Методы оценки технического состояния высоковольтного трансформатора Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»
трансформатор / обмотка / магнитопровод / повреждение / масло / диагностика / техническое состояние / изоляция / the transformer / a winding / a magnetic circuit / a fault / oil / diagnostic / a technical condition / isolation
Аннотация научной статьи по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям, автор научной работы — И.В. Прахов, А.В. Путенихина, А.В. Мельников, Н.А. Молчанов, В.М. Привалова
В работе проведен анализ достоинств и недостатков современных методов оценки технического состояния высоковольтного трансформатора . Показана перспективность применения хроматографического метода силовых высоковольтных трансформаторов .
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Похожие темы научных работ по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям , автор научной работы — И.В. Прахов, А.В. Путенихина, А.В. Мельников, Н.А. Молчанов, В.М. Привалова
Современные методы оценки технического состояния и прогнозирования ресурса высоковольтного трансформатора
Технические решения по диагностике силовых трансформаторов
Совершенствование технического содержания изоляционной системы трансформаторов тяговых подстанций с учетом особенностей климата на основе непрерывного контроля
Основные неисправности и методы диагностирования силовых трансформаторов в условиях эксплуатации
Анализ методов диагностики аппаратов высокого напряжения
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
METHODS OF AN ESTIMATION OF A TECHNICAL CONDITION OF THE HIGH-VOLTAGE TRANSFORMER
The paper analyzes the advantages and disadvantages of modern methods of technical condition assessment of highvoltage transformer. The prospects of the use of the chromatographic method of high-power transformers.
Текст научной работы на тему «Методы оценки технического состояния высоковольтного трансформатора»
МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ТРАНСФОРМАТОРА
И.В. ПРАХОВ, к.т.н., доцент кафедры электрооборудования и автоматики промышленных предприятий
А.В. ПУТЕНИХИНА, магистр кафедры электрооборудования и автоматики промышленных предприятий
A.В. МЕЛЬНИКОВ, магистр кафедры электрооборудования и автоматики промышленных предприятий
Н.А. МОЛЧАНОВ, магистр кафедры электрооборудования и автоматики промышленных предприятий
B.М. ПРИВАЛОВА, студент кафедры электрооборудования и автоматики промышленных предприятий
Филиал ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной техниче-ский университет в г. Салавате (Россия, 453250, Республика Башкортостан, г. Салават, ул. Губкина, д. 22а/67). E-mail: pri-wan@yandex.ru
В работе проведен анализ достоинств и недостатков современных методов оценки технического состояния высоковольтного трансформатора. Показана перспективность применения хромато-графического метода силовых высоковольтных трансформаторов.
Ключевые слова: трансформатор, обмотка, магнитопровод, повреждение, масло, диагностика, техническое состояние, изоляция.
Основными задачами диагностики трансформаторного оборудования являются обнаружение повреждений и дефектов, оценка функциональной исправности оборудования, определение возможности продления срока службы без проведения ремонта, определение объема ремонтных работ при его необходимости, оценка остаточного срока службы и рекомендации по продлению срока службы. Применение диагностических методов дает возможность оценить состояние целых трансформаторных парков, позволяя тем самым производить ранжирование трансформаторов по состоянию, что приводит к снижению затрат на эксплуатацию и ремонт. На рис. 1 представлены основные элементы, из которых состоит силовой трансформатор. Отказ трансформатора может произойти из-за неисправности любого из них.
Техническое диагностирование отдельных элементов может осуществляться как без разборки, так и с частичной или полной разборкой трансформатора. Диагностика с разборкой предусматривает применение методов и средств неразрушающего и измерительного контроля параметров отдельных узлов и деталей. Для оценки технического состояния без их разборки используются диагностические параметры: температура, давление, величина токов утечки, уровень шума, амплитуда вибрации, виброскорость, виброускорение и др. [1]. На рис. 2 представлена классификация основных повреждений силового трансформатора.
При наличии дефекта в межлистовой изоляции магни-топровода возможны перегревы, вызываемые вихревыми токами или токами в короткозамкнутых контурах, образованных в результате нарушения изоляции массивных деталей остова от активной стали. В случае конденсации
I Рис. 1. Основные элементы силового трансформатора
I Рис. 2. Основные виды повреждений силового трансформатора
Основные виды повреждений силового трансформатора
Повреждение межлистовой изоляции магнитопровода
Ослабление прессовки магнитопровода Обрыв обмотки Трещины в изоляции обмотки
Витковые замыкания обмотки
Загрязнения и увлажнение изоляции обмотки
Загрязнения и увлажнение —изоляции обмотки трансформаторного масла Повреждение изоляции кабельных вводов
Коррозия стали магнитопровода Нарушение герметичности системы охлаждения
— или насоса системы охлаждения
— Повреждение корпуса Повреждение изоляции обмотки
Повреждение изоляции кабельных вводов Повреждение магнитопровода
влаги на поверхность масла она попадает на верхнее ярмо, проникает между пластинами активной стали в виде водомасляной эмульсии, разрушает межлистовую изоляцию и вызывает коррозию стали.
Наиболее характерным видом повреждений в обмотках является вит-ковое замыкание. Причиной его может быть разрушение изоляции из-за старения вследствие ее естественного износа или из-за продолжительных перегрузок трансформатора при недостаточном охлаждении обмоток. Нарушение изоляции витков может произойти также вследствие механических повреждений при коротких замыканиях. Признаками витковых замыканий являются срабатывание газовой защиты, повышенный нагрев, различие в сопротивлениях фаз постоянному току и т.д [1].
Методы неразрушающего контроля
Для выявления дефектов типа нарушения сплошности и неоднородности металлических конструктивных элементов силового трансформатора используются магнитные, электрические, вихретоковые, тепловые, оптические, радиационные и акустические методы неразрушающего контроля, а также метод проникающих веществ [1]. В табл. 1 представлены ограничения в применении этих методов.
Наиболее распростра-ненными методами для выявления нарушений герметичности корпуса трансформатора, согласно [1] и табл. 1, являются акустический, магнитный и оптический методы.
Нарушение герметичности системы охлаждения контролируется методом течеискания. Метод течеискания основан на проникновении газообразных и жидких веществ через сквозные дефекты с целью установления степени герметичности изделий, которая определяется потоком газа, расходом или наличием истечения жидкости, падением давления за единицу времени, размером пятна и пр.
Тепловизионный метод диагностики силовых трансформаторов Эффективность и информативность этого вида оценки состояния оборудования оказывается особенно высокой, если тепловизионный контроль включается в комплексный процесс диагностики силовых трансформаторов, проводимой на базе экспертной системы [2].
