Репозиторій ЧДТУ
Репозиторій ЧДТУ зберігає і дозволяє легкий і відкритий доступ до всіх видів цифрового контенту, включаючи текст, зображення, анімовані зображення, MPEG і набори даних
Дізнатися більше
Будь ласка, використовуйте цей ідентифікатор, щоб цитувати або посилатися на цей матеріал:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/9226| Назва: | Підвищення енергоефективності системи електропостачання за рахунок діагностики трансформаторного устаткування |
| Автори: | Ткаченко, Валентин Федорович Щеулов, Володимир Олександрович |
| Ключові слова: | силовий трансформатор;система електропостачання;система технічної діагностики;енергоефективність |
| Дата публікації: | січ-2024 |
| Короткий огляд (реферат): | Метою магістерської роботи є підвищення рівня енергоефективності систем електропостачання шляхом впровадження систем технічної діагностики силових трансформаторів. Для досягнення цієї мети було проаналізовано поточний стан системи діагностики силових трансформаторних технологій, створено систему діагностики силових трансформаторних технологій і розроблено систему діагностики трансформаторних технологій для підвищення рівня енергоефективності силового трансформатора. Проаналізовано систему електропостачання, результати впровадження системи технічного діагностування силового трансформатора на підстанції для визначення ефективності запропонованої системи технічного діагностування силового трансформатора. Результати дослідження даної магістерської роботи можуть бути використані для розробки та впровадження систем технічної діагностики силових трансформаторів, а також для розгляду питань підвищення рівня енергоефективності систем електропостачання. |
| URI (Уніфікований ідентифікатор ресурсу): | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/9226 |
| Розташовується у зібраннях: | 141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Файли цього матеріалу:
| Файл | Опис | Розмір | Формат | |
|---|---|---|---|---|
| МР_ЩЕУЛОВ.pdf Restricted Access | 3.13 MB | Adobe PDF | Переглянути/Відкрити Запит копії |
Усі матеріали в архіві електронних ресурсів захищено авторським правом, усі права збережено.
Extracted text
1
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАНИЙ ТЕХНОЛОГІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
ФАКУЛЬТЕТ ЕЛЕКТРОННИХ ТЕХНОЛОГІЙ, АВТОТРАНСПОРТУ
ТА МАШИНОБУДУВАННЯ
Кафедра електротехнічних систем
«До захисту допущено»
Зав. кафедри ЕТС
__________ О.О. Ситник
(підпис) (ініціали, прізвище)
«___»___________2023 р.
Кваліфікаційна робота
на здобуття ступеня вищої освіти магістра
на тему:
«Підвищення енергоефективності системи електропостачання за
рахунок діагностики трансформаторного устаткування»
Виконав: здобувач вищої освіти 2 курсу, групи ЕСЕ–022
Спеціальності: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)
Щеулов Володимир Олександрович ______________
(прізвище, ім’я, по-батькові здобувача вищої освіти ) (підпис)
Науковий к.т.н., доцент Ткаченко В.Ф. ______________
керівник (вчені ступінь та звання, прізвище та ініціали) (підпис)
Нормоконтроль к.т.н., доцент Ключка К.М. ______________
(вчені ступінь та звання, прізвище та ініціали) (підпис)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань.
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2023 р.
2
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАНИЙ ТЕХНОЛОГІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
ФАКУЛЬТЕТ ЕЛЕКТРОННИХ ТЕХНОЛОГІЙ, АВТОТРАНСПОРТУ
ТА МАШИНОБУДУВАННЯ
Кафедра електротехнічних систем
Рівень вищої освіти – другий (магістерський)
Спеціальність 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
(код і назва)
ЗАТВЕРДЖУЮ
Завідувач кафедри
____________ О.О. Ситник
(підпис) (ініціали, прізвище)
«______» __ 2023 р.
ЗАВДАННЯ
на магістерську кваліфікаційну роботу здобувачу вищої освіти
Щеулову Володимиру Олександровичу
(прізвище, ім’я, по батькові)
1. Тема магістерської роботи
«Підвищення енергоефективності системи електропостачання за рахунок
діагностики трансформаторного устаткування»
науковий керівник к.т.н., доцент Ткаченко Валентин Федорович
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
затверджені наказом по університету від «10» жовтня 2023р. № 271/04
2. Термін подання студентом роботи_____________________________
3. Об’єкт дослідження – системи технічної діагностики силових трансформаторів.
4. Предмет дослідження – технічний стан силових трансформаторів.
5. Перелік завдань, які потрібно розробити:
– проаналізувати поточний стан систем технічної діагностики силових трансформаторів;
– розробити систему діагностики трансформаторного устаткування для підвищення рівня
енергоефективності систем електропостачання;
– проаналізувати результати впровадження системи технічної діагностики силових
трансформаторів підстанцій;
- визначити працездатність запропонованої системи діагностики силового
трансформаторного устаткування.
6. Перелік ілюстративного матеріалу − у вигляді презентації
3
7. Перелік публікацій – у вигляді статті чи тез доповіді на конференції
8. Дата видачі завдання «11» жовтня 2023 р.
Календарний план
Термін виконання
№ Назва етапів виконання
етапів магістерської Примітка
з/п магістерської роботи
роботи
1 Аналіз літератури по темі магістерської роботи 11.10.2023-20.10.2023
Складання попереднього плану і структури
2 21.10.2023-23.10.2023
магістерської роботи. Узгодження з керівником
3 Підготовка матеріалів по розділу 1 24.10.2023-02.11.2023
4 Підготовка матеріалів по розділу 2 03.11.2023-12.11.2023
Підготовка матеріалів по розділу 3
5 13.11.2023-22.11.2023
Вступ. Реферат
Підготовка і публікація тез за результатами
6 23.11.2023-03.12.2023
магістерської роботи
Підготовка остаточної версії магістерської 04.12.2023-08.12.2023
7
роботи. Узгодження з керівником
Підготовка доповіді і презентації. Підготовка до 09.12.2023-15.12.2023
8
захисту
9 Захист магістерської роботи 19.12.2023–22.12.2023
Здобувач вищої освіти В.О.Щеулов
(підпис) (ініціали, прізвище)
Науковий керівник роботи В.Ф.Ткаченко
(підпис) (ініціали, прізвище)
4
РЕФЕРАТ
Магістерська робота складається із вступу, трьох розділів, висновків та
списку використаної літератури. Загальний обсяг роботи складає 140 сторінок,
у тому числі 134 сторінок основного тексту, 36 рисунків, 17 таблиць та списку
використаних джерел зі 25 найменувань.
Метою магістерської роботи є підвищення рівня енергоефективності
систем електропостачання шляхом впровадження систем технічної
діагностики силових трансформаторів.
Для досягнення цієї мети було проаналізовано поточний стан системи
діагностики силових трансформаторних технологій, створено систему
діагностики силових трансформаторних технологій і розроблено систему
діагностики трансформаторних технологій для підвищення рівня
енергоефективності силового трансформатора. Проаналізовано систему
електропостачання, результати впровадження системи технічного
діагностування силового трансформатора на підстанції для визначення
ефективності запропонованої системи технічного діагностування силового
трансформатора.
Результати дослідження даної магістерської роботи можуть бути
використані для розробки та впровадження систем технічної діагностики
силових трансформаторів, а також для розгляду питань підвищення рівня
енергоефективності систем електропостачання.
Ключові слова: силовий трансформатор, система технічної
діагностики, система електропостачання, енергоефективність.
5
ЗМІСТ
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ 6
ВСТУП……………………………………………................................. 7
РОЗДІЛ 1. ОГЛЯД ТА АНАЛІЗ ПОТОЧНОГО СТАНУ СИСТЕМ
ДІАГНОСТИКИ СИЛОВИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ..................………… 11
1.1 Основні види пошкоджень силового трансформатора …………. 13
1.2 Методи діагностики стану силового трансформатора ………….. 19
1.3 Методи та засоби діагностики силового трансформатора ……... 25
1.4 Технологія термодіагностики силового трансформатора ………. 34
Висновки до розділу 1............................................................................. 38
РОЗДІЛ 2. ПОБУДОВА СИСТЕМ ТЕХНІЧНОЇ ДІАГНОСТИКИ
СИЛОВИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ…………................................................ 29
2.1 Принципи побудови систем технічного діагностування силових
трансформаторів напругою 35 кВ і вище та потужністю понад 25
МВА…………………………………………………………………… 29
2.2 Моделювання теплового режиму роботи трансформатора в
системах управління, моніторингу та діагностики………………….. 47
2.2.1 Потоки масла в системі охолодження…………………….. 47
2.2.2 Теплопередача охолоджувачів…………………………….. 49
2.2.3 Розрахунок сталого теплового режиму трансформатора 52
2.2.4 Рівняння динаміки системи охолодження………………… 55
2.3 Проектна модель трансформатора……………………………….. 58
2.4 Алгоритм управління системою охолодження силового
трансформатора…………………………………………………….. 64
2.5 Дослідження впливу режимів роботи трансформатора на
інтенсивність старіння масла………………………………………… 68
2.5.1 Кислотне число масла……………………………………. 71
2.5.2 Вміст в маслі водорозчинних кислот…………………… 74
2.5.3 Температура спалаху масла…………………………….. 76
2.5.4 Пробивна напруга трансформаторного масла…………… 79
2.6 Системи прийняття рішень……………………………………… 81
2.6.1 TDM - система технічної діагностики стану силових
трансформаторів………………………………………………. 82
6
2.6.2 Технічна діагностика силових трансформаторів за
наслідками хроматографічного аналізу………………………. 86
2.7 Тепловізійне обстеження трансформаторного обладнання 98
Висновки до розділу 2........................................................................ 102
РОЗДІЛ 3. ЗАСТОСУВАННЯ СИСТЕМ ТЕХНІЧНОЇ ДІАГНОСТИКИ
ТРАНСФОРМАТОРІВ ДЛЯ ПІДВИЩЕННЯ РІВНЯ
ЕНЕРГОЕФЕКТИВНОСТІ СИСТЕМ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ……. 104
3.1 Результати практичного застосування систем технічної
діагностики силових трансформаторів на підстанції……………… 105
3.2. Розробка математичної моделі для оцінки ефективності
технічних заходів з підвищення надійності функціонування
трансформаторного обладнання……………………………………. 113
3.2.1. Математичне моделювання. Суть, основні принципи;
питання та проблеми, які вирішують за допомогою
математичних моделей…………………………………………. 113
3.2.2. Розробка узагальненої математичної моделі для оцінки
ефективності технічних заходів з підвищення надійності
функціонування трансформаторного обладнання……………. 116
3.2.3 Часткові математичні моделі…………………………….. 120
3.3 Практичний розрахунок………………………………………… 123
3.4 Розрахунок ефективності впровадження системи технічної
діагностики силових трансформаторів…………………………….. 126
3.4.1 Визначення додаткових капіталовкладень……………… 127
3.4.2 Визначення річних експлуатаційних витрат……………. 128
3.4.3 Визначення економічної ефективності…………………… 133
Висновки до розділу 3........................................................................... 135
ВИСНОВКИ ПО РОБОТІ ....................................................................... 136
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ............................................... 138
7
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ
ВШМ – верхні шари масла;
ЕОМ – електронно – обчислювальна машина;
КЗ – коротке замикання;
ННТ – найбільш нагріта точка;
ПЗР – планово – запобіжний ремонт;
ПЗРОМПЕ – планово – запобіжні роботи обладнання та мереж промислової
енергетики;
РПН – регулювання під напругою;
СЕП – система електропостачання;
СКГ – співвідношення концентрації газів;
СТД – система технічної діагностики;
СО – система охолодження;
СТ – силовий трансформатор;
ТННТ – температура найбільш нагрітої точки;
ХАРГ – хроматографічний аналіз розчинених газів;
ЧР – частковий розряд.
8
ВСТУП
Актуальність теми. Поточний економічний стан українських
трансформаторів є надзвичайно важким, і більшість силових трансформаторів
досягли нормативного терміну служби. Складна економічна ситуація та
загальна велика кількість обладнання з тривалим терміном служби не
дозволяють провести заміну найближчим часом. У зв'язку з цим все більшої
актуальності набуває оцінка поточного стану електрообладнання та пошук
можливостей продовження терміну служби електрообладнання в системах
електропостачання.
Технічне діагностування трансформаторів дозволяє контролювати
основні параметри в процесі експлуатації і вважається одним із
найефективніших у світовій практиці методів підвищення надійності їх
роботи. Більшість причин нещасних випадків можна запобігти за допомогою
системи постійного моніторингу обладнання (рис. 1). У світовій практиці
фінансові організації пропонують страхування та кредити під гарантії
трансформаторів за умови постійного моніторингу змін концентрації
розчинених газів у трансформаторному маслі.
Рисунок 1 – Причини аварій силових трансформаторів, котрі можна
запобігти, використовуючи системи технічної діагностики
9
Одним із перспективних шляхів підвищення ефективності роботи
електротехнічного маслонаповненого обладнання є вдосконалення систем
його технічного обслуговування та ремонту. В даний час основним способом
скоротити обсяг і вартість обслуговування електрообладнання і скоротити
кількість обслуговуючого і ремонтного персоналу є перехід від
зосередженості на профілактиці і суворої регламентації циклів і періодичності
обслуговування до обслуговування згідно з нормативними документами.
Основна ідея даного виду послуг полягає в проведенні сервісних і
ремонтних робіт, виходячи з фактичного стану обладнання.
При переході до систем обслуговування за технічними умовами якісно
змінилися вимоги до систем діагностики електрообладнання, в яких головним
завданням діагностики стає прогнозування технічного стану на більш
тривалий період часу. Вирішення цієї проблеми не є тривіальним і можливе
лише шляхом комплексного вдосконалення методів, засобів, алгоритмів,
організаційно-технічних форм діагностики.
Визначення фактичного стану обладнання базується на оцінці
контрольованих параметрів і, таким чином, рівнів тривоги та аварійних
сигналів. Зміни стану можна оцінити шляхом порівняння поточного значення
з встановленим рівнем тривоги та попередніми виміряними значеннями.
Основними завданнями діагностичного контролю є попередження
аварійних відмов обладнання, визначення його стану та прогнозування
залишку ресурсів, як одного з основних показників надійності.
Одним з основних напрямків діагностики електрообладнання є
діагностика силових трансформаторів. Безконтактні методи визначення
безаварійних умов роботи особливо важливі, оскільки вони дозволяють
здійснювати моніторинг працюючого обладнання. До таких методів
відносяться: тепловізійна діагностика, хроматографічний аналіз розчинених
газів у нафті, акустичний контроль та ін.
Питанням технічного діагностування силових трансформаторів,
створення систем, пошуку та аналізу діагностичних стандартів присвячено
10
багато наукових праць вітчизняних і зарубіжних авторів. Однак діагностична
система силових трансформаторів є надзвичайно широкою областю, яка
потребує подальших досліджень, пошуку нових стандартів діагностики та
вдосконалення існуючих стандартів діагностики.
Все вищезазначене визначає актуальність, а також визначає вибір теми
магістерської роботи.
Мета та задачі дослідження. Метою магістерської роботи є підвищення
рівня енергоефективності систем електропостачання шляхом впровадження
систем технічної діагностики силових трансформаторів.
Для досягнення поставленої мети було виділено наступні задачі:
– проаналізувати поточний стан систем технічної діагностики силових
трансформаторів;
– розробити систему діагностики трансформаторного устаткування для
підвищення рівня енергоефективності систем електропостачання;
– проаналізувати результати впровадження системи технічної
діагностики силових трансформаторів підстанцій;
- визначити працездатність запропонованої системи діагностики
силового трансформаторного устаткування.
Об’єкт дослідження – системи технічної діагностики силових
трансформаторів.
Предмет дослідження – технічний стан силових трансформаторів.
Методи дослідження. Науково-методичну основу виконаних
досліджень складають: загальнонаукові методи аналізування та синтезу,
специфічні методи наукового дослідження (групування, порівняння,
узагальнення), методи математичного моделювання на основі нейронних
мереж, методи оцінки ефективності інвестиційних проектів.
Елементи наукової новизни одержаних результатів:
– Покращено алгоритм керування системою охолодження силових
трансформаторів завдяки математичній моделі на основі нейронних мереж,
11
яка навчена на реальних трансформаторах і може підтримувати заданий
діапазон температур охолодження обладнання з мінімальними
енергоспоживаннями.
– Запропоновано комплексну оцінку доцільності вжиття заходів щодо
підвищення експлуатаційної надійності силових трансформаторів, тобто, крім
простого терміну окупності, рекомендовано використовувати метод оцінки
ефективності як критерій прийняття рішень для вибору найбільш ефективного
можливість на основі капітальних витрат.
Практичними результатами роботи:
Результати досліджень, проведених в даній магістерській роботі, можуть
бути використані під час розроблення та впровадження систем технічної
діагностики силових трансформаторів, а також під час розгляду питань
підвищення рівня енергоефективності систем електропостачання.
Публікації. - Ткаченко В.Ф., Щеулов В.О. Підвищення рівня надійност
і енергопостачання м. Черкаси та Чигиринського енерговузла./ Матеріали
XXXVIII Міжнародної науково-практичної конференції / Сучасні аспекти
модернізації науки: стан, проблеми, тенденції розвитку: за ред. І.В. Жукової,
Є.О. Романенка. м. Брно (Чехія): ГО «ВАДНД», 07 листопада 2023 р. 374 с .
- Ткаченко В.Ф., Щеулов В.О. Підвищення рівня надійності та
енергоефективності роботи силових трансформаторів. Нотатки сучасної
науки: електронний мультидисциплінарний науковий часопис. – № 11. –
Харків: СГ НТМ «Новий курс», 2024.
12
РОЗДІЛ 1
ОГЛЯД ТА АНАЛІЗ ПОТОЧНОГО СТАНУ СИСТЕМ ДІАГНОСТИКИ
СИЛОВИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ
Як відомо, здатність електрообладнання працювати без аварій
визначається його технічним станом і пов’язана з терміном служби, що
залишився. У сучасних умовах під час експлуатації електрообладнання
доцільно здійснювати перехід від системи ППР, що передбачає технічне
обслуговування та ремонт електрообладнання через певний термін, до
системи, яка виконує технічне обслуговування за технічним станом
електрообладнання [1]. Переваги такого підходу очевидні, оскільки немає
необхідності проводити комплексні профілактичні роботи на технічно
справному обладнанні. Відомо, що будь-яке втручання в електрообладнання,
навіть з боку фахівців високого рівня, призводить до зниження надійності і
скорочення терміну служби, оскільки в цьому випадку порушуються з'єднання
і виникають нові детальні зміни, що супроводжують сильну активацію
елементів конструкції. Крім того, під час роботи окремі деталі можуть бути
пошкоджені.
Експлуатація за технічним станом вимагає отримання додаткової
інформації, з якої можна зробити висновки про фактичний технічний стан
електрообладнання та прогнозувати можливість і тривалість його подальшої
експлуатації при зміні інтенсивності зовнішніх впливів. Даний метод
передбачає установку додаткових датчиків на контрольованому обладнанні,
на підставі інформації цих датчиків можна прямо або опосередковано
визначити залишкові робочі ресурси, що передбачається в процесі діагностики
електрообладнання.
Метою технічної діагностики електрообладнання є забезпечення його
найбільш економічної роботи при заданому рівні надійності та мінімізація
витрат на технічне обслуговування та ремонт. Це досягається шляхом
13
моніторингу технічного стану електрообладнання під час експлуатації, щоб
можна було вчасно запобігти поломкам, скоротити простої, викликані
пошкодженнями, і вжити ряд заходів на основі даних діагностики для
підтримки його працездатності [2, 3] .
Завданнями технічної діагностики в експлуатаційних системах
електрообладнання є: визначення необхідності заміни окремих частин;
визначення необхідності проведення поточного нагляду; визначення
необхідності проведення поточного та капітального ремонтів та якості їх
виконання; визначення причин можливої відмови електрообладнання [4] .
Очевидно, що будь-яка надзвичайна ситуація, викликана несправністю
електрообладнання, призведе до великих втрат, таких як переривання
електропостачання, пошкодження обладнання та продукції. Ця проблема є
особливо серйозною для електростанцій, коли аварія станеться, це призведе до
недостатнього вироблення електричної або теплової енергії та призведе до
різних можливих наслідків.
Загальновідомо, що до силових трансформаторів на електростанціях
пред'являють високі вимоги до надійності, забезпечуючи перетворення і
передачу електроенергії від генераторів до споживачів. Такі ж високі вимоги
пред'являють і до трансформаторів, необхідних для самої електростанції, яка
забезпечує надійну роботу допоміжного електрообладнання і може працювати
не тільки в режимі великого навантаження, але і в режимі перевантаження,
особливо при запуску двигунів великої потужності. період живлення власних
потреб інших енергопристроїв тощо.
Останніми роками підприємства енергетики замінюють застаріле
обладнання на сучасне, створене за останніми досягненнями науки і техніки,
наприклад, з використанням електрогазового обладнання [5, 6]. Але такий
підхід вимагає великих капіталовкладень і тривалого часу для повної
трансформації підприємства.
14
Тому постає проблема пошуку нових способів визначення та
прогнозування технічного стану електрообладнання з метою підвищення його
надійності експлуатації.
1.1 Основні види пошкоджень силового трансформатора
Трансформатори є частиною основного обладнання, такого як
електростанції, підвищувальні, понижувальні, розподільні підстанції, різні
перетворювальні пристрої. Різні цілі часто пов'язані з відмінностями в
конструкції, різними умовами експлуатації та іншими характеристиками, що
вимагають різних методів роботи трансформатора.
Звичайні масляні трансформатори не є винятком і умови їх експлуатації
теж різні. Навіть в умовах енергосистеми деякі трансформатори знаходяться
під постійним наглядом висококваліфікованого персоналу, а інші регулярно
перевіряються. Для споживачів ситуація складніша.
Якщо на великих промислових підприємствах є спеціальні цехи, ділянки
та інші цехи для експлуатації трансформаторів, то на малих підприємствах і
багатьох інших об’єктах мати такі цехи неможливо, та й непотрібно. У цьому
випадку невелика бригада електриків відповідає за обслуговування всього
наявного електрообладнання.
Але незалежно від того, де розташовані трансформатори та як вони
експлуатуються, вони часто страждають від загальних проблем. Рівень
експлуатації визначає не характер можливих пошкоджень, а ймовірність
якнайшвидшого виявлення відхилень від стандартів, необхідного обсягу
профілактичних робіт і якісного ремонту.
Перш ніж обговорювати способи перевірки стану трансформатора,
давайте розглянемо найбільш типові пошкодження, які можуть виникнути в
будь-якому масляному трансформаторі.
Пошкодження або відхилення від нормального режиму роботи можуть
бути викликані різними причинами: недоробкою конструкції, прихованими
15
виробничими дефектами, порушенням правил транспортування, техніки
монтажу чи експлуатації, неякісним обслуговуванням.
У більшості випадків пошкодження виникають не відразу, а після більш-
менш тривалого впливу несприятливих факторів. Своєчасне виявлення
виникаючих дефектів дозволяє вжити заходів щодо запобігання їх розвитку та
підтримки працездатного стану трансформатора.
Найпоширенішим видом пошкодження силового трансфрматора
напругою 110 кВ і вище є пошкодження високовольтних вводів. В даний час
застосовуються негерметичні і герметичні маслонаповнені втулки, а також
суцільні ізоляційні втулки.
Найслабшим місцем негерметичного вводу є вологозахищена система
маслозахисту за допомогою сальника або силіконового осушувача. Під час
тривалої роботи, особливо якщо силіконовий гель не замінено вчасно, масло
стане вологим, і характеристики ізоляції погіршаться, що призведе до
часткового розряду (ЧР) в маслі. Згодом по поверхні паперового ізолятора
починають утворюватися так звані «повзучі» розряди: починаючи з однієї або
кількох вихідних точок на поверхні пошкодженого ізолятора, опік
поширюється, утворюючи складну картину ослаблення поверхні ізолятора.
Коли «повзучий» розряд наближається до заземленої ділянки, відбувається
пробій ізоляції і коротке замикання. Навіть якщо «повзучий» розряд не
утворюється, може статися пробій і призвести до значного погіршення
ізоляційних властивостей. Подібне пошкодження може статися, якщо
паперовий ізолятор не висушений належним чином під час ремонту.
Герметичні впускні отвори вимагають більше часу і надійні в
експлуатації, ніж негерметичні впускні отвори. Протягом перших кількох
років експлуатації відбулося пошкодження корпусу через утворення
алюмінієвого пилу в сильфоні напірного бака. У негерметичних і герметичних
входах можлива витік в області з'єднання верхнього контактного штиря.
Порушення можуть виникнути через неправильну збірку вузла, гнучкі
перепади, в результаті чого радіальні підсилювачі перевищують розрахункові
16
значення і т.д. Цей вузол розташований у самій верхній частині
трансформатора, де надлишковий тиск масла, особливо в холодну погоду
(тобто коли рівень масла в розширювальному бачку найнижчий), близький до
нуля. У разі витоку волога з атмосфери може проникнути в масло,
спричинивши намокання ізоляції трансформатора.
Іншим поширеним типом пошкодження СТ є пошкодження блоку РПН
[7]. Порушення в контактній системі можуть бути викликані неправильним
регулюванням контактів (недостатній або надмірний тиск, скручування) через
утворення оксидної плівки на контактах під час відносно нерегулярного
перемикання та несвоєчасного прокату пристрою, якщо відбувається:
порушення протоколу.
