CC BY
57
МОНИТОРИНГ, КОНТРОЛЬ и ДИАГНОСТИКА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
УДК 314.212:620.111.3
ТРЕБОВАНИЯ К СТАЦИОНАРНОЙ СИСТЕМЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ СОСТОЯНИЯ СЕТЕВОГО ТРАНСФОРМАТОРА
С. А. Евдокимов*, A.A. Сарлыбаев**, Л.А. Маслов*, Андр. А. Николаев*, Арт А. Николаев*
*Магнитогорский государственный технический университет, Россия, г. Магнитогорск evdmmgtu@yandex. ru **Магнитогорский металлургический комбинат, Россия, г. Магнитогорск
Актуальность работы
Увеличение единичной мощности трансформаторов приводит к тому, что в случае аварийного выхода из строя одного из них возникает аварийная ситуация, приводящая к существенным перебоям в электроснабжении и большому материальному ущербу [1].
Предупреждение аварий трансформаторов обеспечивают системы непрерывного контроля (мониторинга) работы трансформаторов, использующие комплекс датчиков, регистрирующих различные параметры, по изменению которых можно определить развивающиеся при ра.
Обследование силовых трансформаторов целесообразно производить без вывода в ремонт (непрерывный метод диагностики). В последнее время интенсивно развиваются и внедряются методы контроля состояния силовых трансформаторов с применением современных компьютерных технологий и автоматического сбора, обработки и анализа данных. Применение этих методов осуществляется с помощью различных датчиков, расположенных непосредственно в пределах трансформатора.
-
форматоров обусловлено приказом № 140 от 18.04.2008 г. В ОАО «ФСК ЕЭС» утвержден и введен в действие нормативно-технический
документ в виде отраслевого Стандарта «Системы мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов» [2].
Характеристика трансформаторов ОАО «ММК»
Трансформаторы ОАО «ММК» можно условно разделить на три группы: это сетевые трансформаторы подстанций, блочные трансформаторы, входящие в состав энергоблоков электростанций, и печные, эксплуатируемые на дуговых сталеплавильных печах кислородно-конвертерного и электросталеплавильного цехов. Условия эксплуатации трансформаторов первых двух групп не имеют принципиальных отличий, хотя режимы их работы различаются. Так, например, у блочных трансформаторов возникают более частые динамические режимы, вызванные остановкой энергоблока. В то же время режимы печных трансформаторов имеют принципиальные отличия. Достаточно заметить, что режим короткого замыкания на электродах (вторичной стороне) является рабочим, а переключение РПН происходит до 1000 раз в сутки, в отличие от сезонных переключений трансформаторов первых двух групп (не более 5 переключений в год). Отсюда следует принципиальное различие признаков неисправностей, принципов и средств технического диагностирования печных трансформаторов [3].
В связи с отсутствием на металлургических предприятиях РФ
-
ния печных трансформаторов при разработке системы оперативного контроля технического состояния трансформатора ДСП-180 ЭСПЦ ОАО «ММК» за основу принят опыт разработки систем, предназна-
.
Особенности диагностирования печных трансформаторов
Набор тестов, используемых системой мониторинга для печного трансформатора, определяется на этапе ее создания и в процессе дальнейшей эксплуатации может лишь частично модернизироваться. По
-
нических требований к системе мониторинга. В конкретном случае печного трансформатора необходимо находить реальный компромисс между «неограниченными возможностями» системы мониторинга и «неоправданно высокой ценой» поставки стационарного оборудова-.
-
вано большое количество методов, в том числе следующие [1, 4]:
- комплексные испытания с обязательным проведением опытов холостого хода и короткого замыкания;
- физико-химические анализы трансформаторного масла с определением содержания и состава фурановых производных, ионола, объемного удельного сопротивления и т.п.;
- анализ газов, растворенных в масле;
- тепловизионное обследование;
- измерение наличия и уровней частичных разрядов в изоляции;
- контроль характеристик изоляции под рабочим напряжением;
- определение мутности масла оптоэлектронными методами;
- ультразвуковое обследование;
- вибрационное обследование.
Основной проблемой использования этих методов является то, что ни один из них не позволяет выявить дефекты или повреждения
.