Оценка методов неразрушающего контроля для обнаружения дефектов типа нарушения сплошности и неоднородности металлических конструктивных элементов силового трансформатора
Метод Типы обнаруживаемых дефектов Минимальные размеры обнаруживаемых дефектов Требования к объекту контроля
Акустический Внутренние Эквивалентная Очистка
трещины, площадь дефекта поверхности
раковины, более 1 мм2, от грязи,
неметаллические эквивалентная глубина отслаивающейся
включения, дефекта более 3 % окалины, обработка
расслоения, от толщины объекта поверхности
Радиационный Трещины, Раскрытие дефекта Двусторонний
раковины, с чувствительностью доступ, отсутствие
пористость, (отношение наружных
непровары, протяженности дефектов,
шлаковые дефекта в направлении превышающих
инородные просвечивания к чувствительность
включения, толщине стенки контроля,
расслоения детали) 1-5 % радиационная
Раскрытие дефекта на глубине до 10 мм с минимальным размером более 0,1 мм
Ферромагнитные металлы, чистота обработки поверхности
Оптический Поверхностные Раскрытие дефекта Чистота обработки
трещины, размером более поверхности
царапины, 0,01 мм
Раскрытие дефекта глубиной более 0,1 мм для обнаружения более грубого дефекта — до 8-10 мм
Чистота обработки поверхности
Электрический Поверхностные Раскрытие дефекта Чистота обработки
и поверхностные глубиной трещины поверхности
трещины, 0,5- 100 мм и более
Тепловой Поверхностные и Обнаружение дефектов Теплопроводные
подповерхностные размером 0,1-100 мм материалы трещины, и более
раковины, непровары, расслоения, волосовины, включения
Капиллярный Поверхностные Раскрытие дефекта Чистота обработки
открытые более 1 мкм, поверхности
трещины, поры, протяженность более
коррозионные 3-5 мм
При тепловизионной съемке силовых трансформаторов проверяются: вводы, баки, система охлаждения (радиаторы, вентиляторы, маслонасосы), термосифонные фильтры, контактные соединения. Путем теплови-зионного обследования для силовых трансформаторов достаточно легко и точно можно обнаружить следующие дефекты: нагревы внутренних контактных соединений обмоток с выводами трансформатора; нарушение в работе систем охлаждения (вентиляторов, маслонасосов, циркуляции масла в радиаторах) и регенерации масла (термосифонных фильтров).
Тепловизионное обследование позволяет безразборным способом определить: места болтового крепления колокола бака; уровень масла в расширительном баке, выхлопной трубе и во вводах.
Основными этапами тепловизионного метода диагностики силовых трансформаторов являются: полевые исследования; передача полученной информации из тепловизора в персональный компьютер; структурирование термограмм, организация их хранения в специализированных базах; предварительная обработка результатов и их визуальный анализ; математическая обработка и сопоставление результатов с учетом реальных физических процессов в трансформаторе, автоматизированное формирование рекомендаций; комплексная обработка полученной информации [3, 4].
Контроль изоляции трансформаторов, вводов трансформаторов при рабочем напряжении по характеристикам частичных разрядов
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
Измерение частичных разрядов используется для контроля состояния высоковольтной изоляции трансформаторов, вводов при рабочем напряжении в реальных эксплуатационных условиях подстанции. Системы диагностики на основании измерения частичных разрядов позволяют обнаруживать дефекты изоляции на самой ранней стадии их развития, определять тип, место расположения дефекта и степень его опасности. Система диагностики высоковольтной изоляции представляет с собой компьютерную систему сбора и обработки информации, поступающей от электрических, акустических и электромагнитных датчиков частичных разрядов, размещенных на контролируемом объекте. Наличие трех каналов регистрации сигналов частичных разрядов (электрического, электромагнитного и акустического) обеспечивает надежное обнаружение дефектов изоляции независимо от их локализации и типа [1].
Определение влаги в изоляции путем измерения частотной зависимости tg дельта
Вследствие замедленного процесса диффузии влаги в изоляции трансформатора большая масса влаги по мере проникновения из окружающего воздуха накапливается, как правило, в тонкой изоляционной структуре, преимущественно барьерной изоляции. Неравномерное распределение влаги в изоляционных деталях сохраняется в течение всего периода эксплуатации трансформатора. Влага, которая выделяется при старении, распределяется неравномерно, и происходит ее миграция из участков с наибольшим износом в зоны с самыми низкими значениями температуры.
Приведенные выше причины объясняют сложность диагностики степени увлажнения и необходимость применения методов, которые позволяют проводить надежную оценку увлажнения изоляции [3].
Новый метод, разработанный фирмой АВВ, представляет собой дальнейшее развитие абсорбционных методов с использованием измерения тангенса угла диэлектрических потерь в широком частотном диапазоне. Основные задачи метода — измерение влажности целлюлозы и проводимости масла. Метод частотного анализа заключается в том, что от специального генератора на ввод обмотки (или в нейтраль) подается зондирующий сигнал (импульсный или синусоидальный, а с вводов других обмоток регистрируются отклики — реакции обмоток на воздействие зондирующего сигнала. Анализ результатов измерений частотного спектра должен производиться с учетом влияния заземления кабелей, которое проявляется особенно при высоких частотах и наличия масла [4].
Диагностика опрессовки активных элементов и механических деформаций обмоток трансформаторов
Методы ранней диагностики состояния высоковольтных масляных трансформаторов в рабочих режимах путем оценки состояния опрессовки активных элементов безразборным способом позволяют повысить надежность эксплуатации и снизить затраты на проведение ремонтных работ. Реальное техническое состояние опрессовки обмотки и магнитопровода может быть выяснено по замерам вибрации в определенных точках на наружной поверхности масляного бака трансформатора. Современная вибродиагностика включает в себя не только простое определение общего уровня механических колебаний, но и анализ спектров вибрации, формы волны колебаний, фазовых углов колебаний, спектров огибающей высокочастотной вибрации и т.д. Применение современных методов вибродиагностики позволяет получить информацию о дефектах на ранней стадии их развития [1].
Недостаточная электродинамическая стойкость обмоток трансформатора при протекании токов короткого замыкания, приводящая к механическим деформациям обмоток, является одной из основных причин аварийного выхода трансформатора из строя. Причиной недостаточной электродинамической стойкости обмоток трансформатора является старение и изменение физико-химических свойств изоляции. В настоящее время для диагностики механического состояния обмоток силовых трансформаторов наиболее широко приме-няются два метода: метод измерения сопротивления короткого замы-кания и более чувствительный метод — метод низковольтных импульсов или близкий к нему по сути метод частотного анализа. Суть метода низковольтных импульсов состоит в том, что от специального генератора на обмотки (или в нейтраль) расшинованного трансформатора подается прямоугольный зондирующий импульс низкого напряжения (100-500 В) и одновременно осциллографируются реакции обмоток на воздействие этого импульса — напряжения на измерительных сопротивлениях, подключенных к другим обмоткам. Сравнение по определенной методике нормограмм и дефектограмм позволяет оценить состояние обмоток трансформатора.