Контактор пристрою РПН може бути пошкоджений через неправильне
налаштування контактної системи і схеми руху і несвоєчасну заміну
трансформаторного масла [7]. Час між спрацьовуванням допоміжного
контакту контактора і дугогасного контакту під час комутації визначається
десятими частками секунди. Якщо масло в контакторі втрачає свою дугогасну
здатність, процес гасіння дуги буде відкладено, а сусідні точки розпаювання
(розгалуження) регулюючої обмотки трансформатора можуть бути замкнуті
не через опір гасіння дуги, а через опір гасіння дуги через дугу, яка деформує
обмотку трансформатора, що призводить до серйозних аварій.
Пошкодження пристрою РПН можуть бути викликані зволоженням і
забрудненням ізоляційних деталей, матеріали, з яких ці частини виготовлені
не вказані в технічній документації, незакріплені кріплення тощо [7]. Часті
поломки виникають через порушення в роботі приводу.
Пошкодження обмоток трансформатора і основної ізоляції може
призвести до найтяжчих наслідків. Погано просушені електрокартонні або
скручені паперові ізолятори, брудне або вологе трансформаторне масло
можуть викликати локальне ослаблення твердих ізоляторів, незалежно від
того, чи відбуваються «повзучі» розряди з подальшим пробйом.
Недотримання розмірів (наприклад, між електрокартоном), розширення
17
слабко намотаної ізоляції, несправність систем охолодження, надмірне
перевантаження трансформаторів струмом і напругою тощо також можуть
призвести до суцільної поломки. ізоляція. Оскільки обмотки та основна
ізоляція з різних причин пошкоджуються з тяжкими наслідками, особливу
увагу слід приділяти своєчасному виявленню таких несправностей під час
експлуатації трансформатора.
Оскільки енергетична потужність продовжує зростати, зростає і
потужність коротких замикань. У зв'язку з цим збільшенням і ослабленням
напруги в обмотках електродинамічний опір обмоток зовнішньому впливу
короткого замикання може бути недостатнім. Тому в разі зовнішнього
короткого замикання обмотка може деформуватися або пошкодитися, хоча до
пошкодження її ізоляція була в нормальному стані.
Пошкодження активної сталі трансформатора має менш серйозні
наслідки і зазвичай пов'язане з утворенням короткого замикання в баку.
Ланцюг може бути утворений всередині пакета магнітного дроту або будь-
яким конструкційним металевим компонентом, наприклад через стискаюче
кільце магнітного дроту та елемент заземлення.
У сучасних безштирьових магнітопроводів ланцюг короткого замикання
зазвичай підключається не до основного потоку (замикається тільки на
активній сталі), а до розсіяного потоку. Коротке замикання може спричинити
збільшення місцевого нагрівання (локальний перегрів), як правило, в точках
контакту, таким чином погіршуючи властивості трансформаторного масла.
Якщо такі дефекти своєчасно не усунути, то тверда ізоляція трансформатора
може бути пошкоджена.
Нарешті, допоміжні вузли та обладнання істотно впливають на
загальний ККД трансформатора. Наприклад, пошкоджений масляний насос у
трансформаторі з системами охолодження Ц і ДЦ (також відомі як НС і НДЦ)
може спричинити потрапляння частинок металу та інших домішок у
трансформаторне масло, що, якщо його не виявити вчасно, може призвести до
серйозних аварій. . Якщо гумові та інші ущільнення пошкоджені,
18
трансформаторне масло може намокнути. Несправний покажчик рівня масла
зі стрілкою може призвести до падіння або підвищення рівня масла.
Огляд основних видів пошкоджень (рис. 1.1) показує, що у більшості
випадків пошкодження розвиваються поступово. Тому, якщо завдання
перевірки стану трансформатора правильно організовано, виникаючі дефекти
можна виявити до перевищення певної критичної точки. Таким чином,
трансформатор можна вчасно вивести на ремонт, запобігаючи аваріям або
збоям, запобігаючи недостатньому живленню та скорочуючи час і витрати на
ремонт.
19
Рисунок 1.1 – Структурна схема пошкоджень силових трансформаторів
19
20
1.2 Методи діагностики стану силового трансформатора
Як тільки з'явився закритий масляний трансформатор, виникла
проблема контролю стану трансформатора. Щоб перевірити будь-які
внутрішні пристрої, від’єднайте, злийте, перевірте та заповніть. І все це
повинно відповідати численним правилам, інакше перед включенням
трансформатор потрібно просушити. Коли масляні трансформатори
експлуатуються у великих кількостях, необхідно часто проводити технічне
обслуговування розімкнутого контуру. Незручність і труднощі, пов'язані з
цим, змусили нас знайти і розробити такий метод моніторингу стану
трансформатора, який не вимагає відкриття і зливу масла. Крім того, було
зазначено, що чим більше разів трансформатор відкривається без особливої
потреби, тим більша ймовірність пошкодження.
Наразі трансформатори напругою 110 кВ і вище, потужністю 80 МВА і
вище на електростанціях і підстанціях, а також головні трансформатори для
власного використання електростанцій повинні проходити перший
капітальний ремонт не пізніше ніж через 12 років. Пусконалагоджувальні
роботи враховують результати профілактичних випробувань і в подальшому
проводяться в необхідному обсязі за результатами вимірювань і стану
трансформатора. Для решти трансформаторів необхідність капітального
ремонту визначається за результатами випробувань та їх станом протягом
терміну служби. Це стало можливим завдяки значному прогресу в розробці
методів перевірки стану трансформаторів і визначення відповідних
показників, на підставі яких можна зробити висновки про роботу обладнання,
іншими словами, завдяки досягненням у галузі діагностики.
Під діагностикою розуміється система заходів, яка використовує різні
технічні засоби для перевірки та оцінки стану трансформатора.
Використовувати прості візуальні, механічні, фізичні, хімічні та інші методи
контролю стану та їх комбінації. Наприклад, гідратацію трансформаторного
масла можна визначити за зміною кольору індикаторного силікагелю або
хімічним аналізом. Наявність часткових зарядів в маслі або твердій ізоляції
21
можна визначити прямим вимірюванням за допомогою індикатора CR або
хроматографічним аналізом розчинених газів в маслі. Звичайно, для
практичних цілей серед усіх можливих способів контролю того чи іншого
параметра вибирають найпростіший спосіб, а більш складні методи
використовують лише для більш ретельного огляду, уточнення місця і
характеру дефекту.
Контроль стану трансформатора складний. Звичайно, це починається з
етапу виробництва. Потім перевіряються ізоляційні та активні матеріали,
якість окремих деталей і компонентів, а також якість компонентів. Готові
трансформатори проходять повну перевірку на заводській випробувальній
станції виробника, яка оснащена всіма необхідними діагностичними засобами.
При транспортуванні трансформатора необхідно контролювати його
герметизацію, а в деяких випадках і вплив механічних сил. Трансформатори,
що надходять, також зобов'язані контролювати їх стан під час зберігання та
монтажу відповідно до основної технічної інформації "Трансформатори
силові. Транспортування, вантажно-розвантажувальні роботи, зберігання,
монтаж та введення в експлуатацію" [8] . Після монтажу і перед введенням в
експлуатацію трансформатор проходить перевірку на потужність,
передбачену ПУЕ [9], для діагностики стану.
Однак найбільший обсяг робіт з перевірки стану трансформатора
припадає на процес експлуатації. Надалі ми розглянемо методи перевірки
стану, які застосовуються зараз, і особливу увагу приділимо тому, як за
отриманими результатами оцінити стан трансформатора та зробити висновки
про можливість його подальшої експлуатації.
Порядок перевірки стану трансформаторів встановлено низкою
методичних матеріалів. Ці питання детально описані в інструкціях з
експлуатації трансформаторів [5, 6, 7, 8] та стандартах випробувань
електрообладнання [6]. Для деяких методів діагностики стану
трансформаторів опубліковано спеціалізований методичний матеріал,
22
наприклад «Інструкція по виявленню пошкоджень трансформаторів методом
хроматографічного аналізу розчинених в маслі газів» [7].
Для оцінки режиму роботи трансформатор оснащений необхідними
контрольно-вимірювальними приладами. Кількість підключень і точок
вимірювального обладнання залежить від таких факторів, як призначення,
потужність, місце встановлення трансформатора тощо [10]. Встановіть
амперметр з одного боку кожної напруги ST потужністю 1 МВА і вище. У
деяких випадках можна встановити амперметр на фазу. Контроль напруги
зазвичай здійснюється за допомогою вольтметра, встановленого на шині. На
окремо встановлених трансформаторах вольтметр встановлюється тільки з
боку низької напруги або не встановлюється зовсім. На малюнку. 1.2, і дає
просту електричну схему приладів електровимірювань трансформатора 1
МВА, 6/0,4 кВ.
Лічильники електроенергії та реактивної потужності встановлюються на
підвищувальних трансформаторах електростанцій і трансформаторах
підстанцій 110 кВ і вище. Таблиці оцінки активної енергії та реактивної енергії
встановлюються на стороні високої та середньої напруги триобмоткових
трансформаторів і на стороні високої напруги двообмоткових
трансформаторів. На кінцевому трансформаторі прилади можуть бути
встановлені на стороні низької напруги. На малюнку. 1.2, б схема
електровимірювального приладу триобмоткового автотрансформатора
220/110/10кВ. Сторона високої напруги включає три амперметри, ватметр і
лічильник активної енергії. Напруга вимірюється трьома вольтметрами,
підключеними до високовольтних шинних трансформаторів напруги. Таке ж
обладнання встановлюється і на стороні СН. Встановлюють вольтметр і
амперметр на стороні низької напруги.
У триобмотковому автотрансформаторі, особливо при підключенні до
обмотки низької напруги генератора або синхронного компенсатора, коли вся
потужність передається на або з боку середньої напруги, необхідно
контролювати навантаження на його загальну частину. Обмотку
23
автотрансформатора (ОО на рис. 1.2, б) іноді прийнято називати обмоткою
СН. У деяких режимах може статися, що струм на стороні середньої напруги
не перевищує номінального, але струм в загальній частині обмотки буде вище
допустимого.
Рисунок 1.2 – Схеми включення приладів електровимірювань: а – до
трансформатора 1 МВА, 6/0,4 кВ; б – до триобмоткового автотрансформатора
220/110/10 кВ
Сила струму вимірюється спеціально підключеним амперметром. В
однофазних автотрансформаторах вмикання амперметра здійснюється через
трансформатор струму, встановлений на нейтральному вводі одного
автотрансформатора в групі (рис. 1.3, а). У трифазному автотрансформаторі
амперметр підключається сумою лінійних струмів на стороні високої і низької
напруги через трансформатор струму з однаковим коефіцієнтом
трансформації (рис. 1.3, б). Він також може бути підключений через
трансформатор струму, встановлений на нейтральній лінії однієї фази
автотрансформатора, як показано пунктирною лінією на малюнку 1. 1.2,б.
24
Крім приладів для електричних вимірювань на трансформаторі
встановлені інші прилади контролю. Рівень масла визначається стрілочним
маслопокажчиком або масломіром, розташованим на кінці розширювача.
Температура верхніх шарів масла може бути перевірена за показами
манометричного сигналізуючого термометра, який забезпечується двома
рухомими сигнальними контактами.
Рисунок 1.3 – Схеми включення амперметра для контролю струму в
загальній частині обмотки автотрансформатора: а – на введенні нейтралі
однофазного автотрансформатора; б – на суму лінійних струмів ВН і СН
трифазного автотрансформатора
Для контролю тиску масла на герметичному маслонаповненому вході
трансформатора встановлений манометр. Важливу інформацію про стан
трансформаторного масла може дати колір силікагелю індикатора (звідси
необхідність заміни після зміни кольору). Пристрої охолодження газу
трансформатора (Д, ДК, НДЦ) обладнані сигналізаторами припинення роботи
системи охолодження, включення резервного охолодження або резервного
живлення, а при примусовій циркуляції масла (ДЦ, НДЦ, Ц, НЦ) –- із
сигналізаторами вмикання та вимикання кожного електронасоса, щодо
включення резервного електронасоса замість несправного працюючого
25
насоса, щодо припинення роботи всіх працюючих електронасосів, щодо
включення резервного живлення резервного електронасоса. На всіх системах
охолодження з електронасосами встановлений манометр для контролю тиску
масла в напірній трубі. Можлива установка інших вимірювальних і покажучих
приладів.
Перший комплекс заходів по діагностиці стану трансформатора в
процесі експлуатації складається з робіт, що не потребують контакту з
працездатним трансформатором. Це контроль показань з перелічених
контрольно-вимірювальної апаратури, сигналізаційної апаратури та зовнішній
огляд трансформаторів.
До другої групи належать роботи, що не потребують відключення, але
пов'язані з роботами, що вимагають доторкання до трансформатора або
допоміжного обладнання до нього. Основною метою тут є відбір зразків нафти
для перевірки електричних властивостей і хімічного аналізу або виконання
хроматографічного аналізу розчинених газів у нафті. У цю ж групу також
входять вимірювання вібрації баків трансформатора або інших компонентів,
вимірювання рівнів часткових розрядів за допомогою спеціального
обладнання, відбір проб газу від сигналів спрацьовування газових реле тощо.
До третьої групи належать роботи, що виконуються на розблокованих
трансформаторах. Це необхідно для перевірки та визначення стану ізоляції,
обмоток, магнітних проводів, входів високої напруги, розподільного та
допоміжного обладнання. Зокрема, це практично всі види профілактичних
випробувань, перевірки електронасосів, різного роду модифікацій тощо.
Нарешті, до четвертої групи увійшли роботи на трансформаторі, який
вивезли на ремонт. Тут проводиться більш повний аналіз стану окремих
деталей з метою визначення або уточнення обсягу ремонту, а також
контрольних операцій, які виконуються при виготовленні та монтажі
трансформатора. Але рішення про те, чи потрібно знімати трансформатор для
ремонту, приймається за результатами перших трьох комплексів
діагностичних операцій.
26
1.3 Методи та засоби діагностики силового трансформатора
Електростанції займають ключове місце в плануванні забезпечення
виробництва, передачі та розподілу електроенергії, тому висувають високі
вимоги до надійності роботи. Слід підкреслити, що проводиться велика робота
з підвищення надійності силових трансформаторів, у тому числі в напрямку
діагностики в процесі експлуатації.
Проблеми, які вирішуються в процесі діагностики, можна виразити
таким чином [7]:
- Виявляти дефекти трансформатора;
- Визначити характер дефекту і його локалізацію на максимально
можливій діагностичній глибині;
- Оцінити здатність трансформатора нормально функціонувати,
спрогнозувати його залишковий ресурс і визначити обсяг необхідного
ремонту.
Режим роботи блочних трансформаторів відрізняється від мережевих за
навантаженням, струмом короткого замикання, участю в регулюванні
активної потужності та ін.
Через підвищене навантаження цього типу трансформатора старіння
його ізоляції більш серйозне, ніж у силових трансформаторів.
У роботі [11] зазначено, що старіння ізоляції сильно залежить від
режиму роботи трансформатора. В цьому випадку ключову роль відіграє
змочування ізолятора.
Експерти зарубіжних енергетичних компаній вважають економічно
вигідним безперервний моніторинг стану СТ, тому створені різноманітні
діагностичні та експертні системи [12].
На існуючому етапі експлуатації у силових трансфрматорах
використовується 21 тип тесту та контролю. Велика кількість дослідників
вказує на необхідність розширеного тестування та випробувань
трансформаторного обладнання з урахуванням останніх досягнень науки. З
аналізу літератури видно, що діагностику СТ проводять з різних точок зору,
27
тобто використовують різні методи дослідження та прогнозування терміну
служби різних компонентів об’єкта дослідження.
Загалом описано набіри традиційних типових процедур тестування
продуктивності СT. Важливо підкреслити, що відомі методи не виключають
необхідності створення нових методів і засобів діагностики
електрообладнання, особливо трансформаторів.
Зокрема, у роботах [11-13, 17] запропоновано методи виявлення
залишкової деформації обмоток трансформатора внаслідок впливу
електрорушійних сил, що виникають в обмотках під дією струму короткого
замикання. У роботі [12] запропоновано використовувати низьковольтний
імпульсний метод для визначення залишкової деформації обмоток
трансформатора. Спосіб полягає у вимірюванні стандартної схеми нового
трансформатора при його введенні в експлуатацію (або після капітального чи
відновлювального ремонту) і її порівнянні з дефектною схемою, отриманою
після протікання в трансформаторі струму короткого замикання. З аналізу
спектру можна зробити висновки про появу нових гармонічних компонентів і,
таким чином, про ступінь деформації обмотки. У роботі [11] показано, що
виникнення деформації не перешкоджає подальшій роботі трансформатора,
але на місці деформації відбувається розвиток процесу часткового розряду,
внаслідок чого результати хроматографічного аналізу масла погіршуються.
Якщо виникає інше коротке замикання з неперіодичним компонентом,
трансформатор може стати аварійно несправним з потенційно серйозними
наслідками. Також дослідники пропонуали, щоб через вібраційний портрет
працюючого трансформатора порівнювали амплітудно-частотні та фазо-
частотні характеристики до та після аварійної ситуації для оцінки ступеня
ослаблення обмотки напруги.
В роботі [19] розглянули аналіз зовнішнього вигляду показників зносу
ізоляції за фізико-хімічними процесами, що в ній відбуваються. Результати
показують, що внутрішні короткі замикання можуть виникнути через
погіршення стану ізоляції. До причин погіршення стану ізоляції відносяться:
28
підвищена вологість трансформаторного масла, наявність домішок у твердій і
рідкій ізоляції, розвиток процесів іонізації в ізоляції та ін. Як виявлено,
негативний вплив вологи в ізоляції трансформатора пов’язаний з утворенням
бульбашок газу та пари, які виділяються з ізоляції в трансформаторне масло,
коли ізоляція перегрівається через струм навантаження в обмотках[17].
Зазначений метод був ефективним, але дослідження об'єкта було високої
складності, і його довелося вивести з експлуатації. Крім того, зазначена
методика забезпечує наявність бази даних про технічний стан
трансформаторів у різних режимах експлуатації. У багатьох роботах
опубліковано результати наукових досліджень, пов’язані з характеристиками
трансформаторів струму, випробуваних з підвищеним вмістом вологи в
обмотках. Робота [13] показує, що надійність трансформатора залежить від
стану його ізоляції, причому значна частина пошкоджень залежить від вмісту
вологи. Вважається, що вологість ізоляції допускається до 2% для нових
трансформаторів і трансформаторів після капітального ремонту і до 4% для
трансформаторів, що знаходяться в експлуатації. Тому для вимірювання
вмісту вологи в ізоляції можна використовувати метод вимірювання напруги
відновлення після заряду та короткочасного розряду ізоляції, аналізувати
криву струму заряду та розряду ізоляції або аналізувати вміст вологи в
ізоляції. Ємність і тангенс діелектричних втрат ізолятора як функція частоти
вимірювання.
Для підвищення достовірності дослідження використовували
змішування зазначених методик. Як показано в [14], процес деградації
намотувального целюлозного ізоляційного матеріалу може призвести до
зниження міцності паперу та зневоднення. За рівнем полімеризації ізоляції
намотуваного паперу можна зробити висновки про рівень полімеризації, який
спричиняє замикання витків і призводить до зниження механічної міцності
паперу та збільшення локальної концентрації вологи. Показники ізоляції
обмоток трансформатора, тим самим контролюючи роботу робочих ресурсів
[7].
29
Варто зазначити, що нещодавно з метою збільшення терміну
експлуатації впроваджено спосіб регенерації целюлозної ізоляції обмоток
шляхом їх очищення поверхнево-активними речовинами [10].
Так само в зарубіжній практиці продукти кислотного та окисного
старіння паперової масляної ізоляції регулярно видаляють у
трансформаторному маслі, а для видалення продуктів старіння ізоляції, які
прискорюють зашлаковування та зневоднення обмоткової целюлозної
ізоляції, використовують спеціальне регенероване масло. [15].
В даний час ХАРГ широко використовується і є ефективним засобом
діагностики СТ [16], однак через високу чутливість цього методу можливі
помилкові діагностичні оцінки при наявності в трансформаторі внутрішніх
теплових дефектів, таких як пошкодження сердечника трансформатора.
Пошкодження ізоляції та магнітопроводів тощо.
В даний час вологість твердої ізоляції СT вимірюється на основі зразків
ізоляції, використаних перед введенням в експлуатацію. Під час експлуатації
трансформатора вологість ізоляції дозволяється оцінювати шляхом
розрахунку, але в системі нормативних документів немає методу визначення
вологості твердої ізоляції за результатами діелектричних властивостей [17].
У дослідженнях характеристик обмотки СT значну увагу приділено
проблемі визначення впливу часткових розрядів. У літературі [17] викладено
основні методи, які дають можливість виявляти та контролювати
інтенсивність КЛ, спричинену різними факторами під час роботи
електрообладнання. В даний час найбільшого поширення набули електричні
та акустичні методи виявлення КР в ізоляції.
Відомий метод [17], який передбачає моніторинг змін опору індуктора
трансформатора для прогнозування пошкодження обмоток СТ. Для його
реалізації необхідно проводити якісні вимірювання виведеного з експлуатації
обладнання за наявності статистичних даних про зміну контрольованих
параметрів.
30
Важливою складовою СТ є пристрій РПН, надійність якого також
істотно впливає на загальну продуктивність трансформатора. У роботі [18]
запропоновано метод оцінки параметрів комутації контактів пристроїв РПН
без часткового розбирання трансформатора. Спосіб полягає у формуванні
осцилограм сигналу по кожному каналу керування та подальшому аналізі цих
осцилограм за ознаками. Наголошуємо, що цей метод можна використовувати
лише тоді, коли об’єкт дослідження виведено з експлуатації.
Іншим відомим методом діагностики пристроїв РПН силового
трансформатора є використання нейронечітких моделей для перевірки їх
працездатності під час роботи силового трансформатора .
Для підвищення надійності обладнання РПН СТ використовуються
комплексні системи автоматичного контролю та діагностики [17].
У багатьох випадках як метод і засіб дослідження технічного стану
електрообладнання рекомендується використовувати термографію [19], але це
дозволяє виявити тільки розвиваються пошкодження. Ні на ранніх стадіях
експлуатації, ні в аварійному режимі не дозволяє прогнозувати виснаження
робочих ресурсів ізоляції або вузлів трансформатора в процесі експлуатації
під впливом різних факторів.
Не менш ефективна тепловізійна діагностика систем охолодження СT.
Тільки цим методом можна визначити несправності, викликані неефективним
охолодженням через забруднення ребер радіатора, підвищенням температури
через несправність циркуляційного масляного насоса, ступенем забруднення
фільтрів і форсунок. Нахил теплового поля системи охолодження [19].
Велику увагу приділено технічному стану високовольтного введення
силових трансформаторів. Опишемо основні методи діагностики
високовольтних вводів[17]:
1. Метод моніторингу стану входу, заснований на вимірюванні опору
ізоляції, дозволяє мати загальне уявлення про стан ізоляції входу.
2. Метод контролю якості імпортних ущільнювачів запобігає лише
витоку масла.
31
3. Метод індикації часткового розряду забезпечує виявлення
виникнення часткового розряду.
4. Метод контролю вводів, що базується на вимірюванні тангенса кута
діелектричних втрат tg δ і ємності ізоляції. Вимірювання tg δ дозволяє
відслідковувати погіршення ізоляції за винятком локальних дефектних місць.
За виміряними значеннями tg δ ізоляції можливе виявлення дефектів на
ранній стадії розвитку з кривих іонізації. Вимірювання ємності ізоляції сприяє
виявленню місцевих дефектів, наприклад, пробій частини ізоляції.
5. Електрична міцність, тангенс діелектричних втрат, колір масла,
механічні домішки, температура спалаху, кислотне число та вміст вологи
вимірюються за допомогою методів дослідження трансформаторного масла в
лабораторних умовах.
6. Методи дефектоскопії, засновані на хроматографічному аналізі газів,
розчинених у нафті, дають можливість прогнозувати розвиток дефектів за
питомими концентраціями розчинених газів. З метою підвищення
достовірності виявлення дефектів рекомендується контролювати вміст іонолу
та фуранів у трансформаторному маслі.
Для цього методу потрібні висококваліфіковані працівники та
спеціальне обладнання.
7. Спосіб постійного контролю вхідної ізоляції полягає у вимірюванні
ємнісного струму (несиметричного струму) в провіднику зірка-нуль, який
утворюється приєднанням вимірювальних відводів до всіх трьох вводів
силового трансформатора. Відомі й інші методи діагностики стану ізоляції
маслонаповненого електрообладнання, які засновані на різних явищах -
фіксації імпульсів струму і розряду, акустичних перешкод і електромагнітного
випромінювання, вимірюванні інтенсивності магнітної індукції на стінках
трансформатора. тощо.
При цьому існують різні засоби моніторингу технічного стану СТ. Для
вимірювання втрат холостого ходу та струму силових трансформаторів на
етапі дослідження використовувався прилад, який автоматично вимірює
32
значення струму, напруги, частоти та потужності втрат холостого ходу під час
їх фіксації. Оскільки вплив похибки втрат у схемі вимірювання усувається, а
також вплив складових струму та напруги багатьох частот основної гармоніки,
точність вимірювання покращується.
У роботі [17] описані прилади контролю технічного стану обмоток
трансформатора, які можуть діагностувати пошкодження обмоток струмами
короткого замикання.
Принцип його роботи полягає у вимірюванні частотних характеристик
струму в обмотці трансформатора, що є реакцією на тестовий сигнал. У роботі
[17] запропоновано пристрій безперервного моніторингу стану обмотки ТТ,
принцип роботи якого полягає в наступному. Виміряйте силу струму в
нейтральній точці трансформатора та напругу нульової послідовності на
хвилі, що з’єднує обмотку із заземленою нейтральною точкою.
