CC BY
29
16. ГОСТ Р 54418.2-2014 (МЭК 61400-2:2006). М., 2006.
Котеленко Светлана Владимировна, канд. техн. наук, доцент, S.V.Kuzmina@yandex.ru, Россия, Тула, Тульский государственный университет,
Чижкин Алексей Владимирович, студент, neizvestnyi.aleksej00@mail.ru, Россия, Тула, Тульский государственный университет
DEVELOPMENT OF WIND ENERGY S.V. Kotelenko, A.V. Chizhkin
The issues related to non-renewable and renewable energy sources, the development of wind energy, its advantages, disadvantages, the use of new technical solutions are considered.
Key words: renewable energy sources, wind generator, wind turbine, efficiency coefficient.
Kotelenko Svetlana Vladimirovna, candidate of technical sciences, docent, S.V.Kuzmina@yandex.ru, Russia, Tula, Tula State University,
Chizhkin Aleksey Vladimirovich, student, neizvestnvi.aleksei'00@mail.ru, Russia, Tula, Tula State University
УДК 621.3.051.3
СОВРЕМЕННЫЕ РЕШЕНИЯ ДИАГНОСТИКИ И МОНИТОРИНГА ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
С.В. Котеленко
Рассмотрены вопросы, связанные с современными решениями диагностики и мониторинга высоковольтного оборудования.
Ключевые слова: высоковольтное оборудование, износ электрооборудования, диагностика, мониторинг.
Начиная с 1955-го года с целью профилактики и своевременного выявления дефектов энергооборудования энергетики использовали Единую систему планово-предупредительных работ [1]. Комплекс работ, направленных на доведение технических показателей оборудования до проектных и расчетных значений путем ремонта и замены отдельных деталей и узлов и обеспечивающих длительную, надежную и экономичную работу оборудования за годы своего применения был отлажен и показывал хорошие результаты. Тем не менее, данная методика не учитывает современные условия тенденции повышения энергопотребления и соответствующие повышенные требования к надежности работы электрооборудования, а также к росту количества механизмов, исчерпавших свой нормативный ресурс и морального устаревания электрооборудования. Низкая эффективность использования Единой системы планово-предупредительных работ обуславливается недостаточным экономическим обоснование используемых нормативов. Специализированные институты, занимавшихся разработкой и совершенствованием планов работы давно прекратили свое действие. Применение Единой системы планово-предупредительных работ в условиях нынешних реалий экономически нецелесообразно, поскольку согласно данной системе, техобслуживание и плановые ремонты проводятся после отработки оборудованием определенного промежутка времени без учёта его технического состояния, интенсивности нагрузки и выработки. Преждевременное техническое обслуживание, согласно нормативной документации, разработанной во времена СССР, содержала избыточный страховой запас, что становилось причиной неоправданных простоев и увеличивало суммы затрат на содержание объекта. Таким образом, прежняя система, определяющая остаточный ресурс оборудования исходя из времени его эксплуатации, не находит подтверждения на практике и носит затратный характер.
Согласно распоряжению Правительства РФ от 9 июня 2017 года № 1209р [2] о необходимости перехода к ремонтам электрооборудования по фактическому состоянию и не может быть осуществлена без организации современных систем онлайн мониторинга и диагностики работающих в режиме 24/7. Внедрение технического диагностирования является наиболее оптимальным выходом из сложившейся ситуации. Данное решение позволяет проводить техническое обслуживание и ремонт оборудования не по календарному графику, а по плану, разработанному с учетом реального технического состояния объекта. Диагностика позволяет продлить срок эксплуатации оборудования сверх нормативного, вплоть до полной выработки ресурса, заложенного производителем. Оценка технического состояния и принятие решения о необходимости проведения ремонтных работ осуществляется на базе индекса ТС, рассчитываемого по численным индексам технического состояния ресурсоопределяющих конструктивных элементов с использованием установленных весовых коэффициентов [3].
Расчет оценки технического состояния оборудования (расчет индекса технического состояния) выполняется в соответствии с [3], рис. 1.