Хроматографический метод диагностики силовых трансформаторов
Одним из наиболее перспективных направлений в исследовании повреждений работающих трансформаторов является периодический анализ содержания растворенных в масле газов, определяемых хроматографическим методом. Хроматографический анализ позволяет: отслеживать развитие процессов в оборудовании, выявлять дефекты на ранней стадии их развития, не обнаруживаемые традиционными способами, определять предполагаемый характер дефекта и степень имеющегося повреждения, ориентироваться при определении места повреждения [5].
Для оценки состояния силовых трансформаторов используются следующие газы: водород (Н2), метан (СН4), этан (С2Н6), этилен (С2Н4), ацетилен (С2Н2), угарный газ (СО), углекислый газ (СО2). Кроме этого, всегда присутствуют кислород и азот, а их концентрация изменяется в зависимости от герметичности корпуса трансформатора, и могут
выделяться такие газы, как пропан, бутан, бутен и др., но их исследование в диагностических целях не получило широкого распространения.
Состояние оборудования оценивается сопоставлением полученных при анализе количественных данных с граничными значениями концентрации газов и по скорости роста концентрации газов в масле. Важно различать нормальные и чрезмерные объемы газа. Нормальное старение, или газовая генерация, изменяется в зависимости от конструкции трансформатора, нагрузки и типа изоляционных материалов.
Преимущество этого метода состоит в том, что образцы масла можно отобрать в любое время без вывода оборудования из работы.
Хроматографический анализ трансформаторного масла сегодня является одним из наиболее важных и эффективных диагностических методов, выявляющих широкий круг проблем оборудования, в том числе и на ранних стадиях развития.
1. Баширов М.Г. Диагностика электрических сетей и электрооборудования промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов / М.Г. Баширов, В.Н. Шикунов. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. — 220 с.
2. Баширов М.Г. Электротехнологические установки и электротехнические системы нефтегазового комплекса / М.Г. Баширов, А.С. Хисматуллин // Хроники объединенного фонда электронных ресурсов «Наука и образование». — М.: Институт управления образованием Российской академии образования, 2015. — № 12. — С. 113.
3. Хисматуллин А.С. Новые методы охлаждения силовых масляных трансформаторов / А.С. Хисматуллин, И.М. Гареев // Фундаментальные и прикладные исследования в технических науках в условиях перехода предприятий на импортозамещение: проблемы и пути решения. — Уфа: УГНТУ, 2015. — С. 290-292.
4. Хисматуллин А.С. Эффективное охлаждение масляных трансформаторов / А.С. Хисматуллин, А.М. Янчурина, А.С. Климкович // Современные тенденции развития науки и технологий. — Белгород: Из-во «Индивидуальный предприниматель Ткачева Екатерина Петровна», 2015. — № 1-2. — С. 135-136.
5. Салиева Л.М. Хроматографический метод оценки технического состояния силовых и масляных трансформаторов / Л.М. Салиева, И.Ф. Зайнакова, И.Г. Хуснутдинова и др. // Экологические системы и приборы. — М.: Научтехлитиздат, 2015. — № 12. — С. 35-41.
METHODS OF AN ESTIMATION OF A TECHNICAL CONDITION OF THE HIGH-VOLTAGE TRANSFORMER
PRAKHOV I.V., Cand. Sci. (Tech.), docent of the Department Electrical Equipment and Automation of Industrial Enterprises
PUTENIKHINA A.V., master of the Department Electrical Equipment and Automation of Industrial Enterprises MELNIKOV A. V., master of the Department Electrical Equipment and Automation of Industrial Enterprises MOLCHANOV N.A., master of the Department Electrical Equipment and Automation of Industrial Enterprises PRIVALOVA V.M., student of the Department Electrical Equipment and Automation of Industrial Enterprises Branch Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (22А/67, Gubkin St., 453250, Salavat, Republic of Bashkortostan, Russia). E-mail: priwan@yandex.ru
The paper analyzes the advantages and disadvantages of modern methods of technical condition assessment of highvoltage transformer. The prospects of the use of the chromatographic method of high-power transformers.
Keywords: the transformer, a winding, a magnetic circuit, a fault, oil, diagnostic, a technical condition, isolation.
1. Bashirov M.G., Shikunov V.N. Diagnostika elektricheskikh setey i elektrooborudovaniya promyshlennykh predpriyatiy [Diagnostika of electric networks and an electric equipment of the industrial factories]. Ufa: USOTU Publ., 2004. 220 p.
2. Bashirov M.G., Hismatullin A.S. Electrotechnological installations and electrotechnical systems of an oil and gas complex. Khronikiob»edinennogo fonda elektronnykh resursovnauka Iobrazovanie, 2015, no. 12, p. 113. (In Russian).
3. Hismatullin A.S., Gareyev I.M. [New methods of cooling of power oil-immersed transformers]. Trudy «Fundamental’nye i prikladnye issledovaniya vtekhnicheskikh naukakh v usloviyakh perekhoda predpriyatiy na importozameshchenie: problem i puti resheniya» [Proc. «Fundamental and applied research in technical sciences in the transition to import substitution enterprises: problems and solutions»]. Ufa, 2015, pp. 290-292.
4. Hismatullin A.S., Yanchurina A.M, Klimkovich A.S. Efficient cooling oil transformers. Sovremennyye tendentsiirazvitiya nauki i tekhnologiy, 2015, no. 1-2, pp. 135-136. (In Russian).
5. Salieva L.M., Zaynakova I.F., Khusnutdinova I.G., Bashirov M.G., Hismatullin A.S. Chromatographic method for assessing the technical condition of the power transformers and oil. Ekologicheskie sistemy i pribory, 2015, no. 12, pp. 35-41. (In Russian).
РАСЧЕТ ВЕСОВЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ ДЛЯ ОЦЕНКИ ИНДЕКСА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ 35 КВ И ВЫШЕ Текст научной статьи по специальности «Механика и машиностроение»
индекс технического состояния / весовой коэффициент / группа параметров / трансформатор / класс напряжения / расчет / technical condition index / weighting factor / parameter group / transformer / voltage class / calculation
Аннотация научной статьи по механике и машиностроению, автор научной работы — Антонов В.О.
В работе на основании частоты отказов рассчитаны и предложены весовые коэффициенты групп параметров и функциональных узлов для расчета индекса технического состояния силовых трансформаторов с разделением по классу напряжения .
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Похожие темы научных работ по механике и машиностроению , автор научной работы — Антонов В.О.
