CC BY
387
УДК 314.212:620.111.3
Николаев Н.А., Николаев А.А., Леднов Р.А.
Диагностирование технического состояния трансформаторного оборудования
КАК ОСНОВА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ
Отмечено, что мониторинг и диагностирование технического состояния трансформаторов являются необходимыми условиями внедрения технологии Smart Grid в промышленных электрических сетях. Дана характеристика трансформаторов, находящихся в эксплуатации в цехах управления главного энергетика ОАО «Магнитогорский металлургический комбинат» (ОАО «ММК»). Подтверждена тенденция к старению трансформаторного оборудования. Обоснованы функции диагностической системы. Представлены описание и состав оборудования системы мониторинга, внедренной на силовых трансформаторах цеха электрических сетей и подстанций ОАО «ММК». Приведены примеры трендов, позволяющих контролировать диагностические параметры в реальном времени. Отмечены основные технические эффекты от внедрения системы. Поставлена задача разработки инженерных методик многопараметрического диагностирования, позволяющих локализовать и идентифицировать неисправность по совокупности диагностических признаков.
Ключевые слова: металлургическое предприятие, силовые трансформаторы, техническое состояние, система мониторинга, требования, состав оборудования, внедрение, эффективность.
Введение
Энергетическая безопасность и надежность электроснабжения промышленных предприятий во многом определяются работой силовых трансформаторов, обеспечивающих согласование комплекса с системой и преобразование ряда параметров электроэнергии в требуемые для дальнейшего ее использования. Высокая степень износа трансформаторов создает потенциальную опасность как для потребителей, так и для обслуживающего персонала.
Внедрение средств мониторинга и диагностирования технического состояния высоковольтных трансформаторов является важнейшей задачей при реализации технологии Smart Grid в энергосистемах и промышленных сетях [1]. Это связано с тем, что физический износ силового электрооборудования в российской энергетике достигает 70-80%. Тенденция старения парка трансформаторов является характерной не только для России, но и для большинства развитых стран, в том числе США, Германии и др. В этих условиях актуальность диагностирования технического состояния трансформаторного оборудования обусловили следующие причины [2]:
- рост количества трансформаторов с истекшим нормативным сроком эксплуатации, что приводит к увеличению числа отказов;
- низкая эффективность тестового контроля, проводимого методами, регламентированными ГОСТ;
- необходимость продления срока эксплуатации сверх нормативного, вплоть до выработки реального, заложенного изготовителем ресурса;
- необходимость предотвращения аварий, убытки от которых исчисляются миллионами рублей;
- тенденция перехода от системы планово-предупредительных ремонтов к ремонтам по состоянию.
Эксплуатация трансформаторного оборудования за пределами нормативного срока службы стала общемировой тенденцией, хотя очевидно, что без принятия специальных мер она сопряжена с повышенными рисками отказов. Вместе с тем замена огромного количества дорогостоящего оборудования в короткий отрезок времени невозможна технически и не оправдана экономически.
Снижение рисков отказов и уменьшение эксплуатационных затрат обеспечивает установка на трансформаторы автоматизированных систем управления, мониторинга и оперативной диагностики. Внедрение систем мониторинга и диагностики силовых трансформаторов обусловлено приказом №140 от 18.04.2008 г. ОАО «ФСК ЕЭС» утвержден и введен в действие нормативно-технический документ в виде отраслевого Стандарта «Системы мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов» [3].
Характеристика трансформаторного парка ОАО «ММК»
Задача внедрения диагностического оборудования актуальна для ОАО «ММК», трансформаторный парк которого в значительной степени выработал нормативный ресурс. В [4, 5] представлена информация о техническом состоянии сетевых и блочных трансформаторов, находящихся в эксплуатации в цехах управления главного энергетика (УГЭ) комбината. На рис. 1 представлена диаграмма распределения эксплуатируемых трансформаторов по годам ввода. При общем количестве обследованных трансформаторов 251 ед. количество не отработавших нормативный срок (на момент подсчета) составляет около 33%, отработавших сверх нормативного срока - 67%. На рис. 2 представлены диаграммы, характеризующие процентное соотношение трансформаторов, эксплуатирующихся более 30 лет, с разбиением по классам напряжения.
Как следует из диаграмм, наиболее «возрастным» является парк трансформаторов с номинальным напряжением 35 кВ: более 94% общего количества (32 из 36 ед.) отработало свыше 30 лет. Достаточно сложная картина наблюдается с трансформаторами напряжением 10 кВ (около 68% старше 30 лет), хотя в последнее десятилетие их парк заметно обновился. Средний «возраст» трансформаторов составляет 35 лет, что, в принципе, соответствует показателям по РАО «ЕС России» [6]. Имеются трансформаторы, срок эксплуатации которых превышает 50 лет, вместе с тем обновление парка оборудования происходит недостаточными темпами.
Трансформаторы ОАО «ММК» можно условно разделить на три группы: сетевые трансформаторы подстанций, блочные, входящие в состав энергоблоков
электростанции, и печные, эксплуатируемые на дуговых сталеплавильных печах кислородно-конвертерного и электросталеплавильного цехов.
Рис. 1. Распределение трансформаторов УГЭ по годам ввода в эксплуатацию
10 кВ
Менее 30 лет; 32,12%
Менее 30 лет; 5,56%
Менее 30 лет; 57,58%
Более 30 лет; 67,88%
Более 30 лет; 94,44%
Более 30 лет; 42,42%
220 кВ
Менее 30 лет; 87,50%
Более 30 лет; 12,50%
Рис. 2. Распределение трансформаторов, отработавших более 30 лет, по классам напряжения
Можно утверждать, что надежность трансформаторов первых двух групп в значительной степени определяет энергетическую безопасность комбината. Надежность трансформаторов сталеплавильных агрегатов является определяющим фактором обеспечения непре-
рывного производственного цикла.
Условия эксплуатации трансформаторов первых двух групп не имеют принципиальных отличий, хотя режимы их работы различаются. Так, например, у блочных трансформаторов возникают более частые динамические режимы, вызванные остановкой энергоблока. В то же время режимы печных трансформаторов имеют принципиальные отличия. Достаточно заметить, что режим короткого замыкания на электродах (вторичной стороне) является рабочим, а переключение регуляторов изменения числа витков обмотки под нагрузкой (РПН) происходит до 1000 раз в сутки, в отличие от сезонных переключений трансформаторов первых двух групп (5-6 переключений в год). Отсюда следует принципиальное различие признаков неисправностей, методов и технических средств диагностирования печных трансформаторов [7-9].
Коллективом Магнитогорского государственного технического университета им. Г.И. Носова (МГТУ) совместно со специалистами УГЭ проведены исследования причин возникновения неисправностей в силовых трансформаторах ОАО «ММК» за период около 10 лет [10]. С этой целью был разработан аппаратно-программный комплекс на основе переносного прибора анализа частичных разрядов (ЧР) и локации зон дефектов в изоляции высоковольтного оборудования АЯ-700 [11]. Определено, что сетевые и блочные трансформаторы 110 кВ относятся к группе, имеющей самую высокую частоту появления повреждений. Анализ распределения повреждений по основным узлам трансформаторов показал, что наибольшую повреждаемость имеют: высоковольтные вводы - 22%, обмотки - 16%, устройства РПН - 13,5% [4, 5].
Исследования, выполненные на однотипных трансформаторах, подтвердили прямую взаимосвязь интенсивности ЧР и длительности эксплуатации трансформатора после капитального ремонта. Накопление информации и обработка сигналов позволили определить количественные характеристики ЧР [11-13]. Выполнена оценка технического состояния по результатам замеров и сопоставления показателей разрядной активности с нормативными. Впервые предложено применение методики и алгоритма обработки результатов периодической акустической локации ЧР на основе метода субтрактивной (горной) кластеризации, обеспечивающих локализацию и идентификацию неисправностей, а также оценку динамики их развития [14].
Вместе с тем проведенные исследования нельзя признать исчерпывающими, а полученные результаты достаточными для предотвращения аварий и оптимизации планово-предупредительных работ. В перечень приоритетных направлений комбината включено оснащение основного оборудования стационарными системами мониторинга и технического диагностирования. Соответственно возрастает роль методов диагностирования в режиме реального времени. Однако в настоящее время опыта внедрения и эксплуатации стационарных систем мониторинга состояния силовых трансформаторов в ОАО «ММК», как и на большинстве других предприятий, явно недостаточно.
Функции системы мониторинга
Согласно приложению к приказу ОАО «ФСК ЕЭС» от 18.04.2008 №140 система мониторинга должна обеспечивать для каждой единицы трансформаторного оборудования выполнение следующих функций [15]:
1. Контроль влагосодержания в масле бака. Это важный диагностический параметр, влияющий на надежность работы всего трансформатора. Для печных трансформаторов следует также контролировать содержание растворенного в масле водорода. Для печного трансформатора большое количество растворенных горючих газов вызвано резкопеременной нагрузкой и частыми переключениями РПН.
2. Непрерывная регистрация уровня и распределения частичных разрядов в изоляции вводов, обмоток и сердечника. Встроенная экспертная система дает возможность определить тип дефекта, частично локализовать, оценить его опасность для дальнейшей работы трансформатора. Если на трансформаторе установлена система контроля растворенных газов в масле, то совместная обработка результатов измерений ЧР и газов дает наиболее точные результаты.
3. Возможность в on-line режиме контролировать наличие деформаций обмоток трансформатора. Такие деформации возникают после воздействия ударных нагрузок, являющихся характерными для печного трансформатора. Данный вид контроля обеспечивается средствами вибродиагностики.
4. Диагностика системы охлаждения трансформатора, которая достаточно корректно выполняется на основании измерения и анализа температуры вверху и внизу бака и рабочей нагрузки трансформатора. В таких расчетах используется упрощенная тепловая модель трансформатора.
5. Техническое состояние РПН трансформатора. При помощи датчиков контролируется текущее положение РПН, мощность, потребляемая приводным двигателем в процессе коммутации. Также при помощи
специальных фильтров может регистрироваться диаграмма работы контактора при каждой коммутации. Дополнительно может определяться наличие дуговых разрядов в избирателе РПН при помощи вибрационного и акустического датчиков.
Текущие значения токов обмоток трансформаторного оборудования по сторонам высокого и низкого напряжений должны передаваться в систему мониторинга. Рекомендуется принимать данные сигналы по цифровому последовательному каналу связи при наличии у датчика такого выхода.
Описание разработанной системы мониторинга
Разработана система мониторинга и многопараметрического диагностирования технического состояния, обеспечивающая непрерывный контроль следующих диагностических параметров:
- влагосодержание масла;
- состав газов, растворенных в масле;
- состояние изоляции высоковольтных вводов;
- температура верхних и нижних слоев масла в баке трансформатора;
- частичные разряды на высоковольтных вводах и в баке трансформатора.
Система внедрена на силовых трансформаторах цеха электрических сетей и подстанций (ЦЭСиП) ОАО «ММК». Структура системы представлена на рис. 3, расположение оборудования на корпусе трансформатора - на фотографии, рис. 4 [1].
Диагностический комплекс выполнен на оборудовании, производимом ОАО «Димрус», г. Пермь, которое эксплуатируется на многих отечественных и зарубежных энергетических объектах. Основными диагностическими приборами являются анализатор газов, растворенных в масле, типа Hydran М2 [15], его расположение показано на рис. 5, а также датчики частичных разрядов, установленные на высоковольтных вводах, и датчики температуры верхних и нижних слоев масла.
АСУ ТП
Подстанция
Ethernet
И———N
\i-и
Диспетчерский пульт Управления ЦЭСиП
Датчик контроля
вибрации
Трансформатор
Рис. 3. Структурная схема диагностического комплекса, реализованного на трансформаторах ЦЭСиП ОАО «ММК»
Рис. 4. Установка диагностического оборудования на трансформаторе ЦЭСиП
Результаты исследований
На рис. 7, в качестве примера, представлены тренды частичных разрядов, позволившие своевременно сделать следующие выводы. На момент диагностического обследования имелись незначительные частичные разряды в фазе С, наиболее вероятно, связанные с дефектом типа «Разряд между двумя слоями высоковольтной изоляции» (внутренний разряд) (рис. 7, а). Характерные черты данного дефекта: частичные разряды располагаются в двух симметричных угловых зонах напряжения питающей сети, максимальная интенсивность в зонах 60-75 и 220-255 эл. град. (рис. 7, б).
При последующих замерах обнаружена тенденция к появлению дефекта типа «Поверхностный разряд высоковольтного электрода» в фазе В (рис. 7, в): все импульсы сосредоточены в зоне нарастания амплитуды питающего напряжения, максимальная интенсивность в диапазонах 60-90 и 235-270 эл. град. Наиболее выражено увеличение распределения ко-личества импульсов в секунду в фазе В на всем отрезке мониторинга, что можно наблюдать по трехмерным графикам распределения (см. рис. 7, а). Такой тип дефектов характерен для трансформаторов с высоким рабочим напряжением.
Приведенный пример показывает, что тренды диагностических параметров позволяют сделать предварительные выводы об изменении технического состояния объекта и в результате оценить степень развития дефекта.
Отличием внедренной системы является подключение диагностических сигналов в систему релейной защиты «Экра», установленную на трансформаторе. На сигнализацию «неисправность» выведены:
1) сигналы Hydran:
- увеличение количества газов, растворенных в масле;
- количество газа в масле критическое;
- увеличение влажности масла;
2) сигналы Tim 3 (TDM P034):
- ухудшение изоляции вводов;
- уровень частичных разрядов критический.
Сбор и обработка диагностической информации осуществляются с помощью системы TIM-3 (рис. 6, а) [17] либо более совершенной системы TDM P034, показанной на рис. 6, б [18].
Рис. 5. Подключение анализатора газов Hydran М2
Рис. 6. Системы диагностического мониторинга трансформаторного оборудования: TIM-3 (а) и TDM P034 (б)
Рис. 7. Примеры трендов диагностических параметров
Однако в процессе эксплуатации выявлено, что недостатком многопараметрических систем диагностирования является отсутствие апробированных инженерных методик, позволяющих идентифицировать неисправности по совокупности диагностических признаков. Работы по созданию таких методик ведутся многими отечественными и зарубежными учеными, в том числе сотрудниками МГТУ совместно со специалистами ОАО «ММК» и фирмы «Димрус».
Эффективность внедрения
стационарной системы мониторинга
В настоящее время системы, аналогичные рассмотренной, внедряются на нескольких трансформаторах ЦЭСиП ОАО «ММК». Ведутся сбор, обработка и накопление статистической информации.
Основные технические эффекты от внедрения систем:
- возможность непрерывного контроля технического состояния работающих трансформаторов;
- обнаружение признаков неисправностей на ранних стадиях;
- возможность локализации неисправностей;
- эффективное планирование профилактических и ремонтных работ.
Как правило, стоимость поставки современной системы мониторинга составляет от 0,5 до 1,5 млн руб. в зависимости от комплектации. С учетом монтажных работ и других статей расходов эта стоимость может возрасти в 1,5-2 раза [19]. Стоимость комплексного обследования трансформатора без диагностической
системы зависит от большого количества факторов и составляет от 0,15 до 0,5 млн руб. В эту сумму обычно входят все затраты на проведение комплексного обследования.
Проводя сравнение двух подходов к диагностике трансформаторов, можно утверждать, что на средства, затрачиваемые на поставку одной «стандартной» системы мониторинга, можно выполнить «типовое» комплексное обследование от 4 до 8 трансформаторов. В этом вопросе комплексное обследование более экономично.
Более важным является то, что реально, проводя комплексное обследование всего трансформаторного парка с интервалом один раз в три года, можно снизить аварийность трансформаторного оборудования на 1520%. При этом стоимость затрат уже через 7-10 лет применения такой технической стратегии сравняется с вариантом монтажа на всех трансформаторах систем мониторинга.
Эффективность предупреждения аварийных ситуаций и снижения потерь от их возникновения при использовании систем мониторинга существенно выше. Оценка, проведенная специалистами «Димрус», показала, что полная стоимость системы мониторинга составляет 5-7% от цены контролируемого трансформатора. Если хотя бы одна из смонтированных систем мониторинга позволит предупредить одну аварию, то окупятся затраты на приобретение и установку 15-20 аналогичных систем. В этой сумме учтены только прямые затраты на восстановление (либо замену) трансформатора, все остальные затраты на устранение последствий аварии, которые иногда равны прямым затратам, не учтены.
В целом можно заключить, что на безремонтном интервале эксплуатации трансформатора, равном 12 годам, экономические затраты на установку систем мониторинга сравнимы с затратами на проведение комплексных обследований. Если же учитывать уровень снижения аварийных ситуаций, то эффективность внедрения систем мониторинга будет в два и более раза выше, чем при проведении периодических обследований.
Список литературы
1. Диагностирование технического состояния силовых трансформаторов как составляющая SMART GRID-технологий в промышленных электросетях /А.С. Карандаев, А.А. Николаев, С.А. Евдокимов, Л.А. Маслов //Современные информационные технологии: труды международной научно-технической конференции. Пенза: Пензенская государственная технологическая академия, 2013. Вып. 17. С. 132-139.
2. Алексеев Б. А. Контроль состояния (диагностика) крупных силовых трансформаторов. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. 216 с.
3. СО 34.46.305-2005 «Инструкция по применению системы мониторинга при изготовлении и ремонте силовых трансформаторов» //ОАО «ЕЭС России». URL: http://ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/51/51155/
4. Анализ повреждаемости силовых трансформаторов электростанций металлургического комбината /Е.А. Кузнецов, А.Я. Альбрехт, О.И. Карандаева, С.Л. Цемошевич // Изв. вузов. Электромеханика. 2011. №4. С. 82-85.
5. Карандаева О.И. Характеристика повреждаемости сетевых и блочных трансформаторов ОАО «Магнитогорский металлургический комбинат» // Вестник Южно-Уральского государственного университета. Серия: Энергетика. 2011.
в
№4. С. 15-20.
6. Физический износ оборудования на ТЭС РАО "ЕЭС России" // ДВ Энергосервис. URL: http://energoservesdv.ru/ energetika/resheniya2199.html.
7. Требования к системе мониторинга технического состояния трансформатора сверхмощной дуговой сталеплавильной печи / А.С. Карандаев, С.А. Евдокимов, А.А. Сар-лыбаев, Р.А. Леднов // Машиностроение: сетевой электронный научный журнал. 2013. №2. С. 58-68.
8. Диагностические функции системы непрерывного контроля технического состояния трансформаторов агрегатов электродугового расплава металла / Карандаев А.С., Евдокимов С.А., Храмшин В.Р., Леднов Р.А. // Металлург. 2014. №8. С. 53-59.
9. Основные неисправности и методы диагностирования силовых трансформаторов в условиях эксплуатации / И.Г. Гун, В.М. Салганик, С.А. Евдокимов, А.А. Сарлыбаев // Вестник Магнитогорского государственного технического университета им. Г.И. Носова. 2012. № 1. С. 102-105.
10. Разработка и внедрение интеллектуальных систем диагностирования технического состояния электрического оборудования / С.И. Лукьянов, А.С. Карандаев, С.А. Евдокимов, А.С. Сарваров, М.Ю. Петушков, В.Р. Храмшин // Вестник Магнитогорского государственного технического университета им. Г.И. Носова. 2014. № 1. С. 129-136.
11. Контроль технического состояния силовых трансформаторов методом акустического диагностирования / А.С. Карандаев, С.А. Евдокимов, О.И. Карандаева, С.Е. Мостовой, А.А. Чертоусов // Вестник Южно-Уральского государственного университета. Серия «Энергетика». Вып. 10. 2008. № 26(126). С. 26-31.
12. Система диагностического мониторинга технического состояния трансформатора дуговой сталеплавильной печи / Карандаев А.С., Евдокимов С.А., Храмшин В.Р., Сар-лыбаев А.А. // Электро. Электротехника, электроэнергетика,
Information in English
электротехническая промышленность. 2014. № 4. С. 27-33.
13. Диагностирование силовых трансформаторов методом акустической локации частичных разрядов / А.С. Карандаев, С.А. Евдокимов, Д.Х. Девятов, Б.Н. Парсункин, А.А. Сарлыбаев // Вестник Магнитогорского государственного технического университета им. Г.И. Носова. 2012. №1. С. 105-108.
14. Методика диагностирования силовых трансформаторов на основе кластерной обработки акустических сигналов / А.С. Карандаев, С.А. Евдокимов, С.Л. Цемошевич, С.Е. Мостовой, А.В. Ануфриев, А.А. Сарлыбаев // Известия вузов. Электромеханика. 2011. № 4. С. 86-90.
15. Системы мониторинга силовых трансформаторов //Приложение к приказу ОАО «ФСК ЕЭС» от 18.04.2008 № 140 «Системы мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Общие технические требования». URL: http://silovoytransformator.ru/stati/sistemy-momtoringa-silovyh-transformatorov.htm
16. Дробышевский С. А. Онлайн-мониторинг трансформаторов. URL: http://forca.ru/stati/ podstancii/oplayn- moni-toring-transformatorov.html.
17. Система мониторинга трансформаторов с рабочим напряжением 110-330 кВ TIM-3. Руководство по эксплуатации. Пермь: ПВФ «Димрус». 72 с. URL: http://dimrus.ru/ download/ category/ 10-tim3.html.
18. Модульная система для мониторинга состояния трансформаторного оборудования TDM (TDMR). Руководство по эксплуатации. Пермь: ПВФ «Димрус». 12 с. URL: http://dimrus.ru/download/category/23-tdm.html.
19. Сравнение эффективности внедрения систем мониторинга и проведения комплексного обследования трансформаторов //Техническая документация ПВФ «ВиброЦентр». URL: http://www.electronpribor.ru/ resources/ docs/ tdm_obsl.pdf.
Technical State Diagnosis of Transformer Facilities as a Basis of Energy Supply Security
of INDUSTRIAL ENTERPRISE
Nikolaev N.A., Nikolaev A.A., Lednov R.A.
It is noted that monitoring and diagnosis of transformers technical state is a mandatory requirement for Smart Grid technology implementation in industrial electrical networks. The main characteristics of transformers operating in the main production shops of the OJSC "Magnitogorsk Iron and Steel Works" (OJSC "MMK") are given. It is found that there is a tendency to aging of transformer facilities. Functions of diagnosis system are explained. The authors describe the configuration of the monitoring system introduced in power transformers of electrical networks and substations of the OJSC "MMK". They offer examples of trends, which make it possible to control test parameters on-line. The main benefits of the system implementation are listed. The research group set the task to develop engineering methods of multiparameter monitoring, which might make it possible to isolate and identify the defect by the complex of diagnostic properties.
Keywords: smelter, power transformers, technical state, monitoring system, requirements, configuration, introduction, efficiency.
References
1. Karandaev A.S., Nikolaev A.A., Evdokimov S.A., Maslov L.A. Diagnostirovanie tehnicheskogo sostoyaniya silovyh transformatorov kak sostavlyayuschaya smart grid tehnologii v promyshlennyh elektrosetyah [Technical state monitoring of power transformers as a part of SMART GRID technology in
industrial electrical networks]. Modern information technology: Proceedings of international scientific conference. Penza: Penza state technological academy, 2013, issue 17, pp. 132-139.
2. Alekseev B.A. Kontrol sostoyaniya (diagnostika) krupnyh silovyh transfomatorov [State control (diagnostic operation) of large power transformers]. Moscow: Publishing house ENAS, 2002, 216 p.
3. CO 34.46.305-2005 «User manual of monitoring system for development and repair of power transformers». OJSC «EES of Russia». http://ohranatruda.ru/ ot_biblio/ normativ/ da-ta_normativ/ 51/51155/.
4. Kuznetsov E.A., Albreht A.Ya., Karandaeva O.I., Tsemoshevich S.L. Analiz povrezhdaemosti silovyh transformatorov elektrostantsii metallurgicheskogo kombinata [Damage rate analysis of power transformers at power stations of a smelter]. Proceedings of universities. Electrical engineering, 2011, no.4, pp. 82-85.
5. Karandaeva O.I. Harakteristika povrezhdaemosti setevyh i blochnyh transformatorov OAO "Magnitogorskii metallurgicheskii kombinat" [Damage rate analysis of net and main transformers operating at the OJSC "Magnitogorsk Iron and Steel Plant"]. Bulletin of the South-Ural state university. Series: Power engineering, 2011, no.4, pp. 15-20.
6. Wear and tear of facilities at CHP RAO "EES of Russia" // DV Energoservis. URL: http://energoservesdv.ru/ energetika/ resheniya2199. html.
7. Karandaev A.S., Evdokimov S.A., Sarlibaev A.A., Lednov R.A. Trebovaniya k sisteme monitoringa tehnicheskogo sostoyaniya transformatora sverhmoschnoi dugovoi staleplavilnoi pechi [Requirements to the system of technical state monitoring of UNP electric arc furnace transformer]. Machine building: network electronic scientific journal, 2013, no.2, pp. 58-68.
8. Karandaev A.S., Evdokimov S.A., Khramshin V.R., Lednov R.A. Diagnosticheskie funktsii sistemi nepreryvnogo kontrolya tehnicheskogo sostoyaniya transformatorov agregatov elektrodugovogo rasplava metalla [Diagnostic functions of technical state continuous monitoring system for transformers of electric arc melting unit]. Steel worker, 2014, no.8, pp. 53-59.
9. Gun I.G., Salganik V.M., Evdokimov S.A., Sarlibaev A.A. Osnovnye neispravnosti i metody diagnostirovaniya silovyh transformatorov v usloviyah ekspluatatsii [Main faults and monitoring methods of power transformers operation]. Bulletin of Nosov Magnitogorsk State Technical University, 2012, no.1, pp. 102-105.
10 Lukyanov S.I., Karandaev A.S., Evdokimov S.A., Sarvarov A.S., Petushkov M.Yu., Khramshin V.R. Razrabotka i vnedrenie intellektualnyh sistem diagnostirovaniya tehnicheskogo sostoyaniya elektricheskogo oborudovaniya [Development and implementation of intelligent systems for technical state monitoring of electrical facilities]. Bulletin of Nosov Magnitogorsk State Technical University, 2014, no.1. pp. 129-136.
11. Karandaev A.S., Evdokimov S.A., Karandaeva O.I., Mostovoi S.E., Chertousov A.A. Kontrol tehnicheskogo sostoyaniya silovyh transformatorov metodom akusticheskogo diagnostirovaniya [Technical state monitoring of power transformers using acoustic diagnosis]. Bulletin of the South-Ural State University. Series «Power engineering». Issue 10, 2008, no.26(126), pp. 26-31.
12. Karandaev A.S., Evdokimov S.A. Khramshin V.R., Sarlibaev A.A. Sistema diagnosticheskogo monitoringa tehnicheskogo sostoyaniya transformatora dugovoi staleplavilnoi pechi [Technical state monitoring system for an electric arc furnace transformer]. Electrical engineering, power engineering, electrical engineering industry, 2014, no.4, pp. 27-33.
13. Karandaev A.S., Evdokimov S.A., Devyatov D.H., Parsunkin B.N., Sarlibaev A.A. Diagnostirovanie siolvyh transformatorov metodom akusticheskoi lokatsii chastichnyh razryadov [Diagnosis of power transformers using the acoustic radar for partial discharges]. Bulletin of Nosov Magnitogorsk State Technical University, 2012, no.1, pp. 105-108.
14. Karandaev A.S., Evdokimov S.A., Tsemoshevich S.L., Mostovoi S.E., Anufriev A.V., Sarlibaev A.A. Metodika diagnostirovaniya silovyh transformatorov na osnove klasternoi obrabotki akusticheskih signalov [Power transformers monitoring method based on cluster processing of acoustic signals]. Proceedings of Universities. Electrical engineering, 2011, no.4, pp.86-90.
15. Sistemy monitoringa silovyh transformatorov [Monitoring systems of power transformers]. Addition to the order of the OJSC «FSK EES» dated 18.04.2008 № 140 «Monitoring systems of power transformers and autotransformers. General technical requirements». URL: http://silovoytransformator.ru/stati/sistemy-monitoringa-silovyh-transformatorov.htm.
16. Drobyshevskii S.A. Onlain monitoring transformatorov [On-line monitoring of transformers]. URL: http://forca.ru/stati/ podstancii/oplayn- monitoring-transformatorov.html.
17. Sistema monitoringa transformatorov s rabochim napryazheniem 110+330 kV TJM-3 [System of transformer monitoring with the operating voltage of 110+330 kV TIM-3]. Operation manual. Perm: PVF «Dimrus», 72 p. URL: http://dimrus.ru/download/category/10-tim3.html.
18. Modulnaya sistema dlya monitoringa sostoyaniya transformatornogo oborudovaniya TDM (TDMR) [Modular system for TDM (TDMR) transformer state monitoring]. Operation manual. Perm: PVF «Dimrus», 12 p. URL: http://dimrus.ru/ download/category/23-tdm.html.
19. Sravnenie effektivnosti vnedreniya sistem monitoringa i provedeniya kompleksnogo obsledovaniya transformatorov [Comparison of implementation efficiency of monitoring systems and complex investigation of transformers]. Technical documents of PVF «Vibro-Center». URL: http://www.electronpribor.ru/ resources/docs/tdm_obsl.pdf.
УДК 65.011.56
Пишнограев Р.С., Суспицын Е.С., Швидченко Д.В., Швидченко Н.В., Апет А.А.
Разработка и применение системы раннего детектирования продольных трещин
В НЕПРЕРЫВНОЛИТЫХ ЗАГОТОВКАХ
Политика ОАО «Магнитогорский металлургический комбинат» (ОАО «ММК) в области качества направлена на постоянное совершенствование технологии производства, снижение количества нештатных ситуаций и уменьшение количества дефектов в продукции. Всё большее значение приобретают системы раннего обнаружения нарушений технологического процесса, позволяющие своевременно выполнить корректирующие действия с целью увеличить процент годной продукции. Одной из таких систем является система раннего детектирования продольных трещин в теле отливаемой заготовки, внедрённая на машине непрерывного литья заготовок №6 (МНЛЗ №6) в 2012 г. В данной статье описан опыт разработки и внедрения данной системы.
Теоретические предпосылки
к началу исследований
Продольная трещина (рис. 1) в теле сляба является одним из существенных дефектов непрерывнолитой заготовки. Наличие данного дефекта не позволяет отправить слябовую заготовку в прокатку. Для устранения трещины осуществляют огневую зачистку сляба, т.е. срезают часть поверхности заготовки на глубину залегания трещины. При этом возникают дополнительные затраты, связанные с оплатой труда, потерей металла и прочими расходами.
Рис. 1. Продольная трещина в теле отливаемой заготовки