Рис.1. Порядок расчета оценки технического состояния оборудования Для расчета индекса технического состояния определены [3]:
- функциональные узлы для оценки технического состояния оборудования - на рис.
1 этап 3;
- группы параметров - этап 4 и параметры технического состояния - этап 5 функциональных узлов оборудования;
- диапазоны значений параметров технического состояния функциональных узлов оборудования - этап 6 и балльная шкала оценки технического состояния - этап 7;
- весовые коэффициенты группы параметров оценки технического состояния - этап
- весовые коэффициенты функциональных узлов оборудования - этап 12;
Расчет индекса технического состояния осуществляется в следующей последовательности:
- оценка фактического значения параметров технического состояния функциональных узлов оборудования - этап 8;
- оценка группы параметров технического состояния функциональных узлов оборудования - этап 9;
- расчет индекса технического состояния функциональных узлов оборудования -
этап 11;
- расчет индекса технического состояния единицы оборудования - этап 13;
- расчет индекса технического состояния группы оборудования - этап 14.
Максимально информативным является постоянный мониторинг технического состояния энергообъектов. Вложение определенных капиталовложений для установки множества различных датчиков и устройств сбора данных, организации каналов передачи информации к серверам сбора, анализа и хранения результатов исследования, обосновано поскольку решение о необходимости ТО или ремонта того или иного механизма принимается с учетом его реального технического состояния. При этом механизмы обследуются во время работы производственного процесса, то есть без его остановки.
Сегодня системами мониторинга решают две основные задачи [4]:
- определение в режиме реального времени текущего состояния механизмов, выявление деструктивных процессов на ранних этапах их развития и оценка остаточного ресурса;
- решение техникоэкономических задач.
Локальная система технического диагностирования создана для решения задачи по оценке технического состояния и остаточного ресурса высоковольтного оборудования. Данная система включает в себя комплекс датчиков, охватывающего все узлы и системы, и программных средств, предназначенных для создания многоуровневых систем технического диагностирования силовых трансформаторов.
Для постоянного мониторинга технического диагностирования изоляции от 6 до 45 кабельных линий с рабочим напряжением до 35 кВ разработана многоканальная система мониторинга CDM Cables Diagnostics Monitor, рис. 2 [5]. Ее функционал позволяет:
- снизить общие затраты на систему диагностики, которые рассчитываются на один контролируемый кабель;
- максимально эффективно отстраиваться от наводок высокочастотных помех на контролируемое оборудование;
- на основе метода регистрации и анализа частичных разрядов контролировать состояние КЛ не одномоментно, а постоянно, во всех режимах работы;
- проводить анализ собранной информации, оперативно вырабатывать диагностические решения и давать рекомендации относительно дальнейшей работы кабельной линии.
CDM-30
Cables Diagnostics Monitor
di№tB
I —"тгг^
Рис. 2. Многоканальная система мониторинга CDM Cables Diagnostics Monitor
Датчик КРСТ7, рис. 3 [6] используется в системах постоянного и периодического исследования состояния изоляции высоковольтного оборудования. В двух половинах корпуса расположен разрезанный высокочастотный сердечник большого сечения, благодаря которому в выходном сигнале датчика отсутствуют токи промышленной частоты 50 Гц. Устройство на них не реагирует. Чтобы исключить насыщение сердечника токами промышленной частоты в нем
устанавливается немагнитная изолирующая прокладка, благодаря которой датчик допускает протекание токов разной амплитуды без ущерба для точности измерения частичных разрядов. В зависимости от толщины этой прокладки на корпусе датчика ЯРСТ7 ставятся соответствующие метки, информирующие потребителя о максимально допустимом токе промышленной частоты:
- Зеленый цвет - 500 А;
- Оранжевый цвет - 1 000 А.
Устройства этой серии монтируются только на заземляющих шинах, проводах и трубах.
