CC BY
25ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
УДК 621.311.42:621.3.014.33:621.3.014.36:621.3.064.1
АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И СРОКОВ СЛУЖБЫ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ, УСТАНОВЛЕННЫХ НА ПОДСТАНЦИЯХ С ВЫСШИМ НАПРЯЖЕНИЕМ 110 кВ ФИЛИАЛА ПАО «МРСК ЦЕНТРА»-«ОРЕЛЭНЕРГО»
Лансберг А.А., бакалавр 3 курса направления подготовки 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника».
Научный руководитель: старший преподаватель Семенов А.Е.
ФГБОУ ВО Орловский ГАУ
АННОТАЦИЯ
В настоящее время повышение эффективности работы трансформаторов является актуальным направлением развития энергетики, которое реализуется на базе разработки современных систем мониторинга их технического состояния, совершенствования диагностики и обслуживания, а также оснащения их современными системами защиты от аварийных режимов работы. В связи с этим, основной целью данной работы было произведение анализа сроков эксплуатации и технического состояния парка силовых трансформаторов, установленных на понизительных подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго». В ходе исследования были использованы данные по их общему количеству, составляющему 88 единиц, и общей суммарной установленной мощности, годам введения трансформаторов в эксплуатацию, текущему физическому износу, вычисленному специалистами филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго» на основе современных методик. По результатам проведенного исследования удалось выявить, что большая часть трансформаторов находится в критическом состоянии, а именно: 84 из 88 эксплуатируемых на подстанциях трансформаторов, что обосновывает необходимость их ремонта и обслуживания. При этом 1073,4 МВА от общей мощности трансформаторов находятся в эксплуатации в диапазоне от 25 до 50 лет, что составляет 77 единиц от общего числа трансформаторов.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА
Электрическая подстанция, силовой трансформатор, капитальный ремонт, эксплуатация, срок службы, техническое состояние, физический износ.
ABSTRACT
At present, improving the efficiency work of transformers is an urgent direction of energy development, which is implemented on the basis of the development of modern systems for monitoring their technical condition, improving diagnostics and maintenance, as well as equipping them with modern protection systems against emergency modes of operation. In this regard, the main purpose of this work was to analyze the service life and technical condition of the fleet of power transformers installed at step-down substations with a upper voltage of 110 kV of the branch of PJSC «IDGC Center»-«Orelenergo». During the study, data were used on their total number of 88 units and total total installed capacity, years of commissioning of transformers, current physical wear calculated by specialists of the IDGC Center PJSC - Orelenergo branch based on modern methods. According to the results of the study, it was revealed that most of the transformers are in critical condition, namely: 84 out of 88 transformers operated at substations, which justifies the need for their repair and maintenance. At the same time, 1073.4 MVA of the total power of the transformers are in operation in the range from 25 to 50 years, which is 77 units of the total number of transformers.
KEYWORDS
Electrical substation, power transformer, major repairs, operation, service life, technical condition, physical wear.
Введение. В настоящее время актуальным направлением развития энергетики является повышение надежности электроснабжения за счет внедрения автоматизированных систем мониторинга, контроля, управления электрооборудованием объектов электроэнергетики, что при возникновении в энергосистеме аварийных режимов работы позволяет отключать поврежденные участки системы и производить резервирование потребителей от других источников энергии, а также снизить время перерывов в электроснабжении потребителей и уменьшить ущерб от недоотпуска электрической энергии.
Так, одним из наиболее важных и дорогих элементов в энергосистеме является силовой трансформатор - электротехническое устройство с двумя или более обмотками, который посредством электромагнитной индукции преобразует одну величину переменного напряжения и тока в другую величину переменного напряжения и тока, той же частоты без изменения её передаваемой мощности.
Силовые трансформаторы (СТ) являются ключевым звеном энергосистемы, так как они осуществляют повышение напряжения на вырабатывающих электроэнергию электрических станциях, после транспортировки которой по электрическим сетям понижают его на питающих районы и области крупных узловых распределительных подстанциях, на подстанциях глубокого ввода и главных понизительных подстанциях промышленных предприятий, на трансформаторных пунктах, осуществляющих электроснабжение коммунально-бытовых городских и сельскохозяйственных потребителей.
