CC BY
334
УДК 621.313 Р.М. Христинич, А.Р. Христинич, Е.В. Христинич
КОМПЛЕКСНАЯ ДИАГНОСТИКА МАСЛОНАПОЛНЕННЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Представлен анализ состояния маслонаполненных автотрансформаторов. Классифицированы основные дефекты, влияющие на надежность трансформаторного оборудования. Проведен обзор основных систем диагностики состояния трансформаторов. Приведены блок-схемы для комплексной диагностики трансформаторного оборудования, реализуемые на нечеткой логике и нейрогенезисных алгоритмах. Показано, что использование последних является важным звеном при определении состояния трансформаторного оборудования. Представлены результаты тестовых расчетов прогнозирования параметров автотрансформаторов.
1. Надежность и состояние трансформаторов
Быстрый рост доли оборудования, отработавшего нормативный срок службы, определяет необходимость продления его работоспособности, повышения экономичности и поддержания надежности работы энергосистемы в целом. Во многих промышленно развитых странах мира, в том числе и в России, к 2000 г. доля такого оборудования превысила половину. Повышение надежности и экономичности эксплуатируемого оборудования необходимо не только вследствие спада темпов ввода нового оборудования, но из-за растущей мощности энергообъединений, усиления конкурентной борьбы между энергокомпаниями.
Силовой трансформатор является в энергосистеме одним из важнейших элементов, определяющих надежность энергоснабжения. Его способность нести нагрузку зависит от состояния отдельных узлов и отсутствия дефектов. Особенности крупных силовых трансформаторов высокого напряжения, в первую очередь - недоступность обмоток для прямого обследования, делают задачу контроля его состояния сложной.
Одним их главных путей поддержания эксплуатационной надежности в таких условиях является организация эффективного контроля состояния работающего оборудования. Выявление возникающих в работе дефектов, их обнаружение на ранней стадии развития, а также своевременное, до возникновения аварийной ситуации, принятие правильных решений по ликвидации дефектов обеспечивают высокую готовность, сокращение времени простоя, снижение затрат на ремонт, продление срока службы оборудования [1].
2. Дефекты силовых трансформаторов
Силовой трансформатор является ответственным элементом электрической сети, на работу которого влияют как внешние воздействия, так и анормальные режимы работы энергосистемы. К таким воздействиям относятся: грозовые и коммутационные перенапряжения, вызывающие повреждения главной и витковой изоляции при недостаточных запасах их электрической прочности; повышение рабочего напряжения из-за некомпенсированной емкости ВЛ СВН и УВН, приводящие к перевозбуждению трансформаторов; токи КЗ, оказывающие ударные механически воздействия на обмотки со стороны сети, вызывающие деформацию обмоток при их динамической нестойкости; токи намагничивания при включении, вызывающие повреждение обмоток из-за электрических и механических переходных процессов; сейсмические воздействия на трансформаторы; воздействия геомагнитных токов на трансформаторы в длинных линиях, ориентированных в меридианном направлении; перегрузка трансформаторов по току. Анализ отказов и технических нарушений трансформаторов РАО «ЕЭС России» [3] показал, что наиболее частыми повреждениями силовых трансформаторов являлись: в обмотках: выгорание витков вследствие длительно неотключаемых КЗ на стороне НН; деформация при КЗ из-за недостаточной динамической стойкости, приводящая к разрушению изоляции; увлажнение и загрязнение вследствие негерметичности трансформатора, приводящие к пробою изоляции; износ и снижение механической прочности и пробой изоляции; дефекты изготовления; в магнитопроводе: перегрев сердечника при закорачивании пластин, что приводит к пожару в железе; в системе охлаждения: повреждение маслонасосов; загрязнение механическими примесями масла; загрязнение трубок охладителя; в устройстве РПН: нарушение контактов; нарушение изолирующей РПН перегородки; механические неисправности РПН из-за износа узлов кинематической схемы; разгерметизация устройства РПН при увлажнении бакелитового цилиндра; в прочих узлах: нарушение герметичности бака; перегревы контактных соединений; течи масла при дефектах прокладок; увлажнение и загрязнение негерметичных вводов; отложение осадка на внутренних поверхностях герметичных вводов; старение масла в герметичных вводах; разгерметизация сильфонов на водах с повышенным давлением масла. Проведенные НИЦ «ЗТЗ-Сервис» исследования 106 трансформаторов с наработкой более 20 лет позволили выявить дефекты, из которых известно, что наибольшие неприятности в эксплуатации доставляют системы охлаждения, вводы и уплотнения - около 40%,
расспресовка обмоток и магнитопровода - около 10%, загрязнение и увлажнение твердой изоляции обмоток - около 10%, старение и загрязнение масла - около 10%. Опыт обследований показывает, что более 70% дефектов могут быть выявлены без отключения трансформатора от сети и только в 10 случаях надо было менять трансформатор полностью или только его обмотки.