Необходимые методы диагностирования
По своему основному определению, система стационарного мониторинга базируется на результатах проведения совокупности «on-line» тестов, выполняемых на работающем трансформаторе в автоматизированном режиме. Результаты тестов, выполняемых в режиме «off-line», могут быть использованы встроенными алгоритмами системы, однако актуальность таких тестов невелика, т.к. они проводятся обычно раз в несколько лет.
Оперативные диагностические заключения стационарной системы
-
ванных экспертных алгоритмов. Чем более продуманной и совершенной является встроенная экспертная система, тем выше достоверность
-
лируемого трансформатора. Глубина предлагаемых системой мониторинга рекомендаций может быть различной, от простой регистрации превышения параметрами пороговых значений, до достаточно обосно-
.
Ниже перечисляются основные функции, выполнение которых должно быть обеспечено создаваемой системой диагностирования со.
Функции системы мониторинга
Согласно приложению к приказу ОАО «ФСК ЕЭС» от 18.04.2008 №140 система мониторинга должна обеспечивать для каждой единицы трансформаторного оборудования выполнение функций, представленных в табл. 1 [5]. Основными являются:
1. Контроль влагосодержания в масле бака. Это важный диагностический параметр, влияющий на надежность работы всего транс-
форматора. Для печных трансформаторов следует также контролировать содержание растворенного в масле водорода. Для печного трансформатора большее количество растворенных горючих газов вызвано резкопеременной нагрузкой и частыми переключениями РПН.
Таблица 1
Функции системы мониторинга в соответствии с [5]_
№ Функция Описание и назначение
1. Контроль теплового состояния трансформаторного оборудования, в том числе: а) контроль температуры верхних слоев масла; б) контроль температуры наиболее нагретой обмотки - ной стороне ВН, СН, НН); в) определение кратности и длительности допустимых Определение кратности и длительности допустимых перегрузок и температуры - ции МЭК 60076-7:2005
2 Контроль газосодержания Оценка тенденции и диагностика состояния изоляции трансформатора
3 Контроль влагосодержания масла Оценка тенденции и диагностика состояния изоляции трансформатора
4. Контроль текущего номера отпайки РПН Оценка результата переключения Р11Н и отсутствия рассинхронизации.
5. - вольтных вводов Контроль тока утечки, емкости С1 иtgS изоляции вводов на сторонах ВН и СН для вводов класса 220 кВ и выше, а для маслонаполненных вводов - дополнительно давления масла, оценка текущего состояния вводов и тенденций
6. Степень старения изоляции Расчет старения изоляции по температуре наиболее нагретой точки обмотки и расчетному значению
- ляции. Прогноз старения и общего износа по МЭК 60076-7:2005
7. Температура образования Расчет по содержанию влаги в изоляции и температуре обмотки: определение температуры конденсации влаги, запас по температуре образования пузырьков
2. Непрерывная регистрация уровня и распределения частичных разрядов в изоляции вводов, обмоток и сердечника. Встроенная экспертная система дает возможность определить тип дефекта, частично локализовать, оценить его опасность для дальнейшей работы трансформатора. Если на трансформаторе будет установлена система контроля растворенных газов в масле, то совместная обработка результатов измерений частичных разрядов и газов в масле дает наиболее точные результаты по диагностике типа дефекта и месту его локализации.
3. Возможность в on-line режиме контролировать наличие деформаций обмоток трансформатора. Такие деформации возникают в трансформаторе после воздействия ударных нагрузок, являющихся характерными для печного трансформатора. Данный вид контроля обес-
.
4. Диагностика системы охлаждения трансформатора, которая достаточно корректно выполняется на основании измерения и анализа
. -
форматора.
5. Техническое состояние РПН трансформатора. При помощи датчиков контролируется текущее положение РПН, мощность, потребляемая приводным двигателем в процессе коммутации; также при помощи специальных фильтров может регистрироваться диаграмма работы
контактора при каждой коммутации. Дополнительно может опреде-
-
.
-
ния по сторонам ВН, СН и НН передаются в систему мониторинга из АСУ ТП. Рекомендуется принимать данные сигналы по цифровому по.
Эффективность внедрения стационарной системы
Как правило, стоимость поставки современной системы мониторинга составляет от 0,5 до 1,5 миллионов рублей, в зависимости от комплектации. С учетом монтажных работ, и других статей расходов, эта стоимость может возрасти в 1,5-2 раза [6].
Стоимость комплексного обследования трансформатора зависит от большого количества факторов и составляет от 0,15 до 0,5 млн./руб. В эту сумму, обычно, входят все затраты на проведение комплексного .