Исходя из этого, можно сделать вывод, что поддержание высокого технического состояния и работоспособности силовых трансформаторов, предотвращение сбоев в их работе, устранение их неисправностей является актуальной задачей.
Например, в работах [1-4] учеными был произведен анализ диэлектрической прочности изоляции и механической прочности обмоток трансформатора, на которых в лабораторных условиях оказывали разное термическое воздействие, имитируя тем самым допустимые кратковременные перегрузки трансформатора и разную степень его загрузки в течение суток, а также был произведен анализ влияния избыточного содержания примесей в трансформаторном масле. Ученым удалось выявить, что в некоторых случаях механические характеристики обмоток трансформатора и диэлектрическая прочность изоляции ухудшаются быстрее нормативного срока службы трансформатора при допустимых кратковременным перегрузках и избыточном содержании примесей в трансформаторном масле, в связи с чем актуально совершенствование электротехнических материалов, из которых изготавливаются трансформаторы, а также оснащение СТ современными системами мониторинга.
В связи с этим, учеными решаются задачи по проектированию новых силовых трансформаторов усовершенствованной конструкции с современными электротехническими материалами, что позволит снизить в них потери электроэнергии [5-6], а также разработке современных систем диагностики, мониторинга и защиты силовых трансформаторов от аварийных режимов работы [7-9].
В целом, правильная эксплуатация трансформаторов, их обслуживание и ремонт позволяют значительно продлить срок службы трансформаторов и уменьшить вероятность их отказа, что может быть значительно экономически выгоднее, чем установка нового трансформатора [10], при этом количество ремонтов трансформатора, в том числе капитальных, должно быть принято на основе технико-экономической оценки, в которой альтернативным вариантом является установка нового силового трансформатора. Целесообразность капитального ремонта силовых трансформаторов со сроками эксплуатации 25 лет может быть не обоснована в связи с тем, что при эксплуатации трансформатора после ремонта потери мощности и
холостого хода в нем увеличатся и принесут электросетевой организации больший ущерб от технических потерь, чем установка нового трансформатора [11-13].
Таким образом, оценка технического состояния силовых трансформаторов с учетом их сроков эксплуатации и разработка рекомендаций по замене отработавших свой предельный срок эксплуатации трансформаторов и оснащению системами мониторинга параметров технического состояния допустимых к эксплуатации трансформаторов.
Цель работы заключается в анализе технического состояния и сроков эксплуатации силовых трансформаторов, установленных на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго», и разработке рекомендаций по замене силовых трансформаторов и оснащению их системами мониторинга технического состояния.
Материалы и методы исследования.
Для проведения исследования были использованы данные физическому износу силовых трансформаторов, установленных на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго», и годам ввода их в эксплуатацию. По состоянию на конец 2020 года на балансовой принадлежности филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго» находилось 48 подстанций (ПС) с высшим напряжением 110 кВ, на которых установлено 88 силовых трансформаторов, представленных в таблице 1.
