CC BY
86
9. Каштанов А.Л., Никифоров М.М., Плотников Ю.В. Моделирование режимов работы интеллектуальной системы резервирования мощности тяговых подстанций постоянного тока // Электроника и электрооборудование транспорта. 2020. №5. С. 22 - 26.
Каштанов Алексей Леонидович, канд. техн. наук, начальник ОНПЛ, kesh-al@rambler.ru, Россия, Омск, Омский государственный университет путей сообщения,
Плотников Юрий Викторович, аспирант, ra9mjr@mail.ru, Россия, Омск, Омский государственный университет путей сообщения,
Пономарев Антон Витальевич, канд. техн. наук, доцент, antonyswork@gmail.com, Россия, Омск, Омский государственный университет путей сообщения
THE CONTROL ALGORITHM OF THE SYSTEM OF AUTOMATIC POWER REDUNDANCY OF DC TRACTION SUBSTATIONS
A.L. Kashtanov, J.V. Plotnikov, A.V. Ponomarev
The article presents an optimized algorithm for the operation of the power redundancy system of railway traction DC substations, which reduces the loss of electricity in traction transformers. The analysis of the efficiency of the algorithm based on data on the operating modes of the converter units is performed. A computer model has been developed to determine the optimal values of current and time settings affecting the connection and disconnection of a backup converter unit.
Key words: traction power supply system, DC traction substation, converter unit, power losses, algorithm for controlling operating modes.
Kashtanov Alexey Leonidovich, candidate of technical sciences, head of ONPL, kesh-al@rambler.ru, Russia, Omsk, Omsk State Transport University,
Plotnikov Yuriy Viktorovich, postgraduate, ra9mjr@mail.ru, Russia, Omsk, Omsk State Transport University,
Ponomarev Anton Vitalievich, candidate of technical sciences, docent, antonys-work@gmail. com, Russia, Omsk, Omsk State Transport University
УДК 621.314.212
DOI: 10.24412/2071-6168-2021-9-518-526
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОСТАТОЧНОГО СРОКА СЛУЖБЫ СИЛОВЫХ МАСЛЯНЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ОСНОВАНИИ ДАННЫХ МОНИТОРИНГА
М.В. Молчанов, Н.К. Пожидаев, Я.М. Толкачев, Е.В. Воробьев
Эксплуатация силовых масляных трансформаторов приводит к износу составных элементов его конструкции, что приводит к необходимости проведения диагностики и мониторинга технического состояния, связанного с ним оборудования электростанции. Прогнозирование остаточного срока службы наиболее ответственного узла (силового трансформатора) представляет основу для принятия решения о целесообразности его дальнейшей эксплуатации или проведения ремонтных работ. В работе представляется основная методика прогнозирования остаточного ресурса силовых масляных трансформаторов с перечнем диагностируемых параметров первоочередного характера в виде самонастраивающейся системы диагностики.
Ключевые слова: силовой масляный трансформатор, магнитопровод, частичные разряды, хроматографический анализ, влагораспределение, спектроскопия.
При большом объеме изношенного и требующего замены оборудования обновление основных фондов электроэнергетики не превышает (3.. .5) % в год, заставляя совершенствовать методы контроля состояния трансформатора для проведения своевременных ремонтных работ и продлении срока службы трансформаторного оборудования [1, 2]. Помимо этого, замена устаревшего трансформатора является дорогостоящим решением проблемы.
518
Практика показывает, что риск повреждения силового трансформатора начинает заметно возрастать после 10 лет эксплуатации и тогда возникает потребность в системе раннего выявления дефектов. Применяемые методы контроля по предельным параметрам не позволяют оценивать качество текущего технического состояния объекта и динамику развития дефекта, что дают диагностические методы. Нередко необходимость в мониторинге исключается, поскольку дефекты развиваются достаточно медленно (от нескольких месяцев до нескольких лет) [3, 4, 5, 6, 7].