Використовуючи виміряну напругу нульової послідовності, формується
струм, пропорційний струму нульової послідовності в початковому стані
трансформатора, який віднімається від струму нейтральної точки
трансформатора. Результуюча різниця є струмом нульової послідовності через
поздовжню асиметрію, спричинену різними опорами короткого замикання
обмоток фаз трансформатора. Якщо одна фазна обмотка трансформатора
деформується при протіканні зовнішнього струму короткого замикання, опір
короткого замикання та струм нульової послідовності обмотки заземлення
нейтральної точки зміняться, в результаті чого струм буде синфазним і
колінеарним зі струмом. Використовується для виявлення фазових
характеристик трансформаторів з деформованими обмотками.
Величина результуючого струму пропорційна відхиленню опору
короткого замикання від початкового опору короткого замикання, тому
ділення модуля результуючого струму на модуль струму деформації дає
відносне відхилення опору обмотки. етап.
Шляхом порівняння фактичного значення опосередковано виміряного
опору короткого замикання обмотки трансформатора з еталонним значенням
33
у приладі, опублікованому в [10], робляться висновки про ступінь деформації
досліджуваної обмотки силового трансформатора.
У роботі [13] реалізовано метод визначення кількості короткозамкнених
витків електричної обмотки, який передбачає підключення обмотки до
напруги змінної частоти з подальшим вимірюванням параметрів резонансного
контуру обмотки. За максимальною частотою вимірюваних параметрів можна
судити про наявність короткого замикання.
Структурна схема пристрою діагностики силового трансформатора
наведена на рис. 1.4.
На рис.1.4: 1 – сенсор температури навколишнього середовища; 2, 6, 34,
35, 45 – перетворювачі сигналу; 3, 14, 36 – суматори; 4, 11, 12, 13 – підсилювачі;
5 – сенсор напруги; 7 – пристрій вибірки-зберігання; 8, 9, 10, 37 – функціональні
перетворювачі; 15 – блок множення; 16 – ДЦП; 17, 20, 25 – регістри; 18, 19 –
цифрові суматори; 21, 22 – блоки задання ресурсу; 23, 24 – цифрові
компаратори; 26, 41, 50 – елементи І; 27, 28. 47, 51 – індикатори; 29, 40 –
генератори імпульсів: 30, 42, 49 – лічильники імпульсів; 31 – дешифратор; 32 –
сенсор найвищої температури обмотки; 33 – сенсор струму; 38, 46 –
компаратори; 39 – тригер; 43 – ЦАП; 44 – сенсор тиску; 48 – блок установки
нуля; 52 – елемент АБО.
Принцип роботи пристрою полягає в обробці сигналів від датчиків
напруги 5, струму трансформатора 33, максимальної температури обмотки 32,
температури навколишнього середовища 1, тиску 44 і подальших сигналів за
математичними моделями. Активація робочого джерела обмотки
трансформатора визначається за термічним старінням ізоляції, а робота
високовольтного вхідного робочого джерела визначається за інтенсивністю та
швидкістю зростання часткового розряду. Термін служби ізоляції, що
залишився, записується в лічильнику імпульсів 49, а термін служби
високовольтного входу, що залишився, записується в регістр 20.
34
Рисунок 1.4 – Структурна схема пристрою для діагностування силового
трансформатора
У роботі [12] запропоновано пристрій моніторингу силових
трансформаторів, який дозволяє контролювати робочі параметри
трансформатора та керувати його системою під час роботи. Прилад забезпечує
вимірювання струму, напруги і температури обмотки, температури
навколишнього середовища, температури системи охолодження
трансформатора, рівня і тиску масла, вологості і концентрації розчинених
газів, миттєвих, середніх і робочих значень пристрою РПН. Вхідний тиск
масла та ізоляція струму витоку
Пристрій може аналізувати зміни параметрів трансформатора під час
експлуатації для попередньої оцінки дефектів, що виникають. На жаль, у цій
роботі не вказано ні математичної моделі моніторингу, ні характеристик
технічної реалізації пристрою.
35
Подібним чином проводиться комплексна діагностика СТ. Основна
увага приділяється діагностичним процедурам за результатами
хроматографічних досліджень трансформаторного масла.
З проаналізованих публікацій видно, що значна частина описаних
методів діагностики СТ та засобів впровадження непридатні для безперервної
оцінки технічного стану трансформаторів. Технічні засоби та методи,
реалізовані на робочому обладнанні, не покривають усіх проблем, що
виникають при експлуатації СТ. Зрозуміло, що інші нагальні питання
діагностики СT можна вирішити шляхом застосування інших методів і
розробки математичних моделей.
1.4 Технологія термодіагностики силового трансформатора
Усі об’єкти з температурою вище абсолютного нуля є джерелами
електромагнітного випромінювання за рахунок теплового випромінювання
[20].
При розгляді задачі керування поверхневим нагріванням мається на
увазі випромінювання в інфрачервоній (ІЧ) області. ІЧ-випромінювання
займає великий спектральний діапазон - від видимого (червоного) світла до
діапазону радіохвиль, тобто довжини хвиль від 0,76 мкм до 1 мм.
Нормальне людське око може розрізняти до 180 типів і відтінків світла.
Однак при спектральному розкладанні зазвичай виокремлюють сім
кольорів: фіолетовий (380 ± 450 нм), синій (450 ± 480 нм), голубий (480
± 510 нм), зелений (5104 ± 575 нм), жовтий (575 ± 585 їм), жовтогарячий (585
± 620 нм) і червоний (620 ± 760 нм) [20]. Ці межі умовні і розмиті, оскільки
кольори накладаються один на одного. Фіолетове випромінювання
знаходиться поруч із ультрафіолетовим випромінюванням, а червоне –
інфрачервоним, яке невидиме неозброєним оком, але може бути виявлено за
допомогою обладнання інфрачервоної технології (ІЧТ).
Вони використовуються для виявлення несправних компонентів
високовольтного обладнання, оскільки наявність певних типів дефектів
36
викликає зміни температури цих компонентів і, таким чином,
інтенсивності інфрачервоного випромінювання. Запис через тепловізійну
камеру.
Інфрачервоне випромінювання, що поширюється в атмосфері, вибірково
поглинається водяною парою, вуглекислим газом, метаном і озоном. Область
спектру з високим коефіцієнтом пропускання інфрачервоного
випромінювання називається «атмосферним вікном».
Перші тепловізійні системи були розроблені в 1930-х роках. Як
приймачі інфрачервоного випромінювання вони використовували болометри
та термопари. Вони перетворюють теплове випромінювання в електричні
сигнали, які потім подаються на вхід електричної променевої трубки і
переглядаються на флуоресцентному екрані.
Крім отримання видимих ІЧ зображень на основі теплового
випромінювання нагрітих об'єктів, сучасні тепловізори можуть також
вимірювати їх температурні поля. Тепловізори забезпечують панорамний
огляд всього обладнання розподільного пристрою. Тому компоненти з
підвищеним тепловиділенням можна виявити дуже швидко. Структурна схема
тепловізійної камери показана на рис. 1.5.
Рисунок 1.5 – Структурна схема тепловізора (1 – оптична система; 2 –
приймач випромінювання; 3 – індикатор; 4 – вузол сканування)
Тепловізори сканують контрольовані поверхні вузьким пучком світла.
Сканування забезпечує спостереження поля зору за допомогою решітки і
здійснюється звичайним оптико-механічним пристроєм, який в свою чергу
37
проектує випромінювання з невеликої ділянки поверхні об'єкта на активну
поверхню приймача.
При цьому все поле зору ділиться по черзі на кілька невеликих ділянок
(миттєве поле зору), і кожна невелика ділянка відповідає певному сигналу, що
виводиться приймачем.
Оптична система забезпечує зображення контрольованого об'єкта в
площині приймача. Лінзи виготовлені з матеріалів, прозорих в зоні
контрольованого випромінювання. В області спектра випромінювання, що
відповідає діапазону температур контрольованого електрообладнання,
застосовуються лінзи з фториду літію (барію), кремнію та ін. Також
використовується дзеркальна оптика з відповідними покриттями.
Приймач перетворює теплове випромінювання в електричний сигнал,
пропорційний потоку випромінювання.
Використовуються два основних типи приймачів випромінювання:
приймачі теплового випромінювання та приймачі фотонного
випромінювання. Теплоприймачі (термопари, болометри), що поглинають
теплове випромінювання, змінюють свої властивості за рахунок підвищення
температури активної області. Ці зміни після відповідного перетворення
відображаються через індикатор живлення. Теплові приймачі будуть
перетворювати теплове випромінювання в широкому спектральному
діапазоні. Їх недолік - підвищена інертність [20].
Фоторезистор і фотодіод встановлені на приймачі фотонів,
Напівпровідникові прилади, які безпосередньо перетворюють теплову
енергію в електричну.
Всі методи дистанційного вимірювання температури об'єкта засновані
на реєстрації його теплового випромінювання.
Відомо, що нормально працюючі компоненти мають певну температуру.
Компоненти з прихованими дефектами мають різну температуру, і навіть якщо
в цей момент вони функціонують нормально, поломка може статися пізніше.
Тепловізійний контроль дозволяє порівнювати зображення теплового поля
38
контрольного модуля з еталонним зображенням того самого модуля. Це дає
можливість виявляти компоненти, деталі схеми, окремі точки, температура
яких відрізняється від еталонної, з метою їх ремонту та заміни [20].
Використання інфрачервоної технології для технічної діагностики
електрообладнання і контактних з'єднань електроустановок і повітряних ліній
електропередач є одним з найбільш ефективних напрямків систем технічної
діагностики.
Хоча цей вид технічної діагностики має багато факторів, які
ускладнюють діагностику (вплив погодних умов, необхідність встановлення
відповідної електромережі, величезна вартість діагностичного обладнання),
цей метод діагностики електрообладнання має перевагу багатьох переваги:
Діагностика - це діагностика працюючого обладнання без його відключення,
не вимагає діагностики режиму роботи, технічного стану та енергетики
об'єкта. Порушується електропостачання споживачів, немає потреби в
перемиканні операцій і підготовці робочого місця, використовується
дистанційний безконтактний спосіб для забезпечення безпеки персоналу під
час діагностики, оскільки в процесі діагностики задіяні два працівники,
забезпечується висока продуктивність праці. .
– забезпечити необхідну точність і достовірність результатів,
- Використовувати тепловізор для перегляду повного теплового
зображення та усунення дефектів;
- Дефекти обладнання можна виявити на ранній стадії їх розвитку, що
дозволяє планувати ремонт і своєчасно усувати ці дефекти, переходячи від
системи планово-попереджувального обслуговування обладнання до
раціонального планування та ефективного використання ремонту на його
основі. технічний стан і стан забезпечення обладнання робочою силою та
запасними частинами;
– У деяких випадках тепловізійна діагностика є єдиним способом
виявлення дефектів електрообладнання, контактних з’єднань і контактів без
жорстокого поводження з об’єктом, що діагностується[20]..
39
Висновки до розділу 1
Силові трансформатори відіграють ключову роль у забезпеченні
виробництва, передачі та розподілу електричної енергії, тому до них
пред'являються високі вимоги до надійності роботи. Слід підкреслити, що
проводиться велика робота з підвищення надійності силових трансформаторів,
у тому числі в напрямку діагностики в процесі експлуатації.
Завдання, які вирішуються під час діагностики, можна сформулювати
наступним чином:
- Виявляти дефекти трансформатора;
- Визначити характер дефекту і його локалізацію на максимально
можливій діагностичній глибині;
- Оцінити здатність трансформатора працювати належним чином,
спрогнозувати його залишковий ресурс і визначити обсяг необхідного
ремонту.
Метою технічної діагностики електрообладнання є забезпечення його
найбільш економічної роботи при заданому рівні надійності та мінімізація
витрат на технічне обслуговування та ремонт. Ця мета досягається шляхом
моніторингу технічного стану електрообладнання під час експлуатації, щоб
можна було вчасно запобігти поломкам, скоротити простої, викликані
пошкодженнями, і вжити ряд заходів на основі даних діагностики для
підтримки його працездатності.
40
РОЗДІЛ 2
ПОБУДОВА СИСТЕМ ТЕХНІЧНОЇ ДІАГНОСТИКИ СИЛОВИХ
ТРАНСФОРМАТОРІВ
2.1 Принципи побудови систем технічного діагностування силових
трансформаторів напругою 35 кВ і вище та потужністю понад 25 МВА
На сьогоднішній день найефективнішим засобом підвищення надійності
роботи СТ, котрі забезпечують узгодження комплексу з системою та
перетворення ряду параметрів електроенергії в необхідні величини для
подальшого її використання, є впровадження методів та засобів оперативної
діагностики. Метою впровадження цих засобів є забезпечення
експлуатуючого персоналу інформацією з питань:
– поточного технічного стану трансформаторів, причин та дефектів, що
зумовили погіршення стану всього трансформатора;
– залишкового, на даний момент часу, ресурсу роботи трансформаторів
на підстанції, тобто як довго ще можлива їх безаварійна експлуатація при
виявлених дефектах;
– ефективності та термінів проведення ремонтних робіт, які повинні
бути застосовані до даного обладнання для підтримки його безаварійної
експлуатації.
Всі ці три питання нерозривно пов'язані між собою, але найскладнішою
і головною є задача оперативного визначення поточного технічного стану
трансформаторів.
Для вирішення цієї задачі можна використовувати два різні підходи до
оцінки технічного стану – проведення одноразових обстежень
трансформаторів або ж впровадження систем неперервного контролю
(моніторингу).
Система неперервного контролю дозволяє в режимі експлуатації
відслідковувати значну кількість аналогових (постійно змінних) та дискретних
41
(релейних) сигналів від первинних давачів, встановлених на працюючому
трансформаторному обладнанні.
В даний час розроблена значна кількість типів СТД. Практично всі
виробники електроенергетичного обладнання (наприклад, ALSTOM, ABB,
TRANSFIX, HYDRAN, Intellix, ARIVA, SERVERON, Doble) разом із сервісним
обслуговуванням своєї продукції пропонують і СТД. Вони в основному,
розраховані на СТ класом напруги 330 кВ та вище.
Прийнято, що на СТ класу напруги 110 кВ і вище доцільно
встановлювати СТД блоково-модульної конструкції, яка забезпечуватиме
надійну і безаварійну експлуатацію трансформатора.
Слід зазначити, що складність та архітектура систем діагностики і
моніторингу можуть істотно відрізнятися залежно від поставлених перед ними
задач. Рівень системи діагностики визначається кількістю діагностичних
параметрів, використовуваних в системі. Для технічної діагностики
обладнання класу ізоляції 110...150 кВ ефективним є застосування рівня
системи діагностики з обмеженим числом діагностичних параметрів.
Наприклад, система діагностики трансформатора 110 кВ може обмежитися
незначною кількістю діагностичних параметрів - близько 7...8 [21].
Системи діагностики, реалізуються в основному у вигляді стаціонарних
локальних систем розширеного моніторингу параметрів трансформатора, в
яких діагностика, - одна з функцій моніторингу. Це викликано тим, що раніше
спроектовані і введені в експлуатацію підстанції, як правило, не мають власної
АСУТП. Оптимальний варіант, коли все обладнання підстанцій 35...150 кВ,
що відпрацювало свій ресурс, було оснащено підсистемами розширеного
моніторингу з повним набором первинних давачів, а також програмних і
технічних засобів для збору діагностичної інформації та інтеграції в АСУТП.
В правильно організованій АСУТП підсистема розширеного моніторингу не
повинна мати власних технічних засобів верхнього рівня. Вона інтегрується в
АСУТП підстанції і використовує з цією метою єдині засоби підстанцій
візуалізації, архівації та документування. Верхнім рівнем власне підсистеми
42
моніторингу і діагностики стану обладнання в цих рішеннях є програмні
засоби їх інтеграції в АСУТП. Отже, локальні системи розширеного
моніторингу, що розробляються та впроваджувані, повинні забезпечувати
можливість інтеграції в АСУТП без істотних доробок. В цьому випадку заміна
окремих одиниць обладнання на підстанції і/або розширення номенклатури
первинних давачів вимагає модернізації тільки нижнього рівня підсистеми
моніторингу і трохи верхнього. При цьому для забезпечення нормальної
роботи середнього та верхнього рівнів розширеного моніторингу вимагається
виконати штатні процедури конфігурації і введення нових параметрів.
Стаціонарна система контролю технічного стану трансформаторів
повинна поставлятися разом з новим трансформатором або монтовуватися на
трансформаторі, що знаходиться в експлуатації, в процесі модернізації
системи захисту та діагностики. Така система встановлюється на найбільш
відповідальних трансформаторах, що мають високу вартість (потужність) або
обслуговують найвідповідальніших споживачів електроенергії на
підприємстві. Додатковою причиною, за якої на трансформаторі
вмонтовується стаціонарна система контролю та розширеного моніторингу,
може бути наявність проблем в ізоляції СТ. Тому наявність системи
розширеного моніторингу дозволить збільшити міжремонтний період
трансформатора або вивести його вчасно в ремонт, при цьому уникнути
аварйних ситуацій і руйнування трансформатора.
Зарубіжні виробники СТД в прагненні додати своїй продукції
універсальності впродовж останніх 10-15 років проводили розробку вимог до
неї під егідою таких організацій, як МЕК та СИГРЕ, і в даний час найповнішим
документом вважається стандарт Інституту інженерів электротехники и
электроники – IEEE США, «Std C57.143-2012 - Руководство IEEE для
применения для мониторинга оборудования для жидкостных
трансформаторов и компонентов» – «Std C57.143-2012 ІЕЕЕ Guide for
Application of Monitoring to Liquid – Immersed Transformers and Components».
43
Основні діагностичні параметри, контрі звичайно контролюються
СТД [22]:
− Гази, розчинені в маслі та вологовміст масла. Залежно від
використаного давача можна контролювати як композиційну величину
чотирьох видів газів, які можуть викликати несправність трансформатора, та
вологовміст масла (наприклад, HYDRAN), так і окремо величини восьми видів
газу та вологовмісту масла (наприклад, TRANSFIX). Об'єм розчинених газів
в маслі і тенденція до їхнього зростання вказує на зниження ізоляції в
результаті розрядних процесів або теплового перевантаження ізоляції. Дані
параметри звичайно визначаються за допомогою хроматографічного аналізу
проби масла, відбираної в довгих інтервалах часу. Підвищена вогкість ізоляції
є небезпечним чинником для робочого стану трансформатора.
− Струм, напруга, потужність. Робочі параметри трансформатора,
що свідчать про його навантаження і є вхідними величинами для моделі
теплового і балансу потужності трансформатора.
− Зміна ємності та tg δ вводів. Зафіксовані зміни свідчать про
несправність системи ізоляції високовольтних вводів трансформатора.
− Комутаційні та атмосферні перенапруження. Записи процесів
перенапружень дають уявлення про навантаження системи ізоляції та у
випадку несправності можуть підтвердити або спростувати першопричину
виникнення дефекту.
− Струми короткого замикання. Записи процесів струмів КЗ
надають інформацію, перш за все, про динамічне навантаження обмотки
трансформатора.
− Часткові розряди. Зростаючий рівень розрядної активності вказує на
поступове зниження характеристик твердої ізоляції, що могло б призвести до
пробою з подальшим КЗ.
− Температура масла в різних місцях трансформатора. Вимірювання
температури масла служить для контролю ефективності системи охолодження
44
трансформатора, а також як вхідні величини для моделей розрахунку найбільш
нагрітої точки обмотки і теплового балансу трансформатора.
− РПН. Записи активної потужності приводу РПН і його положення дають
інформацію про механічний стан перемикача.
− Параметри стану (дискретні). Надають інформацію про роботу
трансформатора, про роботу активних елементів системи охолоджування і про
аварійні процеси.
Вихідні функції системи моніторингу:
• безпосередньо вимірювані і похідні величини;
• величини, що характеризують миттєвий стан;
• тимчасові ряди вимірюваних та похідних величин;
• модель для розрахунку найбільш нагрітої точки обмотки;
• модель теплового балансу з контролем потоку енергії;
• аварійна сигналізація при перевищенні граничних величин;
• самодіагностика СТД.
Додатково до вказаних основних параметрів виробники СТД
пропонують наступні можливості вимірювання/аналізу (на прикладі ARIVA):
• Пряме вимірювання температури обмотки за допомогою оптоволокна;
• Температура серверу;
• Додаткова цифрова інформація;
• Вологість масла в РПН;
• Кількість та швидкість зміни газів в газовому реле;
• Тиск, різниця тиску масла у вводах;
• Віброхарактеристики трансформатора, РПН;
• Рівень масла;
• Вологість повітря в розширювачі.
Структура програмно-технічного комплексу автоматизованої системи
моніторингу має відкриту трирівневу архітектуру, як по каналах зв'язку, так і
програмно-апаратному забезпеченню і дозволяє розширювати функціональні
45
можливості Системи шляхом додавання нових датчиків, інтелектуальних
контролерів, алгоритмів обробки сигналів та діагностики нових об'єктів.
Програмно-технічний комплекс типової СТД складається з 3-х
рівнів[22].:
Перший рівень (I) - верхній рівень Системи. Організований як
підсистема на базі стаціонарної робочої станції, виконаної на базі комп'ютера
в промисловому виконанні, дисплея, клавіатури, джерела безперебійного
живлення, промислової локальної мережі на базі інтерфейсу RS-485.
Другий рівень (II) - нижній рівень Системи. Організований на базі
інтелектуальних контролерів-складальників даних з датчиків встановлених на
трансформаторах. У підсистемах є реле «Готовність», «Тривога» та
«Попередження». Контакти реле, включені у відповідні ланцюги, дозволяють
організувати негайне сповіщення персоналу і відключення обладнання у разі
їх спрацьовування за аварійними «уставками». Контакти реле - «гальванічно
розв'язані». Територіально розподілені підсистеми нижнього рівня об'єднані з
підсистемою верхнього рівня по локальній промисловій мережі на базі
інтерфейсу RS-485 (за протоколом ModBus).
Застосування терміну «інтелектуальні» викликане тим, що в цих
пристроях є свої процесори, пам'ять, порти зв'язку і прості дисплеї. Окрім
цього, в цих контролерах відбувається обробка сигналів: посилення,
нормування, цифрове перетворення і фільтрація. Алгоритми, записані в
пам'ять контролера, виробляють виділення корисного сигналу і «відсів»
шумів. По введених «уставкам» в цих приладах спрацьовує реле захисту, що
дає право застосовувати термін «інтелектуальні». Застосовуючи термін
«контролер» ми підкреслюємо, що цей пристрій може працювати самостійно,
під управлінням власного ПЗ.
Архіви подій і даних, що зберігаються в пам'яті контролерів, дозволяють
проводити оперативну діагностику та прогноз ресурсу об'єктів діагностики на
верхньому (першому) рівні системи. Кожен контролер пов'язаний з верхнім
рівнем за протоколом ModBus RTU (інтерфейс RS-485). Тому поняття
46
«інтелектуальний» цілком застосовне до вживаних в системі контролерів. З
метою забезпечення надійності системи всі контролери є автономними
системами, тобто якщо відмовить I (верхній) рівень системи, контроль стану
обладнання буде забезпечений II (нижнім) рівнем.
Третій рівень (III) - рівень давачів, встановлених стаціонарно на
конкретному силовому і високовольтному устаткуванні підстанції.
Далі на рис.2.1 наведена типова архітектура СТД (на прикладі ALSTOM).
До основних елементів відносяться давачі та сенсори, що охоплюють основні
вузли трансформатора, кабелі зв'язку давачів з вузлом збору і передачі
інформації, лінія зв'язку з обладнанням на щиті управління, де безпосередньо
розміщена приймально-перетворююча апаратура з центральним сервером.
Рисунок 2.1 – Типова архітектура системи технічної діагностики (на прикладі ALSTOM)
47
48
2.2 Моделювання теплового режиму роботи трансформатора в
системах управління, моніторингу та діагностики
До складу програмного забезпечення сучасних систем моніторингу та
діагностики стану силових маслонаповнених трансформаторів та
автотрансформаторів включаються моделі для розрахунку їх теплового
режиму. Модель здійснює безперервний розрахунок температури ВШМ і
температури ННТ. Ці параметри використовуються потім для розрахунків
вмісту вологи в целюлозній ізоляції, температури утворення бульбашок газу в
ізоляції, старіння ізоляції, допустимих перевантажень обладнання.
Порівняння розрахункових і виміряних значень температури ВШМ, а також
температури на вході і виході масла в охолоджувачах використовується також
для діагностики стану системи охолодження. Проте ряд параметрів,
використовуваних в тепловій моделі відповідно до цієї методики, зазвичай
відомий з малою точністю і, як правило, тільки для номінального режиму
роботи системи охолодження трансформатора. В той же час для
трансформаторів великої потужності характерна різноманітність режимів
охолодження, що відрізняються кількістю включених маслонасосів і
вентиляторів обдування, а це вимагає зміни параметрів моделі при зміні
режимів.
Розглядаються спрощені співвідношення для розуміння фізики
основних процесів і отримання якісно правильної теплової моделі з
урахуванням зміни її параметрів при зміні температур масла та повітря і при
зміні режимів. Побудова моделі в даній роботі заснована на використанні
узагальнених даних по трансформатору і його системі охолодження, що
надаються заводом - виробником.
2.2.1 Потоки масла в системі охолодження
Розглянемо узагальнену структуру системи охолодження
трансформатора, що включає бак з маслом, в якому розміщена активна
частина, - магнітопровід і обмотки, а також набір пристроїв
49
(«охолоджувачів»), кожен з яких в загальному випадку містить маслонасос і
вентилятори обдування. Гідравлічна схема заміщення такої системи показана
на рис. 2.2
Рисунок 2.2 – Гідравлічна схема заміщення системи охолодження
трансформатора
На цій схемі виділені потоки масла через охолоджуючі канали
магнітопровода (потік Gì ), через охолоджуючі канали обмотки (потік Gw ),
через вільний об'єм бака повз активні частини (потік Gm ). Ці потоки сходяться
в загальний потік, що розходиться далі на N охолоджувачів. Потік масла в
кожному з них позначений як Gci , i =1N.