Рис. 3. Датчик частичных разрядов марки RFCT-7
Исследования состояния высоковольтных вводов трансформаторных установок несет в себе сложность, заключающуюся трудности монтажа датчиков в уже введенных в работу трансформаторов. Эту задачу решают беспроводные датчики марки DB-2S, рис. 4 [7]. Данные устройства предназначены для контроля токов проводимости изоляции ввода. Они легко устанавливаются на любых трансформаторах: как на тех, что недавно поступили от поставщика, так и на уже эксплуатирующихся продолжительный период времени.
Все процессы, связанные с фиксацией сигналов, обработкой собранной информации и оценкой ТС вводов выполняются внутренней программой датчика. На выходе формируется итоговое экспертное заключение о реальном техническом состоянии подконтрольного высоковольтного ввода. Встроенная в прибор электроника получает питание от тока проводимости контролируемого ввода, а выходные данные о ТС подконтрольного объекта передаются с помощью беспроводных интерфейсов.
Рис.4. Беспроводной датчик марки DB-2S
С целью диагностики дефектов изоляции КРУЭ - предназначена система мониторинга GISDM Gas Insulated System - Diagnostic Monitor [8], рис. 5.
Рис.5. Система мониторинга GISDM Gas Insulated System - Diagnostic Monitor
79
Для регистрации частичного разряда в элегазовом оборудовании применяют два типа измерительных устройств:
- высокочастотный датчик марки ACS - встраиваемая внутрь оборудования на внутреннюю сторону крышек технологических люков электромагнитная антенна. Обычно датчик монтируют производители элегазового оборудования на этапе его изготовления;
- датчик частичных разрядов марки AES - устанавливаемый на внешней поверхности КРУЭ измерительный прибор. Монтаж производится в зоне стыка двух трубчатых корпусов с помощью изоляционной прокладки, которая попутно выполняет роль внутреннего поддерживающего высоковольтного изолятора. Прибор регистрирует электромагнитные импульсы, выходящие изнутри машины через радиопрозрачные прокладки, разделяющие отдельные корпуса КРУЭ.
Датчики обоих типов подключаются к измерительному прибору системы мониторинга GISDM с набором специальных функций:
- проведение дополнительной цифровой обработки зарегистрированных данных для максимально эффективной отстройки от помех. Функционал программного продукта позволяет установить место возникновения дефекта исходя из разницы времени поступления импульсов к каждому датчику.
- при регистрации наличия частичных разрядов в изоляции, программа идентифицирует тип неполадки, определяет степень ее развития. С этой задачей хорошо справляется автоматизированная экспертная диагностическая система PDExpert. С помощью этой системы методов сравнения информации, полученной от датчиков, с базой «образцов дефектов», заложенной в памяти программы, определяется тип дефекта изоляции КРУЭ и оценивается степень его опасности.
Программное обеспечение дает возможность внедрять полученные диагностические заключения в глобальные системы мониторинга и контроля, которые позволяют давать интегральную оценку ТС и оценивать остаточный ресурс комплекса электрооборудования.
Применение ранее разработанной и хорошо отлаженной Единой системы планово-предупредительных работ сегодня не находит подтверждения на практике, демонстрирует затратность такого подхода. Внедрение систем диагностики и мониторинга в условиях тенденций большого процента силового электротехнического оборудования с исчерпанным нормативным ресурсом эксплуатации позволяет не только продлить срок службы электрооборудования, но и предотвратить возникновение аварийных ситуаций, а также существенно сократить затраты на техническое обслуживание и ремонт.
Список литературы
1. Единая система планово-предупредительного ремонта и рациональной эксплуатации технического оборудования машиностроительных предприятий / Под ред. проф. М.О. Якобсона. 6-е изд. М.: Машиностроение, 1967. 592 с.
2. Распоряжения Правительства Российской Федерации от 9 июня 2017 г. № 1209-р.
М., 2017.
3. Проект Приказа Министерства энергетики РФ "Об утверждении Методических указаний по расчету оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей и определения оптимального вида, состава и стоимости технологического воздействия на оборудование / группы оборудования" (подготовлен Минэнерго России 14.12.2016) 8 февраля 2017. М., 2016.