Оценка эффективности мониторинга технического состояния трансформаторов на основе анализа растворенных газов
Контроль технического состояния силовых трансформаторов методом акустического диагностирования
Классификация основных видов дефектов и повреждений трансформаторно-реакторного оборудования и факторов, приводящих к их возникновению
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОСТАТОЧНОГО СРОКА СЛУЖБЫ СИЛОВЫХ МАСЛЯНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ОСНОВАНИИ ДАННЫХ МОНИТОРИНГА
О создании диагностической модели силового трансформатора
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
CALCULATION OFWEIGHTING COEFFICIENTS FOR ASSESSING TECHNICAL CONDITION INDEX OF POWER TRANSFORMERS 35 KV AND ABOVE
In the paper on the basis of failure rate the weight coefficients of groups of parameters and functional units for calculation of technical condition index of power transformers with division by voltage class are calculated and proposed.
Текст научной работы на тему «РАСЧЕТ ВЕСОВЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ ДЛЯ ОЦЕНКИ ИНДЕКСА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ 35 КВ И ВЫШЕ»
студент 2 курса магистратуры факультета Теплоэнергетического Национальный исследовательский университет «МЭИ» (г. Волжский, Россия)
РАСЧЕТ ВЕСОВЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ ДЛЯ ОЦЕНКИ ИНДЕКСА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ 35 КВ И ВЫШЕ
Аннотация: в работе на основании частоты отказов рассчитаны и предложены весовые коэффициенты групп параметров и функциональных узлов для расчета индекса технического состояния силовых трансформаторов с разделением по классу напряжения.
Ключевые слова: индекс технического состояния, весовой коэффициент, группа параметров, трансформатор, класс напряжения, расчет.
1. Анализ существующих методик оценки индекса технического состояния силовых трансформаторов.
Действующий метод расчета индекса технического состояния (ИТС) энергетического оборудования описан в приказе Министерства Энергетики РФ от 26.07.2017 №676 «Об утверждении методики оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей» (далее — Методика) [1].
Оценка технического состояния осуществляется путем сопоставления фактических значений параметров технического состояния узлов с предельно-допустимыми значениями, а также соответствия требованиям, установленными нормативно-технической документацией (НТД) и (или) конструкторской (проектной) документацией организаций-изготовителей.
ИТС принимает значения в диапазоне от 0 (наихудшее значение) до 100 (наилучшее значение) с округлением до целого числа. Он рассчитывается с
помощью весовых коэффициентов и значений параметров узлов, указанных в Методике.
Силовые трансформаторы (автотрансформаторы), в отношении которых применима Методика, относятся к классу напряжения 35 кВ и выше. В табл. 1 показан частный случай распределения по Методике весовых коэффициентов для групп параметров и узлов трансформатора без РПН с высоковольтным герметичным вводом с твердой изоляцией класса напряжения 500 кВ.
Таблица 1. Оценка групп параметров функциональных узлов трансформатора без РПН с высоковольтным герметичным вводом с твердой изоляцией класса
напряжения 500 кВ по действующему методу расчета ИТС.
№ узла Функциональный узел № группы Группа параметров Вес группы Вес узла
1 обобщенный узел 1 Срок службы 1 0,075
2 Общие сведения 0,5
2 высоковольтный ввод герметичный с твердой изоляцией 3 Хроматографический анализ газов, растворенных в масле (ХАРГ) 0 0,12
4 Физико-химический анализ масла (ФХАМ) 0
5 Состояние изоляции 0,5
3 вспомогательное оборудование 6 Дефекты бака, навесного оборудования 0,5 0,075
7 Защитное оборудование 0,5
8 Состояние масла 0,5
4 изоляционная система 9 Хроматографический анализ газов, растворенных в масле (ХАРГ) 0,5 0,37
10 Потери холостого хода 0,49
11 Локальный нагрев бака 0,3
5 магнитопровод 12 Состояние магнитопровода 0,19 0,18
13 Группа ресурсоопреде-ляющих параметров 0,02
обмотка (для 14 Состояние геометрии обмотки 0,1
расчета прини- 15 Состояние обмотки 0,3
6 мается обмотка с 16 Состояние изоляции 0,3 0,18
наихудшим 17 Состояние твердой изоляции 0,29
состоянием) 18 Группа ресурсоопреде-ляющих параметров 0,01
Автор экспертно-диагностической информационной системы (ЭДИС) управления техническим обслуживанием высоковольтного электрооборудования «Альбатрос» [2] предлагает принципиально другой подход к оценке ИТС. Он определяется на основе вида предполагаемого дефекта, а не суммой контролируемых параметров, превышающих регламентируемые значения. При этом ИТС каждого вида контроля рассчитывается с помощью коэффициентов, отражающих:
1) оценку тяжести и опасности вида дефекта каждого измерения (значение зависит от вида дефекта, идентифицируемого ЭДИС),
2) оценку скорости развития дефекта каждого измерения (значение зависит от оценки трендов контролируемых параметров, проведенных ЭДИС),
3) оценку истории эксплуатации и длительности наблюдения развития дефекта каждого измерения (значение зависит от рекомендаций ЭДИС).
ЭДИС рассчитывает интегральный ИТС трансформатора как взвешенное среднее число индексов состояния, определенных по результатам традиционных и специальных методов контроля с помощью:
1) коэффициента важности каждого вида измерения, учитывающего достоверность, чувствительность и регулярность проведения разных видов контроля,
2) максимального значения коэффициентов каждого измерения, которое используется при нормировке результата.
Оценка итогового ИТС трансформатора по рассматриваемой методике принимает значения от 0 (исправное состояние) до 10 (ремонт экономически не целесообразен или невозможен).
Для дальнейшей работы принят подход, утвержденный в приказе Министерства Энергетики РФ. В данной статье предлагается корректировка весовых коэффициентов, заданных в Методике, на основании анализа статистики технологических отказов узлов силовых трансформаторов. Предлагаемый подход учитывает класс напряжения и наличие РПН у трансформатора.
2. Расчет весовых коэффициентов для функциональных узлов.
Расчет вводимых весовых коэффициентов для функциональных узлов (ФУ) основан на частоте отказов соответствующих узлов по результатам анализа статистики отказов для различных классов напряжения [3]. Приняты следующие допущения:
1) «система охлаждения», «бак» и «упуск масла» относятся к ФУ «вспомогательное оборудование» в соответствии с Методикой,
2) ФУ «изоляционная система» не участвовал в анализе статистики отказов, но из соображений важности сохранения качества масла принято приравнивать его по весу к наибольшему значению из остальных ФУ,
3) ФУ «обобщенный узел» не участвовал в анализе статистики отказов, его значение для трансформаторов с РПН принято оставить неизменным по Методике — 0,07,
4) для трансформаторов без РПН вес данного ФУ принято в равной степени разнести по остальным ФУ,
5) для трансформаторов 35 кВ в списке ФУ отсутствует «изоляционная система»,
6) «другое» из статистики принято не учитывать.
Далее показан пример расчета весовых коэффициентов ФУ для трансформаторов классов напряжения 330-500 кВ.
Составим табл. 2 известных и неизвестных значений весовых коэффициентов ФУ трансформаторов с РПН классов напряжения 330-500 кВ по рис. 16 в зависимости от их отношения и рассмотренных выше допущений.
