смысл,
применим известную формулу В.В. Красноярского. Для обеспечения непрерывной по
протяженности защиты от коррозии вдоль всего протяженного подземного сооружения
должен поддерживаться защитный потенциал со смещением от естественного
(стационарного) значения на величину:
𝐽корр
∆𝑈защ.𝑚𝑖𝑛 ≥ −0,059 lg (
) , В,
𝐽а
где ΔUзащ.min – минимальное защитное смещение потенциала, В;
Jкорр – первоначальная плотность тока коррозии без ЭХЗ;
Jа – предельно допустимая плотность тока коррозии при включенной ЭХЗ.
С учетом того что
мА
мм
𝐴𝑚
𝐽корр ( 2 ) = 31,5𝑛э 𝑣корр (
) = 31,5
𝑣
м
год
𝑧𝐹𝛾 корр
можно записать
𝑣корр.без защ.
∆𝑈защ.𝑚𝑖𝑛 ≥ |−0,059 lg (
)|.
𝑣корр.с защ.
Как известно
2,303𝑅𝑇
0,059 =
, при 𝑇 = 298 К, или 25С;
𝑧𝐹
При
Т=293 К
2,303RT/zF=0,058
Т=283 К
2,303RT/zF=0,056
Т=273 К
2,303RT/zF=0,054
Таким образом, критерий защищенности – минимально необходимое смещение
потенциала – зависит от абсолютной температуры.
𝑣корр.без защ.
= 𝑧 − степень торможения.
𝑣корр.с защ.
Если можно выразить через степень защиты:
1
𝑧=
= (1 − 𝑃)−1 .
1−𝑃
тогда
𝑣корр.без защ.
∆𝑈защ.𝑚𝑖𝑛 = −0,059 lg (
) = −0,059𝑙𝑔𝑧 == −0.059 lg(1 − 𝑃)−1 .
𝑣корр.с защ.
К настоящему времени, благодаря базам данных по коррозионным повреждениям и
скоростям коррозии на многих магистральных газопроводах, дает возможность вычислить
реальные показатели:
 фактическая степень защиты ( до 2005 г.) составляет Рз.факт. = 98,41 %;
 торможение скорости коррозии z = 63.
Таким образом, ЭХЗ способна в 63 и более раз снижать скорость коррозии, достигая
степени защиты в 98 %. Это уже вряд ли является самым низким в отрасли показателем.
Допустимая степень защиты на 35-й год эксплуатации составляет 89 %, что ниже Pз.факт.
495
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
= 98,4 %.
Выбор критериев защитного потенциала равным 0,85 В и смещения потенциала на 0,1
В как единственных критериев защиты от коррозии связан с полной общей стандартизацией
условий защиты. Так как условия прокладки газопроводов в нашей стране очень
разнообразны, то, возможно, есть смысл более творчески подойти к вопросу выбора
критериев защищенности.
Смещение потенциала равное 0,02 В снизит скорость коррозии вдвое, например со
средних в 2002 г. 0,097 мм/год до менее чем 0,05 мм/год – прогнозной скорости коррозии на
ближайшие годы, что при существующем положении дел гарантирует более 12 лет
безаварийной эксплуатации. Это соответствует 50 % степени защиты.
При снижении скорости коррозии в 25 раз, с максимальных 1,26 мм/год до допустимых
0,05 мм/год
∆𝑈защ.𝑚𝑖𝑛 = 0,059𝑙𝑔25 = 0,082 В, что меньше 0,1 В.
Минимальный защитный потенциал при этом может находиться в пределах 0,5-0,75 В,
среднее значение критерия защищенности составляет 0,72 В.
Таким образом, повышение эффективности ЭХЗ может двигаться и по пути
оптимального выбора критериев защиты, среди которых обоснование минимального
смещения защитных потенциалов и оптимизация степени защиты по реальным и
прогнозным скоростям коррозии и требуемым срокам эксплуатации.
Кажущееся противоречие между обоснованием необходимости ЭХЗ и сравнительно
низкой проникающей скоростью коррозии устраняется, если вспомнить, что защита от
коррозии есть в первую очередь понятие экономическое, а эффективность ЭХЗ во многом
зависит от непрерывности во времени и протяженности защиты. Кроме того, низкие средние
скорости коррозии получены благодаря действию ЭХЗ, и поддержание непрерывных во
времени оптимальных и обоснованных потенциалов и их контроль не менее важны, чем
непрерывность защиты по протяженности.
Список литературы:
1. Ткаченко В.Н. Электрохимическая защита трубопроводных сетей / Учебное пособие.
2-е изд., перераб. и доп. М.: Стройиздат, 2004. – 320с.
2. Цикерман Л.Я. Долгосрочный прогноз опасности грунтовой коррозии металлов. М.:
Недра, 1966. – 1
496