3. Обследование трансформаторов и системы контроля
Надежды на создание оборудования, не требующего постоянного надзора в течение всего срока службы, не оправдываются. Поэтому необходимо дальнейшее развитие средств и систем диагностики с целью выявления дефектов на ранних стадиях их развития. Важнейшую роль в поддержании работоспособности трансформаторов обеспечивает организация профилактического обслуживания, которая включает в себя выработку рекомендаций по оптимальному ведению режимов работы, своевременное выявление развивающихся дефектов.
Наиболее принципиальным моментом организации профилактики является замена стратегии периодически проводимых профилактических работ на профилактику по состоянию объекта. Многолетние поиски диагностических параметров, однозначно определяющих связь надежности трансформатора с измеренными при неразрушающих испытаниях характеристиками, не дают полностью однозначных результатов. Это предопределяет применение подобранного комплекса методов контроля и оценки состояния трансформаторов.
Наибольшей эффективностью в предупреждении аварий трансформаторов обладают системы непрерывного контроля, использующие комплекс датчиков, реагирующих на максимально возможное число видов развивающихся дефектов. Обработка большого количества данных, требования к удобному отображению результатов и оценок состояния трансформатора требуют автоматизации такой системы. Развитием автоматизированного контроля трансформаторов является исследование для постановки диагноза и выдачи рекомендаций персоналу экспертных систем, например, Insite компании Doble Engineering. Наиболее совершенные средства выявления дефектов в работающем трансформаторе - комплексные автоматизированные системы непрерывного контроля, например, TPAS компании Siemens (рис. 1).
Рис. 1
Решение задачи постановки диагноза состояния оборудования на основе многих контролируемых параметров с учетом особенностей объекта контроля невозможно без автоматизации этого процесса. Дальнейшее развитие интеллектуальных систем в части оценки состояния объекта и принятия решения о режимах его работы должно использовать математический аппарат нечеткой логики. Для анализа развития по-
вреждений следует использовать искусственные нейтронные сети в совокупности с передовыми алгоритмами оптимизации.
4. Концепция системы диагностики трансформаторов
Экспертные системы решают все более широкий круг вопросов, включая наиболее эффективную организацию обслуживания, выбор оптимального режима работы с продлением срока службы трансформатора, снижение потерь, оценки конструкции силового трансформатора. Примером экспертной системы с широким использованием методов искусственного интеллекта является система ANNERS компании Doble Engineering для диагностики состояния силовых трансформаторов [4]. В основе постановок диагноза положены результаты газохроматического (ГХ) анализа масла по девяти газам. Используется определение концентраций ключевых газов и их отношений, а также ведется контроль температуры и влажности масла в трансформаторе.