Диагностику целесообразно применять на наиболее ответственном оборудовании (220 кВ и выше), поскольку непрерывный контроль требует установку дорогостоящей и постоянно работающей аппаратуры, наличие высококвалифицированного персонала (сторонней организации); или на оборудовании, отработавшем 25 лет и более и имеющем проблемы. Диагностика исключает аварийные ситуации между исследованиями, минимизирует дорогостоящие проверки с остановом оборудования, сокращает количество отключений, но для этого необходим сложный анализ всех имеющихся факторов. В основном по результатам диагностики требуются работы, исключающие разборку трансформатора. Практика показывает, что более 70 % дефектов могут быть выявлены без отключения трансформатора от сети. Совершенствование систем диагностики технического состояния в основном требует унифицирования методов обработки результатов проверки.
Расчеты, проведенные специалистами США и Швейцарии, показывают, что раннее обнаружение развития дефектов в трансформаторе снижает расходы на ремонт на 75 %, потери от недоотпуска электрической энергии - на 63 %, а ежегодная экономия составляет 2 % стоимости нового трансформатора. Опыт внедрения установок непрерывного контроля состояния трансформаторов в Швейцарии подтверждает, что энергетическая компания экономит в 3-6 раз больше, чем затрачивает на систему плановой диагностики [8].
Процесс эксплуатации трансформатора сопровождается изменением его технического состояния. Основными воздействующими факторами являются термические, механические нагрузки, электромагнитные воздействия, как внутреннего, так и внешнего характера, окислительные реакции под воздействием воздуха. В результате происходит ухудшение физических и конструктивных свойств основных узлов трансформатора. На рис. 1 представлены основные дефекты и возможные негативные последствия нарушения нормальной работы силовых масляных трансформаторов.
дефекцл О^иоан« апгменто Состоим«
Рис. 1. Дефекты и их последствия
Для контроля состояния трансформатора и его узлов необходимо проводить мониторинг и диагностику в соответствии с существующими методиками и действующими нормативными документами следующих параметров:
- Концентрации газов: С2Н2, С2Н4, С2Н6, СН4, Н2, — их отношения и скорости роста;
- Распределение температур снаружи трансформатора;
- Напряжение и мощность частичных разрядов*;
- Физические и химические свойства масла*;
- Тангенс угла диэлектрических потерь;
- Ёмкость изоляции, вводов;
- Небаланс токов проводимости;
- Содержание фурановых частиц в масле;
- Температура масла в устройстве РПН*;
- Количество переключений, время и соответствующие им токи;
- Токи двигателей маслонасосов, вентиляторов и устройства РПН;
- Температура масла в баке, на входе и выходе из охладителей;
- Число пусков насосов и часов их работы;
- Сопротивление короткого замыкания и постоянному току обмоток;
- Потери короткого замыкания и холостого хода;
- Коэффициент абсорбции;
- Влажность изоляции;
- Вибрации бака и устройства РПН;
- Напряжение и токи в обмотках трансформатора;
- Температура окружающей среды (воздуха);
- Крутящий момент вала привода устройства РПН;
- Уровень масла.
Перечень может быть изменен или дополнен при применении других методов диагностики: хроматографический анализ растворенных газов (ХАРГ); инфракрасная термография; диагностика частичных разрядов; анализ частотного отклика; анализ внешнего вида масла, мутности, прозрачности; измерение напряжения пробоя; анализ содержания фурановых частиц; анализ состояния устройства РПН; измерение индуктивности рассеяния; вибро-шумовой анализ бака, устройства РПН; виброударные характеристики; метод восстановления или обратного напряжения; оценка абсорбционных токов; напряжение возникновения частичных разрядов; измерение тока поляризации; анализ газа из газового реле; накопление и анализ числа и кратности токов короткого замыкания; измерение индуктивности рассеяния с помощью моста Максвелла.
Рассматриваемый перечень может быть расширен по усмотрению заказчика. При этом возможно реализовать ХАРГ таким образом (установить такое ПО), чтобы была возможность изменить метод анализа данных. В соответствии с "Объемом и нормами испытаний электрооборудования" допускается увлажнение изоляции обмотки до 2 % для вновь вводимых и выходящих из капитального ремонта трансформаторов (110 кВ и выше, мощностью 60 МВ • А и более) и до 4 % — для находящихся в эксплуатации.
