СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ В УСЛОВИЯХ КОМПЛЕКСА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ВОЗДЕЙСТВИЙ
METHOD FOR DETERMINATION OF REMAINING RESOURCE OF HIGH-VOLTAGE EQUIPMENT WITHIN OPERATING ACTION COMPLEX

Изобретение относится к способам контроля технического состояния высоковольтного оборудования, а именно силовых трансформаторов, с использованием диагностических параметров оборудования.
В настоящее время определение остаточного ресурса высоковольтного оборудования в условиях комплекса эксплутационных воздействий производится на основе установленных в ТУ на оборудование срока службы и оценки его технического состояния экспертным путем. Оценка технического состояния базируется на определении надежности оборудования в текущий момент времени эксплуатации.
Известен способ определения надежности энергооборудования, выбранный в качестве прототипа и основанный на выборе и использовании показателей имитационного моделирования надежности [1]. Этот способ является наиболее близким по технической сущности к изобретению. Способ основан на выборе для группы контролируемого оборудования общих результирующих показателей, в том числе в виде количества аварийных состояний, простоев оборудования, потока внезапных отключений и т.п., построения общей модели для данной группы оборудования и на основании использования показателей одного из контролируемого оборудования определение показателя индивидуальной надежности с целью сопоставления его с такими же показателями других объектов, вошедших в группу контролируемых объектов.
Недостатком вышеуказанного способа является то, что он может быть применен только для сравнительной оценки надежности объекта в группе оборудования и с помощью этого метода не представляется возможным определить текущий остаточный ресурс эксплуатируемого оборудования.
Кроме того, представленный способ
- использует существенно ограниченное число параметров оборудования и поэтому не описывает объективно техническое состояние оборудования;
- не использует диагностические параметры, описывающие физические процессы в элементах оборудования при воздействии эксплуатационных факторов;
- не использует воздействующие факторы, определяющие эксплуатационные возможности (например, превышение температуры, перенапряжения, неудовлетворительную работоспособность системы охлаждения и др.);
- в способе отсутствует возможность использования оперативной оценки технического состояния оборудования в условиях эксплуатации.
Задачей предлагаемого способа является устранение вышеуказанных недостатков.
Технический результат достигается тем, что в способе определения остаточного ресурса силового трансформатора в условиях комплекса эксплуатационных воздействий, при котором используют диагностические параметры, производят измерение и регистрацию диагностических параметров в режиме мониторинга, измеренные и зарегистрированные параметры сопоставляют с нормированными значениями, определяют диагностические параметры, которые превысили нормированные значения, и соответствующие им показатели, характеризующие уменьшение стойкости к отказу, определяют время ожидаемого отказа на основе его расчетной зависимости в момент регистрации диагностических параметров, превысивших нормированный уровень, используя показатель, характеризующий уменьшение стойкости к отказу, и на основании времени ожидаемого отказа и времени возникновения дефектов превышения диагностических параметров нормированного уровня, обнаруженных при мониторинге, определяют остаточный ресурс.
Первым этапом предлагаемого способа является измерение и регистрация диагностических параметров оборудования в условиях комплекса эксплуатационных воздействий в режиме мониторинга. При этом большинство диагностических параметров описывают физические процессы в элементах оборудования при воздействии эксплуатационных факторов, например, значения температуры в верхних слоях масла и обмоток трансформатора, значения перенапряжения на линейных вводах трансформаторов, значения токов в обмотках (и соответственно - нагрузка), электрофизические характеристики масла, в том числе и содержание в нем характерных газов, образующихся в результате разложения органических материалов под действием термических или электрических явлений, характеристики частичных разрядов в электрической изоляции, значения тока в обмотках двигателей вентиляторов и маслонасосов (с целью определения их нормального нагрузочного состояния), температура окружающей среды и др. Всего таких диагностических параметров, определяющих техническое состояние объекта контроля трансформатора, от 12 до 40 и их количество зависит от типа объекта; при этом каждый параметр имеет 2-6 уровней, включающих и нормированные значения. Этот комплекс диагностических параметров практически полностью описывает техническое состояние оборудования.
Измеренные и зарегистрированные значения диагностических параметров сопоставляют с нормированными значениями и на основании этого определяют уменьшение относительной стойкости к отказу, которое отражается диагностическими параметрами, достигшими и превысившими нормированные значения. Уменьшение относительной стойкости к отказу определяется показателями, зависящими от количественных значений диагностических параметров, отражающих интенсивность физических процессов, которые определяют старение элементов трансформатора.