Розподіл потоків по каналах визначається наявними перепадами тиску (
sp ) і гідравлічними опорами окремих каналів ( Rr ). Однаковий для всіх каналів
гідростатичний тиск Pст , котрий визначається висотою об'єму масла в
трансформаторі, винесений за межі гідравлічних контурів.
В якості рушійний сили на схемі показані перепади тиску в
охолоджуючих каналах осердя ∆Pkì і обмотки ∆Pkw , обумовлені природною
50
конвекцією у відповідних циркуляційних контурах (так звані «підйомні
сили»), і перепади тиску ∆Pci , що створюються маслонасосами охолоджувачів.
В деяких випадках для систем типу ДЦ відомий не перепад тиску, що
створюється насосом, а витрата масла через насос. Для обліку цих варіантів у
вітках охолоджувачів додані джерела потоку Gci . У каналах осердя і обмотки
перепади ∆Pkì , ∆PkwT і опори Rrò , Rrw також можуть бути замінені джерелами
потоків Gì і Gw , які в моделі, що розглядається далі, можуть бути обчислені
незалежно.
Налаштування моделі для різних режимів системи охолодження полягає
в завданні значень опорів і джерел, після чого методами теорії ланцюгів
визначаються невідомі потоки.
2.2.2 Теплопередача охолоджувачів
Для масляно-повітряного охолоджувача, через який у вертикальному
напрямі зверху вниз прокачується масло з масовою витратою Gc , а в
горизонтальному напрямі охолоджувач обдувається повітрям за допомогою
вентиляторів, співвідношення між перевищеннями температури масла на
вході (∆θ0 =θ0 −θà ) і виході охолоджувача (∆θ í = θ í − θà )над температурою
повітря визначається виразом:
∆ϑí = ξ ⋅ ∆ϑ0 , (2.1)
де
−kF
ξ = åGccì , (2.2)
а тепловий потік Wc , що віддається охолоджувачем у повітря, визначається
співвідношенням:
W kF 1 − ξ
c = ⋅ ∆θ = G c (1 − ξ )∆θ . (2.3)
− ln ξ 0 c ì 0
51
У рівняннях (2.1) – (2.3) θ0 ;θн − температури масла на вході і виході
охолоджувача, θа − температура навколишнього повітря, cм − питома
теплоємність масла, k - коефіцієнт теплопередачі між маслом і повітрям, Вт
м2 ⋅ К
) , F - площа поверхні теплопередачі охолоджувача.
Приймаючи розподіл температури масла по висоті лінійним, можемо
виразити тепловий потік через перевищення середньої температури масла над
повітрям θ ∆θ + ∆θ
∆ = 0 н
т :
2
Wc = gTc∆θт , (2.4)
де теплова провідність охолоджувача щодо середнього перепаду температури:
g 2kF ξ −1 1−ξ
Tc = = 2G
ln ξ ccм . (2.5)
1+ξ
Із зростанням витрати масла (ξ →1) різниця температур масла на вході
і виході охолоджувача прагне до нуля, а теплова провідність охолоджувача -
до її очевидного граничного значення gTc = kF.
Коефіцієнт теплопередачі охолоджувача до повітря k , котрий входить в
приведені вище співвідношення визначається в основному коефіцієнтом
тепловіддачі до повітря від температури повітря, а питома теплоємність масла
cм − відповідно від температури масла.
Залежність коефіцієнта теплопередачі радіатора від температури
повітря в діапазоні θа = ±50С можна апроксимувати з точністю не нижче
0,2 % функцією (при k = kr для θ
а = θаr = 20 С ):
f (θ ) k
= ≈1− 23 ⋅10−4 (θ −θ )+11⋅10−6 (θ −θ )2 − 3 ⋅10−8 3
ca a a аr a аr (θa −θаr ) . (2.6)
kr
Залежність питомої теплоємності масла від температури в різних
джерелах описується різними лінійними залежностями. Для розрахунків
52
можна прийняти апроксимацію, середню між даними Форча та Уїтмена та
даними Екарта у вигляді:
fcм (θт ) с
= м =1+ 5,45 ⋅ (θт −θтr )/ смr , (2.7)
смr
де смr − значення см при номінальній температурі масла θтr .
З врахуванням приведених залежностей при моделюванні коефіцієнт ξ
можна на кожному кроці перераховувати згідно з виразом:
ξ = е−kF ⋅ fca (θa ) / (Gccм fcм (θ м )). (2.8)
Для режиму охолодження М (природна конвекція повітря) щільність
теплового потоку радіатора qc = k ⋅θт задається зазвичай у вигляді:
qc = А ⋅ ∆θ z+1
т , (2.9)
де значення показника z лежить в межах від 0,2 до 0,224 для різних типів
радіаторів. В цьому випадку можна користуватися співвідношеннями (2.4),
(2.5), якщо прийняти:
k = k ∆θ z z
r т / ∆θтr , (2.10)
де значення з індексом r відносяться до номінального режиму.
Співвідношення (2.9) і (2.10) враховують тільки перепад температури
між поверхнею радіатора і навколишнім повітрям, але не враховують
абсолютну температуру повітря. В [13] наводиться точніше співвідношення
(при z = 0,25), яке з урахуванням наших позначень приводиться до вигляду:
k = kr [∆θт ⋅ (θаr + 273)/(∆θтr ⋅ (θ + 273))]z
а . (2.11)
Ця залежність істотно нелінійна. Проте нелінійність виявляється лише
при малих значеннях перепаду температури ∆θт . Оскільки далі коефіцієнт kF
множиться на ∆θт , можна з результуючою погрішністю не більше 2 %
апроксимувати залежність (2.11) лінійною функцією:
ξ kF
= = 0,86 + 0,0048 ⋅∆θт − 0,00124 ⋅θа . (2.12)
kFr
53
2.2.3 Розрахунок сталого теплового режиму трансформатора
Найбільш правильною базою для розрахунку температур в різних точках
трансформатора є середня температура масла в баку.
При різних режимах окремих охолоджувачів, що входять у вирази для
визначення їх теплопередачі середня температура і температури на виході
будуть різними для різних охолоджувачів. Загальною для них буде
температура на вході, рівна температурі верхніх шарів масла θ î . Зв'язок
теплового потоку, котрий передається n − ì охолоджувачем, з цією
температурою:
WСn = gTcn (1+ ξ )∆θ0 / 2. (2.13)
Рівняння балансу теплових потоків, які потрапляють у всі охолоджувачі
з гарячим маслом, відносяться з них охолодженим маслом і що віддаються
ними в повітря, має вигляд:
N N
G(c 1+ ξn
мо∆θ0 − cмb∆θb ) = ∑WСn = ∆θ0 ∑ gTcn , (2.14)
n=1 n=1 2
де G − сумарна масова витрата масла всіх охолоджувачів. Це рівняння
дозволяє зв'язати перевищення середньої температури і температури
нижнього масла в баку з перевищенням температури ВШМ:
∆θт = kт ⋅∆θo , (2.15)
∆θb = (2kт −1)⋅∆θo , (2.16)
k 1 c N
мо 1 1+ ξn
т = 1+ − g , (2.17)
2 cмb G ⋅c ∑ Tcn
мо n=1 2
Тоді сумарний тепловий потік, котрий передається всіма
охолоджувачами до повітря складе:
N
∑WСn = gTcе∆θт , (2.18)
n=1
де еквівалентна сумарна теплова провідність всіх охолоджувачів щодо
середньої температури масла:
54
g 1 N
Tcе = ∑ gTcn (1+ ξn ). (2.19)
2kт n=1
Середню температуру масла в сталому режимі знайдемо з рівняння
повного балансу теплових потоків в системі трансформатор – система
охолодження:
N
WП = WТ + ∑WСn = ∆θт gTе , (2.20)
n=1
де WП − повні втрати в трансформаторі, WТ − тепловіддача бака, gTе = gTсс + gTТ −
еквівалентна сумарна теплова провідність між трансформатором з його
системою охолодження і навколишнім середовищем, приведена до середньої
температури масла, gTТ − теплова провідність між баком і навколишнім
середовищем. З (2.20) отримуємо:
θ WП
т = +θа . (2.21)
gTе
Сумарні втрати в трансформаторі WП включають втрати холостого ходу
Wõõ , котрі слабко залежать від навантаження трансформатора, і втрати (втрати
короткого замикання) навантажень Wкз , пропорційні квадрату струму
навантаження. Зазвичай для розрахунку сумарних втрат використовується
співвідношення:
W 1+ RK 2
П = WПr , (2.22)
1+ R
де K I
= ( I r — номінальний струм трансформатора); R W
= кзr .
I r Wхх
Насправді втрати навантажень залежать ще й від активного опору
обмоток, який змінюється з температурою обмоток згідно із законом rw = rwr K R
, де
K 1+αθwт 235 +θ
= = wт
R . (2.23)
1+αθwтт 235 +θwтт
55
Середню температуру обмоток для визначення K R можна взяти за
результатами, отриманими на попередньому етапі розрахунку,
використовуючи співвідношення:
θ θ i −θ
= b
wт + ∆θh , (2.24)
2
де θ i − температура масла на виході з охолоджуючих каналів обмоток; ∆θh −
перевищення температури обмотки над температурою масла, яке зазвичай
приймається постійним по висоті обмотки.
Втрати холостого ходу розділимо на втрати в магнітопроводі Wм і
додаткові втрати в обмотках на вихрові струми Wвс . Останні зворотно
пропорційні опору обмоток і можуть бути виражені через коефіцієнт K R :
W Wвсr
вс = . Позначаючи їх частку у втратах холостого ходу коефіцієнтом K f ,
Kr
отримаємо уточнений вираз для визначення повних втрат у вигляді:
1 K 1 1
− − 2
W f K + RK K R
П = K R
W П = .
1 R (2.25)
Пr +
Для всіх типів систем охолодження величину перевищення ∆θ i = θ i −θт
для сталого режиму можна розраховувати, виходячи з його значення θ ir у
номінальному режимі, використовуючи співвідношення:
∆θ = ∆θ K у K 0,75
i ir R K 0,9
v , (2.26)
де Kv − коефіцієнт, що враховує зміну кінематичній в'язкості масла з
температурою:
0,25
K v
v = , (2.27)
vr
де v та vr − кінематична в'язкість масла при температурах θ i і θ ir ,
56
у — «показник ступеня для обмотки», що вказується заводом-виробником
трансформатора.
Показник у приблизно враховує процеси, пов'язані із зміною
температури масла в каналах обмотки та швидкості його конвективного руху
при зміні втрат потужності в обмотці. Використання коефіцієнта K у означає
залежність перепаду температури від потужності втрат, пропорційних K 2 , в
ступені у/2. При обліку втрат на вихрові струми замість K 2 слід
використовувати коефіцієнт відносних втрат в обмотці:
2 K
K R K R + f
K WПw K R
w = = . (2.28)
WПwr R + K f
Тоді замість (2.26) отримаємо:
∆θ = ∆θ K у / 2 K 0,75
i ir w R K 0,9
v . (2.29)
Коефіцієнт v розраховується із співвідношення:
v 1
= 2 . (2.30)
Aθ + Bθ + C
Аналогічним чином розраховується стале перевищення ∆θh
температури ННТ обмотки над температурою гарячого масла на виході з
каналів обмотки:
∆θh = θh −θ i = ∆θhr K у / 2K 0,75K 0,9
w R v . (2.31)
2.2.4 Рівняння динаміки системи охолодження
У перехідних режимах баланс теплових потоків (2.20) порушується, і
різниця між виділеною в трансформаторі і відданою в навколишнє середовище
теплотою йде на зміну температури різних частин трансформатора.
57
Постійна часу всього трансформатора (зазвичай її називають постійною
часу масла і позначають τ 0 ) складає від декількох десятків до сотень хвилин,
і значно перевищує постійну часу обмотки τ w (звичайно від 7 до 15 хвилин).
Тому динаміку зміни середньої температури масла можна вважати не залежної
від динаміки зміни температури обмотки, вважаючи, що на тих годинах, котрі
співрозмірні з τ 0 , весь небаланс теплових потоків йде на зміну середньої
температури. Процес описується лінійним диференціальним рівнянням
першого порядку:
С dθт
Т = WП −WТO = WП − gTеθт + gTеθa , (2.32)
dt
де СТ − сумарна теплоємність трансформатора. Враховуючи (2.21) і (2.25)
отримаємо:
СТ dθ
⋅ т K
= П gTее ∆θтr −θт +θa , (2.33)
gTе dt gTе
де g WПr
Tее = − еквівалентна теплова провідність в номінальному режимі.
∆θTmr
Враховуючи (2.15) отримаємо рівняння для перевищення температури ВШМ:
СТ dθo K П g
⋅ = Tееkmr ∆θ −θ +θ . (2.34)
g dt g k or o a
Tе Tе m
За незмінних характеристиках CO і коефіцієнтах K f і K R , рівних 1,
рівняння (2.33) перетвориться до вигляду, що рекомендується [17]:
х
1+ K 2R
θ dθ
∆ o
or = k11τ 0 + (θo −θa ), (2.35)
1+ R dt
При розрахунку змін перевищення ТННТ обмотки повинні
враховуватися дві складових процесу:
− нагріваючи обмотки з урахуванням фактичного коефіцієнта
тепловіддачі, тобто тепловій провідності між обмоткою і маслом в кожен
момент часу;
58
− розігрівши масла в каналах обмотки, що супроводжується зміною
швидкості потоку масла в каналах і тепловій провідності між обмоткою і
маслом.
Рекомендується розділити перевищення ТННТ над верхнім маслом ∆θh
на дві складових ∆θh = ∆θh1 − ∆θh2 і використовувати два диференціальні
рівняння:
τ k dθh1 у
w 22 = k21K ∆θhr − ∆θh1, (2.36)
dt
де τ w − постійна часу обмотки. Коефіцієнти k21 і k22 вибираються з таблиці
залежно від типу системи охолоджування.
Представляється фізично правильнішим використовувати перевищення
ТННТ над середньою температурою масла ∆θhm = θh −θт = ∆θ i + ∆θhi .
Диференціальне рівняння для перевищення температури гарячого масла на
виході з каналів обмотки запишемо тоді у вигляді:
τ dθ i = ∆θ K у / 2 0,75 0,9
ow ir w KR Kv − ∆θ i , (2.37)
dt
де τ
τ = o
ow . Відмітимо, що чисельне значення k22 повинне бути більше, ніж
k22
рекомендується, оскільки враховується нагрів не всього масла у верхніх
шарах, а тільки масла в каналах охолодження обмоток.
Вважатимемо, що з цією ж постійною змінюється теплова провідність
між обмоткою і маслом gwo . Її стале значення gwou при даному режимі
навантаження визначатиметься співвідношенням g WПw
woи = , або:
∆θhiи
g = g K 1− ó / 2 / K 0,75 0,9
wou wor w R K v , (2.38)
де g WПwr
wor = − теплова провідність від обмотки до прилеглого масла в
∆θhir
номінальному встановленому режимі.
У результаті диференціальне рівняння для провідності gwo запишемо
аналогічно рівнянню (2.37):
59
dg
τ wo
ow = g − g = g K 1− у / 2 / K 0,75K 0,9 − g . (2.39)
dt wou wo wor w R v wo
Тепер умова балансу енергії, що виділяється, поглинається і відводиться
від обмотки, дасть диференціальне рівняння для перегріву ∆θhi :
С d∆θhi
w = Wwr Kw − gwo∆θhi , (2.40)
dt
де Сw = τ wr gwor − повна теплоємність обмотки.
Рівняння (2.33), (2.34), (2.39) і (2.40) повністю описують динаміку
теплових процесів в трансформаторі. Слід зазначити, що в цих рівняннях не
використовується погано обумовлений емпіричний коефіцієнт k21, що є
додатковою гідністю пропонованої методики.
2.3 Проектна модель трансформатора
Використана проектна модель трансформатора [23] дозволяє
розрахувати трансформатор із заданими властивостями. Система призначена
для розрахунку трансформатора потужністю до 400000 кВА, класом напруги
до 500 кВ з примусовою системою охолодження.
Математичну модель трансформатора W можна представити як:
W = < P, F>, (2.41)
Р = {Pi | Pi ∈ Р ⊂ R ∧ Pi = Pi (F)}, (2.42)
F = {Fi | Fi ∈ F ∧ Fi (P) = true}. (2.43)
Тут Р – безліч змінних, що є підмножиною безлічі дійсних чисел R ; F
– безліч логічних виразів, що описують співвідношення між змінними.
Проектна модель трансформатора може бути реалізована на базі одно
направленої функції f, що здійснює перевірочний розрахунок, перетворюючи
деяку підмножину вхідних величин Р , що характеризують конструкцію
трансформатора, в підмножину вихідних величин Р , що характеризують
параметри роботи трансформатора.
60
P P=
P P
П * ε N ~ f f
P0 ~ P P*
N P
-1
Рисунок 2.3 – Структурна схема підсистеми проектування
трансформатора
Таким чином, безліч P є об'єднанням двох підмножин:
Р = Р ∪ Р . (2.44)
У свою чергу, підмножина Р об'єднує підмножини фіксованих змінних
Р і варійованих змінних Р~ :
~
Р = Р ∪ Р . (2.45)
=
Множина Р складається з підмножин результуючих значень Р і
*
необхідних значень Р :
= *
Р = Р ∪ Р (2.46)
Завдання пошуку рішення полягає в тому, щоб визначити значення всіх
змінних множини Р~ при фіксованих значеннях множини Р , які б забезпечили
* *
збіг значень змінних множини Р з тими значеннями Р0 , які задані
проектувальником на початку пошуку при довільних значеннях змінних
=
множини Р .
61
Схема пошуку рішення представлена на рисунку 2.3. Тут П –
*
проектувальник, який задає значення змінних з множин Р і Р0 . На кожному
кроці пошуку розраховуються відхилення ε = P*
i i0 − P*
i і середньоквадратична
нев'язка:
N * 2
∑ P*
i0 − P*
i
*
N = i=1 Pi0
* . (2.47)
N
Завдання вважається вирішеним, якщо знайдений такий стан множини
Р~
* *
, при якому забезпечується рівність Р = Р0 . Пошук рішення здійснюється
шляхом мінімізації нев'язки (2.47) методом Девідона – Флетчера – Пауелла.
Проектна модель СТ використовується при управлінні системою
охолодження. Тому особлива увага в ній приділена тепловому розрахунку.
Модуль теплового розрахунку призначений для визначення сталих значень
температури в характерних точках трансформатора. До основних
співвідношень теплового розрахунку можна віднести [23]:
1) логарифмічну різницю температур між маслом і повітрям, °С:
P
∆ϑм−в =
k F N L , (2.48)
F2 2 t t
де P – тепловий потік, що відводиться охолоджувачами;
Nt – число труб охолоджувача,
Lt – довжина труби охолоджувача;
kF2 – коефіцієнт теплопередачі;
2) потужність двигуна насоса, Вт:
P 1 ∆pм
д.н. = Gм , (2.49)
ηнηд.н. ρ м
де ηн = 0,7 – ККД насоса;
62
ηд.н. = 0,75 – ККД двигуна насоса;
∆pм – падіння статичного тиску з боку масла;
Gм – масова витрата масла;
ρм – середня щільність масла;
3) сумарна потужність двигунів двох вентиляторів, Вт:
P 1 ∆pв
в = G
η η ρ в , (2.50)
в д.в. в
де ηв = 0,6 – ККД вентилятора;
ηд.в. = 0,7 – ККД двигуна вентилятора;
∆p – падіння статичного тиску з боку масла;
Gв – масова витрата масла;
ρв – середня щільність повітря.
Для управління системою охолодження трансформатора необхідно
будувати прогноз зміни температур в часі залежно від основних збурюючих
чинників: температури навколишнього середовища і навантаження
трансформатора. Електрична схема заміщення теплових процесів
представлена на рис. 2.4. Кількості теплоти, накопиченої в окремих тілах,
відповідають ємкості С1, С2, С3; тепловим опорам відповідають електричні
опори R1, R2, R3; перевищенням температури над температурою
навколишнього середовища відповідають потенціали U1, U2, U3; втратам в
обмотках і втратам в магнітопроводі відповідають джерела струму J1, J2.
63
Рисунок 2.4 – Електрична схема заміщення теплових процесів
У момент часу t перевищення температури обмотки, магнітопровода і
масла над температурою середовища, що охолоджує, складуть відповідно ∆υ1,
∆υ2 і ∆υ3 . За час dt ці перевищення температур змінюються на величину d(∆υ1)
(для обмотки), d(∆υ2) (для магнітопровода), d(∆υ3) (для масла).
Рівняння динаміки теплових процесів в обмотці, магнітопроводі і маслі
відповідно:
dt m
= 1c1 d (∆υ1) , (2.51)
Pобм − F1α1(∆υ1 − ∆υ3 )
dt m2c2 d (∆υ2 )
= , (2.52)
Pхх − F2α 2 (∆υ2 − ∆υ3 )
dt m1c1 d (∆υ1) m2c2 d (∆υ2 ) m3c3 d (∆υ )
= − + + 3
. (2.53)
F3α3 (∆υ3 + t в ) F3α3 (∆υ3 + t в ) F3α3 (∆υ3 + t в )
Введемо позначення:
a1 = m1c1; a2 = m2c2; a3 = m3c3; b1= F1α1; b2= F2α2; b3= F3α3; dx1 = d(∆υ1);
dx2 = d(∆υ2); dx3 = d(∆υ3); x1 = ∆υ1; x1 = ∆υ1; x1 = ∆υ1; P1 = Pобм; P2 = Pхх.
Отримуємо систему рівнянь процесу охолодження трансформатора:
64
dx1 b1 x b
= − + 1 x P
+ 1 ;
dt a 1 3
1 a1 a1
dx
2 b
= − 2 x b2
2 + x P2
3 + ; (2.54)
dt a2 a2 a2
dx3 b1 x b2 x b1 + b + b
= 1 + 2 − 2 3 (x3 + t ) .
dt a â
3 a3 a3
Для вирішення (2.54) необхідно знайти коефіцієнти a1, a2, a3, котрі
характеризують масогабаритні показники трансформатора b1, b2, b3
визначальні процеси теплопередачі, які можуть бути розраховані на підставі
інформації, отриманої з проектної моделі.
З метою мінімізації похибки розрахунку проводиться експериментальне
уточнення коефіцієнта b3, що визначає тепловіддачу в навколишнє
середовище. Для цього використовується підсистема моніторингу, що надає
експериментальні дані про температуру верхніх шарів масла, температуру
повітря і навантаження трансформатора для всіх комбінацій включення
апаратів системи охолодження на вибраному відрізку часу.
Для пошуку уточненого значення коефіцієнта b3 використовується
декілька фрагментів кривої зміни температури у ВШМ у функції часу,
побудованій на основі даних моніторингу[23]. Для даного інтервалу часу
формується система рівнянь (2.54). У неї підставляються реальні зміни в часі
втрат трансформатора і температури навколишнього середовища за даний
проміжок часу.
65
температура
магнітопровода
температура обмоток
температура ВШМ
розрахункова
температура ВШМ із
підсистемою технічної
діагностики
Рису но к 2.5 – Декіл ька кривих зм іни темпера тури по будов ані на о снові
даних системи технічної діагностики
Пошук значення b3 реалізується методом змінної метрики. Як функція
мети використовується середньоквадратична розбіжність між розрахунковою
кривою, котра визначається шляхом розв’язку системи рівнянь (2.54), і
реальної кривої в точках фіксації значень підсистемою моніторингу.
Отримані таким чином коефіцієнти b3 для різних режимів роботи
системи охолодження є найбільш точними.
2.4 Алгоритм управління системою охолодження силового
трансформатора
Розроблена модель дозволяє підтримувати заданий температурний
режим роботи обладнання при мінімальній витраті електроенергії на
охолодження.
Управління системою охолодження [19] відбувається за схемою на
рис. 2.6. На трансформатор встановлюються давачі струму, напруги,
потужності, температури ВШМ, температури навколишнього середовища,
стану маслонасосів та охолоджувачів системи охолодження. Тренди
66
контрольованих параметрів показують реакцію об'єкту на управляючі дії,
аналіз котрих дає оцінку теплового стану трансформатора.
Управління проводиться не шляхом пробних дій на реальний об'єкт, а
шляхом прогнозування теплового стану трансформатора на математичній
моделі з врахуванням прогнозу зміни навантаження трансформатора та
температури навколишнього середовища.
Така модель може бути побудована на основі двох підходів:
1) на основі вирішення системи рівнянь (2.54);
2) на основі нейронної мережі, що навчалась на реальному трансформаторі.
У роботі використовувалися два види нейронних мереж: на основі чіткої
логіки (прогноз результатів управляючих дій) і на основі нечіткої логіки
(прогноз зміни навантаження і температури навколишнього середовища). Для
створення нейронної мережі з чіткою логікою використовується математична
модель нейрона представлена виразом:
n
a = ∑wi pi + b , y = f (a). (2.55)
i=1
де pi – вхідний сигнал; wi – вага синапсу; n – число входів нейрона; b – значення
зсуву; y – вихідний сигнал нейрона; f – функція активації.
Використання нейронної мережі зводиться до побудови відображення
X → Y. Вирішити задачу за допомогою нейронної мережі, значить,
побудувати функцію Y(X), підібравши синаптичні ваги Lw і зсуви b так, щоб
функціонал якості E звертався в мінімум для всіх пар (Xk, Yk).