В табл. 1 представлены основные диагностируемые параметры, необходимые для точного определения и продления остаточного срока службы трансформаторов.
Основным газом является С2Н4 при перегреве масла и бумажно-масляной изоляции свыше 500°С и С2Н2 - при дуговом разряде. Характерными газами в обоих случаях являются Н2, СН4, и С2Н6. При частичных разрядах в масле основным газом является Н2, характерными газами с малым содержанием - СН4 и С2Н2. При перегревах твердой изоляции основным газом является СО2.
При текущем уровне разработки методов и средств диагностики целесообразно оценивать параметры, указанные выше. При внедрении фундаментальных изменений (например, замена минерального масла на биоразлагаемое) методика, критерии и набор диагностируемых параметров будут скорректированы.
В процессе эксплуатации износ частей трансформатора происходит с различными скоростями. Необходимо учитывать, когда были произведены восстановительные работы каждого узла для определения менее надежного элемента.
Для идентификации состояния трансформатора его разделяют на конструктивные элементы. Контролируя определенные параметры, можно спрогнозировать возникновение неисправности, аварийный останов или отказ. В работе рассматриваются критерии характеризующие появление и развитие дефекта и метод его определения. По результатам анализа ни один
из приведенных к рассмотрению методов в отдельности не позволит комплексно оценить состояния масляного трансформатора в связи с влиянием на измеряемые величины совокупности факторов. Поэтому необходим комплексный анализ зависимостей ряда диагностируемых параметров.
Таблица 1
Список возможных диагностируемых параметров_
Параметр Описание
Масло Концентрация полиароматики, коррозионной серы; содержание ингибитора, полихлордифе-нилов, свободные радикалы, СО, СО2, О2, Н2, метан СН4, ацетилен С2Н2, этилен С2Н4, этан С2Н6 растворенная влага, связанная вода, фурановые компоненты, фенолы, растворенные металлы, металлические частицы. «ЗМБ» Плотность, температура вспышки и вязкость, коэффициент преломления света, диэлектрическая проницаемость, кислотное число, число омыления, поверхностное натяжение, тангенс угла диэлектрических потерь, удельное объемное сопротивление, коэффициент полярности, относительная влажность, пробивное напряжение, импульсная прочность, напряжение канала частичного разряда, содержание йода, анилиновая точка, стабильность к окислению, газостойкость, мутность, скорость поглощения кислорода, скорость выделения летучих кислот.
Изоляция Содержание йода, tgS при 20 - 70 °С, электропроводность при постоянном напряжении, диэлектрическая проницаемость, поляризационный спектр, восстанавливающееся напряжение, частичные разряды
Сердечник, магнитная система Ток намагничивания и коэффициент трансформации, ослабление прессовки и уплотнений магнитопровода, ток и потери холостого хода, замыкания листов
Система охлаждения Теплоотдача и исправность охладителей, нагрев в зонах концентрации поля рассеяния, температура вверху и внизу бака трансформатора и рабочей нагрузки трансформатора по упрощенной тепловой модели трансформатора, температура воздуха, измерение фазных токов электродвигателей маслонасосов, износ подшипников маслонасосов, засорение маслоохладителей,
РПН, ПБВ Механический износ контактов, зашламление и перегрев контактов, состояние масла, мощность приводного двигателя в процессе коммутации, анализ диаграммы работы контактора при каждой коммутации, дуговые разряды в избирателе, крутящий момент, сопротивление обмоток постоянному току (ПБВ)
Вводы Перегрев контактов, токи проводимости, внутренние частичные разряды (уровень и распределение) датчик DB-2 производства «Вибро-Центр»: «ТОМ-З^», целостность вводов, состояние масла и изоляции, ток проводимости изоляции, ёмкость, тангенс угла диэлектрических потерь - относительный или абсолютный, давление в вводах "MS3000" (AREVA)
Обмотки Сопротивление короткого замыкания (деформация обмоток), постоянному току и потери короткого замыкания, измерение небалансов токов проводимости, регистрация и анализ входного и выходного ВЧ импульсов на одной фазе, температура обмотки "MS3000" (AREVA)
Бак Визуальный контроль целостности бака
Газовое реле Количество и скорость изменения газов "MS3000" (AREVA)
Общее Измерения рабочих токов и напряжений, коэффициент нагрузки "MS3000" (AREVA), шумы, вибрации, окисление, эрозия контактных соединений, уровень масла "MS3000" (AREVA), напряжение радиопомех (И^), температура наиболее нагретой точки «TMT-2» (МИРОНОМИКА)
Срок службы трансформатора определяется минимальным ресурсом его основных функциональных узлов (в основном целлюлозной изоляцией и магнитопроводом). Поскольку ресурс целлюлозной изоляции в большинстве случаев оказывается ниже ресурса магнитопровода, срок службы трансформаторов в основном определяется по степени износа изоляции.