Таблица 2. Расчет весовых коэффициентов функциональных узлов трансформаторов 330-500 кВ с РПН.
Функциональный узел Значение
обобщенный узел 0,07
высоковольтный ввод 6,06х
вспомогательное оборудование 4,06х
изоляционная система 17,4х
Сумма коэффициентов 0,07 + 54,81х = 1
Рассчитанные значения весовых коэффициентов с учетом округления для получения в сумме 1 представлены в табл. 3.
Таблица 3. Весовые коэффициенты функциональных узлов трансформаторов
330-500 кВ с РПН.
Обозначение ФУ Значение
обобщенный узел 0,07
высоковольтный ввод 0,103
вспомогательное оборудование 0,069
изоляционная система 0,295
Для трансформаторов без РПН принято распределить полученный для него весовой коэффициент в равной степени на все остальные ФУ: 0,151/6 = 0,025. Полученные значения с учетом округления для получения в сумме 1 представлены в табл. 4.
Таблица 4. Весовые коэффициенты функциональных узлов трансформаторов
330-500 кВ без РПН.
Обозначение ФУ Значение
обобщенный узел 0,095
высоковольтный ввод 0,128
вспомогательное оборудование 0,095
изоляционная система 0,32
3. Расчет весовых коэффициентов для групп параметров.
Расчет вводимых весовых коэффициентов для групп параметров основан на собранной в [3] статистике причин и характера отказов определенных узлов трансформатора. По имеющимся данным можно определить и ввести весовые коэффициенты для групп параметров следующих ФУ: вводы, обмотки, РПН. Дифференцирование по классам напряжения трансформаторов в данном случае отсутствует. Однако учтены отличающиеся для 35 кВ группы параметров по Методике.
Расчет принято производить для групп параметров следующих ФУ: герметичные вводы с твердой изоляцией, обмотки, магнитопровод, РПН.
3.1. Высоковольтные вводы герметичные с твердой изоляцией.
Для вводов с твердой изоляцией трансформаторов от 110 кВ по Методике выделены 2 группы параметров: общие сведения и состояние изоляции. Рассматривая список параметров этих групп и сопоставляя их со статистикой причин отказов из [3], можно составить табл. 5 для определения весовых коэффициентов групп параметров.
Таблица 5. Определение весовых коэффициентов групп параметров вводов с твердой изоляцией трансформаторов 110 кВ и выше.
Группы параметров ФУ Причины отказов Вес причин, о.е. Итоговый весовой коэффициент
Общие сведения Перегрев контактов 14 19 19 / (19 + 66) = 0,22
Состояние изоляции Перекрытие по низу фарфора 44 66 1 — 0,22 = 0,78
Перекрытие остова 12
Пробой остова 10
Для вводов трансформаторов 35 кВ по Методике выделена только одна группа параметров — общие сведения. Поэтому ее весовой коэффициент равен 1.
Для обмоток трансформаторов от 110 кВ по Методике выделены следующие группы параметров: состояние геометрии обмотки, состояние обмотки, состояние изоляции, состояние твердой изоляции, группа ресурсоопределяющих параметров. Последняя группа является важнейшим показателем для оценки технического состояния обмоток, поэтому принято ввести для нее весовой коэффициент, равный сумме всех остальных групп для данного ФУ — 0,5. Рассматривая список параметров остальных групп и сопоставляя их со статистикой характера отказов из [3], можно составить табл. 6 для определения весовых коэффициентов групп параметров.
Таблица 6. Определение весовых коэффициентов групп параметров обмоток
трансформаторов 110 кВ и выше.
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
Характер Вес характера, о.е. Группы параметров ФУ Пересчет веса Итоговый весовой коэффициент
Механический 49 геометрии обмотки 0,5 — суммарный вес, 49х + 32х = 0,5, х = 0,00617, вес для М = 49х = 0,3, вес для Э = 0,5 — 0,3 = 0,2 0,3/2 = 0,15
Состояние твердой изоляции 0,3/2 = 0,15
Электрический 32 Состояние обмотки 0,2/2 = 0,1
Состояние изоляции 0,2/2 = 0,1
Для групп параметров трансформаторов 35 кВ расчет аналогичен. Единственное различие — вместо группы «состояние твердой изоляции» -«состояние масла».
Для РПН трансформаторов всех классов напряжения по Методике выделены 2 группы параметров: состояние изоляционной системы (масло), состояние механизмов привода и контактора. Отклонения параметров из последней группы относятся к механическому характеру повреждения. Поэтому, в соответствии с [3] принято ввести для данной группы весовой коэффициент 0,55, а для оставшейся — состояние изоляционной системы (масло) — 0,45.
Для магнитопровода трансформаторов всех классов напряжения по Методике выделены следующие группы параметров: потери холостого хода, локальный нагрев бака, состояние магнитопровода, группа ресурсоопределяющих параметров. Последняя группа является важнейшим показателем для оценки технического состояния обмоток, поэтому принято ввести для нее весовой коэффициент, равный сумме всех остальных групп для
данного ФУ — 0,5. Остальные группы, ввиду отсутствия статистики причин и характера отказов, на которую можно было бы сделать упор для расчетов, принято распределить во весу пропорционально Методике, что отображено в табл. 7.
Таблица 7. Определение весовых коэффициентов групп параметров
Группы параметров ФУ Вес по Методике, о.е. Пересчет веса Итоговый весовой коэффициент
Потери холостого хода 0,49 0,5 — суммарный вес, 0,49х + 0,3х + 0,19х = 0,5, х = 0,51 0,49 • 0,51 = 0,25
Локальный нагрев бака 0,3 0,3 • 0,51 = 0,15
Состояние магнитопровода 0,19 0,5 — 0,25 — 0,15 = 0,1
4. Результаты расчета весовых коэффициентов.
Результаты расчета представлены в табл. 8-11 с весовыми коэффициентами групп параметров и ФУ трансформаторов с РПН с разделением по классу напряжения.