67
Рисунок 2.6 – Схема управління системою охолодження
трансформатора
Модель нейронної мережі для прогнозу реакції на управляючі дії
містить 12 входів і 6 виходів, як активаційні функції для першого шару
використовується тангенсальний сигмоїд, для другого лінійна функція (див.
рис. 2.7). На вхід мережі подаються 12 величин – навантаження
трансформатора і температура навколишнього середовища: I1 – I6 –
навантаження трансформатора за 3 години з інтервалом 30 хвилин (6 величин);
tНC1 – tНC6 – температура навколишнього середовища за 3 години з інтервалом
30 хвилин (6 величин). На вихід подаються відповідні значення температури
ВШМ: tВШМ1 – tВШМ6. Критерієм якості навчання мережі є величина помилки,
яка повинна знаходитися в межах E = 10-2.
68
Рисунок 2.7 – Структура нейронної мережі
Навчання мережі проводитися за статистичними даними, зібраними за
тривалий період часу. Для навчання формуються тригодинні вибірки даних, де
працюють одні і ті ж апарати системи охолодження.
Для прогнозування теплового стану трансформатора на вхід мережі
необхідно подати прогноз навантаження трансформатора і температури
навколишнього середовища на найближчих 3 години. Для формування цих
прогнозів в системі використовується нейронна мережа з нечіткою логікою,
використання якої обумовлене необхідністю прогнозування даних, що мають
часто випадковий характер.
Математична модель для нечіткої мережі типу логічне виведення
Сугено представлена наступним виразом:
N
∑w i zi
F = i=1
out N , (2.56)
∑w i
i=1
де wi – сила зв'язку між величинами x і y: wi = AndMetod (F1(x), F2(y)); zi –
логічний вивід на основі заданих нечітких правил: z = ax + by + c.
Навчальна вибірка формується з даних за сім днів. На вхід мережі
подається вектор з п'яти величин з тимчасовим інтервалом 30 хв, з яких чотири
69
подаються на вхід 1 (x1,x2,x3,x4), а п'ята на вхід 2 (y) як елемент навчання. Для
кожної з вхідних змінних задається по три лінгвістичні змінні з трикутною
функцією приналежності (лінійна функція). Для моделювання управляючих
дії необхідно виконати навчання нейронної мережі, а потім на початку
кожного тригодинного інтервалу: побудувати прогноз навантаження і
температури навколишнього середовища на наступний 3 години; побудувати
прогнози температури ВШМ на наступних 3 години при різному числі
задіяних охолоджувачів; вибрати варіант, що забезпечує задану температуру
ВШМ в кінці даного 3 год інтервалу.
Результати роботи моделі показані у вигляді графіків на рис.2.8. На
першому і третьому тригодинному інтервалі системою запропоновано
включати чотири охолоджувальні групи, на другому - три. Порівняння
результатів моделювання з даними СТД показують достатньо точний збіг, що
дає право говорити про працездатність створеної моделі.
Рисунок 2.8 – Результати роботи моделі управління охолодженням
силових трансформаторів
2.5 Дослідження впливу режимів роботи трансформатора на
інтенсивність старіння масла
Накопичений до теперішнього часу досвід експлуатації високовольтних
трансформаторів (більшість з них знаходиться в експлуатації 40 і більше років)
70
дозволяє використовувати результати періодичного контролю як навчальні
вибірки.
Одним з чинників, що впливають на інтенсивність старіння масла, є
температура. Відомо [19], що збільшення завантаження трансформатора на
0,8 % приводить до підвищення температури масла в баку на 1 °С. Раніше як
параметр [19], що характеризує вплив завантаження трансформаторів на
швидкість старіння масла, використовувалася величина енергії, переданої
через трансформатор. Отримані результати показали наявність значущого
зв'язку між величиною енергії та значеннями показників якості масла. Проте
для розрахунку енергії необхідна інформація про завантаження
трансформаторів і їх добові графіки з моменту введення в експлуатацію. На
жаль, подібна інформація по більшості трансформаторів відсутня. Тому, для
кількісного опису впливу режимів роботи трансформаторів необхідно
використовувати іншу характеристику.
Зв'язок між завантаженням трансформаторів і температурою ізоляції
можна отримати виходячи з таких міркувань. Відомо [19], що перевищення
температури за сталого режимі трансформатора визначається як:
τ ∆Р
уст = , (2.57)
k ⋅ S
де k − коефіцієнт тепловіддачі поверхні S трансформатора; ∆Р - величина
втрат потужності в трансформаторі.
Температура масла трансформатора у верхніх шарах така:
θ m
M ≈ ∆Р , (2.58)
де ∆Рm − втрати потужності в трансформаторі.
У свою чергу, втрати потужності в трансформаторі при номінальному
режимі:
∆Рном = Рхх + Р Р
кз = Р ⋅ кз
хх 1+ = Р
Р хх ⋅ (1+ d ), (2.59)
чч
71
де Рхх − потужність холостого ходу; Ркз − потужність короткого замикання;
d ∆P
= кз .
∆Pхх
З (2.59), використовуючи номінальну потужність трансформатора у
відносних одиницях, можна записати:
∆Рном = ∆Рхх + ∆Р 2
кз S ∗ном = ∆Рхх (1+ dS 2
∗ном ), (2.60)
де S∗ном − повна номінальна потужність у відносних одиницях.
Таким чином, температура масла в баці трансформатора в процесі його
експлуатації визначатиметься втратами потужності, що складаються з втрат
холостого ходу та теплових втрат в обмотках, котрі залежать від струмів
навантаження і параметрів трансформатора. Оскільки втрати холостого
ходу можна вважати незмінними, то зміна температури буде обумовлена
зміною втрат навантажень. У свою чергу, величина втрат навантажень
залежатиме від завантаження трансформатора, тобто фактично від
потужності, переданої через даний трансформатор. Як параметр, що
характеризує температурний режим трансформаторів, пропонується
використовувати величину потужності, переданої через трансформатори.
В якості вихідних даних для розрахунку використовувалися значення
коефіцієнтів завантаження трансформаторів одного з обленерго, а також
добові графіки енергоспоживання даних трансформаторів. Значення
середньодобової потужності визначалося як:
24
Р 1
ср.доб = ∫ Рdt. (2.61)
24 0
Далі проводилося усереднювання середньодобової потужності по
кожному з показників:
13
Р 1
ср =
13 ∫ Рср.доб.і . (2.62)
і=1
72
Набутих значень середньодобової потужності за 13 років експлуатації
дозволили виконати оцінку впливу режимів роботи трансформаторів на
інтенсивність дрейфу, значень показників якості масла.
2.5.1 Кислотне число масла
З масиву початкових даних, використовуючи критерій максимуму
кореляційного відношення [10], було сформовано 6 однорідних підмножин
кислотного числа, для яких старіння протікало з однаковою швидкістю. Дані
підмножини наведені на рис.2.9. Як видно з рис. 2.9, залежність кислотного
числа від часу експлуатації має дві чітко виражених ділянки. Індукційний
період, протягом якого значення показника практично не змінюється, і період
самоприскорення, протягом якого спостерігається помітне зростання
кислотного числа. Оскільки зі всіх аналізованих підмножин значення
кислотного числа перевищило своє граничне значення тільки в підмножині
М1, то для оцінки інтенсивності старіння використовувалися дві
характеристики: тривалість індукційного періоду та значення приросту
кислотного числа через 25 років експлуатації.
Розподіл середньодобових потужностей за підмножинами кислотного
числа приведений на рис. 2.10. Порівнюючи залежності на рис.2.9. та 2.10,
легко побачити, що існує безумовний зв'язок між інтенсивністю окислення
масла і завантаженням трансформаторів.
Крім того, з рис. 2.9 видно, що значення середніх потужностей
розподілені достатньо компактно в межах кожної підмножини, при цьому
кількість "граничних точок" набагато менша, ніж останніх.
73
Рисунок 2.9 – Залежність кислотного числа масла від тривалості
експлуатації для 6 підмножин однорідних даних
Представляє також безпосередній інтерес розглянути залежності
тривалості індукційного періоду і приросту кислотного числа через 25 років
експлуатації від значень середньодобових потужностей. Дані залежності
приведені відповідно на рис. 2.11 і 2.12.
Рисунок 2.10 – Розподіл середньодобових потужностей за
підмножинами кислотного числа трансформаторного масла
74
Рисунок 2.11 – Залежність тривалості індукційного періоду кислотного
числа трансформаторного масла від середньої потужності
Як видно з рис.2.11, тривалість індукційного періоду кислотного числа
зменшується зі збільшенням середньої потужності трансформатора. Причому
максимальне значення тривалості індукційного періоду мають
трансформатори, середня потужність котрих не перевищує 5 MBА
(підмножини М6 і М5). Мінімальне значення тривалості індукційного періоду
спостерігається у трансформаторів, середня потужність котрих перевищує
значення 15 МВА (підмножини M1 і М2).
На рис. 2.12 приведена залежність приросту кислотного числа через 25
років експлуатації від значення середньої потужності трансформаторів. Як
видно з рис.2.12, зі зростанням середньої потужності значення приросту
кислотного числа через 25 років експлуатації збільшується. При цьому
максимальне значення приростів кислотного числа (підмножини M1 і М2)
відповідає максимальним значенням потужностей. Важливо, що крива на
рис.2.12 має яскраво виражену тенденцію до насичення, а це говорить про те,
що приріст кислотного числа не може бути нескінченне великим, оскільки з
часом концентрація молекул, що не прореагували, знижується.
75
Рисунок 2.12 – Залежність приросту кислотного числа через 25 років
експлуатації від значення середньої потужності трансформаторів
2.5.2 Вміст в маслі водорозчинних кислот
Зі всіх проаналізованих трансформаторів водорозчинні кислоти були
виявлені тільки у трансформаторів, середня потужність котрих за останніх 13
років перевищувала 16 МВА (підмножина 1 на рис.2.10). Це трансформатори
I п/ст., Рср =21,6 МВА, п/ст II, Т-1 Рср =17,5 МВА та п/ст II, Т-2 Рср = 16,4
МВА. Залежності вмісту в маслі водорозчинних кислот від часу експлуатації
для даних трансформаторів приведені на рис. 2.10.
Як видно з рис. 2.10, залежності водорозчинних кислот від часу
експлуатації мають ті ж дві ділянки, що й кислотне число масла. При цьому
головною відмінністю є різниця в тривалості індукційного періоду. Для оцінки
інтенсивності зростання використовувалася величина максимальної
концентрації водорозчинних кислот. Порівнюючи значення середніх
потужностей даних трансформаторів з представленими на рис.2.13
залежностями, легко побачити, що і тривалість індукційного періоду і
максимальне значення водорозчинних кислот мають явну залежність від
завантаження трансформаторів.
76
Рисунок 2.13 – Залежність вмісту в маслі водорозчинних кислот від часу
експлуатації
Дану тенденцію підтверджують рис.2.14 і 2.15, де приведені залежності
тривалості індукційного періоду і максимуму водорозчинних кислот від
значення середньої потужності трансформаторів. Як видно з рис.2.14, зі
збільшенням середньої потужності тривалість індукційного періоду
знижується. При цьому збільшення середньої потужності на 5 МВА
приводить до скорочення індукційного періоду на 7 років.
З рис. 2.15. видно, що максимальна концентрація водорозчинних кислот
збільшується у міру збільшення середньої потужності. При цьому збільшення
середньої потужності на 5 МВА максимум водорозчинних кислот збільшився
на 0,004 міліграм КОН на 1 г масла. На жаль, обмежений об'єм даних не
дозволив з'ясувати, як поведуться дані характеристики в ширшому діапазоні
потужностей, тому дане питання підлягає подальшому дослідженню.
77
Рисунок 2.14 – Залежність тривалості індукційного періоду вмісту в
маслі водорозчинних кислот від середньої потужності
Рисунок 2.15 – Залежність максимальної концентрації водорозчинних
кислот від середньої потужності
2.5.3 Температура спалаху масла
Для даного показника [19] характерний не тільки дрейф, обумовлений
впливом експлуатаційних дій, але й систематичний зсув тимчасових рядів
температури спалаху щодо один одного. Даний зсув обумовлений різним
78
значенням показника на момент заливки масла. Тому оцінка впливу
завантаження трансформаторів на інтенсивність дрейфу значень температури
спалаху проводилась з урахуванням значення температури спалаху на момент
заливки масла в бак трансформатора. Важливо, що при близьких значеннях
температури спалаху на момент заливки масла динаміка її зміни може значно
відрізнятися, що наочно ілюструє рис.2.16.
Як видно з рис.2.16, не дивлячись на приблизно однакове значення
показника на момент заливки, приведені на рисунку тимчасові ряди показника
відрізняються як за тривалістю індукційного періоду, так і за значенням
прирости температури спалаху через 25 років експлуатації. При цьому
значення середніх потужностей для даних трансформаторів склали: п/ст I, Т-
1, Рср=21,6 МВА, п/ст III, Т-1, Рср = 11,8 МВА та п/ст IV, Т-1, Рср = 8,76
МВА. Набуті значень середніх потужностей досить добре описують залежності
на рис. 2.16.
Рисунок 2.16 – Залежність температури спалаху трансформаторного
масла від часу експлуатації трансформаторів, у яких значення даного
показника на момент заливки перевищувало 150 °С
79
На рис.2.17 приведені залежності тривалості індукційного періоду
температури спалаху від середньої потужності для трансформаторів, що
мають різне значення показника на момент заливки масла
Рисунок 2.17 – Залежності тривалості індукційного періоду
температури спалаху від середньої потужності для трансформаторів, що
мають різне значення показника на момент заливки масла
Як видно з рис.2.17, тривалість індукційного періоду знижується у міру
зростання середньої потужності. При цьому із зменшенням температури
спалаху на момент заливки масла (зростанням концентрації низькокиплячих
домішок) криві йдуть в область менших значень потужностей, тобто для
скорочення тривалості індукційного періоду необхідні температурні умови
набагато м'якше, ніж для аналогічного скорочення індукційного періоду у
масла, що має вищі початкові значення температури спалаху.
Залежності значення приросту температури спалаху через 25 років
експлуатації від середньої потужності для трансформаторів, що мають різне
значення температури спалаху на момент заливки масла, приведені на
рис.2.18. З рис. 2.18 видно, що із зростанням завантаження трансформаторів
спостерігається чітка тенденція до збільшення приросту показника. В той же
час величина приросту визначається не тільки значенням середньої
потужності, але й якістю масла, що заливається. Чим менше температура
спалаху на момент заливки, тим менше значення її приросту. Це обумовлено
80
зниженням концентрації молекул, що не прореагували, в міру зниження якості
масла.
Рисунок 2.18 – Залежності значення приросту температури спалаху
через 25 років експлуатації від середньої потужності для трансформаторів,
що мають різне значення температури спалаху на момент заливки масла
2.5.4 Пробивна напруга трансформаторного масла
Вплив завантаження трансформаторів позначається і на зміні пробивної
напруги масла. Наочний такий вплив ілюструє рис.2.19, на якому приведені
залежності пробивної напруги масла від часу експлуатації для трьох
трансформаторів. Як видно з рис.2.19, швидкість зміни пробивної напруги у
приведених трансформаторів значно відрізняється.
Рисунок 2.19 – Залежності пробивної напруги трансформаторного
масла від часу експлуатації
81
При цьому дані трансформатори протягом останніх 13 років
експлуатації мали наступні значення середніх потужностей: п/ст VI, Т-1, Рср =
17,1 МВА, п/ст VII, Т-2, Рср = 8,75 МВА та п/ст VIII, Т-2 Рср =4,1 МВА .
Порівнюючи значення потужностей і розташування кривих на рис.2.19,
бачимо, що інтенсивність зниження пробивної напруги збільшується у міру
погіршення умов експлуатації. До аналогічних висновків можна прийти, якщо
проаналізувати залежність тривалості індукційного періоду пробивної
напруги від середньої потужності трансформаторів, наведену на рис.2.20.
Рисунок 2.20 – Залежність тривалості індукційного періоду пробивної
напруги масла від середньої потужності трансформаторів
Як видно з рис.2.20, тривалість індукційного періоду знижується із
зростанням завантаження трансформатора. Це може бути пояснено тим, що зі
збільшенням робочої температури ізоляції інтенсивність процесів старіння
збільшується і, отже, збільшується концентрація продуктів старіння, що
знижують міцність масла. Залежність приросту пробивної напруги
трансформаторного масла через 15 років експлуатації від середньої
потужності трансформаторів приведена на рис.2.21.
82
Рисунок 2.21 – Залежність приросту пробивної напруги
трансформаторного масла через 15 років експлуатації від середньої
потужності трансформаторів, які мають різне значення температури спалаху
на момент заливки масла.
2.6 Системи прийняття рішень
Найбільш важливими та ефективними методами діагностики активної
частини силового трансформаторного устаткування є метод низьковольтних
імпульсів [19], вимірювання опору КЗ (Zk) для контролю механічного стану
обмоток після протікання наскрізних струмів КЗ [19], а також моніторинг
рівня ЧР в ізоляції введень і обмоток в сукупності з контролем основних
ізоляційних характеристик (Rізол, tg δ та ін). Ці декілька методів діагностики
дозволяють охопити і стан геометрії обмоток, і стан їх ізоляції, що в сумі дає
достатньо об'єктивну загальну картину стану активної частини СТ при аналізі
пошкоджуваності.
До решти необхідних елементів системи комплексної діагностики
можна віднести вимірювання рівня вібрації з метою оцінки стану пресовки
обмоток, стан магнітопровода, системи охолодження СТ, фізико-хімічні
аналізи трансформаторного масла та інші методи . Достатньо інформативними
для оцінки стану електротехнічного устаткування є впровадження системи
Transformer Diagnostics Monitor та хроматографічний аналіз газів, розчинених
в трансформаторному маслі газі.
83
2.6.1 TDM - система технічної діагностики стану силових
трансформаторів
Система TDM (Transformer Diagnostics Monitor) призначена для
безперервного контролю і аналізу технічного стану силових високовольтних
трансформаторів. Застосовується для реєстрації і збору інформації в режимі
безперервного моніторингу та контролю. Дозволяє аналізувати параметри
стану основних підсистем трансформатора, формувати комплексний висновок
про стан трансформатора.
Для проведення оперативної оцінки загального технічного стану
трансформатора за допомогою СТД марки TDM аналізується стан наступних
підсистем та елементів трансформатора:
1. Контроль технічного стану маслонаповнених вводів трансформатора.
В процесі контролю за станом вводів ведеться вимірювання струмів
провідності, розрахунок тангенсів кута втрат, величини С1.
2. Контроль зміни геометрії обмоток трансформатора за допомогою
оперативного розрахунку параметра Zk після кожної аномальної дії на
обмотки трансформатора.
3. Контроль стану РПН трансформатора за температурою бака,
акустичним ЧР, вібрації в процесі комутації, потужності, споживаній
приводним електродвигуном РПН.
4. Контроль температурних режимів роботи трансформатора і
управління системою охолодження трансформатора. Оцінка технічного стану
маслонасосів і вентиляторів системи охолодження.
5. Реєстрація перенапружень і імпульсних струмових дій на обмотки
трансформатора, контроль роботи захисних реле трансформатора.
6. Контроль параметрів стану трансформатора, визначуваних іншими
діагностичними системами, наприклад, вологість масла.
На підставі ряду часткових діагнозів є можливість інтегральної оцінки
стану трансформаторів та прогнозування розвитку їх дефектів. Важливою
84
перевагою системи є можливість аналізу трендів розвитку дефектів і
визначення залишкового ресурсу.
Все основне устаткування СТД розташовується поряд з
трансформатором. Воно вмонтовується в захисній шафі і складається з 5
основних модулів.
─ Модуль 1. Об'єднує центральний обчислювальний модуль системи,
що має інтерфейси зі всіма діагностичними підсистемами і з системою АСУ-
ТП верхнього рівня. Тут же розташовуються вторинні прилади систем
контролю температурних режимів трансформатора і вологості масла.
─ Модуль 2. У модулі вмонтовується система контролю введень
трансформатора за струмами провідності аналогічна приладу R1500/6.
─ Модуль 3. У ньому змонтована система контролю технічного стану
РПН трансформатора.
─ Модуль 4. У ньому вмонтовується система управління охолодженням
трансформатора і контролю технічного стану маслонасосів і вентиляторів.
─ Модуль 5. Реєстратор перенапружень і дії імпульсних струмів на
обмотки трансформатора.
Основні властивості системи моніторингу марки TDM:
─ Оперативна оцінка технічного стану трансформатора в режимі «on-
line», виявлення дефектів стану.
─ Формування і видача рекомендацій про особливості експлуатації
трансформатора, необхідність і терміни проведення ремонтних робіт.
─ Управління системою охолодження трансформатора і роботою
пристрою РПН.
─ Реєстрація поточної інформації про нормальні і передаварійні події в
трансформаторі.
─ Інтеграція системи моніторингу трансформатора в систему
диспетчерського управління енергосистеми.
Моделі підсистем трансформатора, використовувані при діагностиці:
85
─ Аналіз впливу режимів роботи на стан ізоляції обмоток, визначення
здатності навантаження і обчислення терміну служби трансформатора
відповідно до ГОСТ 14209-97.
─ Діагностика стану маслонаповнених вводів на основі тимчасових і
температурних залежностей струмів провідності і тангенсів кута втрат вводів.
─ Аналіз виникнення деформацій обмоток на основі оперативного
розрахунку параметра Zk після електродинамічних дій на обмотки
трансформатора.
─ Визначення технічного стану РПН на основі аналізу вібраційних і
енергетичних параметрів, зареєстрованих в процесі комутації.
─ Управління і аналіз технічного стану елементів системи охолодження
за параметрами пускових і робочих режимів електродвигунів.
─ Використання в діагностичних моделях додаткової інформації від
давача вологості.
Параметри технічного стану трансформатора, контрольовані
системою TDM:
Система охолодження трансформатора:
─ Температура масла у верхній точці баку трансформатора.
─ Рівень масла в баці трансформатора.
─ Температура і вологість навколишнього середовища.
─ Стан елементів системи охолодження (включення - відключення
насосів і вентиляторів).
─ Режим роботи системи охолодження - ручний / автоматичний.
Стан обмоток трансформатора:
─ Максимальна розрахункова температура обмотки трансформатора.
─ Наявність змін форми обмоток після електродинамічних дій.
Навантажувальні і експлуатаційні параметри:
─ Струми трьох фаз трансформатора, сторона ВН або НН.
─ Напруга трьох фаз, сторона ВН і НН. Визначаються за струмами
провідності введень.
86
Стан маслонаповнених введень трансформатора:
─ Контроль тангенса кута втрат вводів і величини ємності С1.
─ Тиск у вводах, високий - низький поріг.
Стан і режим роботи РПН трансформатора:
─ Температура бака РПН, порівняно з температурою бака
трансформатора.
─ Вібраційний контроль стану приводу і наявності дуги в контакторі.
─ Акустичний контроль ЧР в баку РПН.
─ Положення РПН.
─ Рівень масла в баку РПН.
Сигнали з найбільш відповідальних реле захисту і блокування
трансформатора:
─ Стан газового реле.
─ Тиск в баку трансформатора.
Давачі, що стандартно поставляються з системою моніторингу марки
TDM:
─ Давачі марки DB-1 (DB-2), призначені для реєстрації струмів
провідністі маслонаповнених введень.
─ Давачі вібрації і акустичний давачі ЧР, суміщені в одному корпусі, для
реєстрації процесів всередині РПН.
─ Давачі температури для стаціонарного монтажу на поверхні бака
трансформатора і РПН.
─ Давачі вологості і температури навколишнього середовища, суміщені
в одному корпусі.
─ Вимірювальні трансформатори струму 5/5 ампер (обирається за
параметрами об'єкту моніторингу) для реєстрації струмів однієї фази
трансформатора, струму електродвигуна РПН і струмів електродвигунів
системи охолодження.
87
─ Ємнісні давачі для напруги НН трансформатора (тільки для 6-10 кВ),
необхідні для контролю зміни геометричних розмірів обмоток (з
використанням параметра Zk).
Додаткові можливості, які можуть бути реалізовані системою TDM.
Система моніторингу TDM орієнтована на виконання діагностичних
функцій і призначена для оперативної оцінки технічного стану
трансформатора. Тому вона може бути складовою частиною складніших
систем, якість, що враховують, і кількість електроенергії, що мають розширені
функції реєстраторів і аналізаторів режимних і аварійних ситуацій у вузлах
енергосистем.
Вбудовані в СТД функції діагностики можуть бути розширені
додатковими підсистемами.
─ Реєстрація і аналіз ЧР у введеннях і усередині трансформатора. Як
технічні засоби для цього застосовується модифікована версія приладу CCM-
12, виробництва даної фірми, що враховує особливості діагностики ЧР в
трансформаторах.
─ Аналіз розчинених газів в маслі. Для цієї мети до системи
підключається прилад фірми HYDRAN або іншої фірми з аналогічними
функціями.
─ Підключення аналогових сигналів від інших систем і приладів
контролю і діагностики, склад яких визначається при кожній конкретній
інсталяції системи.
2.6.2 Технічна діагностика силових трансформаторів за наслідками
хроматографічного аналізу
ХАРГ є сьогодні одним з основних методів оцінки стану СТ.
Нижче розглянуті деякі проблеми, які виникають при формалізації
методики ХАРГ для автоматизованого використання у складі комп'ютерної
системи оцінки стану обладнання [16].
88
Відомо, що ХАРГ повинен давати відповідь на три питання:
1. Чи є в даному устаткуванні дефект?
2. Який характер дефекту?
3. Що робити за наявності дефекту?