Старение - это временная функция температуры, влажности и содержания кислорода. Вклад влаги и кислорода в ухудшение изоляции можно свести к минимуму с помощью современных систем консервации масла, в результате чего температура изоляции станет основным параметром.
Основную методику определения остаточного срока службы трансформатора устанавливает МЭК 60076-7. Модель предполагает, что наибольшее ухудшение изоляции будет происходить со стороны обмотки, работающей при наибольшей температуре. Основным источником теплоты являются нагрузочные потери. Стандарт предлагает приближенный метод решения дифференциального уравнения. Для более детальной оценки приведен алгоритм реализации метода без упрощений программными средствами.
Далее рассмотрим пример реализации модели МЭК 60076-7 программными средствами. Превышение температуры наиболее нагретой точки над температурой верхних слоев масла
А9ь:
A9h =A9hl-A9h2, (1)
Эти две составляющие определяются при помощи дифференциальных уравнений:
k2i *КУ *A9hr = fc22*Tw;tdA9ftl + Aehl (2)
T^*d&eh2
(k\21-l)*Ky*A9hr = k^dt +A9h2 (3)
где k2i,k22,y — параметры расчетной модели, определяемые конструкцией трансформатора; К— коэффициент нагрузки трансформатора; A9hr — расчетное превышение температуры наиболее нагретой точки над температурой верхних слоев масла в номинальном режиме; tw,t0 —тепловые постоянные времени для обмотки и верхних слоев масла, соответственно.
Температура наиболее нагретой точки 9h:
9h = Д90 +A9h (4)
где 90 — сумма температуры верхних слоев масла.
В процессе исследования данной модели были выявлены следующие допущения, влияющие на качество выходных данных в процессе online мониторинга:
- линейный профиль изменения температуры масла внутри и вдоль обмотки;
- синусоидальная зависимость температуры окружающей среды во времени указывает на разницу максимума и минимума температур в интервале 12 часов, что не соответствует действительности;
- преобразование суточных графиков нагрузки в эквивалентные (двухступенчатые прямоугольные) согласно ГОСТ 14209-85 не позволяет учесть влияния кратковременных нагрузок на скорость старения изоляции;
- недооценка загрузки трансформатора;
- неучет влияния изменения влаги и кислорода;
- модель МЭК не позволяет скорректировать риск возникновения неисправности в конкретной ситуации (например, сейсмоактивности).
Поэтому в данной работе рекомендуется использовать уточненную тепловую модель. Для создания более точной модели проведем анализ альтернативных моделей.
Для оценки содержания влаги в изоляции выделено несколько подходов:
- применение кривых Oohmenb, отражающих зависимость влагосодержания изоляции от концентрации воды в масле при различных значениях температур;
- спектроскопия;
- решение динамических уравнений диффузии.
Первый метод предлагает существенное допущение, что распределение влаги между изоляцией и маслом является стабильным. Система изоляции трансформатора находится в состоянии равновесия, если парциальное давление воды в масле равно парциальному давлению воды в целлюлозе. Когда парциальные давления в масле и целлюлозе становятся разными, целлюлоза поглощает/десорбирует воду из/в масло для поддержания равновесия. Кроме того, диффузия влаги происходит внутри целлюлозной изоляции из-за градиента влажности. Эти процессы устанавливаются довольно медленно при неизменной температуре. Способ допустим к реализации в наиболее простых, быстродействующих системах в случаях, не требующих высокой точности; требует установки датчиков влажности во множестве областей трансформатора.