Таблица 1 - Сведения по ПС 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго»
№ п/п Наименование Подстанцион ный номер Год ввода в эксплуатацию Установленная мощность (МВА) Физический износ %
1 ПС 110/10 кВ 1 Воин Т-1 1979 6,3 91,23
Т-2 1993 6,3 77,45
2 ПС 110/10 кВ Альшанская Т-1 1980 10 90,53
Т-2 1979 10 91,18
3 ПС 110/10 кВ Большая Чернь Т-1 1980 2,5 90,91
4 ПС 110/10 кВ Володарская Т-1 1973 2,5 94,28
Т-2 1976 6,3 93,15
5 ПС 110/10 кВ Восточная Т-1 1968 15 96,12
Т-2 1985 25 86,51
6 ПС 110/10 кВ Кочеты Т-1 1983 2,5 88,52
Т-2 1983 2,5 88,52
7 ПС 110/10 кВ Пищевая Т-1 1985 6,3 77,70
8 ПС 110/10 кВ Речица Т-1 1989 6,3 82,18
Т-2 1989 6,3 82,18
9 ПС 110/10 кВ Русский Брод Т-1 1962 5,6 97,73
Т-2 1986 10 85,46
10 ПС 110/10 кВ Тельчье Т-1 1967 3,2 96,66
11 ПС 110/10 кВ Южная Т-1 1991 10 79,95
Т-2 1991 10 79,95
12 ПС 110/10/6 кВ Западная Т-1 2009 63 33,30
Т-2 2009 63 33,23
13 ПС 110/10/6 кВ Центральная Т-1 1978 25 91,69
Т-2 1979 25 91,23
14 ПС 110/10/6 кВ Юго-Восточная Т-1 1982 25 89,48
Т-2 1982 25 89,48
15 ПС 110/35/10 кВ Богородицкая Т-1 1980 10 90,59
Т-2 1985 10 86,89
16 ПС 110/35/10 кВ Болхов Т-1 1968 10 96,27
Т-2 1974 10 93,79
№ п/п Наименование Подстанцион ный номер Год ввода в эксплуатацию Установленная мощность (МВА) Физический износ %
17 ПС 110/35/10 кВ Верховье I Т-1 1979 16 91,64
Т-2 1973 10 94,35
18 ПС 110/35/10 кВ Дмитровская Т-1 1973 10 94,28
Т-2 1973 10 94,28
19 ПС 110/35/10 кВ Долгое Т-1 1983 16 88,25
Т-2 1979 10 91,13
20 ПС 110/35/10 кВ Залегощь Т-1 1985 10 86,74
Т-2 1994 16 75,76
21 ПС 110/35/10 кВ Знаменская Т-1 1977 10 92,27
Т-2 1982 10 89,23
22 ПС 110/35/10 кВ Колпны Т-1 1985 10 86,43
Т-2 1983 16 88,25
23 ПС 110/35/10 кВ Коммаш Т-1 1969 10 96,06
Т-2 1983 16 88,58
24 ПС 110/35/10 кВ Красная Заря Т-1 1988 10 83,34
Т-2 1981 10 89,72
25 ПС 110/35/10 кВ Кромская Т-1 1989 16 90,53
Т-2 1981 16 89,84
26 ПС 110/35/10 кВ Куликовская Т-1 1980 10 90,42
Т-2 1986 10 85,71
27 ПС 110/35/10 кВ Малоархангельская Т-1 1986 10 85,46
28 ПС 110/35/10 кВ Нарышкинская Т-1 1974 10 93,79
Т-2 1976 10 93,02
29 ПС 110/35/10 кВ Новополево Т-1 1994 16 75,08
30 ПС 110/35/10 кВ Новосергиевка Т-1 1967 6,3 96,47
Т-2 1977 10 92,27
31 ПС 110/35/10 кВ Новосиль Т-1 1975 10 93,56
Т-2 1985 10 86,74
32 ПС 110/35/10 кВ Покровская Т-1 1980 10 90,75
Т-2 1981 10 90,07
33 ПС 110/35/10 кВ Район - В Т-1 1986 10 85,46
34 ПС 110/35/10 кВ Свердловская Т-1 1988 10 83,81
Т-2 1991 10 79,61
35 ПС 110/35/10 кВ Совхозная Т-1 1985 10 86,58
36 ПС 110/35/10 кВ Тросна Т-1 1982 16 89,48
37 ПС 110/35/10 кВ Шаблыкино Т-1 1981 6,3 89,72
Т-2 1983 6,3 88,25
38 ПС 110/35/10 кВ Шатилово Т-1 1984 10 87,55
39 ПС 110/35/10 кВ Шахово Т-1 1989 10 82,77
Т-2 1989 10 82,77
40 ПС 110/35/10/6 кВ Советская Т-1 1965 20 97,05
Т-2 1967 20 96,44
Т-3 1991 40 80,50
Т-4 1986 25 85,71
41 ПС 110/35/6 кВ Верховье II Т-1 1977 40 92,41
Т-2 1977 40 92,41
42 ПС 110/35/6 кВ Мясокомбинат Т-1 1993 10 76,68
43 ПС 110/35/6 кВ Черкасская Т-1 1980 40 90,75
Т-2 1970 25 95,65
44 ПС 110/6 кВ Т-1 1982 16 61,49
№ п/п Наименование Подстанцион ный номер Год ввода в эксплуатацию Установленная мощность (МВА) Физический износ %
Железнодорожная Т-2 1990 16 59,55
45 ПС 110/6 кВ Заводская Т-1 1981 40 89,90
Т-2 1981 25 89,96
46 ПС 110/6 кВ Пластмасс Т-1 1972 16 94,86
Т-2 1972 16 94,86
47 ПС 110/6 кВ ПМ Т-1 1979 10 91,49
Т-2 1979 10 91,49
48 ПС 110/6 кВ Химмаш Т-1 1979 25 91,28
Т-2 1988 25 83,72
Для оценки технического состояние электрооборудования Министерством энергетики РФ разработана методика [14], заключающаяся в расчете индекса технического состояния (ИТС) электрооборудования на основе ряда показателей, исходя из которого можно по формуле (1) определить физический износ оборудования [15]:
Износ = 1-ИТС, (1)
где ИТС - индекс технического состояния.