Характерные черты современного развития технологий контроля и диагностики состояния трансформаторов базируются на использовании интеллектуальных систем для анализа результатов измерений, учета условий работы оборудования, предыстории его эксплуатации, постановки диагноза, выдачи рекомендаций оперативному персоналу и принятие решения о дальнейшей работоспособности трансформатора. В связи с вышеизложенным, система диагностики трансформатора должна включать параметры технического состояния силового трансформатора, включая статистические и оперативные данные, сигнализирующие о зарождении и развитии дефектов. В информационной базе системы необходимо хранить данные анализов и результаты измерений и испытаний. Диагностическая система должна базироваться на нескольких видах оценки: применение экспертной базы, использование оперативных данных, рекомендации нечеткой логики, выводов нейронной логики, оптимизации биогенезисных алгоритмов. Представленные виды оценки для прогнозирования состояния трансформатора должны иметь структурные взаимосвязи разных типов: «или», «и или», «если», «что если», «или если, то» и т.д. На рисунке 2 представлена структура системы диагностики.
Статистически данные
Данные диагностики
Данные эксплуатации
Система
прогнозиров ания
Оперативные данные
Датчики, КИП
База оперативных данных
База параметров диагностики и испытаний
База данных эксплуатации База данных ремонтов База данных ТО
Система мониторинга Система Система принятия
диагностики решения
Система обработки оперативных данных
Единая
информационная база
данных
Экспертная база знаний и правил
Рис. 2
Система диагностики позволяет вводить статистические и оперативные данные как в режиме реального времени, так и по необходимости или графику анализов и испытаний, что позволяет фиксировать от-
клонения в состоянии трансформатора и проводить дефектовку трансформатора. Оперативные данные с датчиков поступают в базу оперативных данных, где проходит их обработка с использованием программноаппаратных средств. При проведении критериального сравнительного анализа система выдает предупреждение о возможностях выхода того или иного узла или трансформатора из строя.
При наличии датчиков оперативно могут контролироваться следующие параметры: ток, напряжение; температура элементов трансформатора; интенсивность частичных разрядов; газосодержание масла; вла-госодержание масла; состояние РПН.
Ввиду высокой стоимости оборудования и технических средств для непрерывного контроля параметров трансформатора, является целесообразным вести измерение главных узлов трансформаторов или ограничиться непрерывным контролем для основных трансформаторов в системе электроснабжения предприятия. Испытания и обследования трансформатора проводятся по плану-графику с уточнением даты проведения анализа. Кроме расчетов по текущим параметрам необходимо отслеживать изменение этих значений между обследованиями, а также определять скорость изменения значений во времени.
База параметров диагностики и испытаний служит для хранения информации по параметрам плановых обследований и испытаний: диэлектрические характеристики твердой изоляции; физико-технический анализ масла; хроматографический анализ растворенных газов; сопротивление обмоток на постоянном токе; потери холостого хода; коэффициент трансформации; сопротивление короткого замыкания; данные контроля частичных разрядов; данные тепловизионного контроля. Для учета предыстории трансформатора, в системе предусмотрена база данных по эксплуатации, ремонтам и ТО, которая позволяет отражать изменения: нагрузки трансформатора; состав масла; дегазация масла; параметров в связи с отключением трансформатора; параметров в связи с проведением сварочных работ на трансформаторе; данные при повреждениях трансформатора; данные при варьировании сезонной интенсивности старения.
5. Результаты прогнозирования характеристик параметров автотрансформаторов
Для получения точной прогнозной информации и выдачи рекомендаций по эксплуатации трансформаторного оборудования необходимо использовать максимально полную базу данных о состоянии оборудования. С целью определения характеристики работы трансформатора за годы с момента ввода, учета его загрузки за истекший период, выявления предыстории трансформатора целесообразно более полно представить эти данные.
В то же время интегральным параметром, обобщающим означенные аспекты, являются сопротивление изоляции, тангенс угла диэлектрических потерь, сопротивление обмоток трансформатора, которые следует принять за наиболее длительный период. В результате проведения обработки исходных данных на основе нейрогенезисных технологий, при указанных факторах и с учетом загрузки автотрансформатора, температуры окружающей среды, температуры масла и других исходных параметров получены результаты прогноза Р60 на 2004 и 2005 гг. для обозначенного автотрансформатора, выполненные с упреждением один год и представленные в таблице 1.