Второй метод более точен, но требует дополнительного изучения в части интерпретации результатов. Среднее влагосодержание в изоляции может быть определено методом диэлектрического отклика: на основе исторических данных об измерениях на данном или имеющих аналогичную конструкцию трансформаторах и результатов текущего измерения им-пенданса обмоток при различных частотах в автоматическом сравнении делается заключение об интересующей величине. При недостаточных сведениях о геометрии трансформаторах их допустимо аппроксимировать по опыту проектирования. В базу данных могут быть включены результаты мультифизического моделирования влагораспределения (например, методов конечных элементов в программном комплексе COMSOL Multyphysics), применения метода отслеживания частиц на основе физических принципов. Данный способ предусматривает измерения на отключенном трансформаторе.
В работе предлагается применение последнего метода, где влагораспределение в трансформаторе изменяется с учетом постоянной времени процесса и определяется текущей температурой. Критерии оценки содержания влаги указаны в табл. 2.
Таблица 2
Опыт польских энергокомпаний по оценке критериев допустимого влагосодержания _бумажной изоляции трансформатора_
Содержание влаги в бумажной изоляции, % Критерии состояния бумажной изоляции Допустимая температура наиболее нагретой точки, °С
До 0,8 % Отличное состояние 150
До 2 % Хорошее состояние 120
До 3,3 % Начало деградации целлюлозы 100
До 5,5 % Возможен пробой изоляции 90
До 7 % Возможен пробой изоляции 50
До 8 % Немедленный вывод трансформатора из эксплуатации -
Для реализации модели в качестве входных данных требуется температура наиболее нагретой точки (ТННТ), которая может быть получена принципиально отличающимися способами:
- измерение с помощью оптоволоконных датчиков (Luxtron, ABB, General Electric Co), что уменьшит количество вычислений, сведя к одной итерации, и исключит проблему помех, но потребует более сложных работ по установке приборов;
- применение в предварительных расчетах тепловой модели МЭК, что позволит применить более простые технические средства, но увеличит объем вычислений.
Для трансформаторов ГЭС авторы рекомендуют устанавливать 6-8 датчиков в местах, где ожидается ТННТ. Эти области предлагается определять программными средствами на основе МКЭ. Также разработаны точечные полупроводниковые датчики (Nortech, Канада; PTCMS, Финляндия)
Прибор SIММS (Solid Insulation Moisture Меаsurement System) для определения равновесия влагосодержания в масле и изоляции 10 раз выполняет измерения через каждые 2 минуты. Принимая во внимание постоянные времени для достижения равновесного состояния влаги между маслом и бумагой, можно оценить количество воды в бумаге относительно температуры горячей точки. Разработаны датчики, определяющие абсолютное влагосодержание (NP330, ФРГ). По опыту «Water Heat Run Test», уменьшение влаги эффективно за счет прогрева под нагрузкой.
Также определение остаточного срока службы трансформатора может осуществляться не из физических, а экономических и моральных соображений. При этом учитываются современный уровень развития техники, величина амортизационных отчислений по годам, затраты на обслуживание и ремонт, потери в трансформаторе и недоотпуск ЭЭ, в том числе из-за отказов (по статистике). Замена трансформатора производится при сравнении с результатами аналогичного расчета варианта замены.
Согласно п. 6.11 РД 34.45-51.300-97 «Объём и нормы испытаний электрооборудования» допускается увеличение потерь холостого хода по отношению к первоначальному значению на 30%. Однако, на практике не принято выводить трансформаторы из эксплуатации при таком увеличении потерь, так обычно все другие показатели находятся в пределах норм. Это связанно с тем, что потери холостого хода составляют порядка 20% от общих [4].
Признаком повреждения магнитной системы является повышение тока и потерь холостого хода. Срок службы магнитопровода трансформатора определяют дефекты, для устранения которых требуется перешихтовка магнитопровода.