На жаль, цілком певної відповіді на перше питання ХАРГ дати не може,
оскільки за перевищенням граничних концентрацій газів можна зробити
висновок лише про можливий розвиток дефекту. Певний ступінь нечіткості
ХАРГ має місце і при відповідях на два інших питання. Це не говорить про
неефективність даного виду досліджень, а ще раз свідчить про складність
процесів при оцінці станів трансформатора. Серед останніх можна виділити,
принаймні, чотири варіанти (табл. 2.1).
Таблиця 2.1 – Чотири варіанти станів трансформатора
Стан Граничні концентрації газів перевищені Наявність дефекту
S1 Ні Ні
S2 Так Ні
S3 Ні Так
S4 Так Так
Проводиться зіставлення всієї додаткової (не включаючи, поки,
результати інших випробувань) інформації про об'єкт діагностики з
результатами ХАРГ і комплексного аналізу всіх цих відомостей, що можливо
тільки в комп'ютерній експертній системі.
З практики відомо, що досить часто той або інший об'єкт виявляється в
стані S2, коли за відсутності дефекту має місце перевищення граничних
концентрацій окремих газів.
Причин цьому явищу достатньо багато. Одна з них полягає в
некоректних значеннях деяких граничних концентрацій, в якості яких на ряду
підприємств беруться величини, рекомендовані в [16] як орієнтовані. В табл.
89
2.2 приведені дані ХАРГ восьми однотипних трансформаторів, що
функціонують на одній з ГРЕС.
У подібній ситуації доцільне визначення для вуглекислого газу
граничної концентрації за інтегральною функцією розподілу.
Решту причин можна розділити на дві групи: обумовлені неаварійними
процесами в самому трансформаторі і викликані зовнішніми чинниками. До
перших належать:
─ перенапруга;
─ перевантаження;
─ перетікання газів з розширювача контактора РПН;
─ природне старіння ізоляції.
Таблиця 2.2 – Дані ХАРГ восьми однотипних трансформаторів
Число перевищень граничних значень
H2 H4 C2H2 C2H4 C2H6 CO CO2
Т1 1969 50 1 4 1 3 11 – 9
Т2 1970 45 – 3 – – 3 – 26
Т3 1970 46 – 1 – – 3 – 22
Т4 1988 43 1 – – – – 8 3
Т5 1971 50 – – – – 5 4 10
Т6 1972 47 – – – – – – 19
Т7 1972 55 1 1 – – 7 – 14
Т8 1973 49 1 – – – – 7 20
Серед причин, викликаних впливом зовнішніх чинників, відзначимо
наступні:
─ часткова відмова системи охолодження;
Трансфор-
матор
Рік введення в
експлуатацію
Кількість ХАРГ
90
─ доливка старим маслом;
─ зварювальні роботи в баці;
─ тривале підвищення середньодобової температури;
─ тривала сонячна радіація;
─ помилки при взятті проб (брудний посуд, тривале транспортування,
взяття проб в погану погоду тощо);
─ підсос газів з навколишнього середовища;
─ підвищення атмосферного тиску;
─ дія геомагнітних струмів.
Серед причин другої групи деякі приведені як гіпотези, тобто
потребують подальшої перевірки. Гіршим є стан S3, який також може
виникнути з різних причин:
─ зниження навантаження (зупинка);
─ доливка дегазованим маслом;
─ заміна селікагелю;
─ продування азотом (у трансформаторах з азотним захистом);
─ заміна масла в розширювачі, виборцеві РПН;
─ зниження середньодобової температури;
─ зниження атмосферного тиску;
─ виключення сонячної радіації (тінь) наявність вітру певної сили і
напряму.
У цьому переліку, як і вище, містяться причини, достовірність впливу
котрих на концентрації газів в маслі вимагає свого підтвердження.
Впливи великої кількості чинників на концентрації газів в
трансформаторному маслі підкреслюється багатьма фахівцями.
Таким чином, потрібно з максимальною достовірністю відокремити
стани S2 і S4. З цією метою пропонується збільшити частоту випробувань за
ХАРГ і контролювати швидкість наростання концентрації газів.
91
Спробуємо формалізувати ці і деякі інші рекомендації. Припустимо, що
в трансформаторі Т1 у момент часу tn зафіксовано перевищення концентрацій
деякими газами граничних значень. Враховуватимемо:
─ чинники, котрі сприяють зростанню концентрації газів при
експлуатації даного об'єкту; позначимо їх через f1, облік f1 повинен
проводитися в певний період;
─ чинники, сприяючі зниженню концентрації при експлуатації даного
об'єкту – f2 (коментар той же, що і для f1);
─ зафіксоване зростання концентрації газів в аналогічних
трансформаторах на даному підприємстві в певний період;
─ зафіксоване зростання концентрацій газів на даному підприємстві на
трансформаторах інших конструкцій і призначення в певний період;
─ пилкоподібний характер графіка зміни концентрацій газів в
трансформаторі Т1 з періодичними перевищеннями граничних значень в
період [t0 , tn], де t0 – час останнього капітального ремонту – f5;
─ швидкість наростання концентрації газів для Т1 в момент tn, що
перевищує 10 % – f6i , де i=1, 2, …, 7.
Скористаємося методом Байєса, який широко застосовується в технічній
діагностиці. Стан об'єкту Si і чинник fj, пов'язаний з цим станом, можуть бути
виражені через вірогідність наступною формулою:
Р S
i P( f S )
= P(Si ) i i , (2.63)
f j P( fi )
де P(Si ) – апріорна вірогідність стану Si ;
P(fj /Si ) – вірогідність прояву чинника fj у об'єкта стані Si;
P(fj) – апріорна вірогідність прояву чинника fj на будь-якому об'єкті;
P(Si /fj ) – апостеріорна вірогідність стану Si при прояві чинника fj.
Сенс методу Байєрса полягає в оцінці P(Si /fj) на тлі різноманіття
доступних для обліку чинників. При послідовному обліку цих чинників
зростання значення P(Si /fj) свідчить про високу вірогідність події Si, а при
зниженні – практичній не реалізованості.
92
Представимо (2.63) в зручнішому для подальших розрахунків вигляді.
Після ряду перетворень маємо:
Р S
i P( fi Si )⋅ P(Si )
= , (2.64)
f j P( fi Si )⋅ P(Si )+ P( fi Si )[1− P(Si )]
де P( fi Si ) – вірогідність прояву чинника fj у об'єкту, що не знаходиться в стані
Si .
Апріорна вірогідність початкових станів трансформаторів для кожної
енергосистеми може трохи відрізнятися. Визначити їх для групи експертів
особливої праці не складе. Допустимо, вони відповідають значенням
приведеним в табл. 2.3.
Таблиця 2.3 – Апріорна вірогідність початкових станів трансформаторів
Стан S1 S2 S3 S4
Вірогідність P(Si) 0,894 0,1 0,001 0,005
У базі даних експертної системи повинна також міститися вірогідність
P( fi Si ) і P( fi Si ). Припустимо, що для відмічених вище чинників вони мають
значення, приведені в табл. 2.4.
Таблиця 2.4 – Вірогідність P( fi Si ) та P( fi Si )
Значення P( fi Si ) та P( fi Si )
Стан
f1 f2 f3 f4 f5 f6
S1 - - - - - - - - - - - -
S2 0,9 0,1 - - 0,9 0,1 0,7 0,3 0,9 0,1 0,1 0,9
S3 - - 0,9 0,1 - - - - - - 0,9 0,1
S4 - - - - - - - - 0,6 0,4 0,9 0,1
93
Примітки: прочерки в таблиці означають, що j- ий чинник не пов'язаний
з i- ой ситуацією.
Деякі неточності в завданні умовної і безумовної вірогідності
особливого значення не мають, оскільки в методі Байєса будь-які погрішності
з їх завданням частково компенсуються в процесі розрахунків і на кінцевий
результат практично не впливають.
Розглянемо використання даного підходу на наступному прикладі.
На одному з блокових трансформаторів ТДЦ-400000/220 розміщеного
на ГРЕС було зафіксовано перевищення граничних концентрацій двох газів.
Отже, мова йде про стан S2 і S4. Процес контролювався за допомогою
експертної системи «Діагностика+» . Серед приведених вище чинників, що
мають відношення до даного епізоду, були відмічені наступні:
f1 – тривале перевищення середньодобової температури і інтенсивна
сонячна радіація;
f4 – зростання концентрації газів в маслі (зафіксований на один тиждень
пізніше) на одному з трансформаторів власних потреб;
f5 – пилкоподібний графік зміни концентрацій газів з періодичними
перевищеннями граничних значень на даному трансформаторі.
Послідовний облік цих чинників на основі формули (2.64) з врахуванням
значень з табл. 2.4 відображений в табл. 2.5.
Таблиця 2.5 – Послідовний облік чинників
S2 S4 Коментар
Чинник
0,1 0,005 Вірогідність початкових станів
f1 0,5 0,005 Вірогідність станів після обліку f1
f4 0,7 0,005 Облік f1 і f4
f5 0,95 0,007 Облік чинників f1 , f4 , f5
94
За такого підходу достовірність стану S2 сумнівів не викликає, що
пізніше підтвердилося в процесі експлуатації даного трансформатора.
Перейдемо тепер до проблеми уточнення виду дефекту, якщо
вірогідність стану S4 збільшується у міру залучення додаткової інформації і
воно виявляється у результаті достовірнішим. Для цього використовуються
зведення про співвідношення концентрацій газів, зафіксованих в маслі.
Відповідно до цих документів розрізнятимемо наступні стани
трансформатора: Д1 – нормальне старіння; Д2 – часткові розряди; Д3 – іскрові
розряди; Д4 – дугові розряди; Д5 – низькотемпературний нагрів (t < 150°C); Д6
– середнє температурний нагрів (< 300°C); Д7 – середнє температурний нагрів
(300 < 700 °C); Д8 – високотемпературний нагрів 700 °С.
Співвідношення концентрацій газів представлені в табл. 2.6, а
характерні склади газів для різних дефектів – табл. 2.7 Аналіз табличних
рішень свідчить про неповноту наявної в нашому розпорядженні інформації.
Щоб переконатися в цьому, представимо табл. 2.6 у вигляді графа (рис. 2.22).
Термінальні вершини цього графа, позначені , показують, що питання про
вид дефекту залишається відкритим. Отже, приблизно в 60 % випадків на
основі даної інформації визначити вид дефекту неможливо. Ситуація сильно
ускладнюється у випадках, коли якийсь з вуглеводневих газів відсутній або не
визначений, що на практиці зустрічається достатньо часто. Аналіз табл. 2.7
показує, що окрім неповноти, інформація в ній також і суперечлива.
Таблиця 2.6 – Співвідношення концентрацій газів для різних дефектів
СКГ Д1 Д2 Д3 Д4 Д5 Д6 Д7 Д8
1 1,2 3 2 1 1 1 1
2 1 2 2 2 3 3 3
1 1 2,3 3 2 1 2 3
95
Примітка: зміна кожного відношення а, в, с на числовій осі представлено
трьома діапазонами: 1, 2, 3, які відображені в таблиці
для а: х1 = 0,1; х2 = 3
в: х1 = 0,1; х2 = 1
с: х1 = 0,1; х2 = 3
Таблиця 2.7 – Характерні склади газів для різних дефектів
Газ Д2 Д3 Д4 Д5 Д6 Д7 Д8
Н2 1 1 1 3 3
СН4 3 3 2 2 2 3 2
С2Н2 1 1 2
С2Н4 3 2 3 1 1
С2Н6 1 1
СО 2 3 3
СО2 1 1
Примітка: 1 - основний газ; 2 - характерний газ з високим вмістом; 3 -
характерний газ з малим змістом.
Рисунок 2.22 – Ілюстрація неповноти інформації ХАРГ у разі
автоматизованого встановлення діагнозу
96
У випадках недостатності інформації природним є зниження «глибини
діагностування». Це пропонується за рахунок об'єднання електричних Де={Д2,
Д3, Д4} і теплових Дт ={Д5, Д6, Д7, Д8} дефектів. При цьому отримуємо наступну
таблицю рішень (табл. 2.8).
Таблиця 2.8 – Об'єднання електричних і теплових дефектів
СКГ Де Дт Де+Дт Де+Дт
а 2 1 1 2
в 1 2 1 2
Примітка: тут відносини концентрацій газів розбиті на два діапазони:
для а х1=0,1; для в х1=0,5.
Інформативність даної рекомендації не перевищує 50 %, причому тільки
за умови визначеності чотирьох вуглеводневих газів. Вектори (1, 1) і (2, 2) по
суті не інформативні, оскільки підозра на Д = {Де, Дт} з'являється вже при
перевищенні одним з газів граничного значення.
Відомо, що на основі зіставлення відносин концентрацій газів,
розчинених в трансформаторному маслі, розроблена велика кількість методик,
які використовуються в різних країнах для оцінки стану масляних
трансформаторів. Аналіз цих методик (табл. 2.9) показує:
─ в більшості випадків їх основу складають три відношення (а, в, с) п'яти
вуглеводневих газів;
─ істотна додаткова інформація притягується в методиці ВЕІ і новій
методиці МЕК (60599);
─ методики Мюллера і Шлезінгера особливої довіри у вітчизняних
фахівців не викликають.
При залученні додаткової інформації з неофіційних джерел з метою
підвищення достовірності оцінки стану об'єктів в експертних системах
97
зазвичай використовують так званий коефіцієнт довіри правила (КДП), який
зазвичай знаходиться в діапазоні 0,3 - 0,95. При цьому більші значення
відповідають офіційним методикам, а менші - методикам, які поки не
отримали однозначної оцінки фахівців. При тривалій експлуатації експертної
системи апріорні КД автоматично змінюють свої значення залежно від
ступеня збігу рекомендацій відповідних правил з кінцевим результатом. У
результаті можна отримати об'єктивну оцінку кожної методики.
Таблиця 2.9 – Аналіз методик зіставлення відносин концентрацій газів,
розчинених в трансформаторному маслі
Методика СКГ
ВНІІЕ (МЕК 599) а в с g
ВЕІ а в с d е f k
Дорненбурга а в с f h
Мюллера в c f 1/g
Роджерса а в с е
МЕК 60599 а в с g i k
IEEE а в с
Шлезингера с 1/f g i
Примітка: а, в, с (табл. 2.6.2.7): d C2 H
= 4 ; e C H
= 2 6 ; f C H
= 2 6 ;
CH 4 C2 H 4 C2 H 2
g CO
= 2 ; h C2 H
= 2 ; i C
= 2 H 2 ; k O
= 2 .
CO CH 4 H 2 N 2
Так, на цій основі може бути сформоване одне додаткове правило
(табл.2.10).
Таблиця 2.10 – Співвідношення концентрацій газів для електричних і
теплових дефектів
98
СКГ Де Дт
а 2 1
в 1 2
с 2 1,2
d 1 2
e 1 2
f 1 2
Примітка: а: х1=0,5; в: х1=1; с: х1=2; d: х1=1; е: х1=0,2; f: х1=0,5.
Таблиця 2.11 - Співвідношення концентрацій газів для різних типів
дефектів
СКГ Д2 у маслі Д2 у твердій ізоляції Дт={Д5, Д6, Д7, Д8}
а 3 2 1
в 2 1 3
с 2 3 1, 2, 3
d 1 2 3
e 1 1 2
f 1 1 2
g 1 3 2
Примітка: а: х1=0,5, х2=1; в: х1=0,4, х2=1; с: х1=2, х2=5; d: х1=0,2, х2=1; е:
х1=0,2; f: х1=0,5; g: х1=3, х2=10.
Окрім КДП існує ще поняття коефіцієнта довіри вхідних даних (КДД).
Сенс цього коефіцієнта пояснимо на правилі, приведеному в табл. 2.11. Серед
різноманіття вхідних даних цією таблицею рішень однозначно розпізнається
всього п'ять векторів, що складає близько 1 % можливих комбінацій
початкових даних. Виникає питання, як, наприклад, розпізнати вектор (1, 1, 1,
1, 1, 1, 1). Зрозуміло, що КДД для приведеного вектора буде істотно менше,
99
ніж, наприклад, для вектора (2, 2, 2, 1, 1, 1, 1). При цьому експертна система у
ряді випадків вимушена тримати в пам'яті декілька можливих діагнозів з
різними КДД, значення яких динамічно змінюються у міру залучення чергових
правил з бази знань. Цей процес аналогічний розглянутому вище, при
використанні формули (2.64) для оцінки станів.
На завершальному етапі (при видачі протоколу) під час співставлення
значень можливий прогнозу про кількість дефектів. У цьому ж протоколі
експертна система дає список рекомендацій, які доцільно зробити в
конкретній ситуації.
2.7 Тепловізійне обстеження трансформаторного обладнання
Тепловізійне діагностування відносно не новий спосіб діагностування
технічного стану, проте масове виробництво приладів тепловізійного
обстеження маштабно розвинулось нещодавно. Принцип роботи тепловізора
оснований на здатності вловлювати інфрачервоне випромінювання від
досліджуваних об’єктів і визначати температуру або перетворювати його у
візуальну картину розподілення теплових полів на поверхні об’єктів.
Отримана картина називається термограмою й може бути подана як
кольоровою, так і чорно-білою, або інвертованою. Оператор бачить
термограму в видопошукачу або на моніторі комп’ютера та може визначити
температуру в будь-якій точці об’єкта. На практиці іноді навіть невелика
різниця в температурах на одному й тому ж об’єкті свідчить про недоліки
(недостатній рівень масла у вводі трансформатора чи погано затягнутий
контакт), які можуть серйозно зашкодити виробництву.
На сьогодні набуто досвід пошуку внутрішніх дефектів трансформаторів
на основі даних ХАРГ та знайдення їх місця за допомогою тепловізорів.
Результати тепловізійного обстеження трансформаторів на основі ХАРГ
поділяються на три групи.
До першої відносяться випадки, коли за допомогою тепловізора вдається
знайти чітко помітні локальні нагріви на стінках баку трансформатора.
100
Розкриття вказує, що стається це із-за пошкодження ізоляції шпилек, обриву
шин заземлення та ряду інших причин.
Друга група об’єднує результати обстеження випадків, коли навіть при
діагностуванні по даним ХАРГ термічного дефекту високої температури
(понад 700° С) не вдається знайти локальний нагрів на стінці баку
трансформатора. Це пояснюється відсутністю проекції точки нагріву на стінку
баку. На жаль, на сьогодні не існує методів однозначного визначення таких
дефектів.
Третя група – це дефекти, зумовлені конструктивними особливостями
трансформаторів.
Тепловізійне обстеження використовується для виявлення локальних
нагрівів баків трансформаторів вже за появи газів, характерних для нагріву
масла і ізоляції. Тим більш це обстеження необхідно при діагностуванні
термічних пошкоджень по результатам ХАРГ. Тепловізійне обстеження
трансформаторів ефективно доповнює діагностики ультразвуком та ХАРГ, а
також традиційні методи електричних випробувань трансформаторів.
У якості предмета дослідження була обрано Черкаська група підстанцій.
Всі підстанції живлять ряд важливих споживачів міста. Частина з яких мають
першу й другу категорії за надійністю електроживленню. Перерви, в
електроживленні яких через вихід з ладу силового устаткування може
привести до збитків на мільйони гривень. Діаграми нагріву були отримані за
допомогою тепловізора FLIR I3.
101
Рисунок 2.23 – Зовнішній вигляд трансформатора
Рисунок 2.24 – Зовнішній вигляд трансформатора в ІЧ спектрі
102
Зокрема, під час обстеження трансформаторного вводу трансформатора
2Т було виявлено нагрівання контактного з'єднання на фазі С. Термограма
дефектного з'єднання, представлена на рис. 2.25.
Рисунок 2.25 – Термограма дефектного з'єднання
Як видно з результатів, максимальна температура становила 49.80С, за
температури повітря 30С.
Наступний дефект був виявлений у контактному з'єднанні
трансформатора власних потреб 2Т, на фазі А обмоток 0.4 кВ. Термограма
представлена на рис. 2.26. Максимальна температура контактного з'єднання
становить 20.20С, за температури повітря 1.30С.
103
Рисунок 2.26 – Термограма дефектного з'єднання трансформатора
власних потреб
Висновки до розділу 2
Впровадження методів та засобів технічної діагностики на сьогоднішній
день є найефективнішим засобом підвищення надійності роботи СТ. Метою
впровадження цих засобів є забезпечення експлуатуючого персоналу
інформацією з питань:
– поточного технічного стану трансформаторів, причин та дефектів, що
зумовили погіршення стану всього трансформатора;
– залишкового, на даний момент часу, ресурсу роботи трансформаторів
на підстанції, тобто як довго ще можлива їх безаварійна експлуатація при
виявлених дефектах;
– ефективності та термінів проведення ремонтних робіт, які повинні
бути застосовані до даного обладнання для підтримки його безаварійної
експлуатації.
Складність та архітектура систем діагностики і моніторингу можуть
істотно відрізнятися залежно від поставлених перед ними задач. Рівень
104
системи діагностики визначається кількістю діагностичних параметрів,
використовуваних в системі. Для технічної діагностики обладнання класу
ізоляції 110...150 кВ ефективним є застосування рівня системи діагностики з
обмеженим числом діагностичних параметрів.
Основні діагностичні параметри, контрі звичайно контролюються
СТД:
− Гази, розчинені в маслі, та вологовміст масла;
− Струм, напруга, потужність.;
− Зміна ємності та tg δ вводів;
− Комутаційні та атмосферні перенапруження;
− Струми короткого замикання;
− Часткові розряди;
− Температура масла в різних місцях трансформатора;
− РПН;
− Параметри стану (дискретні).
105
РОЗДІЛ 3
ЗАСТОСУВАННЯ СИСТЕМ ТЕХНІЧНОЇ ДІАГНОСТИКИ
ТРАНСФОРМАТОРІВ ДЛЯ ПІДВИЩЕННЯ РІВНЯ
ЕНЕРГОЕФЕКТИВНОСТІ СИСТЕМ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
В основі технічного прогресу лежить підвищення ефективності
виробництва. Специфічний зміст ефективності в кожній системі господарства
визначається формою виробництва, його цільовою спрямованістю,
своєрідністю чинників та результатів виробництва. На всіх етапах історичного
розвитку суспільство цікавило питання: ціною яких витрат і ресурсів
досягається кінцевий виробничий результат?
На підвищення ефективності роботи систем електропостачання можуть
впливати різні умови їх функціонування: науково-технічні, економічні,
організаційні, соціально - психологічні та зовнішньоекономічні.
У техніко-економічному аспекті слід розглядати два шляхи підвищення
ефективності функціонування СЕП:
− збільшення кількості реалізованої продукції - електроенергії;
− зменшення витрат на виробництво та реалізацію продукції -
електроенергії.
Розглянемо другий шлях, орієнтований на зменшення витрат на
передачу електроенергії. Одними з основних елементів систем
енергопостачання є безсумнівно трансформатори. Їх безаварійна робота,
модернізація і підтримка ефективної працездатності трансформаторів вимагає
певних витрат.
В даний час основною задачею забезпечення нормальної експлуатації
силових трансформаторів є своєчасне проведення ПЗР, нормативних
вимірювань та випробувань. При виході контрольних параметрів за межі
нормативів, обладнання виводиться з експлуатації, проводиться його ремонт
або вибраковування. Такий підхід вимагає щорічних експлуатаційних витрат і
106
знижує ефективність енергопостачання. Крім того, треба враховувати, що
нормативні значення контрольних параметрів обладнання є, як правило,
усередненими, без врахування конкретних режимів експлуатації, кліматичних
умов та інших чинників. Планове втручання в роботу трансформаторів може
виявитися не тільки не потрібним, але і шкідливим для нормальної роботи
трансформаторів. Тому, в окремих енергосистемах намітилася тенденція до
переходу від системи ПЗР до системи проведення робіт за технічними
показниками.
Плануючи і здійснюючи перехід з системи планово - попереджувальних
робіт на систему обслуговування трансформаторів за фактичним станом,
необхідно розглядати питання про надійність функціонування
трансформаторів. Для забезпечення надійної роботи обладнання необхідно
провести низку заходів, серед яких найбільш ефективні:
- заміна морально і фізично застарілих трансформаторів на нові,
відповідають сучасним вимогам;
- продовження реального терміну служби експлуатованих
трансформаторів після діагностики, усунення дефектів, модернізації або
капітального ремонту;
- застосування систем моніторингу за технічним станом трансформаторів.
Установка системи моніторингу є одним їх технічних заходів щодо
модернізації трансформаторного устаткування. Далі розглянемо застосування
СТД для електротехнічного обладнання підстанцій, які останнім часом
прийнято вважати одними з найефективніших сучасних засобів підвищення
надійності роботи обладнання.
3.1 Результати практичного застосування систем технічної
діагностики силових трансформаторів на підстанції
СТД силового трансформаторного устаткування достатньо нові і зараз у
всьому світі ведуться роботи з розвитку як апаратної, так і методологічної
бази. Постійно удосконалюються стандарти і методики оцінки стану
107
трансформаторного устаткування, вже виходячи з можливостей сучасних
способів збору і обробки даних [6].
На сьогоднішній день широкий обсяг контрольованого
трансформаторного обладнання на енергетичних об'єктах країн СНД,
найбільшу глибину опрацьовування і досвід експлуатації систем
безперервного контролю мають наступні компанії: ТОВ
"Енергоавтоматизація" (Україна, Запоріжжя), АВВ (Швейцарія), ГУП "ВЕИ"
(Росія), General Electric Canada Inc (Канада), Areva Energietechnik Gmbh
(Німеччина).
Аналіз результатів впровадження СТД СТ проведемо на прикладі
діагностики стану силового трансформатора та оцінки старіння його ізоляції
на основі аналізу результатів системи моніторингу автотрансформатора
АТДТН-200000/330/110-У 1, встановленого на підстанції 330 кВ.