-
ров, можно сказать, что на деньги, затрачиваемые на поставку одной «стандартной» системы мониторинга, можно выполнить «стандарт-
ное» комплексное обследование до 4 - 8 трансформаторов. В этом вопросе комплексное обследование более экономично.
Более важным является то, что реально (проводя комплексное обследование всего трансформаторного парка с интервалом один раз в три года), можно снизить аварийность трансформаторного оборудования на 15 - 20%. При этом стоимость всех затрат, уже через 7-10 лет применения такой технической стратегии, сравняется с вариантом
.
Эффективность предупреждения аварийных ситуаций и снижения потерь от их возникновения при использовании систем мониторинга существенно выше. Для примера, с целью иллюстрации этого, воспользуемся стандартной цифрой, что полная стоимость системы мониторинга составляет, ориснтировочно. 5 - 7% от цены контролируемого трансформатора. Если хотя бы одна из смонтированных систем мониторинга трансформаторов позволит предупредить одну аварию, то при этом окупятся все затраты на монтаж 15-20 аналогичных систем мониторинга. В этой сумме учтены только прямые затраты на замену трансформатора, все остальные затраты на устранение итогов аварии, которые иногда равны прямым затратам, не учтены.
В целом можно заключить, что на безремонтном интервале эксплуатации трансформатора, равном 12 годам, экономические затраты на монтаж систем мониторинга сравнимы с затратами на проведение комплексных обследований. Если же учитывать уровень снижения аварийных ситуаций, то эффективность внедрения систем мониторинга будет, как минимум, в два и более раз выше, чем при проведении
.
Список литературы
1. СО 34.46.305-2005 «Инструкция по применению системы мониторинга при изготовлении и ремонте силовых трансформаторов» //ОАО «ЕЭС России». URL:http://ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/ da-ta_normativ/51/51155/
2. Алексеев Б. А. Контроль состояния (диагностика) крупных силовых трансформаторов. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. - 216 с.
3. Основные неисправности и методы диагностирования силовых трансформаторов в условиях эксплуатации / И.Г. Гун, В.М. Салганик, С.А. Евдокимов, A.A. Сарлыбаев // Вестник МГТУ им. Г.И. Носова, 2012. № 1.-С. 102-105.
4. Сви П. М. Методы и средства диагностики оборудования высокого напряжения. М.: Энергоатомиздат, 1992. - 240 с.
5. Системы мониторинга силовых трансформаторов //Приложение к приказу ОАО «ФСК ЕЭС» от 18.04.2008 № 140 «Системы монито-
ринга силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Общие технические требования». URL:http://silovoytransformator.ru/stati/sistemy-monitoringa-silovyh-transformatorov.htm
6. Сравнение эффективности внедрения систем мониторинга и проведения комплексного обследования трансформаторов //Техническая документация ПВФ «Вибро-Центр».
URL:http://www.electronpribor.ru/resources/docs/tdm_obsLpdf
УДК 621.313
АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ДИАГНОСТИКИ ЭЛЕКТРОПРИВОДА ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
A.C. Сарваров, А.Р. Халикова
Магнитогорский государственный технический университет им. Г.И. Носова, Россия, г. Магнитогорск
[email protected], [email protected]
Одной из наиболее важных и актуальных проблем современности является повышение качества и обеспечение надежности механизмов, машин и оборудования в любой отрасли промышленности. Возникновение проблемы надежности обусловлено в основном следующими причинами: постоянным ростом энерговооруженности современных предприятий, увеличением сложности функций, выполняемых оборудованием, т.е. ценой отказа, повышением степени автоматизации производственных процессов. Большие возможности в повышении эффективности их применения лежат в основе организации их эксплуатации
и обслуживания по существующему состоянию, т.е. потребность в
-
ствительному состоянию, а не по наработке или истекшему календарному времени. Данная концепция определила формирование нового научного направления — технической диагностики, которая получила
.
Техническая диагностика - это область науки и техники, изучающая и разрабатывающая методы и средства определения и прогнозирования технического состояния механизмов, машин и оборудования без их разборки. Применение технической диагностики позволяет выявить и устранить, а часто и предотвратить производственные дефекты, возникающие на этапах изготовления и монтажа или в процессе ремонта. Однако, такие дефекты проще контролировать прямыми методами в процессе работы, чтобы не допускать их появления, а не кон-