При возникновении какого-либо короткозамкнутого витка вокруг основного магнитного потока одного из стержней магнитопровода соотношение потерь, измеренных по схемам, изменится, причем появление короткозамкнутого витка вызывает увеличение потерь, поэтому дефектной будет та фаза, при закорачивании которой будут измерены наименьшие потери.
При исправной системе охлаждения увеличения потерь в магнитопроводе не будет обнаружено, это может быть сделано по результатам АРГ, на основе чего нормативная база не позволяет делать выводы. Поэтому в работе предлагается методика учета потерь холостого хода в магнитопроводе.
По полученным значениям методом аппроксимации определяется их временная зависимость от времени, по которой прогнозируется дальнейшее изменение потерь холостого хода без применения специальных мер. Определяется момент времени, начиная с которого потери превышают более чем на 30% определенные заводом-изготовителем. Разница времени между текущим и рассматриваемым составляет остаточный срок службы магнитопровода.
Для расчета остаточного ресурса РПН выделено два подхода:
1. Подсчет количества переключений и его вычитание из ресурса РПН, установленного заводом-изготовителем. Метод является наиболее дешевым и простым, но наименее достоверным, поскольку не учитывает разные условия переключений. В связи с малой точностью данный метод нами не принимается.
2. С учетом условий переключений и фактического износа контактов.
Ъ->1--(5)
Щ nmin
где n - максимально допустимое число переключений при соответствующем значении тока, по условию износостойкости; nmin - то же, при максимальном значении тока.
При накоплении прогнозируется тенденция дальнейшего увеличения рассматри-
ni
ваемой величины и определяется время, при достижении которого неравенство (5) не соблюдается. Разница времени между полученным моментом и текущим сроком эксплуатации устройства РПН составляет его остаточный ресурс. До того, как будет исчерпан ресурс устройства РПН, необходимо произвести ремонт или замену узла.
В качестве дальнейших путей совершенствования диагностики силовых масляных трансформаторов предлагается:
- Внедрение экспертной системы на основе принципа открытых систем, позволяющей автоматизировать процесс технического обслуживания, иметь оперативную информацию по каждому объекту и снижающей требования к эксплуатационному персоналу. В базе могут находиться сведения, отражающие основные признаки типовых дефектов или позволяющие средствами теории вероятностей и математической статистики определить динамику дальнейшего состояния оборудования, получить заключение о характере неисправности, степени опасности, предлагаемым мерам с указанием их стоимости, о сроках проведения ремонта и инвестициях, о пакете необходимых решений по модернизации.
Примерами могут служить американская система XVisor, которой пользуются 9 крупных энергокомпаний; Insite™; Vattenfall (Швеция) и TFDES (КНР), базирующиеся на принципах нечеткой логики; разработанные в Ивановском ГЭУ и ВЭИ «Трансформатор»; экспертно-диагностическая и информационная система (ЭДИС, Свердловэнерго); ВНИИЭ и ОРГРЭС (в объединенном информационном пространстве электростанции). Система непрерывного контроля и диагностическая экспертная система обслуживают все основное оборудование ПАО «РусГидро» - «Загорской ГАЭС». На ПАО «РусГидро» - «Чебоксарская ГЭС» с помощью экспертной системы принимается решение об останове оборудования, контролируется качество выполненного ремонта [9, 10].
- Применение искусственного интеллекта с мощным математическим аппаратом (вейвлет-преобразование, метод Монте-Карло и т.п.) для оценки веса всех факторов, влияющих на работу трансформатора.
- Применение беспроводных датчиков (наподобие измерителей ООО «Димрус» для мониторинга ОПН, ТТ и ТН с передачей данных на расстояние 50-100 м через Bluetooth и интеграцией в АСУ ТП модулем « WDM»).
—Автонастройка критериев анализа данных (предельные концентрации газов и пр.) в зависимости от влияющих величин.