Физического износ непосредственно проявляется в формах механического износа, коррозии и усталости металлов, деформации и разрушения, изменения физико-химических свойств вещества. Именно данный параметр был определен для оценки технического состояния для каждого силового трансформатора специалистами филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго».
Согласно источникам [14, 15] существуют несколько видов физического износа, сведения и необходимые мероприятия для устранения которых представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Виды физического износа электрооборудования.
Диапазон значений физического износа Уровень физического износа Визуализация (цвет) Вид технического воздействия
>0,75% Критический Красный Эксплуатация недопустима. Требуется срочное воздействие на оборудование и(или) объект электроэнергетики
0,50%<и<0,75% Неудовлетворительный Оранжевый Дополнительное техническое обслуживание и ремонт, усиленный контроль технического состояния, техническое перевооружение
0,30%<и<0,50% Удовлетворительный Желтый Усиленный контроль технического состояния, капитальный ремонт, реконструкция
0,15%<и<0,30% Хороший Зеленый По результатам планового диагностирования
<0,15% Очень хороший Темно-зеленый Плановое диагностирование
В соответствии с представленными в таблице 2 уровнями физического износа осуществлялся анализ технического состояния силовых трансформаторов,
установленных на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго», сведения по которым представлены в таблице 1.
Для оценки срока службы трансформаторов филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго» отметим следующие положения. Согласно «ГОСТ 11677-85 Трансформаторы силовые. Общие технические условия», «ГОСТ Р 52719-2007 Трансформаторы силовые. Общие технические условия» полный срок службы трансформатора составляет не менее 25 лет, что непосредственно установлено данными стандартами. При этом, обобщённый анализ многолетних исследований авторов свидетельствует, что у эксплуатируемого в электрических сетях работоспособного парка силовых трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110 - 500 кВ при выполнении установленных требований показатели технического состояния находятся в зоне, не достигающей установленных предельно допустимых значений в период эксплуатации до 50 и более лет [16], а ухудшаются только при превышении 50-летнего срока. Таким образом, анализ срока эксплуатации силовых трансформаторов, установленных на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго», представим в виде трех диапазонов: нормативного срока службы (до 25 лет), от превышающего нормативный срок службы до предельно допустимого срока службы (25-50 лет), превышающий допустимый срок службы (более 50 лет).
Результаты и обсуждение. По данным, представленным в таблице 1, было определено, что суммарная мощность силовых трансформаторов, установленных на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго», составляет 1314,5 МВА. В соответствие с диапазонами физического износа, представленными в таблице 2, и значениями износа силовых трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ был произведен анализ их технического состояние, результаты которого представлены на рисунке 1.
Техническое состояние силовых трансформаторов в процентах от их суммарной мощности, МВА
10%
2%
■ Критическое ■ Неудовлетворительное Удовлетворительное
Рисунок 1 - Техническое состояние силовых трансформаторов, установленных на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго» по мощности, МВА, в процентах
По результатам, представленным на рисунке 1, было выявлено, что 1156,5 МВА мощности трансформаторов находится в критическом состоянии, т.е. их физический износ превышает 75%. То есть, в критическом состоянии находятся 84 из 88 эксплуатируемых на подстанциях трансформаторов.