Как видно из полученных результатов, минимальная величина погрешности составляет 2%; максимальная - не превышает 7%, что для инженерных расчетов является приемлемой величиной.
Таблица 1
Год Схема измере ВН-К+СН+Н ния Н Схе Н іма измере Н-К+ВН+С ния Н Схема измере ВН+СН+НН- ния К
Факт, МГОм Прогн., МГОм Погр., % Факт, МГОм Прогн., МГОм Погр., % Факт, МГОм Прогн., МГОм Погр., %
2004 539,0 549,0 2,0 435,0 464,6 6,8 312,0 330,7 6,0
2005 762,9 742,3 2,7 627,8 587,8 6,3 445,5 414,3 7,0
При аналогичных исходных данных проведены расчеты диэлектрических потерь в изоляции обмоток автотрансформатора также с упреждением один год и представлены в таблице 2.
Таблица 2
Год Схема измере ВН-К+СН+Н ния Н Схе Н ма измере Н-К+ВН+С ния Н Схема измере ВН+СН+НН- ния К
Факт, МГОм Прогн., МГОм Погр., % Факт, МГОм Прогн., МГОм Погр., % Факт, МГОм Прогн., МГОм Погр., %
2004 0,34 0,322 5,0 0,46 0,455 1,1 0,46 0,455 1,1
2005 0,35 0,326 6,2 0,4 0,392 2,0 0,4 0,392 2,0
При определении прогноза надежности элементов автотрансформатора важным является выбор глубины предыстории его элементов. Для проведения анализа были выбраны четыре автотрансформатора с данными состояния сопротивления изоляции обмоток ВН за последние 5 лет, представленные в таблице 3.
После проведения расчетов с использованием разработанного программного пакета «Энергопродиагностика» получены результаты прогноза, представленные в таблице 4.
Таблица 3
Год Номер АТ
1 3 5 7
1999 7062 7950 7620 9477
2000 8353 8849 9805 10050
2001 5312 9680 12050 10050
2002 12000 10000 13000 10100
2003 12500 11000 13500 11000
Сравнительный анализ расчетных и измеренных значений сопротивления изоляции обмоток ВН автотрансформаторов показывает, что для получения удовлетворительного результата возможно глубину предыстории принимать равной пяти годам. При этом максимальная погрешность в этом случае не превышает 3,0%.
Таблица 4
Номер АТ 2004 г. Погрешность, %
Факт Прогноз
1 13000,0 12698,5 2,3
3 11150,0 11499,0 3,1
5 11150,0 11433,0 2,6
7 14000,0 13750,0 1,8
Выводы
1. Темпы прироста мощностей во всей мировой энергетике снизились, прирост выработки электроэнергии достигается за счет использования и улучшения методов эксплуатации оборудования. Продление срока службы электрооборудования на 20-30 лет дает большую выгоду, чем замена его на новое.
2. На силовой трансформатор действуют внешние воздействия и анормальные режимы энергосистемы. Большое разнообразие возможных дефектов трансформаторов, развивающихся в работе, требует направленности контроля и выявления наиболее частых и опасных дефектов.
3. Разнообразие дефектов, возникающих в трансформаторах, требует большого числа методов контроля их состояния. Все шире применяется при диагностике состояния силовых трансформаторов математический аппарат нечеткой логики и нейрогенезисных технологий. Его использование позволяет нормировать параметры.
4. Сложность решения задачи оценки состояния трансформатора, большое число перерабатываемой информации и потребность в знаниях высококвалифицированных экспертов потребовали автоматизации процесса принятия решения путем внедрения многоуровневых интеллектуальных систем диагностики.