Система диагностики должны быть самонастраивающейся:
1. в процессе работы входные данные анализируются и выявляются корреляционные зависимости между ними и выходными данными, коэффициенты уравнений связи не являются стационарными и меняются в зависимости от комплекса влияющих величин, оцениваемых датчиками (адаптивность);
2. в случае неисправности узлов и шкафов обработки данных система выявляет данный факт и место дефекта и выдает сигнал (принцип самодиагностики, реализованный, например, в Системе управления, мониторинга и диагностики трансформаторного оборудования СУМТО, установленной на многих подстанциях, филиала ПАО «РусГидро»-«Камская ГЭС», трансформаторах ТДЦ 400000/500, ТДНС 10000 филиала ПАО «РусГидро»-«Бурейская ГЭС».
Система диагностики по результатам работы комплекса датчиков может осуществлять автоматическое управление маслонасосами и вентиляторами систем охлаждения Д, Ц, ДЦ, НДЦ при выявлении тенденции недопустимого увеличения ТННТ и ускоренных темпов старения из соображений оптимального соотношения между загрузкой трансформатора и энергопотреблением охладителей или выдавать соответствующие рекомендации обслуживающему персоналу.
В тех же целях для поддержания номинального напряжения на высокой стороне может быть реализовано дистанционное управление устройством РПН, с помощью внедрения микропроцессорных систем.
Для технического диагностирования оборудования класса 35...150 кВ эффективным является применение системы диагностики с небольшим числом диагностических параметров. В частности, система диагностики, например, трансформатора напряжением 110 кВ может ограничиться достаточно малым числом диагностических параметров - около 7.8 .
Полученный принцип диагностики и мониторинга позволит более точно спрогнозировать остаточный срок службы трансформатора для увеличения межремонтного периода, надежности эксплуатации и снижения затрат на ремонт и обслуживание.
Список литературы
1. ГОСТ 14209-85. Нагрузочная способность трансформаторов (и автотрансформаторов). М., 1985.
2. ГОСТ 14209-97. Нагрузочная способность трансформаторов (и автотрансформаторов). М., 1997.
3. МЭК 60076-7. Трансформаторы силовые. Часть 7. Руководство по нагрузке масляных силовых трансформаторов.
4. Объем и нормы испытаний электрооборудования / Под общ. ред. Б.А. Алексеева, Ф.Л. Когана, Л.Г. Мамиконянца. 6-еизд., с изм. и доп. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004.
5. Васин В.П., Долин А.П. К задаче оценки остаточного ресурса изоляции силовых маслонаполненных трансформаторов // Новое в российской электроэнергетике. 2008. №3. С. 42-55.
6. Вилков С.А. Обзор современных способов диагностирования силовых трансформаторов и автотрансформаторов // Современные научные исследования и инновации. 2012. № 9 [Электронный ресурс]. URL: http://web.snauka.ru/issues/2012/09/16794 (дата обращения: 11.01.2018).
7. Живодерников С.В., Овсянников А.Г., Русов В.А. Зарубежный опыт мониторинга состояния маслонаполненного оборудования // Материалы четвертого научно-практического семинара Общественного Совета специалистов Сибири и Востока по проблемам мониторинга трансформаторного оборудования и диагностики электрических установок. Новосибирск, ГЦРО, 2009. С.7-22.
8. Руднев В.П. Анализ автоматизированных методов диагностики силовых трансформаторов напряжением 110-220 кВ: бакалаврская работа: 13.03.02. Тольятти, 2016. 62 с.
9. Сучков Р.В. Силовые трансформаторы. Модернизация и сервисное обслуживание компанией АББ // Электро, 2004. №5. С. 47-51.
10. Ahmed Elsayed Bayoumy Abu Elanien, "Transformer Health Assessment and Techno-Economic End of Life Evaluation", Ph.D Thesis, Waterloo, Ontario, Canada, 2011.