Матеріали та результати досліджень. Проведемо аналіз результатів
перших 5 місяців роботи (з 01.08.2016 р. по 31.12.2016 р.) системи
безперервного контролю, встановленої на новому автотрансформаторі
АТДТН-200000/330/110-У1 виробництва ВАТ «Запорожтрансформатор».
Одним з основних чинників погіршення ізоляції є зволоження.
Наявність вологи в твердій ізоляції приводить до зниження її електричної та
механічної міцності. Термін служби ізоляції за критерієм механічної міцності,
при кожному подвоєнні вмісту вологи, знижується вдвічі [24].
За період часу 5 місяців на автотрансформаторі, котрий розглядається,
системою безперервного контролю було зафіксовано стабільне значення
абсолютного вологовмісту масла 2-3 г/т. Це свідчить про «здоровий» стан
трансформатора [24]. Таким чином, за виміряним вологовмістом масла
необхідно також розраховувати зволоження целюлозної ізоляції в місцях з
температурою найбільш нагрітої точки обмотки [24].
Контроль ТННТ. Найкритичнішою температурою, що обмежує
навантаження трансформатора, є температура, що досягається в найбільш
нагрітій частині обмотки. ТННТ обмотки є функцією струму навантаження і
108
температури навколишнього середовища. Для її розрахунку
використовуються початкові дані, одержані системою безперервного
контролю в режимі експлуатації від первинних давачів, встановлених на
трансформаторі. Крім того, при розрахунку ТННТ обмотки також
використовуються технічні характеристики трансформаторного обладнання, у
тому числі й теплові характеристики, зняті під час заводських випробувань.
Рисунок 3.1 – Діаграми параметрів автотрансформатора АТДТН-
200000/330/110-У1 за період 5 місяців: а) температура, б) коефіцієнт
навантаження (1 – температура обмотки, 2 – температура верхніх шарів масла,
3 – температура навколишнього середовища, 4 – коефіцієнт навантаження)
На рис.3.1 представлені діаграми наступних параметрів
автротрансформатора:
- температури ННТ обмотки;
- температури ВШМ;
- температура навколишнього середовища;
- коефіцієнт навантаження.
109
Аналіз приведених діаграм показує, що велику частину часу (89 %)
автотрансформатор працював з температурою ННТ обмотки менш 60°С, а
максимальне значення температури ННТ обмотки склало 71,8 °С.
Рисунок 3.2 – Гістограма коефіцієнтів навантаження
автотрансформатора АТДТН-200000/330/110-У1 за період 5 місяців (3600
годин)
На рис. 3.2 представлена гістограма впорядкованих за значеннями
коефіцієнтів навантаження автотрансформаторів. Основні висновки про
тривалість роботи автотрансформатора при різному навантаженні приведені в
табл. 3.1.
Таблиця 3.1 – Тривалість роботи автотрансформатора при різному
навантаженні
Тривалість роботи
Кнав, відн.од.
години %
0 (АТ відключений) 390 10,7
0 < Кнав < 0,4 400 11,0
0,4 < Кнав < 0,6 2400 67,0
0,6 < Кнав < 0,8 400 11,0
0,8 < Кнав 10 0,3
110
Таким чином, аналізуючи навантаження автотрансформатора за період
5 місяців, можна зробити наступні висновки:
− на всьому аналізованому тимчасовому інтервалі
автотрансформатор був недовантажений (максимальне значення
навантаження склало 0,89 відн.од.);
− велику частину часу (67 %) автотрансформатор працював з
навантаженням від 0,4 до 0,6 відн.од.
Найточнішим визначенням ступеня зносу ізоляції є визначення ступеня
полімеризації зразків ізоляції, взятої із зони, де ізоляція схильна до
найбільшого руйнування (найбільш нагріта точка обмотки). Але для такого
щодо простого аналізу необхідно розгерметизувати активну частину, злити
масло, відібрати зразок ізоляції з труднодоступної зони обмоток, відновити
пошкоджену в місці відбору зразків ізоляцію і т.д. Проводити такі роботи, щоб
переконатися в незначному термічному старінні ізоляції, не має практичного
сенсу.
У такій ситуації важливу роль повинні виконувати непрямі методи, що
дозволяють накопичити достатні дані для оцінки стану ізоляції і
обґрунтованого рішення про проведення відбору зразків ізоляції. Такі методи
оцінки відомі і використовуються в системах безперервного контролю
трансформаторного устаткування.
Закони термічного старіння паперової ізоляції вивчені достатньо добре,
і на їх основі розроблені стандартизовані методики оцінки відносної витрати
ресурсу ізоляції силових трансформаторів, по температурі найбільш нагрітої
точки обмотки і вологовмісту твердої ізоляції. Положення методик висловлені
в [24].
Ці методики засновані на законі термохімічного зносу Арреніуса і на
спрощеному співвідношенні Монтсингера. Для діапазону температур, що
зустрічаються в трансформаторі, використовується співвідношення
Монтсингера:
111
Т = Т 0 ⋅е− рθ (3.1)
де Т ; Т 0 − дійсний термін служби і термін служби при номінальній
температурі найбільш нагрітої точки; р − постійна; θ − температура, °С.
Співвідношення Монтсингера вважається достатнім і, по суті, дає оцінку
термічного зносу із запасом міцності.
Поки не існує єдиного і простого критерію закінчення терміну служби
трансформаторного устаткування, проте прийнято вважати, що в інтервалі
температур від 80 до 140 °С швидкість зносу ізоляції подвоюється при
кожному збільшенні температури приблизно на 6 °С, таке значення прийняте
в [24]. Необхідно відзначити, що розрахунок швидкості зносу ізоляції ведеться
без урахування впливу вогкості ізоляції. Разом з тим, є ряд робіт [24], в яких
показано, що цей вплив досить істотний. Тому, для оцінки термохімічного
зносу целюлозної ізоляції обмоток доцільно враховувати вплив на процес
старіння ізоляції як температури ННТ обмотки, так і вогкості твердої ізоляції.
Розрахунок відносної швидкості термічного зносу ізоляції в системах
безперервного контролю трансформаторів проводиться за рівнянням:
θh −98
V = A ⋅ 2 6 (3.2)
де V − швидкість старіння при 98 °С, A − коефіцієнт, котрий залежить
від вологовмісту твердої ізоляції;θh − розрахована температура найбільш
нагрітої точки обмотки, °С.
На рис. 3.3а представлена діаграма миттєвої швидкості зносу ізоляції
автотрансформатора, розрахованої відповідно до [24]. На рис.3.3б
представлена діаграма фізичного зносу ізоляції автотрансформатора за весь
даний календарний термін служби (5 місяців). Аналізуючи розраховані
112
швидкість зносу, а також фізичний знос ізоляції можна зробити висновок про
знос ізоляції унаслідок термічної дії.
Фізичний знос ізоляції склав 20 «нормальних» годин, що відповідає 0,59
% розглянутого календарного терміну служби (3600 годин). Тобто фізичний
знос ізоляції виявився в 170 разів менше розрахованого на заводі-виробнику
номінального зносу (при Кнав=1).
Враховуючи вищезгаданий факт, можна зробити висновок про те, що
потужність автотрансформатора недовикористана.
Окрім контролю стану автотрансформатора за температурою обмотки,
також має місце контроль підвищень напруги. Реєстрація і аналіз тимчасових
підвищень напруги дозволяє оцінювати вірогідність зниження електричної
міцності ізоляції трансформаторного устаткування та необхідність вживання
попереджувальних заходів [24]. Система безперервного контролю дозволяє
реєструвати величини і тривалості підвищень напруги, що перевищують
номінальне значення. Також реєструється кількість цих підвищень і інтервали
часу між ними. За даний проміжок часу неприпустимих підвищень напруги
виявлено не було.
а)
113
б)
Рисунок 3.3 – Діаграми зношення паперово-масляної ізоляції
автотрансформатора за період 5 місяців: а) миттєва швидкість зношення
ізоляції, б) фізичне зношення ізоляції за календарну тривалість експлуатації
В цілому, оцінюючи діагностичні можливості системи діагностики,
можна сказати наступне:
1. СТД не дає таких детальних і «глибоких» діагностичних висновків, як
комплексне обстеження трансформатора, але завдяки оперативності та
«безперервності» режиму діагностики дозволяє своєчасно контролювати
зміну технічного стану трансформаторного устаткування.
2. Актуальність діагностичних висновків, одержуваних СТД, звичайно
вища, ніж за наслідками комплексного обстеження трансформатора. Це
пояснюється «безперервним» режимом роботи системи безперервного
контролю і діагностики стану трансформаторного устаткування.
Аналіз даних, одержаних СТД, дозволяють зробити наступні висновки
про автотрансформатор:
− на всьому даному проміжку часу автотрансформатор працював з
недовантаженням, при цьому велику частину часу (89 %) навантаження не
перевищувало 60 %, а максимальне навантаження склало 84 %. Дані факти
свідчать про запас потужності автотрансформатора на підстанції;
114
− фізичний знос ізоляції внаслідок температурної дії склав 0,59 % від
розглянутого календарно-відпрацьованого часу. Таким чином, знос
трансформатора внаслідок термічного старіння паперової ізоляції досить
малий і не є визначальним чинником при оцінці залишкового терміну служби
даного автотрансформатора;
− на розглянутому проміжку часу СТД не зафіксувала неприпустимих
дій на автотрансформатор в частині підвищення напруги і коротких замикань
в мережі.
3.2. Розробка математичної моделі для оцінки ефективності
технічних заходів з підвищення надійності функціонування
трансформаторного обладнання
3.2.1. Математичне моделювання. Суть, основні принципи; питання
та проблеми, які вирішують за допомогою математичних моделей
Математична модель - це система математичних співвідношень, які
описують досліджуваний процес або явище. Для складання та отримання
математичних моделей використовують загальні та спеціальні закони
конкретних наук, результати пасивних та активних експериментів, імітаційне
моделювання за допомогою ЕОМ. Математичні моделі дозволяють
передбачити хід процесу, розрахувати цільову функцію (вихідні параметри
процесу), керувати цим процесом, проектувати системи з бажаними
характеристиками.
Для створення математичних моделей можна використовувати будь-які
математичні засоби – мову диференційних або інтегральних рівнянь, теорії
множин, абстрактної алгебри, математичну логіку, теорії ймовірностей, графів
та інші. Процес створення та дослідження процесів та явищ за допомогою
математичних моделей називається математичним моделюванням.
Математичне моделювання - це найзагальніший та найбільш
поширений в науці, зокрема, в електротехніці, метод досліджень. Його, тією
115
чи іншою мірою застосовують скрізь, де використовується математичний
апарат, для одержання спрощеного опису реальності за допомогою
математичних понять, оскільки це дозволяє замінити реальний об’єкт його
моделлю і потім вивчати останню, що набагато простіше, ніж дослідження
реального процесу або явища. Як і у разі будь-якого моделювання,
математична модель не описує явище абсолютно адекватно, що залишає
актуальним питання про точність отриманих таким шляхом даних.
В основу цього методу покладено ідентичність форми рівнянь і
однозначність співвідношень між змінними в рівняннях оригіналу і моделі,
тобто, їх аналогії. Математичні моделі досліджуються, як правило, за
допомогою аналогових та цифрових обчислювальних машин та комп'ютерів.
Формальна класифікація моделей ґрунтується на класифікації
математичних засобів, які в них використовуються і часто будується у формі
дихотомій. Наприклад, один з найпоширеніших наборів дихотомій:
- лінійні та нелінійні моделі;
- зосереджені та розподілені системи;
- детерміновані та стохастичні;
- статичні та динамічні.
Природно, що можливі і змішані типи: у одному відношенні зосереджені
(за частиною параметрів), в іншому - розподілені моделі.
Якщо відношення задаються аналітично, то їх можна розв'язати в
замкнутому вигляді (явно) відносно шуканих змінних як функції від
параметрів моделі, або в частково замкнутому вигляді (неявно), коли шукані
змінні залежать від одного або багатьох параметрів моделі. До моделей цього
класу належать диференційні, інтегральні, різницеві рівняння, імовірнісні
моделі, моделі математичного програмування та інші.
Якщо не можна отримати точний розв'язок математичної моделі,
використовуються чисельні (обчислювальні) методи або інші види
моделювання.
116
У залежності від того, якими є параметри системи та зовнішні збурення
математичні моделі можуть бути детермінованими та стохастичними[25].
Останні мають особливо важливе значення при дослідженні і проектуванні
великих систем зі складними зв’язками і властивостями, які важко врахувати.
Математичний опис неперервного процесу (напр., диференційними
рівняннями) являє собою неперервну математичну модель.
Якщо ж математична модель описує стан системи тільки для дискретних
значень незалежної змінної і нехтує характером процесів, які протікають у
проміжках між ними, то така модель є дискретною (тут важливим є вибір
кроку дискретності, від якого залежить точність опису реального об’єкта його
моделлю). Якщо параметри об’єкта, для якого розробляють модель, можна
вважати незалежними від часу, то така система описується стаціонарною
моделлю, характерна особливість якої – постійні коефіцієнти. У
протилежному випадку математична модель є нестаціонарною.
При математичному моделюванні орієнтуються на моделі стандартного
вигляду, які забезпечені відповідним математичним апаратом. Так фізичні
процеси характеризуються просторово-часовими співвідношеннями і у
загальному випадку описуються диференційними рівняннями у часткових
похідних.
Важливим моментом структурування моделі є феноменологічний метод,
коли субпроцеси можуть бути представлені окремими моделями, вихідні
величини яких є вхідними для інших (наступних) субпроцесів. У цьому
випадку модель складного процесу являє собою систему моделей (рівнянь),
знайдених для кожного субпроцесу.
Математичне моделювання широко застосовують для вивчення та
аналізу електротехнічних процесів. Зокрема, на математичних моделях
досліджують різні за характером протікання процеси (сталі та нестаціонарні),
перехідні процеси, динамічні та статичні характеристики, проводять
моделюванні електромагнітних, електромеханічних, теплових та
енергетичних процесів.
117
Проведемо дослідження динамічних характеристик ЧРЕП з фільтром на
виході інвертора з використанням математичних моделей силового
перетворювача, асинхронного двигуна та фільтра.
3.2.2. Розробка узагальненої математичної моделі для оцінки
ефективності технічних заходів з підвищення надійності функціонування
трансформаторного обладнання
Для раціонального використовування грошових ресурсів, особливо в
умовах їх дефіциту, всі технічні заходи повинні ґрунтуватися на економічних
розрахунках. При проведенні цих розрахунків доцільно застосовувати
математичні моделі. Такі моделі вимагають виведення цільової функції, що
відображає функціональну залежність між параметрами даної системи. При
цьому можливий як узагальнений аналіз цілого класу однотипних задач, так і
конкретизація моделі, тобто, створення часткових математичних моделей для
вирішення конкретних задач підкласу.
У [25] розроблена узагальнена математична (техніко-економічна)
модель, що дозволяє оцінити економічну ефективність заходів щодо
підвищення надійності функціонування трансформаторного обладнання.
Цільова функція узагальненої моделі створена на базі сумарних
щорічних витрат у користувача трансформатором за весь розрахунковий
період (життєвий цикл обладнання).
При виборі заходу щодо підвищення надійності функціонування
трансформаторного обладнання, необхідно враховувати сумарні витрати саме
за весь розрахунковий період, тобто, як первинні, так і майбутні витрати на
експлуатацію. Як правило, ці майбутні витрати за розрахунковий період не
набагато менші або навіть перевищують первинні витрати на реалізацію
конкретного заходу.
Мінімум сумарних щорічних витрат за розрахунковий період без
урахування однакових для всіх варіантів доходів від реалізації продукції
118
(продажі електроенергії) є критерієм вибору оптимального варіанту. При
обліку доходів від реалізації продукції за оптимальний варіант приймається
той, який забезпечує максимальний дохід (або максимальний прибуток).
Перелік можливих заходів щодо підвищення надійності функціонування
трансформаторного устаткування приведений на рис. 3.4
Рисунок 3.4 – Заходи щодо підвищення надійності функціонування
трансформаторів
119
Цільова функція оцінки будь-якого заходу n для користувача
трансформатора за розрахунковий період Т може бути представлена в
загальному вигляді:
T T
NPVn = ∑C 1
nT ,t ⋅ t = CnO +∑CnT ,t ⋅ d , (3.3)
t=0 (1+ i ) t
d t=0
де CnT ,t − реальні щорічні витрати користувача трансформатором в t − му році
(доходи і витрати) при реалізації заходу n ;
CnO − затрати, рівні капіталовкладенням в захід n , в початковий момент t = 0
розрахункового періоду Т;
dt − коефіцієнт дисконтування витрат (коефіцієнт приведення різночасних
витрат до початковому року моменту розрахункового періоду);
id − дисконтна ставка.
Щорічні витрати для користувача трансформатора CnT ,t в t − му році при
реалізації заходів n у виразі (3.3) включають декілька складових:
CnT ,t = CnС ,t + CnОО.с,t + CnОО.υ ,t + CnR , (3.4)
де CnС ,t − капітальні витрати, пов'язані з відрахуваннями по кредитах або інших
видах інвестицій з урахуванням ринкової процентної ставки i ;
CnОО.с,t − постійні експлуатаційні витрати на амортизацію, поточний ремонт і
обслуговування;
CnОО.υ ,t − змінні експлуатаційні витрати для компенсації втрат електроенергії в
трансформаторі;
CnR − збиток від недовідпуску електроенергії.
З врахуванням вищевикладеного, узагальнена математична модель
оцінки заходів щодо підвищення надійності функціонування
трансформаторного устаткування має вигляд:
120
m
∑ 1
⋅ (i + pna + kt p
nr ) ⋅ K
j=1 100 nTΣ ,tj
T
NPV 1
n = C
nO + ∑ ( 2 ⋅ , (3.5)
t=1 ∆Pnn1 ⋅Tmt + βT ⋅ ∆Pnsc ⋅τ )β ′ + (1 + i )t
d
+ k
t + CnR
+ (∆P 2
nn1 + βT ⋅ ∆Pnsc )β ′′
______
де j = 1, m − чергова інвестиція в рік t − для реалізації заходу n ;
KnTΣ ,tj −капіталовкладення в захід n ;
i - ринкова процентна ставка за кредитами;
pna ; pnr − процентні відрахування від капіталовкладень в захід на амортизацію,
поточний ремонт та обслуговування;
∆Pnn1; ∆Pnsc − втрати холостого ходу і короткого замикання трансформатора;
Tmt − річна тривалість роботи трансформатора;
βT − планований коефіцієнт завантаження трансформатора;
τ − час максимальних втрат;
β ′ − ціна 1 кВт·год втрат електроенергії;
β ′′ − ціна 1 кВт заявленої потужності під час максимального завантаження
енергосистеми;
kt − коефіцієнт, що враховує збільшення експлуатаційних витрат на
підтримку працездатності трансформатора і вартості втрат енергії у міру
старіння устаткування, орієнтовно прийнятий у вигляді kt =1 + bt , де
b = 0.05 − 0.15.
Деталізація окремих складових цільової функції для оцінки заходів
щодо років розрахункового періоду веде до конкретизації і індивідуалізації
узагальненої математичної моделі і створення приватних математичних
моделей.
121
3.2.3 Часткові математичні моделі
На базі узагальненої моделі створені [11] часткові математичні моделі
оцінки заходів, представлених на рис. 3.4. Так, створені часткові моделі для
оцінки конкурсних пропозицій (тендерів) на закупівлю нових
трансформаторів, для заміни експлуатованих трансформаторів на нові на
діючих об'єктах, розроблений теоретичний підхід до оцінки заходів щодо
продовження терміну служби трансформаторів і створені часткові моделі
оцінки таких заходів, зокрема, моделі оцінки заходів за капітальним ре-
монтом трансформаторів, модернізації високовольтних введень, пристроїв
регулювання трансформаторів, заміні та регенерації масла.
Розглянемо оцінку заходів щодо застосування СТД за станом
трансформаторів в режимі реального часу („on-line").
Оцінка заходу щодо економічної доцільності застосування системи
моніторингу проведена шляхом порівняння двох часткових моделей: моделі
витрат на заміну відпрацьованого термін служби трансформатора на новий
(без системи моніторингу) NPV2 і моделі витрат на такий же захід, але з
установкою СТД в режимі реального часу «on-line» NPV6 . Вказані часткові
моделі можуть бути одержані з узагальненої моделі (3.5) шляхом
конкретизації технічних і економічних показників і параметрів відповідних
заходів (вони відмічені цифрами 2 і 6 в індексах).
Часткова модель NPV2 заходу щодо заміни відпрацьованого термін
служби трансформатора на новий без встановлення СТД має вигляд:
m 1
∑
⋅ (i + p2a + k p
100 t 2r ) ⋅ K 2TΣ ,tj
j=1
T
NPV2 = C2O + ∑
( 2 ) ⋅ d , (3.6)
t=1 ∆P2n1 ⋅Tmt + βT ⋅ ∆P t
2nsc ⋅τ β ′ +
+ k
t + C
2R
2
+ (∆P + β ⋅ ∆P )β ′′ 2n1 T 2sc
122
Витрати на захід C2O , рівні капіталовкладенням K 2TΣ , в початковий
момент t = 0 розрахункового періоду Т можуть бути визначені як:
K 2TΣ = K1TΣ − Kl + Kd , (3.7)
де K1TΣ − сумарні капіталовкладення на новий трансформатор.
Закупівля нового трансформатора проводиться на основі конкурсу
пропозицій (тендерів) від заводів - виробників або різних фірм -
постачальників обладнання. Під час підготовки конкурсу претендентів важко
точно оцінити майбутні витрати на експлуатацію трансформатора. В той же
час для вибору переможця конкурсу необхідно брати до уваги не тільки ціну
запропонованих трансформаторів та їх технічні характеристики, але і умови
кредитування, гарантований термін експлуатації, майбутні експлуатаційні
витрати тощо.
Сумарні капіталовкладення до K1TΣ закупівлю і поставку нового
трансформатора можна виразити як:
K1TΣ = KT + Ktr + Km + Krd + Kmn + K p , (3.8)
де KT − ціна трансформатора, що поставляється;
Ktr − витрати на транспортування трансформатора від заводу - виробника до
місця встановлення;
Km − витрати на монтаж трансформатора;
Krd − витрати на запасні частини (необхідні в перші 5 років експлуатації);
Kmn − митні збори;
K p − додаткові витрати (для проведення перевірок при прийомі
трансформатора в експлуатацію тощо).
При заміні експлуатованого трансформатора треба врахувати ліквідну
вартість старого трансформатора Kl , а також витрати на його демонтаж Kd .
Ліквідну вартість визначають окремо для кожного конкретного
трансформатора. Як правило, вона не перевищує 10 % від первинної вартості
123
трансформатора. Якщо прийняти ліквідну вартість рівної витратам на
демонтаж старого трансформатора, тоді формула (3.7) прийме вигляд:
K 2TΣ = K1TΣ . (3.9)
Оскільки нові сучасні трансформатори зарубіжних фірм мають
поліпшені технічні характеристики, то в (3.6) коефіцієнт kt , що враховує
збільшення експлуатаційних витрат на підтримку працездатності
трансформатора, прийнятий рівним kt =1.
Для оцінки заходів щодо встановлення системи моніторингу створена
часткова математична модель NPV6 у вигляді:
m
∑ 1
⋅ (i + p6a + k
t p6r ) ⋅ K
6TΣ ,tj
j=1 100
T
NPV6 = C6O + ∑
2 ⋅ d , (3.10)
t=1 (∆P6n1 ⋅Tmt + βT ⋅ ∆P ⋅τ )β ′ + t
6nsc
+ k
+ C
t 6R
+ (∆P 2
6n1 + βT ⋅ ∆P6sc )β ′′
де C6O − витрати на захід, рівні сумарним капіталовкладенням K6TΣ , в
початковий момент t = 0 розрахункового періоду Т.
Сумарні капіталовкладення в заміну відпрацьованого термін служби
трансформатора на новий із встановленням СТД в режимі реального часу «on-
line» прийняті рівними:
K6TΣ = KT + Ktr + Km + Krd + Kmn + K p + KM . (3.11)
В порівнянні з (3.8) у формулу (3.11) введена вартість системи
моніторингу та її монтажу KM . Аналогічно (3.6) коефіцієнт kt в (3.10)
прийнятий рівним kt =1.
Для обох часткових моделей виконані практичні розрахунки та
проведений аналіз результатів.
124
3.3 Практичний розрахунок
Виконаємо розрахунки за наведеною методикою, для розгляду виділимо
три варіанти. Перший - це заміна трансформатора, котрий відпрацював свій
термін, напругою 110 кВ та потужністю 63 МВА на новий трансформатор тієї
ж потужності. Другий і третій варіанти припускають оснащення нового
встановлюваного трансформатора СТД з різною первинною вартістю. Ціна
системи, залежить від комплектації устаткування, що поставляється, кількості
контрольованих параметрів та наявність додаткових модулів. Наявність
більшого числа контрольованих параметрів дозволяє виявляти неполадки на
самому початку їх прояву і як наслідок зменшити майбутні експлуатаційні
витрати.
У даному випадку розрахунок проведений для СТД різної комплектації,
вартість яких складає, відповідно, 5 % і 7 % від вартості нового
трансформатора. Джерело фінансування - 10-річний кредит з процентною
ставкою i =10 %. Результати розрахунків і техніко-економічне порівняння
варіантів приведені на рис.3.5.