При этом 2% мощности находятся в неудовлетворительном состоянии. Это непосредственно два трансформатора с номинальной единичной мощностью 32 МВА, установленные на ПС 110/6 кВ Железнодорожная, введенные в эксплуатацию в 1982 и
1990 годах.
В удовлетворительном состоянии с наименьшим физическим износом среди всех находятся трансформаторы, установленные на ПС 110/10/6 кВ Западная, введенные в эксплуатацию одновременно с сооружением подстанции в 2009 году.
Следует отметить, что на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго» нет силовых трансформаторов, находящихся в хорошем и очень хорошем техническом состоянии.
Результаты произведенного анализа сроков службы силовых трансформаторов, установленных на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго», представлены на рисунке 2.
Срок службы силовых трансформаторов в процентах от их суммарной мощности, МВА
■До 25 лет »25-50 лет 1 Более 50 лет
Рисунок 2 - Срок службы силовых трансформаторов, установленных на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго» по мощности, МВА, в процентах
По результатам анализа, представленных на рисунке 2, было выявлено, что только 9% от суммарной мощности трансформаторов не превысили свой нормативный срок эксплуатации. Это непосредственно касается двух ранее упоминавшихся трансформаторов единичной мощностью 63 МВА, установленных на ПС 110/10/6 кВ Западная. На текущий момент данные трансформаторы находятся в эксплуатации уже 12 лет.
Большая часть трансформаторов, а именно: 1073,4 МВА от общей мощности трансформаторов, - находятся в эксплуатации более нормативного срока службы, составляющего 25 лет, но не превышающего допустимый срок эксплуатации в 50 лет. Данные трансформаторы для поддержания их должного технического состояния были подвергнуты 1-2 капитальным ремонтам, что позволило повысить их срок эксплуатации. Именно данную группу трансформаторов, общее число которых - 77 единиц, актуально оснастить современными системами мониторинга и датчиками контроля состояния изоляции, устройства регулирование напряжения, бака с радиаторами, трансформаторного масла и работоспособности систем охлаждения, а также других возможных элементов, которые позволили бы на основе системы планового-предупредительного ремонта повысить срок эксплуатации трансформатора и увеличить время до полного его выхода из строя и проведения капитального ремонта.
При этом 9% от суммарной мощности трансформаторов находятся в эксплуатации больше допустимого срока службы с учетом их обслуживания и ремонта.
Наибольшим сроком службы среди рассматриваемых трансформатор обладает установленный на ПС 110/10 кВ Русский Брод мощностью 5,6 МВА, которая уже на данный момент не входит в ряд номинальных мощностей трансформаторов согласно действующего в настоящее время ГОСТ 9680-77 «Трансформаторы силовые мощностью 0,01 кВА и более. Ряд номинальных мощностей». Данный трансформатор был введен в эксплуатацию в 1962 году и в настоящее время находится в эксплуатации уже более 59 лет. Следом за ним можно отметить трансформатор установленный на ПС 110/35/10/6 кВ Советская единичной мощностью 20 МВА, которая также не входит в ряд номинальных; данный трансформатор был введен в эксплуатацию в 1965 году одновременно с сооружением подстанции и в настоящее время его срок службы составляет 56 лет. В целом, 9 трансформаторов, которые вошли в данный диапазон, исходя из их сроков службы, были подвергнуты 2-3 капитальным ремонтам. При выходе их из строя дальнейшая их эксплуатацию может оказаться не целесообразна, по обоснованным в работах причинам [11-13], поэтому специалистам филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго» следует рассмотреть альтернативный капитальным ремонтам вариант, заключающийся в приобретении новых 9 трансформаторов взамен использующихся в настоящее время.
Результаты анализа срока службы и технического состояния силовых трансформаторов представлены в таблице 3.
Таблица 3 - Сроки эксплуатации и техническое состояние трансформаторов подстанций 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Орёлэнерго»
Трансформаторы 110 кВ
Параметр Ед. изм. Всего Срок эксплуатаи ии
До 25 лет 25-50 лет Более 50 лет
Количество шт. 88 2 77 9
% 100,00% 2% 88% 10%
Установленная мощность МВА 1314,5 126 1073,4 115,1
% 100,00% 9% 82% 9%
Параметр Ед. изм. Всего Физический износ
Критический Неудовлетворительный Удовлетворительный
Количество шт. 88 84 2 2
% 100,00% 96% 2% 2%
Установленная мощность МВА 1314,5 1156,5 32 126
% 100,00% 88% 2% 10%
Выводы.