5. Проверка эффективности работы программного комплекса «Энергопродиагностика» для прогнозирования, как отдельных параметров трансформаторов, так и в совокупности, показала его работоспособность. Глубина предыстории элементов и узлов трансформатора при этом должна быть максимальной; минимальная ее величина должна быть не менее пяти лет.
Литература
1. Объем и нормы испытаний электрооборудования. - 6-е изд. перераб. и доп. РД 34.45-51.300-97. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001.
2. Состояние парка силовых трансформаторов в энергосистемах России и обобщение результатов его обследования и ремонтов / В.В. Смекалов, А.П. Долин, Н.Ф. Першина [и др.] // Трансформаторостроение-2000: тез. докл. Х междунар. науч.-техн. конф. - Запорожье: Изд-во ПО ЗТВ. - С. 142-144.
3. Чичинский, М.И. Повреждаемость маслонаполненного оборудования электрических сетей и качество контроля его состояния / М.И. Чичинский // Энергетик. - 2000. - №11. - С. 29-31.
4. Zhenyuan, W. Диагностика трансформаторов с помощью нейронных сетей и экспертных систем / W. Zhenyuan, L. Yilu, P.J. Griffin // IEEE Industry Applications Magazine. - 2000. - Vol.6. - №2. - P. 50-55.
----------♦'------------
УДК 662.9 Т.В. Петраченко, Я.А. Кунгс, А.Г. Лапицкий
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ИНФРАКРАСНЫХ ПОТОЛОЧНЫХ ЦЕХОВЫХ ОБОГРЕВАТЕЛЕЙ
В статье представлен анализ энергетических характеристик обогревателей потолочного типа - ЭРГНА 1,0/220 (п) Т; ЭРГНА 1,5/220 (п) Т; ЭРГНА 2,0/220 (п) Т, позволяющий использовать их при установлении законов регулирования температур в конкретных помещениях.
Преимущество отопительных систем с использованием греющих источников лучистого тепла системы «Теплофон» в сочетании с теплонакоплением в ограждающих системах зданий заключается в их простоте, поэтому исследование энергетических характеристик самих обогревателей имеет первостепенное значение.
В качестве источников лучистой энергии были рассмотрена новая разработка компании «Теплофон»: обогреватели потолочного типа - ЭРГНА 1,0/220 (п) Т; ЭРГНА 1,5/220 (п) Т; ЭРГНА 2,0/220 (п) Т. Данные обогреватели предназначены для обогрева помещений, с возможностью размещения обогревателей не ниже 3,5м от пола. Характеристики приборов представлены в таблице 1.
Таблица 1
Характеристики обогревателей потолочного типа
Характеристика ЭРГНА 1,0/220(п)Т ЭРГНА 1,5/220(п)Т ЭРГНА 2,0/220(п)Т
Номинальное напряжение переменного тока частотой 50 Гц, В 220
Ряд номинальных потребляемых мощностей, кВт 1,0 1,5 2,0
Температура теплоотдающей поверхности (при t +20°С), °С 280 280 280
Рекомендуемая высота подвеса обогревателя от пола не ниже, м 3,5 4,0 4,5
Время разогрева поверхности до рабочей температуры, мин 25
Площадь теплоотдающей поверхности, м2 0,25 0,39 0,5
Габаритные размеры, мм длина 792 1092 1392
ширина 344 344 344
высота 86 86 86
Масса, кг 4,6 6,4 8,1
Класс защиты от поражения электрическим током IP22
Степень защиты по ГОСТ 14254- 96 (МЭК 60335-2-30-99) I
Режим работы Продолжительный
Условия эксплуатации Без надзора
На рисунке 1 приведены зависимости температуры излучающих поверхностей обогревателей от питающего напряжения, снятые на разработанной авторами экспериментальной установке «Теплый угол» [1]. Анализ кривых показывает, что температура имеет квадратичную зависимость. Поскольку, согласно закону Джоуля-Ленца:
