CC BY
47
В Ы В О Д
Разработанная конструкция АД с ВКТУ, являясь относительно простой и дешевой, обладает рядом достоинств. В лаборатории кафедры «Теоретические основы электротехники» Гомельского государственного технического университета имени П. О. Сухого изготовлена конструкция АД с ВКТУ (рис. 2). Экспериментальные исследования АД с ВКТУ подтвердили правильность разработанных инженерных методов расчета и проектирования. Это позволило внедрить АД с ВКТУ в электропривод накопителя шасси с мостами № 101.12.24.000000 в филиале РУП «Гомсельмаш» «ГЗСК».
Л И Т Е Р А Т У Р А
1. С о л е н к о в, В. В. Асинхронные двигатели с электромеханическими тормозными устройствами / В. В. Соленков, В. В. Брель // Энергетика... (Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ). - 2004. - № 4. - С. 28-32.
2. Г у с е л ь н и к о в, Э. М. Самотормозящиеся электродвигатели / Э. М. Гусельников, Б. С. Цукерман. -М.: Энергия, 1971. - 96 с.
3. K a г l, E. Biinkmann GmbH. Electromagnetic technology - www.keb.de. 2010. - № 8. - 52 с.
4. А л е к с а н д р о в, М. П. Тормозные устройства / М. П. Александров, А. Г. Лысяков. -М.: Машиностроение, 1985. - 312 с.
5. С о л е н к о в, В. В. Оптимизация параметров электромагнита в двигателях с тормозными устройствами / В. В. Соленков, В. В. Брель // Вестник ГГТУ имени П. О. Сухого. -2004.-№ 3.-С. 33-36.
6. С о л е н к о в, В. В. Бесконтактные схемы форсировки в тормозных устройствах асинхронных двигателей / В. В. Соленков, В. В. Брель // Энергетика. (Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ). - 2009. - № 4. - С. 31-36.
Представлена кафедрой теоретических основ электротехники Поступила 25.05.2011
УДК 621.019
КОМПЬЮТЕРНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ОЦЕНКИ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ОТКЛЮЧЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ
Докт. техн. наук, проф. ФАРХАДЗАДЕ Э. М., кандидаты техн. наук МУРаДаЛИЕВ А. З., РАФИЕВА Т. К., инж. ИСМАИЛОВА С. М.
АзНИПИИ энергетики (Баку, Республика Азербайджан)
Проблема оптимального восстановления износа силовых трансформаторов и автотрансформаторов (далее - трансформаторов), срок службы которых превышает нормативное значение, относится к числу наиболее важных и трудных. Процесс старения оборудования естествен и характерен не только для трансформаторов (ТР). Поэтому выработанные практикой
основные направления обеспечения долговечности не подлежат сомнению. Это систематический контроль технического состояния и тем более полный, чем больше срок службы, снижение нагрузки, ограничение воздействия внешних факторов, способствующих старению оборудования, разумное восстановление износа, снижение воздействия «человеческого фактора». «Интуитивное решение» о проведении капитального ремонта (КР) без достаточного учета технического состояния ТР и значимости последствий его повреждения реализуется в условиях риска снижения надежности и возникновения повреждения активной части и, как правило, приводит к неоправданным затратам. Обоснованности решений в значительной степени способствуют данные об «истории жизни» ТР, т. е. совокупности сведений об условиях эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте, возможность объективного и оперативного анализа ретроспективных данных, привлечение к анализу сведений об «истории жизни» аналогичного оборудования. Так, в соответствии с [1] «техническое состояние энергооборудования определяется не только путем сравнения результатов конкретных испытаний с нормативными значениями, но и по совокупности результатов всех проведенных испытаний, осмотров и данных эксплуатации». Эти сведения регламентированы в [2] и именуются «информационной поддержкой персонала» при решении задач эксплуатации и ремонта.
Стремление уменьшить риск ошибочного решения, наукоемкость объективного анализа ретроспективных данных, трудоемкость и громозкость вычислений, возможные ошибки ручного счета обусловливают целесообразность применения интеллектуальных автоматизированных информационных систем (АИС), обеспечивающих руководство и персонал необходимой информацией о техническом состоянии ТР с предложениями по восстановлению их износа. Укрупненная блок-схема разработанной авторами интеллектуальной автоматизированной информационной системой трансформаторов (АИСТР) приведена на рис. 1 и представлена тремя блоками.
Блок 1 характеризует базу данных о ТР энергосистемы, в том числе паспортные данные и сведения об условиях эксплуатации, сведения о нерабочих состояниях и дефектах, данные результатов испытаний и восстановления износа, справочную и нормативную информацию. Для каждого объекта базы данных разработаны процедуры ввода, корректировки, просмотра, обеспечения безопасности и безошибочности. Блок 2 («анализ технического состояния ТР») формирует выборку из парка ТР для заданных разновидностей признаков (РП), тем самым обеспечивая возможность контроля исполнения предписаний Правил устройства электроустановок и Правил технической эксплуатации; анализирует изменение суммарной установленной мощности и срок службы ТР, представляет объективную характеристику безотказности, долговечности и ремонтопригодности ТР. Блок 3 предусматривает возможность обращения к современной нормативно-технической документации по вопросам организации технического обслуживания и ремонта ТР.
В настоящей статье основное внимание уделяется подсистеме «Анализ ремонтопригодности ТР» (блок 2.4, рис. 1). На рис. 2 приведена укрупненная блок-схема этой подсистемы. Рассмотрим некоторые особенности ее функционирования.
Рис. 1. Укрупненная блок-схема АИСТР
Очевидно, что сроки проведения плановых ремонтов ТР в значительной степени определяются сведениями о его техническом состоянии. Отдельные разделы этой информации сосредоточены в блоке «Данные нерабочих состояний ТР» (блок 2.4.1.1). Под «нерабочим состоянием» будем понимать состояние, при котором ТР отключен. В «нерабочем состоянии» ТР находится при отключениях: вследствие короткого замыкания как при повреждении самого ТР, так и на элементах присоединения; согласно аварийной или плановой заявке; для проведения плановых ремонтов смежных элементов; в резерв; по режиму работы.
Автоматические отключения ТР происходят преимущественно при превышении хотя бы одним из диагностических показателей (ДП) предельно допустимого значения и очередном дискретном воздействии соответствующего этому ДП внешнего фактора. Например, при увлажнении изоляции (уменьшении сопротивления изоляции и увеличении тангенса угла диэлектрических потерь) и воздействии перенапряжения. Отключения ТР по аварийной заявке проводятся для устранения дефектов, выявленных при осмотре, способных привести к автоматическому отключению ТР (например, недопустимый нагрев контактов, несоответствие ДП трансформаторного масла предъявляемым требованиям, повышенные вибрация и шум, повреждение фарфоровой изоляции ввода и др.).
Если сведения о нерабочих состояниях регистрируются в диспетчерских журналах, то все выявленные при осмотре дефекты прежде всего регистрируются в журнале дефектов. Эта информация периодически заносится в специальные формы и вводится в банк данных АИСТР.
ю 00
Рис. 2. Укрупненная блок-схема алгоритма подсистемы «Анализ ремонтопригодности ТР»
В блоке 2.4.1.2 проводится анализ дефектов, выявленных и устраненных в период между КР при осмотрах и межремонтных испытаниях узлов однотипных ТР, а также выявленных по данным испытания непосредственно до и в период КР, что служит основанием при планировании объема ремонта. Анализ многочисленных протоколов испытаний свидетельствуют о том, что имеют место случаи, когда нормы контроля ДП не соответствуют предъявляемым требованиям (для ТР, изготовленных в дальнем зарубежье), величина текущего износа менее исходного значения, неверная интерпретация норм испытания (например, ограничение численного значения ДП «30 % от исходного» и «на 30 % от исходного»), выполнение заключения о техническом состоянии по неполному перечню испытаний, отсутствие данных об исходных значениях ДП ТР и др. Аналогичные результаты, по литературным данным, характерны для многих энергосистем.
Переход к системе автоматизированной оценки ДП и их сравнения с предельно допустимыми значениями позволяет повысить объективность контроля технического состояния ТР, снизить влияние «человеческого фактора», обеспечить достоверность базы данных.
Перечень ТР, находящихся на подконтрольной эксплуатации (блок 2.4.1.3), традиционно формируется на основе данных периодических осмотров и результатов межремонтных испытаний при условии, что выявленные несоответствия ДП предъявляемым требованиям не устранены. В иллюстративных целях в табл. 1 приведены результаты анализа данных измерения ряда ДП трехобмоточного ТР. Суть анализа сводится к сопоставлению этих данных с предельно допустимыми значениями (ПДЗ) ДП.
Таблица 1
Иллюстрация оценки технического состояния ТР по ряду ДП традиционным методом
Наименование ДП Исходное значение По,,-06.1996 Предельное значение ДП, Ппр.д,! Текущее значение П,(г,) 07.2008 Результат испытания
Норматив Оценка
Reo изоляции ВН » » СН » » НН 5700 МОм 5400 МОм 6500 МОм IV IV IV о о о Лл Лл 5 П П П ООО 2850 МОм 2700 МОм 3250 МОм 3050 МОм 3850 МОм 5050 МОм В норме В норме В норме
tg 5 изоляции ВН » » СН » » НН 0,35 % 0,31 % 0,42 % <1,5 По <1,5 По <1,5 По 0,525 % 0,465 % 0,63 % 0,495 % 0,37 % 0,44 % В норме В норме В норме
Заключение. Результаты испытания удовлетворяют предъявляемым к ТР требованиям.
Если значение ДП хуже, чем ПДЗ ДП, то ТР относится к группе ТР с подконтрольной эксплуатацией. Все остальные ТР относятся к группе с удовлетворительным техническим состоянием. Как следует из табл. 1, рассматриваемые ДП не превышают своих ПДЗ, а ТР удовлетворяет предъявляемым требованиям. Однако при этом не учитывается степень различия результатов измерения ДП и ПДЗ ДП и тем самым остается открытым вопрос о возможности возникновения дефекта и отказа ТР в межремонтный период.
Чтобы учесть эту возможность, предлагается массив ТР с подконтрольной эксплуатацией дополнить ТР, для которых срок использования остаточного ресурса не превышает интервал межремонтного периода.
Для количественной оценки степени различия результатов измерения ДП и ПДЗ ДП воспользуемся следующими понятиями:
• интервал допустимого изменения ДП. Вычисляется по формуле
ДП = |Ппр.д,г - По,|, (1)
где Ппрд>г-, По,, - соответственно предельно допустимое и исходное значения /-го ДП, По,, = П (4); величина ДП,, по существу, представляет собой заданный резерв /-го свойства, характеризуемого /-м ДП;
• величина использованного резерва /-го свойства в момент /
ДП ^ ) = |ц(*)- По,,-1; (2)
• относительное значение использованного резерва /-го свойства в момент /
;г(Ц,г) = ЛП£)=^-До1. (3)
В соответствии с принятой в теории диагностики терминологией будем называть величину 12 (П, t) износом. Величина
к ( П, , t) позволяет повысить объективность классификации ТР энергосистемы по техническому состоянию. Будем различать следующие группы ТР по износу:
группа катастрофического износа 12 (П, t) > 1,2;
группа с дефектом 1,0 < 12 (П, t)< 1,2;
группа риска возникновения дефекта 0,8 < 12 (П, t) < 1,0; [> (4)
группа удовлетворительного состояния 0,2 < 12 (П, t) < 0,8;
группа хорошего состояния 0 < 12 (П, t) < 0,2;
• остаточный ресурс
Яе(Пг,0 = 1 -/2(П„0; (5)
• относительная величина средней скорости изменения ДП
8[ 12 ( П,, Д t )] = ^ = ДШк.
(6)
• прогнозируемый срок использования остаточного ресурса. Вычисляется по формуле
^е (Пи Ь) _ [Ппр.д,,- П, (tJ. )]Д t
' д[/2 (П,, Д 0] [Ппр.д,,- П0,,-][П (t;)-По,,-]'
Если обозначим период между плановыми ремонтами через Д/р, то при ДТ < Дtp в межремонтный период величина П, (t) превысит П^д,, а нелинейная скорость развития дефекта может привести к катастрофическому
износу, отказу и автоматическому отключению ТР или необходимости отключения ТР по аварийной заявке.
Чтобы предотвратить эти отключения, необходимо увеличить остаточный ресурс путем восстановления износа или же уменьшить скорость износа путем снижения величины и продолжительности максимальной нагрузки, снизить число и величину воздействующих на изоляцию обмоток ТР сквозных токов короткого замыкания и перенапряжений. Если же А Т > А¿р или, тем более, АТ >> А¿р, то проведение ремонта узла и восстановление износа 12 (Пг-, tj ) нецелесообразны. Как было отмечено выше,
решение о проведении КР в этом случае связано с существенным риском возникновения новых дефектов, неоправданных больших затрат.
В иллюстративных целях в табл. 2 приведены результаты анализа технического состояния ТР с учетом степени отличия износа 12 (П,, tj ) от предельно допустимого значения для результатов измерения ДП, приведенных в табл. 1. Как следует из табл. 2, анализ технического состояния ТР по величине 12 (Пг-, tj ) позволяет выявить ДП, которые находятся в группе риска
возникновения дефекта. Это первый и четвертый ДП. Однако более эффективным оказывается критерий сравнения АТ с ¿р. И это не случайно, так как в этом сравнении учитывается не только величина, но и скорость изменения износа. Для первого ДП А Т < ¿р = 2, а для четвертого ДП А Т4 > ¿р.
Таким образом, учет степени отличия ДП от его ПДЗ позволил установить, что техническое состояние ТР на самом деле не удовлетворяет предъявляемым требованиям.
Таблица 2
Иллюстрация оценки технического состояния трансформатора по показателям долговечности для ряда ДП
Наименование ДП Резерв изменения ДП Степень использования резерва Ь(Пи /Д % Относительная величина средней скорости изменения ДП, о. е./лет Прогнозируемый срок использования ресурса АТ, лет (мес.) Результат испытания ТР по данным
ЧП, Ь) АТ
Reo изоляции ВН 2850 о. е. 93 0,0775 0,9 (10,8) Риск дефектов Неудовлетворительное
» » СН 2700 о. е. 57,4 0,0478 8,9 Удовлетворительное Удовлетворительное
» » НН 3250 о. е. 44,6 0,0371 14,9 Удовлетворительное Удовлетворительное
tgS изоляции ВН 0,175 % 82,8 0,069 2,49 Риск дефектов Удовлетворительное
» » СН 0,155 % 38,7 0,0322 19 Удовлетворительное Удовлетворительное
» » НН 0,21 % 9,5 0,0079 114 Хорошее Удовлетворительное
Заключение. Результаты испытания не удовлетворяют предъявляемым к ТР требованиям.
В соответствии с рекомендациями [3] в блоке 2.4.1.4 проводится построение закономерностей изменения ДП во времени, в частности ДП ТР, находящихся в подконтрольной эксплуатации.
Опыт эксплуатации ТР показывает, что целесообразность проведения КР ТР (блок 2.4.2) определяется значимостью ряда признаков. Условимся называть их базовыми. К ним относятся:
• срок службы Тсл = гт — гп, где ¿т и ^п - соответственно текущий год и год ввода в эксплуатацию, лет;
• относительная величина максимальной нагрузки 55^, о. е., где £н - номинальная мощность ТР;
• число сквозных токов короткого замыкания Пкз;
• наработка после КР Ткр, лет;
• среднее число отключений по аварийной заявке п а.з, откл./год;
• среднее число автоматических отключений пав, откл./год;
• степень соответствия технического состояния узлов ТР предъявляемым требованиям
1х(г) = тах\1г (П, г)}и,
где I = 1, Пд, Пд - число ДП;
• значимость последствий автоматического отключения у, о. е.
В табл. 3 приведены опытные значения интервалов изменения разновидностей базовых признаков. Чем порядковый номер интервала выше, тем выше и целесообразность планового восстановления износа ТР.
Численные значения базовых признаков со временем изменяются. Например, возрастают срок службы Тсл и наработка после КР Ткр, возможно увеличение числа сквозных токов короткого замыкания Пкз, среднего числа отключений (п*аз и п**в) и пр. Уточнение базовых признаков (блок 2.4.2.1) осуществляется периодически при характеристике технического состояния ТР и планировании восстановления износа.
Таблица 3
Классификация интервалов значимости базовых признаков
Тип признака Интервалы изменения признаков
1 2 3 4 5
Тсл, лет 0-12 13-24 25-36 37-48 > 48
8Sн, о.е. <0,5 0,5-0,75 0,75-1,0 1,0-1,25 > 1,25
Пкз 0 1; 2 3; 4 5; 6 > 6
Ткр, лет <3 4-6 7-9 10-12 > 12
* п а.з , откл./год 0-1 1-2 2-3 3-4 > 4
* п ав , откл./год 0-0,5 0,5-1 1-1,5 1,5-2 > 2
Щ), о.е. <0,2 0,2-0,8 0,8-1,0 1,0-1,2 > 1,2
у Снижение структурной надежности Ограничение транзита ЭЭ Отказ в транзите ЭЭ Обесточение нагрузки потребителя Системная авария
В блоке 2.4.2.2 абсолютному значению каждого из базовых признаков сопоставляется номер интервала Г, у, включающего соответствующее аб-
32
солютное значение признака, где / - порядковый номер ТР; у - порядковый номер базового признака. Например, сроку службы ТР, равному 39 годам, сопоставляется порядковый номер 4, а относительной величине износа 1,28 сопоставляется порядковый номер 5. Составляется эмпирическая таблица ^ ^ } где * = 1, Мтр; ] = 1, «бп; Мр - число ТР; пбп - число базовых
признаков. Условимся называть г^ ^ значимостью базового признака. Одинаковые единицы измерения реализаций . | позволяют перейти к интегральному показателю целесообразности планового восстановления износа г,е :
«бп
Ги], * = 1, Мтр. (8)
}=1
Интегральный показатель позволяет выполнить восстановление износа ТР, выход из строя которых наиболее вероятен и нанесет наибольший ущерб энергосистеме.
Составление эмпирической таблицы и расчеты оценок г* % по формуле
(8) приводятся в блоке 2.4.2.3. Таким образом, метод формирования последовательности ТР с убывающей целесообразностью отключения на КР сводится к выполнению следующих вычислений:
1. Уточнение перечня базовых признаков. Дело в том, что не всегда ретроспективная информация содержит сведения обо всех базовых признаках.
2. Построение распределения реализаций каждого базового признака и уточнение каждого из пяти интервалов их изменения.
3. Для каждого ТР энергосистемы вычисляется значимость каждого из
базовых признаков (г^, * = 1, Мтр; ] = 1, пбп).
4. По формуле (8) вычисляется интегральная оценка целесообразности отключения ТР на КР (г%, I = 1, Мтр; ] = 1, пбп).
5. Проводится ранжировка ТР по мере снижения целесообразности отключения на КР.
6. Выделяются группы ТР с одинаковым значением интегрального показателя (г*, Е = со^).
7. Проводится ранжировка ТР в каждой группе по числу базовых признаков с максимальной значимостью.
В соответствии с [3] КР ТР 110 кВ и выше мощностью 125 МВА и более проводится не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию с учетом результатов диагностического контроля, а в дальнейшем - по мере необходимости. Поэтому автоматизированное формирование перечня ТР, рекомендуемых для вывода в КР в текущем году, состоит из двух этапов. На первом этапе из общего перечня ТР энергосистемы выделяются ТР, сроку службы которых исполняется 12 лет, при условии, что эти ТР не выводились в КР. На втором этапе этот перечень дополняется ТР с наибольшей величиной интегрального показателя, включающего численное значение наибольшей значимости (пять) не менее чем для одного базового признака.
Именно этот перечень рекомендуется как основа при выборе ТР, отключаемых на КР. Объективность метода ежегодно контролируется путем сопоставления прогнозируемого и реального перечней ТР для предшествовавшего года, а повышение точности прогноза достигается уточнением данных эмпирической таблицы.
Известно, что основными элементами ТР, определяющими его предельное состояние, являются обмотки и магнитопровод. Считается, что все остальные элементы (узлы) при наличии в них повреждений можно и необходимо либо ремонтировать, либо заменить, не заменяя ТР в целом. В основе прогнозирования объема КР ТР лежит дефектная ведомость, которая на практике составляется и уточняется по данным осмотров и испытаний. АИСТР располагает этими данными, а подготовка ведомости дефектов узлов ТР осуществляется в блоке 2.4.3.1. Не менее важной информацией являются сведения об объеме восстановления износа узлов ТР при его внезапных отключениях и отключениях по аварийной заявке, а также сведения о восстановлении износа однотипных ТР. Эта информация подготавливается в блоке 2.4.3.2. Повышение точности рекомендаций достигается учетом причин расхождения реального объема КР и прогнозируемого (блок 2.4.3.3).
Контроль качества ремонта ТР (блок 2.4.4) относится к одной из основных задач эксплуатации и в основном проводится при завершении КР (для выяснения возможности включения ТР в работу) путем сравнения результатов измерения ДП с ПДЗ. Контроль договорных гарантированных обязательств (являющихся непременным атрибутом успешных предприятий, проводящих КР ТР) как правило, не проводится. По сути, эти два сравнения однотипны с той разницей, что первые осуществляются непосредственно после КР, а вторые - в течение интервала времени гарантированных обязательств (два года) и по результатам итоговых испытаний.
Кроме того, контроль при вводе предполагает измерение ДП как отдельных узлов (обмотки, магнитопровод, вводы, переключающие устройства и др.), так и для ТР в целом. При контроле исполнения гарантированных обязательств перечень контролируемых ДП уменьшается. В основном измеряются ДП, характеризующие техническое состояние ТР в целом. При сравнении ДП считается, что если выполняется условие (9), то качество ремонта не удовлетворяет предъявляемым требованиям, иначе говоря:
если ПП < Ц-,доп при Пг о > Пг-доп;1
Г (9)
если ПП >Пг-доп при Пг-0 <Пг-доп,]
где ПП - 7-й ДП; I = 1, пд; индекс «П» означает результаты измерения непосредственно после КР, то качество ремонта неудовлетворительно. Однако сопоставление типа (9) не всегда отражает удовлетворительное качество ремонта. Нередки случаи, когда после КР ДП мало отличается от Пдоп или величина 12 (Пг, tj■ ) превышает аналогичную величину до КР и вскоре
после включения в работу ТР отказывает. Поэтому целесообразно дать более объективную оценку качества КР, классифицируя результат сравнения ДП до и после КР по одному из следующих уровней: 34
УП7 = Гд Г ,7 и гд г ,7 = 1 - без изменения, хорошее,
или гд г ,7 = 2 - без изменения, удовлетворительное,
или гд г,7 > 2 - без изменения, неудовлетворительное,
Г П7 > г д г,7 - неудовлетворительное. ' (10)
Г П7 < гд г ,7, гд г,7 = 1 - хорошее,
уд7 = 2 - удовлетворительное,
д
У 7 > 2 -
неудовлетворительное.
с , = 1, Мтр.
Соотношения (10) поясняют данные табл. 4.
Классификация качества капитальных ремонтов ТР
Таблица 4
Значимость ДП до КР Значимость ДП после КР
Хорошее Удовлетворительное Область риска Дефектное
Хорошее Без изменения Неудовлетворительное Неудовлетворительное Неудовлетворительное
Удовлетворительное Хорошее Без изменения, удовлетворительное Неудовлетворительное Неудовлетворительное
Область риска Хорошее Удовлетворительное Без изменения, неудовлетворительное Неудовлетворительное
Дефектное Хорошее Удовлетворительное Неудовлетворительное Без изменения неудовлетворительное
Классификация уровней выполнения гарантированных обязательств имеет вид:
хорошее,
Г =1
и
гГ =1
„г
Г =2
Г =3
или гг = 2 - удовлетворительное, или гГ7 > 2 - неудовлетворительное,
уг7 = 2 - удовлетворительное. или гГ > 2 - неудовлетворительное,
г, = 3 - удовлетворительное, или уг7 > 3 - неудовлетворительное.
и
и
(11)
с , = 1, Мр.
Рекомендации о возможности включения ТР после КР формулируются в блоке 2.4.4.1, а степень исполнения гарантированных обязательств -в блоке 2.4.4.2. В качестве примера в табл. 5 приведен фрагмент оценки качества восстановления износа при КР ТР по данным измерения ряда ДП активной части ТР до и после КР.
Пример традиционного контроля качества КР был бы аналогичен данным табл. 1, с той разницей, что вместо результатов текущего измерения ДП вводятся данные измерения ДП после КР. Факт несоответствия нормативам ПДЗ здесь, как правило, исключается, так как при его обнаружении причина несоответствия устраняется.
Другое дело, насколько ДП отличается от ПДЗ ДП. Для ТР, срок службы которых превышает расчетный, особенно для ТР, изготовленных в «дальнем зарубежье», возможность восстановления износа путем замены узла (элемента) ТР на новый часто проблематична. При отсутствии резервных узлов (элементов) полное восстановление износа невозможно. Приходится довольствоваться реальными возможностями восстановления износа, а ТР, даже после КР, по результатам очередных профилактических испытаний требуется считать находящимися на подконтрольной эксплуатации.
Таблица 5
Иллюстрация оценки качества ремонта ТР по показателю значимости величины износа
г Наименование ДП Значимость величины износа Гг,7 Оценка качества ремонта
До КР После КР
1 Яб0 изоляции ВН 3 2 Удовлетворительное
2 » » СН 2 2 Без изменения, удовле-
творительное
3 » » НН 2 1 Хорошее
4 изоляции ВН 3 2 Удовлетворительное
5 » » СН 2 3 Неудовлетворительное
6 » » НН 1 1 Без изменения, хорошее
Заключение. Качество ремонта неудовлетворительное.
Как следует из табл. 5, несмотря на то, что численные значения 12(П, tj ) < 100 %, тангенс угла диэлектрических потерь обмотки СН существенно увеличился, находится в зоне риска, с большой вероятностью превысит ПДЗ до очередного планового (текущего) ремонта, что свидетельствует о необходимости снижения величины 12 (П5, t) .
В блоке 2.4.4.3 проводится анализ длительности простоя ТР в нерабочих состояниях, устанавливается характер распределения реализаций длительности восстановления износа.
В Ы В О Д Ы
1. Повышение эффективности технического обслуживания и ремонта ТР требует совершенствования системы информационного обеспечения руководства и персонала энергообъектов. Для этого, прежде всего, необходимо преодолеть ряд методических трудностей. В частности, настоятельно требуется совершенствование методологии планирования сроков и объемов КР ТР, оценки качества восстановления износа и исполнения гарантированных по договору обязательств. Существующие методы недостаточно
полно учитывают значимость факторов, способствующих износу ТР, значимость последствий отказа ТР. В настоящее время:
а) число ТР, планируемых к отключению на КР, определяется финансовыми возможностями энергообъекта;
б) перечень ТР, выводимых на КР, назначается интуитивно;
в) объем КР охватывает все узлы ТР и не зависит от их технического состояния.
2. Разработан новый метод оценки целесообразности проведения КР ТР. Целесообразность восстановления износа ТР в этом методе характеризуется численным значением интегрального показателя. Чем этот показатель больше, тем необходимость проведения КР выше. Ранжирование ТР в порядке уменьшения оценки интегрального показателя позволяет при заданных финансовых ограничениях получить последовательность ТР, КР которых наиболее оправдан.
3. Необходимый объем КР ТР отличается от полного объема КР и задается ведомостью дефектов, выявленных при осмотре и испытаниях ТР. Целесообразность восстановления износа бездефектных узлов ТР определяется исходя из условия непревышения гарантированной наработки до отказа интервала времени до очередного текущего ремонта.
4. Разработан новый метод оценки качества выполнения КР и договорных обязательств. К преимуществам этого метода относится возможность перехода от двух уровней качества КР (удовлетворительное и неудовлетворительное) к четырем уровням (хорошее, удовлетворительное, без изменения и неудовлетворительное), позволяющих, прежде всего, учесть степень различия текущего и предельно допустимого значений ДП.
Л И Т Е Р А Т У Р А
1. О б ъ е м и нормы испытания электрооборудования: РД 34.45-51.300-97. - 6-е изд. -М.: НЦ ЭНАС, 1998. - 256 с.
2. М е т о д и ч е с к и е указания по оценке состояния и продлению срока службы силовых трансформаторов: РД ЭО 0410-02. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001. - 23 с.
3. П р а в и л а технической эксплуатации электроустановок потребителей. - М.: Энергосервис, 2003. - 168 с.
Поступила 11.04.2011