На основании представленных исходных данных о сроках ввода в эксплуатацию силовых трансформаторов можно заключить, что порядка 91% из них, отработало свой срок нормативный срок службы (25 лет) и требуется проведение работ по замене их на новые единицы, так как большой уровень физического износа подстанционного оборудования значительно снижает надежность потребителей Орловского региона.
Следует отметить, что на рассматриваемых подстанциях нет трансформаторов, которые находятся в хорошем техническом состоянии и не нуждаются в обслуживании и ремонте, и только 2 трансформатора не превысили свой нормативный срок службы.
Автор (Лансберг А.А.) выражает признательность филиалу ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго» и лично его сотрудникам: начальнику «Службы подстанций», Николенко Сергею Николаевичу и начальнику управления «Энергосбережение и повышение энергоэффективности», к.т.н., Балабину Александру Алексеевичу за помощь в получении первичных данных для проведения научного исследования.
Библиография:
1. Ming Chen; Yangchun Cheng; Chun Deng; Shaoyu Liu; Changjin Diao. Research on the process of the transformer winding inter-turn discharge caused by corrosive sulphur. 2011 Annual Report Conference on Electrical Insulation and Dielectric Phenomena. 16-19 Oct. 2011. Cancun, Mexico. DOI: 10.1109/CEIDP.2011.6232698.
2. L. Ssanjeev Kumar; B. Ramachandra; S. Sentil Kumar. Role of sulphur in transformer oil and its influence on the performance of paper. 2014 International Conference on Advances in Energy Conversion Technologies (ICAECT). 23-25 Jan. 2014. Manipal, India. DOI: 10.1109/ICAECT.2014.6757064.
3. J. Sundara Rajan. Partial Discharge Phenomena in Paper Insulation Under Conditions of Copper Insulation due to Sulphur in oil. Proceedings of the 9th International Conference on Properties and Applications of Dielectric Materials July 19-23, 2009. Harbin, China. DOI: 10.1109/ICPADM.2009.5252375.
4. Sergio Garcia; Richard C. D. Brown; G. John Langley; Peter Birkin; James Pilgrim; Paul Lewin; Gordon Wilson. Rapid analytical method for elemental sulphur detection in power transformer insulation. 2019 IEEE Electrical Insulation Conference (EIC). 16-19 June 2019. Calgary, AB, Canada. DOI: 10.1109/EIC43217.2019.9046559.
5. Tamas Orosz. Evolution and Modern Approaches of the Power Transformer Cost Optimization Methods. Periodica Polytechnica Electrical Engineering and Computer Science, 63(1), pp. 37-50, 2019.
6. Amr A. Adlya Salw, K. Abd-El-Hafiz. A performance-oriented power transformer design methodology using multi-objective evolutionary optimization. Journal of Advanced Research. Volume 6, Issue 3, May 2015, Pages 417-423.
7. M.O. Oliveira, A.S. Bretas, and G.D. Ferreira. Adaptive differential protection of three-phase power transformers based on transient signal analysis. International Journal of Electrical Power & Energy Systems, vol. 57, pp. 366-374, 2014.
8. M. Yazdani-Asrami, M. Taghipour-Gorjikolaie, S. Mohammad Razavi, and S. Asghar Gholamian. A novel intelligent protection system for power transformers considering possible electrical faults, inrush current, CT saturation and over-excitation. International Journal of Electrical Power & Energy Systems, vol. 64, pp. 1129-1140, 2015.
9. M. Zarkovic and Z. Stojkovic. Analysis of artificial intelligence expert systems for power transformer condition monitoring and diagnostics. Electric Power Systems Research, vol. 149, pp. 125-136, 2017.
10. Балабин А.А. О целесообразности проведения капитального ремонта силовых трансформаторов с разборкой магнитопровода // Энерго- и ресурсосбережение XXI век: сб. материалов IX-ой междунар. науч.-практ.интернет-конф., 2011. С. 104-107.