Таблица 8. Весовые коэффициенты групп параметров и ФУ трансформатора
№ узла Функциональный узел № группы Группа параметров Вес группы Вес узла
1 обобщенный узел 1 Срок службы 1 0,07
2 высоковольтный ввод 2 Общие сведения 1 0,122
3 вспомогательное оборудование 3 Дефекты бака, навесного оборудования 0,5 0,208
4 Защитное оборудование 0,5
5 Потери холостого хода 0,25
6 Локальный нагрев бака 0,15
4 магнитопровод 7 Состояние магнитопровода 0,1 0,027
8 Группа ресурсоопределяющих параметров 0,5
9 Состояние геометрии обмотки 0,15
10 Состояние обмотки 0,1
5 обмотка 11 Состояние изоляции 0,1 0,38
12 Состояние масла 0,15
13 Группа ресурсоопределяющих параметров 0,5
6 РПН 14 Состояние изоляционной системы (масло) 0,45 0,193
15 Состояние механизмов привода и контактора 0,55
Таблица 9. Весовые коэффициенты групп параметров и ФУ трансформатора
№ узла Функциональный узел № группы Группа параметров Вес группы Вес узла
1 обобщенный узел 1 Срок службы 1 0,07
высоковольтный 2 Общие сведения 0,22
2 ввод с твердой изоляцией 3 Состояние изоляции 0,78 0,086
3 вспомогательное оборудование 4 Дефекты бака, навесного оборудования 0,5 0,147
5 Защитное оборудование 0,5
6 Состояние масла 0,5
4 изоляционная система 7 Хроматографический анализ газов, растворенных в масле (ХАРГ) 0,5 0,27
8 Потери холостого хода 0,25
9 Локальный нагрев бака 0,15
5 магнитопровод 10 Состояние магнитопровода 0,1 0,02
11 Группа ресурсоопределяющих параметров 0,5
12 Состояние геометрии обмотки 0,15
13 Состояние обмотки 0,1
6 обмотка 14 Состояние изоляции 0,1 0,27
15 Состояние твердой изоляции 0,15
16 Группа ресурсоопределяющих параметров 0,5
7 РПН 17 Состояние изоляционной системы (масло) 0,45 0,137
18 Состояние механизмов привода и контактора 0,55
Таблица 10. Весовые коэффициенты групп параметров и ФУ трансформатора
№ узла Функциональный узел № группы Группа параметров Вес группы Вес узла
1 обобщенный узел 1 Срок службы 1 0,07
высоковольтный 2 Общие сведения 0,22
2 ввод с твердой изоляцией 3 Состояние изоляции 0,78 0,143
3 вспомогательное оборудование 4 Дефекты бака, навесного оборудования 0,5 0,129
5 Защитное оборудование 0,5
6 Состояние масла 0,5
4 изоляционная система 7 Хроматографический анализ газов, растворенных в масле (ХАРГ) 0,5 0,216
8 Потери холостого хода 0,25
9 Локальный нагрев бака 0,15
5 магнитопровод 10 Состояние магнитопровода 0,1 0,029
11 Группа ресурсоопределяющих параметров 0,5
12 Состояние геометрии обмотки 0,15
13 Состояние обмотки 0,1
6 обмотка 14 Состояние изоляции 0,1 0,216
15 Состояние твердой изоляции 0,15
16 Группа ресурсоопределяющих параметров 0,5
7 РПН 17 Состояние изоляционной системы (масло) 0,45 0,197
18 Состояние механизмов привода и контактора 0,55
Таблица 11. Весовые коэффициенты групп параметров и ФУ трансформатора
330-500 кВ с РПН.
№ узла Функциональный узел № группы Группа параметров Вес группы Вес узла
1 обобщенный узел 1 Срок службы 1 0,07
высоковольтный 2 Общие сведения 0,22
2 ввод с твердой изоляцией 3 Состояние изоляции 0,78 0,103
3 вспомогательное оборудование 4 Дефекты бака, навесного оборудования 0,5 0,069
5 Защитное оборудование 0,5
6 Состояние масла 0,5
4 изоляционная система 7 Хроматографический анализ газов, растворенных в масле (ХАРГ) 0,5 0,295
8 Потери холостого хода 0,25
9 Локальный нагрев бака 0,15
5 магнитопровод 10 Состояние магнитопровода 0,1 0,017
11 Группа ресурсоопределяющих параметров 0,5
12 Состояние геометрии обмотки 0,15
13 Состояние обмотки 0,1
6 обмотка 14 Состояние изоляции 0,1 0,295
15 Состояние твердой изоляции 0,15
16 Группа ресурсоопределяющих параметров 0,5
7 РПН 17 Состояние изоляционной системы (масло) 0,45 0,151
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
18 Состояние механизмов привода и контактора 0,55
Таким образом, на основе частоты отказов функциональных узлов трансформаторов 35 кВ и выше получены весовые коэффициенты групп параметров и самих узлов с распределением по классу напряжения. Полученные результаты могут быть использованы для расчета ИТС трансформаторов 35-500 кВ с герметичными высоковольтными вводами с твердой изоляцией.
1. Об утверждении методики оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей : приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 26 июля 2017 г. № 676. — 54 с;
2. Давиденко И. В. Индекс технического состояния: улучшение методики расчета на основе опыта работы ЭДИС «Альбатрос» // Силовые и распределительные трансформаторы. Реакторы. Системы диагностики. Материалы XXIII Международной научно-технической и практической конференции Международной Ассоциации делового сотрудничества по трансформаторам, высоковольтной аппаратуре, электротехнической керамике и другим комплектующим изделиям и материалам «ТРАВЭК». — 2016. — С. 10;
3. Антонов В. О. Анализ статистики технологических отказов функциональных узлов силовых трансформаторов 35 кВ и выше / В. О. Антонов // Вестник науки. — 2024. — Т. 4, № 1(70). — С. 755-762
National Research University «MEI» (Volzhsky, Russia)
CALCULATION OF WEIGHTING COEFFICIENTS FOR ASSESSING TECHNICAL CONDITION INDEX OF POWER TRANSFORMERS 35 KV AND ABOVE
Abstract: in the paper on the basis of failure rate the weight coefficients of groups of parameters andfunctional units for calculation of technical condition index ofpower transformers with division by voltage class are calculated and proposed.
Keywords: technical condition index, weighting factor, parameter group, transformer, voltage class, calculation.
Оценка технического состояния энергоэффективных трансформаторов — базис цифровой парадигмы
Статья посвящена одному из центральных вопросов управления эксплуатацией электрооборудования (в рамах цифровой парадигмы) самой важной и многочисленной группой электротехнических устройств — оценке технического состояния масляных энергоэффективных силовых трансформаторов. Предложены к использованию два комплексных критерия оценки технического состояния энергоэффективного силового трансформатора: 1) остаточный ресурс (выработанный ресурс) трансформатора; 2) эксплуатационная надежность трансформатора. В статье разработан метод расчета остаточного ресурса (выработанного ресурса). Определено, что выработанный ресурс определяется износом межвитковой и межкатушечной изоляции при интенсивном воздействии на нее различных эксплуатационных факторов. Выделено три условно независимых эксплуатационных фактора, которые влияют на выработанный ресурс: тепловой, механический и электромагнитный. Сформированы математические модели расчета выработки ресурса при воздействии каждого фактора по отдельности и математическая модель расчета выработанного ресурса при одновременном, комплексном воздействии всех эксплуатационных факторов.