При порівнянні варіантів з NPV2 і NPV6 враховане, що процентні
відрахування на амортизацію однакові, а процентні відрахування на поточний
ремонт і обслуговування трансформатора, а також на систему моніторингу
різні. Так останні складають в першому варіанті - 1,5 %, в другому - 1 % і в
третьому - 0,9 % від сумарних капвкладень в захід. Решта технічних і
економічних показників та параметрів відповідних заходів однакова. Збиток
від недовідпуску електроенергії у варіантах не враховувався.
Виконаємо розрахунки за формулою (3.6) для першого варіанту, та за
формулою (3.10) – для другого та третього варіантів, результати розрахунків
наводимо у вигляді таблиці 3.2.
Для того, щоб порівняти розглянуті варіанти побудуємо в одній системі
координат графіки зміни їх затрат NPVn протягом строку експлуатації
автотрансформатора (рис.3.5).
125
Зниження відрахувань на поточний ремонт і обслуговування
трансформатора можна пояснити тим, що застосування системи моніторингу
за станом трансформатора дозволяє значно скоротити експлуатаційні витрати,
виключаючи планово-запобіжні роботи, скорочуючи відбір проб масла,
постійно контролюючи температуру масла, забезпечуючи найсприятливіші
режими роботи, знижуючи час роботи трансформатора з перевантаженнями
або, взагалі, виключаючи таку роботу.
Постійний контроль систем устаткування дозволяє виявити дефекти на
ранніх стадіях розвитку і вчасно усунути їх, не доводячи трансформаторне
устаткування до аварійних відключень, а проводити ремонти в спокійному
режимі.
Таблиця 3.2 – Результати моделювання на основі часткових
математичних моделей
Тривалість NPVn за варіантами, грн
експлуатації,
1 2 3
роки
1 800000 850000 880000
2 900000 930000 950000
3 990000 990000 1050000
4 1100000 1090000 1150000
5 1160000 1130000 1200000
6 1250000 1230000 1275000
7 1310000 1260000 1330000
8 1400000 1350000 1400000
9 1490000 1420000 1480000
10 1550000 1470000 1540000
11 1600000 1530000 1580000
12 1625000 1550000 1600000
13 1650000 1600000 1615000
126
14 1670000 1660000 1630000
15 1680000 1650000 1650000
20 1785000 1715000 1670000
21 1800000 1690000 1663000
23 1820000 1720000 1665000
25 1850000 1760000 1684000
27 1875000 1792000 1798000
30 1910000 1800000 1710000
Рисунок 3.5 – Порівняння NPVn варіантів (1 – заміна трансформатора
на новий трансформатор тієї ж потужності, 2 – оснащення нового
трансформатора СТД з вартістю 5 % від вартості нового трансформатора, 3 –
оснащення нового трансформатора СТД з вартістю 7 % від вартості нового
трансформатора)
З рис.3.5 видно, що не дивлячись на первинні додаткові витрати на
систему моніторингу капіталовкладення окупаються протягом 3 років і 8 років
127
при прийнятій вартості системи моніторингу в 5 % і 7 % від вартості нового
трансформатора відповідно за рахунок скорочення експлуатаційних витрат.
На кінець розрахункового періоду обидва варіанти з встановленням систем
моніторингу мають менші сумарні щорічні витрати NPVn (Net Present Value)
у користувача трансформатором. При цьому варіант з вартістю СТД, котра
складає 7 % від вартості нового трансформатора дає ефект в економії
грошових ресурсів у всьому діапазоні експлуатації трансформатора,
починаючи з терміну, котрий складає 14 років.
Проведений економічний аналіз свідчить про доцільність встановлення
систем моніторингу на нових трансформаторах і переходу від системи
планово-попереджувальних робіт до системи виробництва робіт за
технічними показниками.
3.4 Розрахунок ефективності впровадження системи технічної
діагностики силових трансформаторів
На сьогодні в Україні переважна кількість силових трансформаторів
відпрацювала нормативний термін експлуатації [24]. Складна економічна
ситуація, а також загальна кількість устаткування з тривалим терміном
експлуатації не дозволяють найближчим часом провести їх заміну. У зв'язку з
цим дедалі актуальнішим стає оцінювання поточного стану
електрообладнання та пошук можливостей продовження термінів експлуатації
електроустаткування в системах електропостачання.
Останнім часом в енергетиці спостерігається тенденція послідовного
переходу від системи планово-запобіжних ремонтів (ПЗР) до ремонтів за
поточним технічним станом електроустаткування. Крім того, досвід
експлуатації силових трансформаторів показує, що проведення планово-
попереджувальних ремонтів себе не виправдовує, оскільки призводить не
тільки до суттєвих матеріальних витрат, але й у значній низці випадків до
погіршення характеристик ізоляції [24]. Слід наголосити й на тому, що значна
128
кількість трансформаторів зберігає свою працездатність за умов дотримання
допустимих навантажувальних режимів, своєчасного проведення ремонтів та
якісного їх виконання й після завершення нормативного терміну експлуатації
[24].
Діагностика технічного стану електроустаткування, у тому числі й
силових трансформаторів дозволяє:
– своєчасно попередити виникнення аварійних ситуацій;
– суттєво зменшити витрати на ремонти;
– оцінити реальний стан електроустаткування й визначити запас його
працездатності;
– підготувати до введення в роботу систем безперервної діагностики й
визначити залишковий ресурс електроустаткування тощо.
Комплексне діагностичне обстеження трансформаторів дозволяє
об'єктивно оцінити стан і визначити дефекти у всіх системах трансформатора,
у тому числі в активній частині (обмотках та осерді), вводах, системі
охолодження, системі регулювання напруги тощо.
А отже, на сьогодні найефективнішим засобом підвищення надійності
роботи силових трансформаторів є впровадження систем технічної
діагностики та моніторингу, які не лише дозволяють здійснювати контроль за
поточним станом трансформатора, а й суттєво підвищити ефективність
експлуатації систем електропостачання.
3.4.1 Визначення додаткових капіталовкладень
Додаткові капіталовкладення при впровадженні системи включають в
себе: вартість обладнання, витрати на доставку, монтаж та
пусконалагоджувальні роботи; вартість програмної продукції. Результати
розрахунків зводимо у таблицю 3.3.
129
Таблиця 3.3 – Розрахунок додаткових капітальних вкладень
№ з/п Найменування об’єкту капіталовкладень Сума, грн
1 Програмна продукція 14200
Сервер моніторингу HP ProLiant MicroServer
2 9800
Gen8
3 АРМ диспетчера на базі Acer Aspire Z1-623 13300
4 МФУ Kyocera FS-1025MFP 5240
5 Мережеве обладнання 1250
6 Блок моніторингу 7820
Всього 50360
Витрати на доставку, монтаж та
пусконалагоджувальні роботи (12% від 6043
вартості обладнання та програмної продукції
Всього капіталовкладень 56403
3.4.2 Визначення річних експлуатаційних витрат
Експлуатаційні витрати визначаємо за умови роботи обладнання
протягом року і згідно діючих цін за одиницю виміру. Розрахунки виконуємо
для двох варіантів (базовий, при використанні системи ПЗР та новий, з
використанням СТД).
Трудомісткість ремонтних робіт та робіт з технічного обслуговування
визначимо на основі нормативів системи ПЗР. Впровадження системи
моніторингу силових трансформаторів дозволяє збільшити тривалість
ремонтного циклу, міжремонтного та міжоглядового періоду. Результати
розрахунків зведимо до табл. 3.5
Для базового варіанту витрати на поточний ремонт та технічне
обслуговування трансфрматорного обладнання включають в себе:
Фонд заробітної плати експлуатаційного персоналу:
ФЕКС = QЕ ⋅ТCЕ ⋅ Kд =1584 ⋅17,80 ⋅1,3 = 36653,76 грн. (3.11)
130
де QЕ − річна трудомісткість технічних робіт при обслуговуванні
трансформаторного парку;
ТCЕ − середня часова тарифна ставка експлуатаційних робітників;
Kд − коефіцієнт, який враховує премії та усі види грошових виплат. В
розрахунках може бути прийнятий (1,25 - 1,35).
Основна та додаткова заробітна плата експлуатаційних робітників з
відрахуванням органам соцстраху та інші фонди:
ЗЕ′
Н
КС = ФЕКС ⋅1+ = 36653,76 ⋅1 22
+
= 44717,59 грн . (3.12)
100 100
де Н - норматив відрахувань в фонд соцстраху та в інші фонди, вартість
експлуатаційних матеріалів, може бути прийнята в розмірі, 10—15% від ЗЕ′КС .
Вартість експлуатаційних матеріалів може бути прийнята:
ЗЕМ = 0,15 ⋅ З′ ЕКС = 0,15 ⋅ 44717,59 = 6707,64 грн (3.13)
Основну та додаткову заробітну плату ремонтних робітників з
відрахуванням органам соцстраху та інші фонди:
З′ РЕМ = 0,6 ⋅ФР ⋅1 Н
+
= 0,6 ⋅ 28777,71 22
⋅
1+ = 21065,28 грн (3.14)
100 100
де 0,6 - коефіцієнт, який враховує долю поточних ремонтів в загальній сумі
ремонтних робіт;
ФР = QP ⋅ТCP ⋅ Kд = 979,5 ⋅22,60 ⋅1,3 = 28777,71 грн – фонд оплати праці ремонтного
персоналу,
де QP − річна трудомісткість ремонтних робіт при обслуговуванні
трансформаторного парку;
ТCP − середня часова тарифна ставка ремонтного робітника;
Kд − коефіцієнт, який враховує премії та усі види грошових виплат. В
розрахунках може бути прийнятий (1,25 - 1,35).
Вартість ремонтних матеріалів та запасних частин можуть бути
прийняті в розмірі 75 % від З′РЕМ :
131
ЗРМ = 0,75 ⋅ З′ РЕМ = 0,75 ⋅ 21065,28 =15799 грн (3.15)
Річні експлуатаційні витрати для базового варіанту складуть:
ЗΣ = ЗЕ′КС + ЗЕМ + ЗР′ЕМ + ЗРМ = 44717,59 + 6707,64 + 21065,28 +15799 = (3.16)
= 88289,51 грн.
Для нового варіанту витрати на поточний ремонт та технічне
обслуговування трансформаторного обладнання включають в себе:
Фонд оплати праці експлуатаційного персоналу:
ФЕКС = QЕ ⋅ТCЕ ⋅ Kд = 792 ⋅17,80 ⋅1,3 =18326,88 грн. (3.17)
де QЕ − річна трудомісткість технічних робіт при обслуговуванні
трансформаторного парку;
ТCЕ − середня часова тарифна ставка експлуатаційних робітників;
Kд − коефіцієнт, який враховує премії та усі види грошових виплат. В
розрахунках може бути прийнятий (1,25 - 1,35).
Основна та додаткова заробітна плата експлуатаційних робітників з
відрахуваннями органам соцстраху та інші фонди:
З′ = Ф Н 22
ЕКС ЕКС ⋅1+ =18326,88 ⋅1+
= 22358,79 грн . (3.18)
100 100
де Н - норматив відрахувань в фонд соцстраху та в інші фонди (єдиний
соціальний внесок),
Таблиця 3.5 – Розрахунок трудомісткості ремонтно-експлуатаційних робіт (ПЗРОМПЕ)
Структура Трудомісткість, нормо-год
Кіль- Тривалість,
Назва елементів міс ремонтного
кість Нормативна За рем. цикл Річна
схеми циклу
Т н н н
р.ц.. Тр.п. То.п. nк nт nо Q
к Qт Qо Qк Qт Qо Q∑ Qр Qто
Базовий варіант
АТДТН-
200000/330/110-У1 2 144 36 2 1 3 68 2643 330 33 5286 1980 4488 11754 979,5 1584
Всього 979,5 1584
Новий варіант
АТДТН-
200000/330/110-У1 2 180 60 6 1 2 27 2643 330 33 5286 1320 1782 8388 559,2 792
Всього 559,2 792
132
133
Вартість експлуатаційних матеріалів, може бути прийнята в розмірі,
10—15% від ЗЕ′КС .
ЗЕМ = 0,15 ⋅ З′ ЕКС = 0,15 ⋅ 22358,79 = 3353,82 грн (3.19)
Основну та додаткову заробітну плату ремонтних робітників з
відрахуванням органам соцстраху та інші фонди:
З′ РЕМ = 0,6 Н 22
⋅Ф
Р ⋅1+
100 = 0,6 ⋅16429,3 ⋅1+
100 =12026,24грн (3.20)
де 0,6 - коефіцієнт, який враховує долю поточних ремонтів в загальній сумі
ремонтних робіт;
ФР = QP ⋅ТCP ⋅ Kд = 559,2 ⋅22,6 ⋅1,3 =16429,3 грн – фонд оплати праці ремонтного
персоналу,
де QP − річна трудомісткість ремонтних робіт при обслуговуванні
трансформаторного парку;
ТCP − середня часова тарифна ставка ремонтного робітника;
Kд − коефіцієнт, який враховує премії та усі види грошових виплат. В
розрахунках може бути прийнятий (1,25 - 1,35).
Вартість ремонтних матеріалів та запасних частин можуть бути прийняті
в розмірі 75 % від З′РЕМ :
ЗРМ = 0,75 ⋅ З′ РЕМ = 0,75 ⋅12026,24 = 9019,68 грн (3.21)
Річні експлуатаційні витрати для нового варіанту складуть:
З2 = ЗЕ′КС + ЗЕМ + ЗР′ЕМ + ЗРМ = 22358,79 + 3353,82 +12026,24 + 9019,68 =
(3.22)
= 46758,53 грн.
Крім того, в базовому варіанті є витрати пов’язані з проведенням
вимірювань параметрів роботи обладнання. При використанні програмного
комплексу це відбувається в автоматичному режимі.
У зв’язку з введенням нового обладнання, в новому варіанті виникають
додаткові витрати пов’язані з технічним обслуговуванням та ремонтом
134
обчислювальної техніки та комп’ютерних мереж, а також витрати на
амортизацію, котрі визначаються за діючими річними нормами амортизації.
Результати розрахунків зводимо до табл. 3.5.
Таблиця 3.5 – Розрахунок експлуатаційних витрат
Сума витрат, грн
Найменування
Позначення (за варіантами)
статей витрат
Базовий Новий
1 Витрати на поточний ремонт
та технічне обслуговування
З 88290 46759
трансформаторного
обладнання
2 Витрати на проведення
вимірювань параметрів ЗВИМ 9840 —
роботи електрообладнання
3 Витрати на технічне
обслуговування та ремонт
ЗОТ — 7762
обчислювальної техніки та
комп’ютерних мереж
4 Витрати на амортизацію ЗАМ — 14100
Всього витрат за рік ЗΣ 98130 68621
3.4.3 Визначення економічної ефективності
Економічна ефективність системи діагностики силових
трансформаторів визначається за наступними показниками:
Річний економічний ефект:
135
ЕСП = (ЗΣб − ЗΣн ) − Ен∆К = ( 98130 − 68621) − 0,25 ⋅56403 =
15408 грн, (3.23)
=
Період окупності додаткових капітальних вкладень за рахунок
зниження експлуатаційних витрат:
Т ∆К 56403
СП = = =1,9 року.
З З 98130 68621 (3.24)
Σб − Σн −
Показники економічної ефективності програмного комплексу зводимо
до табл. 3.6.
Таблиця 3.6. Показники економічної ефективності програмної продукції
№ Одиниця
Найменування показників Величина
з/п виміру
1 Обсяг додаткових капітальних вкладень грн. 56403
Річні експлуатаційні витрати в
2 грн. 98130
базовому варіанті
Річні експлуатаційні витрати в новому
3 грн. 68621
варіанті
Величина річного економічного ефекту
4 грн. 15408
при впровадженні системи моніторингу
Період окупності додаткових
5 років 1,9
капітальних вкладень
136
Висновки до розділу 3
На підвищення ефективності роботи систем електропостачання можуть
впливати різні умови їх функціонування: науково-технічні, економічні,
організаційні, соціально - психологічні та зовнішньоекономічні.
У техніко-економічному аспекті слід розглядати два шляхи підвищення
ефективності функціонування СЕП:
− збільшення кількості реалізованої продукції - електроенергії;
− зменшення витрат на виробництво та реалізацію продукції -
електроенергії.
В роботі розглядається другий шлях, а саме підвищення ефективності
функціонування СЕП за рахунок зменшення витрат на виробництво та
реалізацію електричної енергії.
Проведений аналіз ефективності заходів щодо підвищення надійності
функціонування трансформаторного обладнання, пов'язаних з встановленням
системи моніторингу в режимі реального часу «on-line» показав , що витрати
на оснащення трансформаторів системою моніторингу окупаються протягом
3 або 8 років в залежності прийнятої вартості системи моніторингу в 5 % або
7 % від вартості нового трансформатора за рахунок
скорочення експлуатаційних витрат при переході від системи планово-
запобіжних робіт до системи виробництва робіт за технічними показниками
мережі та те, що критерієм оцінки заходу є мінімум сумарних щорічних
дисконтованих витрат у користувача трансформаторного обладнання за весь
розрахунковий період.
137
ВИСНОВКИ ПО РОБОТІ
Дана магістерська робота присвячена подальшому розвитку досліджень
сучасного стану технічного діагностування силових трансформаторів з метою
підвищення рівня енергоефективності систем електропостачання.
Наукові результати, отримані в магістерській роботі, приводять нас до
наступних висновків:
1. Аналітичний огляд традиційних типових процедур перевірки
працездатності силових трансформаторів не виключає необхідності створення
нових або вдосконалення існуючих методів і засобів діагностики
електрообладнання, особливо підстанцій.
2. Силові трансформатори відіграють ключову роль у забезпеченні
виробництва, передачі та розподілу електроенергії, тому до їхньої надійності
роботи пред'являються високі вимоги.
Завдання, які вирішуються під час діагностики, можна виразити так:
- виявляти дефекти трансформатора;
- визначити характер дефекту і його локалізацію на максимально
можливій діагностичній глибині;
- оцінити здатність трансформатора працювати належним чином,
спрогнозувати його залишковий ресурс і визначити обсяг необхідного
ремонту.
3. Впровадження методів і засобів технічної діагностики на сьогодні є
найбільш ефективним засобом підвищення надійності силових
трансформаторів. Ці інструменти реалізовано для надання операторам такої
інформації:
– поточний технічний стан трансформатора, причини та несправності,
що призводять до погіршення стану всього трансформатора;
138
- залишковий ресурс роботи трансформатора підстанції, тобто скільки
часу трансформатор ще може працювати без збоїв у разі виявлення дефекту;
- наявність і терміни технічного обслуговування, які повинні бути
застосовані до обладнання для підтримки його безаварійної роботи.
Складність і архітектура систем діагностики і моніторингу може істотно
відрізнятися в залежності від поставлених завдань. Рівень діагностичної
системи визначається кількістю діагностичних параметрів, що
використовуються в системі.
4. На підвищення ефективності системи електропостачання впливають
різні умови, в яких вона функціонує: науково-технічні, економічні,
організаційні, соціально-психологічні та зовнішньоекономічні.
З точки зору технології та економіки, слід розглянути два методи
підвищення ефективності стандартних операцій ЕП:
- збільшення кількості реалізованої продукції - електроенергія;
- зменшення витрат на виробництво та реалізацію продукції -
Електроенергія.
5. Аналіз ефективності заходів щодо підвищення надійності роботи
трансформаторного обладнання, пов’язаних із встановленням систем
моніторингу в режимі реального часу «online», показує, що витрати на
оснащення трансформаторів системами моніторингу виправдані. окупність
через 3 або 8 років, залежно від використовуваної системи моніторингу
Вартість 5% або 7% від вартості нового трансформатора.
Експлуатаційні витрати можна скоротити при переході від системи
планово-попереджувального проектування до системи проектування
виробництва за технічними показниками мережі.
6. На прикладі автотрансформатора АТДТН-200000/330/110-У1
виробництва ВАТ «Запоріжтрансформатор» розраховано економічну вигоду
від впровадження системи моніторингу силового трансформатора. З
139
результатів розрахунку експлуатаційних витрат, економічної вигоди та
розрахункового періоду окупності інвестицій близько 1,9 року видно, що
заходи, запропоновані в роботі з впровадження, є економічно доцільними, а
термін окупності їх інвестицій не перевищує 7 років.
140
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Експериментальні дослідження електричних машин. Частина ІV.
Трансформатори. Навчальний посібник. – Вінниця: ВНТУ, 2008. – 219 с
2. ДСТУ 3021-95 Випробування та контроль якості продукції. Терміни
та визначення
3. Кутін В.М., Брейтбурд В.І. Діагностування електрообладнання
електричних систем: Навч. посібник. - К.: УМК ВО, 1991. – 104 с
4. Яцун М. А. Електричні машини: Навч. посібник. – Львів: Видавництво
Національного університету «Львівська політехніка», 2004. – 440 с.
5. Інструкція з експлуатації технологічних захистів основного та
допоміжного обладнання енергоблоків 1–6 Ладижинської ТЕС. - Ладижин,
2003. - 30 с.
6. Таран В. П. Діагностування електроустаткування / В. П. Таран. - К.:
Техніка, 1983. - 200 с.
7. Лежнюк П. Д. Діагностування РПН силових трансформаторів з
використанням нечітких множин / П. Д. Лежнюк, О. Є. Рубаненко, М. І.
Пиріжок // Вісник Приазовського державного технічного університету. – 2005.
– № 15. – С. 64–69.
8. Правила технічної експлуатації електроустановок споживачів Наказ
від 25.07.2006 № 258 Про затвердження Правил технічної експлуатації
електроустановок споживачів
9. Правила улаштування електроустановок. - Видання офіційне.
Міненерговугілля України. - X. : Видпнмицтно «Форт*, 2017. - 760 с.
10. Lewand I. Effective means of the control – the analysis of particles in oil
of the transformer / I. Lewand, E. Finnan // Electrical World. – 2001. – Vol. 215, №
1. – P.16–18.
141
11. Oommen T.V. Bubble generation in transformer windings under overload
conditions / T. V. Oommen, E. M. Pertie, S. R. Lidgren - Sixty- Second International
Conference of Doble Clients, 1995, March.
12. Monitoring of Winding Displacement in HV Transformer in Service / R.
Malewski, A. Yu. Khrennikov, O. A. Shlegel, A. G. Dolgopolov CIGRE, Italy,
Padua, 1995, 4-9 Sept.
13. Lapworth J.A. Transformer Winding Movement Detection by Frequency
Response Analysis (FRA) / J.A. Lapworth, A.J. McGrail - Sixty-Sixth Annual
International Conference of Doble Clients, 1999, April.
14. Ремонт силових трансформаторів. Електронний ресурс. Режим
доступа / https://globecore.ua/remont-sylovyh-transformatoriv.html
15. Протасов А. Г., Куц Ю. В., Лисенко Ю. Ю. Теплові методи
неруйнівного контролю : навч.-метод. матеріали / КПІ ім. Ігоря Сікорського.
— Київ : КПІ ім. Ігоря Сікорського, 2017. — 73 с.
16. Адамова, С. (2018). Оцінка технічного стану силових
трансформаторів за результатами харг. Науковий вісник Таврійського
державного агротехнологічного університету, 8(2).
17. Діагностування трансформаторів власних потреб та систем
технологічних захистів енергоблока теплової електростанції : монографія / В.
В. Грабко, Д. О. Березницький. – Вінниця : ВНТУ, 2010. – 124 с.
18. Мокин Б. И. Математические модели и информационно-
измерительные системы для технической диагностики трансформаторных
вводов / Б. И. Мокин, В. В. Грабко, Динь Тхань Вьет. – Винница:
УНІВЕРСУМ-Вінниця, 1997. – 130 с.
19. Діагностика стану електротехнічного обладнання: Курс лекцій
[Електронний ресурс]: навч. посіб. для студ. спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка», освітньо-
професійних програм «Електротехнічні пристрої та електротехнологічні
142
комплекси» / КПІ ім. Ігоря Сікорського; уклад.: О. Р. Проценко Я. – Електронні
текстові дані (1 файл: 5,06 Мбайт). – Київ: КПІ ім. Ігоря Сікорського, 2022. –
162 с
20. Розрахунок втрат на нагрів дефектних з'єднань розподільних
пристроїв підстанцій на основі даних тепловізійної діагностики устаткування
. Електронний ресурс. Режим доступа / https://essuir.sumdu.edu.ua/bitstream-
download/123456789/25441/1/Fedirka_Vol%27vach_elektroustatkuvannja.pdf
21. Денисюк С. П., Сопель М. Ф., Пилипенко Ю. В., Притискач І. В.
Розробка системи онлайн моніторингу стану силових трансформаторів //
Вісник НТУУ «КПІ». Серія «Гірництво». — 2014. — Вип. 24. — С. 92–103.
22. O. Є. Піротті, О. І. Баленко, В. О. Бречко, М. Ю. Гузін, Ю. Г. Гонтар
Аналіз принципів побудови та функціональних можливостей систем
моніторингу стану високовольтних силових трансформаторів./ Вісник
Національного технічного університету «ХПІ». Серія: Енергетика надійність
та енергоефективність, № 1 (1) 2020
23. П.Г. Плешков, В.Ф.Мануйлов, І.В.Савеленко./ Організація систем
моніторинга силових трансформаторів/ Міністерство освіти і науки України
Кіровоградський національний технічний університет Наукові записки
Випуск 10 ЧАСТИНА ІІ Кіровоград 2010
24. C.О. Коркач. Дослідження систем технічної діагностики силових
трансформаторів для підвищення рівня енергоефективності систем
електропостачання./ Збірник праць молодих науковців КНТУ. – Вип.6. –
Кропивницький: КНТУ, 2017.– 530 с.
25. Мала гірнича енциклопедія, т. 2 / За редакцією В.С.Білецького.
Донецьк: Донбас, с., 20 кол. іл.