11. Балабин А.А., Волчков Ю.Д. Методика расчет потерь электроэнергии в магнитопроводах длительно эксплуатирующихся силовых трансформаторов //. Энергообеспечение и строительство: сб. материалов III Междунар. выставки-Интернет-конф.. Памяти проф. В.Г. Васильева (к 60-летию со дня рождения). 2009. С. 32-34.
12. Балабин А.А., Волчков Ю.Д. Повышение достоверности расчета потерь электроэнергии в трансформаторах 10(6)/0,4 кВ. Механизация и электрификация сельского хозяйства. 2009. № 4. С. 22-23.
13. Волчков Ю.Д., Балабин А.А. Повышение достоверности расчета потерь электроэнергии в трансформаторах 35 И 110 кВ. Механизация и электрификация сельского хозяйства. 2008. № 12. С. 41-43.
14. Приказ Министерства энергетики РФ от 26 июля 2017 г. N 676 «Об утверждении методики оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей» (с изменениями и дополнениями)». URL: https://base.garant.ru/71779722/ (дата обращения: 07.05.2021).
15. Показатель технического состояния объектов электроэнергетики (физический износ). Министерство энергетики Российской Федерации. URL: https://minenergo.gov.ru/node/11201 (дата обращения: 07.05.2021).
16. Майоров А.В., Львов М.Ю., Львов Ю.Н., Комаров В.Б., Ершов Б.Г. Прогнозирование срока службы силовых трансформаторов и автотрансформаторов электрических сетей. Энергетик. 2018. № 11. С. 17-20.
УДК 631.234
ТЕПЛИЦЫ ПОСТРОЕЧНОГО ИЗГОТОВЛЕНИЯ ДЛЯ МАЛЫХ ФОРМ ХОЗЯЙСТВОВАНИЯ
Локтионова В.С., Кофанов Д.Ю., магистранты 2 курса направления подготовки 08.04.01 Строительство. Научный руководитель: к.т.н., доцент Блажнов А.А. ФГБОУ ВО Орловский ГАУ
АННОТАЦИЯ
В статье рассмотрены теплицы построечного изготовления для малых форм хозяйствования. По сравнению со стоимостью теплиц заводской поставки изготовление стального каркаса и строительство культивационного сооружения собственными силами позволяет значительно сократить единовременные затраты.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА
Ангарная теплица, блочная теплица, рациональные строительные параметры. ABSTRACT
The article discusses construction-based greenhouses for small business. Compared to the cost of factory-supplied greenhouses, making a steel frame and building a cultivation facility by own efforts can significantly reduce one-time costs.
KEYWORDS
Hangar greenhouse, block greenhouse, rational construction parameters.
Введение. Одним из доступных видов трудовой деятельности на селе является тепличное овощеводство, позволяющее значительно увеличить выход сельскохозяйственной продукции по сравнению с открытым грунтом. Нормами технологического проектирования теплиц НТП10-95 для фермерских хозяйств рекомендуются блочные (многопролётные) и ангарные (однопролётные) теплицы площадью 100, 300,500,1000 и 1500 м2.
Заводами-изготовителями («Агрисовгаз» г. Малоярославец Калужской обл., «Атлант» г. Санкт-Петербург, «Промгидропоника» г. Екатеринбург Свердловской обл. и др.) освоен выпуск блочных и ангарных фермерских теплиц круглогодового использования. Однако суммарные затраты на изготовление, поставку и монтаж несущих и ограждающих конструкций теплиц в пересчёте на единицу площади застройки составляют 3-5 тысяч руб./м2 [1-4].Также, заводы по производству теплиц находятся не в каждом регионе, что осложняет приобретение культивационных сооружений фермерами других областей. Указанные факторы могут обусловить нецелесообразность строительства теплицы с точки зрения её окупаемости.
В связи с этим экономически приемлемым решением является возведение теплиц в построечных условиях, предусматривающее приобретение стальных профилей, их разметку, резку, сварку элементов каркаса и монтаж светопрозрачного ограждения. Строительство теплиц хозяйственным способом не требует сложного