Введение
В статье [1] рассмотрены вопросы технической реализации мониторинга конкретных параметров силовых энергоэффективных трансформаторов при эксплуатации в рамках цифровой парадигмы развития электроэнергетики. Однако для заключения о работоспособности оборудования, а особенно для принятия решения о проведении ремонтных или регламентных работ, необходимо проанализировать и дать интегральную оценку совокупности параметров, характеризующих техническое состояние силового трансформатора.
Эта оценка должна позволять также принять решение, когда происходят внезапные переходные процессы или возникший дефект развивается достаточно быстро. По сути дела современный переход к цифровой экономике подталкивает к переходу на эксплуатацию по текущему техническому состоянию самого различного оборудования. В рамках электроэнергетики проблему такого перехода решают экспертные системы оценки технического состояния силовых трансформаторов [2]. Принципы построения экспертных систем в данной статье не обсуждаются, а рассматривается прикладная математическая модель оценки технического состояния трансформатора для принятия управляющих решений по их технической эксплуатации. Общее описание работающих систем как зарубежных, так и российских, будет приведено в кратком виде.
Все экспертные системы содержат в формализованном, обработанном виде опыт эксплуатации силовых трансформаторов; по сути — это база знаний по данной предметной области. Также к экспертной системе примыкают программные комплексы по обработке данных непрерывного мониторинга технического состояния трансформаторов. Наиболее эффективные программные комплексы включают в себя расчёт комплексного показателя, характеризующего техническое состояние силового трансформатора. Так, например, в [3] используется комплексный параметр текущего технического состояния трансформатора; так разработчики системы назвали текущий остаточный ресурс. Аналогичный подход использовал профессор, д. т. н. Назарычев Александр Николаевич [4]. По мнению автора, наиболее наглядно и целесообразно использовать показатель выработанный ресурс силового трансформатора (далее — выработанный ресурс). Помимо этого показателя, можно в ряде случаев использовать также показатель эксплуатационной надежности, потому что, с одной стороны, он тесно связан с эксплуатационными функциями трансформатора, а с другой — интегрирует в себе воздействие всех эксплуатационных факторов. В настоящей статье описаны модели для оценки выработанного ресурса силового трансформатора с учётом всех воздействующих эксплуатационных факторов. Математическая модель расчета эксплуатационной надежности будет описана в последующей публикации.
Краткий обзор систем мониторинга и экспертных систем оценки технического состояния силовых трансформаторов.
Экспертно-диагностическая система ЭДИС «АЛЬБАТРОС»
Одной из первых экспертных систем в энергетике (1991 г.) стала экспертно-диагностическая система оценки технического состояния электрооборудования «Альбатрос» (ЭДИС «Альбатрос»), разработанная специалистами УрФУ-УПИ и ОАО «Свердловэнерго» [5].
Главные возможности экспертно-диагностической системы «Альбатрос» заключаются а следующих функционалах:
- автоматизированное хранение данных по результатам испытаний,
- автоматизация расчетов;
- отслеживание состояния электрооборудования в течение его жизненного цикла;
- диагностика по динамике изменения эксплуатационных данных, результатов испытаний;
- использование экспертных заключений и «базы знаний» ЭДИС «Альбатрос» при анализе и выработке заключений о состоянии электрооборудования;
- формирование статистических справок, выборок, таблиц и диаграмм;
- формирование планов работ по диагностике электрооборудования.
Система мониторинга и диагностики силовых трансформаторов TDM (Transformer Diagnostics Monitor)
Система разработана российской фирмой «ДИМРУС» (г. Пермь) и предназначена для выполнения следующих действий [3]:
- контроль соответствия текущих параметров работы силового трансформатора требованиям, приведенным в нормативных документах;
- проведение автоматизированной диагностики дефектов и экспертной оценки технического состояния трансформатора;
- передача в автоматизированную систему управления более высокого уровня первичной и обработанной информации (для контроля состояния технологических узлов и технологических цепочек передачи и преобразования электроэнергии).
Система мониторинга и диагностики силовых трансформаторов TPAS компании Siemens
Система предназначена для выявления максимального количества видов дефектов на ранней стадии их развития [6]. Система TPAS выявляет возникающие при работе трансформатора дефекты:
- частичные пробои изоляции,
- снижение механической прочности из-за коротких замыканий, точки перегрева обмоток и магнитной системы,
- повреждение устройств РПН и вводов.
Системой через короткие промежутки времени контролируются наиболее важные параметры, отражающие состояние трансформатора.
Система мониторинга, диагностики и управления трансформаторным оборудованием «ЭСМДУ-ТРАНС»
Система разработана ПАО «Запорожтрансформатор» (ПАО «ЗТР»). Она обеспечивает следующий функционал [7]:
- мониторинг и анализ качества электроэнергии по всем сторонам (ВН, СН, НН) напряжения в установившихся процессах;
- мониторинг и анализ переходных аварийных и неаварийных процессов, включая коммутации (включение, отключение) и режимы короткого замыкания;
- регистрация электрических, тепловых и механических параметров основных узлов трансформатора и оценка на их базе текущего технического состояния трансформатора;
- удаленное автоматизированное оптимальное управление системой охлаждения и переключающими устройствами.
Математическая модель расчёта выработанного ресурса силового трансформатора
В основу математической модели положены теоретические идеи и разработки к. т. н Лозовского Владимира Валерьевича [8]. С целью определить комплекс наиболее значимых факторов с точки зрения максимального воздействия на выработку ресурса, автор обобщил разрозненные данные по причинам отказов силовых трансформаторов эксплуатации трансформаторов в различных региональных сетевых компаниях, в муниципальных электросетях и в сетях отдельных крупных потребителей (смотри таблицу ниже).
Данные, приведенные в таблице, позволяют сделать вывод, что основными и наиболее значимыми факторами, вызывающими наибольшее количество отказов трансформаторов являются тепловые, электрические, механические. Далее приведены зависимости, определяющие взаимосвязь выработанного ресурса силового трансформатора с интенсивностью воздействия каждого из указанных факторов.
Математическая модель учета тепловых воздействий
На основе уравнения Вант Гоффа-Аррениусса было получено выражение, позволяющее определить срок службы изоляции T2 при температуре θ2, если известен срок службы изоляции T1 при температуре θ1 [9,10]:
где:
- Ea — энергия активации, то есть избыточное (по сравнению со средней величиной) количество энергии, которым должна обладать молекула, чтобы преодолеть энергетический барьер и оказаться способной к данному химическому взаимодействию Дж/моль;
- R=8,315 — универсальная газовая постоянная,
- θ1, θ2 — значения температур, для которых определяется срок службы изоляции, ;
- B=Ea/R — постоянная для данного класса изоляции.
В таблице 1 представлены значения и для изоляции различного класса, которые получены экспериментально [9, 10].