Молчанов Максим Владимирович, магистр, старший оператор, era_1@mil.ru, Россия, Анапа, ФГАУ«ВИТ«ЭРА»,
Пожидаев Никита Константинович, магистр, старший оператор, era_1@mil.ru, Россия, Анапа, ФГАУ «ВИТ «ЭРА»,
Толкачев Ярослав Михайлович, магистр, оператор, yaroslav14tolkachev@gmail.com, Россия, Анапа, ФГАУ «ВИТ «ЭРА»,
Воробьев Евгений Владиславович, младший научный сотрудник, era_1@mil.ru, Россия, Анапа, ФГАУ «ВИТ «ЭРА»
PREDICTION OF THE REMAINING SERVICE LIFE OF OIL POWER TRANSFORMERS BASED
ON MONITORING DATA
V.A. Okunev, M.V. Molchanov, N.K. Pozhidaev, Ya.M. Tolkachev, E.V. Vorobyov
Operation of power oil transformers leads to deterioration of the constituent elements of its structure, which leads to the need for diagnostics and monitoring of the technical condition of the power plant equipment associated with it. Prediction of the remaining service life of the most critical unit (power transformer) is the basis for making a decision on the advisability of its further operation or repair work. The paper presents the main method for predicting the residual life ofpower oil transformers with a list of diagnosed parameters of a priority nature in the form of a self-adjusting diagnostic system.
Key words: power oil transformer, magnetic circuit, partial discharges, chromatographic analysis, moisture distribution, spectroscopy.
Molchanov Maksim Vladimirovich, master, senior operator, era_1@mil.ru, Russia, Anapa, FGAU«MIT «ERA»,
Pozhidaev Nikita Konstantinovich, master, senior operator, era_1@mil.ru, Russia, Anapa, FGAU «MIT «ERA»,
Vorobyov Evgeny Vladislavovich, Junior Researcher, era_1@mil.ru, Russia, Anapa, FGAU «MIT «ERA»,
Tolkachev Yaroslav Mikhailovich, master, operator, era_1@mil.ru, Russia, Anapa, FGAU «MIT «ERA»
УДК 621.31
DOI: 10.24412/2071-6168-2021-9-526-534
ВЛИЯНИЕ ЭЛЛИПСНОСТИ АКТИВНОЙ ЗОНЫ СИНХРОННОЙ АВТОМОБИЛЬНОЙ ГЕНЕРАТОРНОЙ УСТАНОВКИ НА ХАРАКТЕРИСТИКУ ХОЛОСТОГО ХОДА.
ЧАСТЬ 1
В.Н. Козловский, А.С. Саксонов, В.И. Строганов
В работе рассматривается влияние эллипсностей статора и ротора синхронного генератора автомобильной генераторной установки по отдельности на напряжение переменного тока на зажимах статорной обмотки синхронного генератора автомобильной генераторной установки при различных уровнях эксцентриситета статора и ротора обладающих эл-липсностью. Метод исследования - компьютерное моделирование. Среда моделирования «МАТЬАБ-БШиНпк».
Ключевые слова: автомобильная генераторная установка, автомобиль, качество.
Характеристика холостого хода (ХХХ) синхронного генератора (СГ) автомобильной генераторной установки (АГУ) - одна из наиболее важных характеристик. По ее виду можно определить, насколько качественно выполнен расчет магнитной цепи машины, насколько качественно выполнено изготовление активной зоны этой машины [1].
Как говорилось ранее, [2, 3], конфигурация узлов активной зоны машины (статора и ротора) влияет на конфигурацию воздушного зазора (ВЗ). Конфигурация ВЗ сильным образом влияет на электромагнитную индукцию в этом ВЗ. Последняя, в свою очередь оказывает сильнейшее влияние на магнитные напряжения участков магнитной цепи. Из [4] известно, что суммарное магнитное напряжение магнитной цепи машины (1), оказывает влияние на ток возбуждения, протекающий по обмотке ротора (2) и на магнитный поток, который возбуждает ЭДС в обмотке статора (3):
Fz = F6 + FZ + Fja + Fm + Fjm + FCT, (1)
где F6 - магнитное напряжение ВЗ, А; Fz - магнитное напряжение зубца статора, А; Fja - магнитное напряжение спинки статора, А; Fm - магнитное напряжение полюсов ротора, А; Fjm -магнитное напряжение ярма статора, А; Fст - магнитное напряжение стыка полюсов с корпусом, А.