4. Рынок электротехники. Ежеквартальный журнал-справочник № 3 (59) 2020. 154 с.
5. Руководство по эксплуатации. Система мониторинга состояния и диагностики дефектов изоляции 30 кабельных линий CDM-30 (CDM-15). 59 с.
6. Руководство по эксплуатации. Реле контроля состояния изоляции КРУ IDR-10.
46 с.
7. Системы мониторинга и диагностики высоковольтных вводов трансформаторов [Электронный ресурс]. -URL: https://dimrus.com/manuals/db2s.pdf(дата обращения:10.02.2021).
8. GIS-DM [Электронный ресурс]. -URL: https://ntc-eds.ru/приборы-диагностики-и-ремонта/диагностика-коммутационного-оборудо/gis-dm/(дата обращения:10.02.2021).
9. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» СТО 56947007- 29.130.20.104-2011. Типовые технические требования к КРУ классов напряжения 6-35 кВ.
Котеленко Светлана Владимировна, канд. техн. наук, доцент, S.V.Kuzmina@yandex.ru, Россия, Тула, Тульский государственный университет
MODERN SOLUTIONS FOR DIAGNOSTICS AND MONITORING OF HIGH-VOLTAGE EQUIPMENT
S.V. Kotelenko
The issues related to modern solutions for diagnostics and monitoring of high-voltage equipment are considered.
Key words: high-voltage equipment, wear of electrical equipment, diagnostics, monitoring.
Kotelenko Svetlana Vladimirovna, candidate of technical sciences, docent, S.V.Kuzmina@yandex.ru, Russia, Tula, Tula State University
УДК 62-771
МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИЯ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
С.В. Котеленко
Рассмотрены виды, причины повреждения кабельных линий, методы, позволяющие отыскать повреждения кабельных линий и их сравнительная характеристика.
Ключевые слова: место повреждения, кабельные линии электропередач, относительные и абсолютные методы определения повреждений кабельных линий.
Выход из строя кабельной линии несет значительные материальные потери, трудозатраты на отыскание места повреждения, а также затраты, связанные с временем простоя электроснабжения энергосистемы. Решение данной проблемы заключается в правильном выборе использовании того или иного метода определения мест повреждения кабеля, наиболее применимого для каждого конкретного случая, а также возможное нахождение новых наиболее эффективных способов. Главной задачей любого способа отыскания мест повреждений - за минимально возможное время отыскать место с максимальной точностью. К основным видам дефектов в кабеле можно отнести:
дефекты, вызванные ошибками проектирования: ухудшение свойств изоляции в результате недопустимого перегрева токами нагрузки из-за ошибочно заниженного сечения жил кабеля; повреждения в аварийных режимах из-за неправильного выбора защитной аппаратуры;
заводские дефекты, возникающие при производстве кабелей: трещины или сквозные отверстия в оболочке; совпадение нескольких бумажных лент; заусенцы на проволоках токо-проводящих жил;
дефекты прокладки кабеля: крутые изгибы кабеля на углах поворота трассы; механические повреждения - изломы, вмятины, порезы, перекрутка кабеля;
несоблюдение допустимых расстояний до объектов которые могут негативно влиять на кабели - теплотрасса, рельсовые пути электрифицированного транспорта.
дефекты монтажа муфт: неполная заливка муфты мастикой; плохая опрессовка соединительных гильз; повреждение или загрязнение изоляции кабеля при монтаже муфты и т.п.;
повреждения в процессе эксплуатации: случайные механические повреждения кабелей, например, в результате проведения земляных работ механизированным способом;
естественное старение изоляции; коррозия металлических элементов кабеля - броня, свинцовая оболочка), вызванная действием блуждающих токов или химическим составом грунта; обрыв жил в результате просадки грунта и т.п.
Основными причинами повреждений силовых кабелей являются короткие замыкания и обрыв жил кабеля, где последние связаны с перемещением слоев почвы в местах расположения муфт, вследствие чего происходит вытягивание жил кабеля, а в муфтах, как правило, разрыв жил или растяжка.