Таблица 1. Экспериментальные данные параметров, определяющих срок службы изоляции разного класса
Класс изоляции
Определение технического состояния трансформаторов собственных нужд при построении системы мониторинга цифровой тяговой подстанции
В статье рассматриваются аспекты определения технического состояния трансформаторов собственных нужд при создании системы мониторинга технического состояния оборудования цифровой тяговой подстанции. На техническое состояние силового оборудования оказывают влияние климатические, эксплуатационные и технологические факторы. Современные системы мониторинга технического состояния силового оборудования на основании измерений на работающем оборудовании обеспечивают его устойчивую работу, сигнализируют о критических отклонениях показателей работы и оценивают прогнозный ресурс работы. При диагностических измерениях трансформаторов собственных нужд предложено проводить измерения следующих показателей работы и параметров: нагрузка и уровень напряжения (со стороны ВН); температура верхних слоев масла; уровень масла; шум и вибрации бака; влагосодержание масла; внешний вид основных узлов (проверка целостности). Анализ данных измерений при определении технического состояния трансформаторов собственных нужд включает в себя ретроспективный анализ изменения данных испытаний при техническом обслуживании, данных измерений в рабочем режиме, уровня и скорости изменения диагностических данных. Оценка и прогноз технического состояния трансформаторов осуществляются в рамках предлагаемой экспертной системы, учитывающей данные испытаний и измерений диагностических параметров и электрических величин. Рассмотренная система мониторинга технического состояния трансформаторов собственных нужд тяговых подстанций входит в единую систему мониторинга состояния оборудования, построение которой связано с проектом цифровой тяговой подстанции. Предлагаемые решения соответствуют концепции перехода к системе технического обслуживания по текущему состоянию, повышению надежности работы оборудования и предотвращению аварийных событий.
Библиографические ссылки
Коробко Г.И., Лебедев В.В. Автоматизированные электроприводы объектов водного транспорта. Нижний 1. Application of HFCT and UHF Sensors in On-Line Partial Discharge Measurements for Insulation Diagnosis of High Voltage Equipment / F. Álvarez, F.Garnacho, J.Ortego et al. // Sensors. 2015. 15(4), 7360–7387. DOI: 10.3390/s150407360.
Bakar N., Abu-Siada A., Islam S. A review of dissolved gas analysis measurement and interpretation techniques // IEEE Electrical Insulation Magazine. 2014. 30(3). Р. 39–49. DOI:10.1109/mei.2014.6804740.
Experience with capacitive on-line sensors for moisture evaluation in transformer insulation / I. Atanasova-Höhlein, M. Končan-Gradnik, T. Gradnik et al. // IEEE Electrical Insulation Magazine. 2019. 35(2). Р. 18–26. DOI:10.1109/mei.2019.8636102.
Fundamental concepts of using water activity probes to assess transformer insulation water content / D. Martin, T. Saha, C. Perkasa // IEEE Electrical In-sulation Magazine. 2016. 32(3). Р. 9–16. DOI: 10.1109/mei.2016.7527120.
Modeling of the Winding Hot-Spot Temperature in Power Transformers / М. Kunicki, S. Borucki, А. Cichoń et al. // Case Study of the Low-Loaded Fleet. Energies. 2019. 12(18). 3561. DOI: 10.3390/en12183561.
Vibration characteristic investigation on distribution transformer influenced by DC magnetic bias based on motion transmission model / X. Liu, Y. Yang, Y. Huang et al. // International Journal of Electrical Power & Energy Systems. 2018. № 98. 389–398. DOI:10.1016/j.ijepes.2017.12.032.
Design and implementation of the monitoring and control systems for dis-tribution transformer by using GSM network / M. Jalilian, H. Sariri, F. Parandin et al. // International Journal of Electrical Power & Energy Systems. 2016. № 74. 36–41. DOI:10.1016/j.ijepes.2015.07.022.
Transformer fault diagnosis method using IoT based monitoring system and ensemble machine learning / C. Zhang, Y. He, B. Du et al. // Future Generation Computer Systems. 2020. DOI:10.1016/j.future.2020.03.008.
A Primer on 3GPP Narrowband Internet of Things / Y.-P. Wang E., X. Lin, A. Adhikary et al. // IEEE Communications Magazine. 2017. 55(3). 117–123. DOI:10.1109/mcom.2017.1600510cm.
A Smart IoT Based System for Monitoring and Controlling the Sub-Station Equipment / M.S. Hossain, M. Rahman, M.T. Sarker et al. // Internet of Things. 2019. 100085. DOI:10.1016/j.iot.2019.100085.
Al Mhdawi A.K., Al-Raweshidy H.S. A Smart Optimization of Fault Diagnosis in Electrical Grid Using Distributed Software-Defined IoT Sys-tem // IEEE Systems Journal. 2019. 1–11. DOI:10.1109/jsyst.2019.2921867.
A Probabilis-tic Approach for Forecasting the Allowable Current of Oil-Immersed Trans-formers / A. Bracale, G. Carpinelli, M. Pagano et al. // IEEE Transactions on Power Delivery. 2018. 33(4). 1825–1834. DOI:10.1109/tpwrd.2018.2791181.
Sun C., Ohodnicki P.R., Stewart E.M. Chemical Sensing Strat-egies for Real-Time Monitoring of Transformer Oil : а Review //IEEE Sensors Journal. 2017. 17(18). 5786–5806. DOI:10.1109/jsen.2017.2735193.
Stating Diagnosis of Current State of Electric Furnace Transformer on the Basis of Analysis of Partial Discharges / O.I. Karandaeva, I.A. Yakimov, A.A. Filimonova et al. // Machines. 2019. 7(4). 77. DOI: 10.3390/machines7040077.
Hekmati A., Hekmati R. Optimum acoustic sensor placement for partial discharge allocation in transformers // IET Science, Measurement & Technology. 2017. 11(5). 581–589. DOI:10.1049/iet-smt.2016.0417.
Diagnostic Measurements for Power Transformers / S. Tenbohlen, S. Coenen, M. Djamali // Energies. 2016. 9(5). 347. DOI:10.3390/en9050347.
Rahman M. S. A., Lewin P.L., Rapisarda P. Autonomous localization of partial discharge sources within large transformer windings // IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation. 2016. 23(2), 1088–1098. DOI:10.1109/tdei.2015.005070.
Djamali M., Tenbohlen S. A validated online algorithm for detec-tion of fan failures in oil-immersed power transformers. International Journal of Thermal Sciences. 2017. 116. 224–233. DOI:10.1016/j.ijthermalsci.2017.02.012.
Hernandez M.P.C., Labib A. Selecting a condition monitor-ing system for enhancing effectiveness of power transformer maintenance // Journal of Quality in Maintenance Engineering. 2017. 23(4). 400–414. DOI: 10.1108/jqme-07-2015-0027.
In-creased operation reliability of HV apparatus through PD monitoring / W. Koltunowicz, L.-V. Badicu, U. Broniecki et al. // IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation. 2016. 23(3). 1347–1354. DOI:10.1109/tdei.2015.005579.