Важной особенностью используемых диагностических параметров оборудования в условиях комплекса эксплуатационных воздействий является измерение и регистрация их в режиме мониторинга. Следовательно, применяя соответствующую периодичность измерения, можно определять техническое состояние оборудования в темпе протекания физических процессов в контролируемом трансформаторе и обеспечить возможность контроля стадии, предшествующей внезапному или постепенному отказу.
Следующим этапом предлагаемого способа является определение прогнозируемого срока службы на основе его расчетной зависимости относительной стойкости оборудования к отказу в момент регистрации диагностических параметров, достигших или превысивших нормированный уровень. Зависимость относительной стойкости оборудования к отказу в период воздействия эксплуатационных факторов за все время эксплуатации объекта является, по существу, зависимостью срока службы оборудования с момента ввода в эксплуатацию до его вывода по причине отказа. Такие зависимости описаны в технической литературе для конкретных видов изделий и материалов [2]. В общем виде такие зависимости относительной стойкости оборудования к отказу могут быть описаны в виде
где А - постоянная, определяющая исходное состояние системы;
В - основание показательной функции;
С - степень показательной функции, описывающая характер изменения функции во времени.
Срок службы (старения) τ силового трансформатора можно описать как
где А - коэффициент, характеризующий качество или исходные свойства объекта, т.е. является показателем стойкости объекта к отказу (при оценке относительного ухудшения свойств объекта коэффициент А принимается равным 1),
α - показатель скорости «старения» объекта или уменьшения стойкости трансформатора к отказу, α=0,033;
t - время нахождения трансформатора в условиях комплекса различных воздействий с момента ввода его в эксплуатацию;
М - коэффициент, уточняющий принятое время ресурса.
Значение М определяется из уравнения:
t
Зависимость (2) можно преобразовать в показатель относительной стойкости трансформатора к отказу A в момент времени t
На фиг.1а, 1б представлены в виде графиков зависимости (2) и (4).
Показатель относительной стойкости объекта к отказу А в момент времени t можно представить также в виде
pec
где t - установленное время расчетного ресурса.
отк
Если при образовании дефекта стойкость к отказу уменьшится на ΔA (также в относительных единицах), тогда время отказа t можно определить из выражения (5)
или
или
Значение показателя ΔА, характеризующего степень снижения относительной стойкости к отказу, определяется из приведенных значений в табл.1 и зависит от видов и количественных значений диагностических параметров трансформатора.
Дефекты могут приводить к необратимым процессам в старении (ухудшении свойств объекта). К таким дефектам могут относиться:
- «пожар» в стали магнитопровода или образование замкнутого контура;
- высокий уровень ЧР и незатухающий процесс ЧР;
- высокий уровень тангенса угла диэлектрических потерь (tgб) в изоляции вводов;
- превышение нормированного числа переключений ответвлений обмотки с помощью регулятора переключения напряжения (РПН),
- неправильная работа РПН;
- неудовлетворительная работа охладителей и др.
Такие дефекты либо вообще не устраняются и тогда сохраняется неизменность оценки ΔА, либо требуют вывода трансформатора в ремонт и после устранения дефекта оценка ΔА изменяется (уменьшается до минимальных значений или до «0»).
В то же время могут образовываться дефекты, которые устраняются в процессе эксплуатации трансформатора. К таким дефектам могут относиться:
- отказ одного или нескольких вентиляторов охладителей (с последующей заменой вентиляторов);
- снижение уровня масла в баке трансформатора (с последующей дозаливкой масла и устранением течи);
- изменение давления во вводах относительно нормированного уровня (с последующей установкой соответствующего уровня давления) и др.
В последних случаях после устранения дефектов значение соответствующего показателя ΔА может быть принято равным «0».
деф
отк
1
2
3
деф1
деф2
деф3
На фиг.2 представлена зависимость относительной стойкости трансформатора к отказу при воздействии эксплуатационных факторов и образовании неустраняемых и частично устраняемых дефектов. Используя значения ΔА, время образования дефекта t и закономерности изменения во времени относительной стойкости к отказу, определяют время прогнозируемого отказа t=t, t, t соответственно для случая образования дефектов, не имеющих диагностические параметры, достигающие или превышающие нормированные значения, а также в моменты (t-t) и t.
На основании полученного прогнозируемого срока службы определяют остаточный ресурс.
ресурс
В этом случае остаточный ресурс Δt будет равен
деф
где t - время возникновения дефектов, обнаруженных системой мониторинга, значения диагностических параметров которых превысили нормативные.
В таблице 1 приведены диагностические параметры, их нормированные значения и показатели снижения остаточного ресурса силовых трансформаторов и приведен пример оценки остаточного ресурса силового трансформатора автотрансформатора АОДЦТГ-167000/500/220.
t∂
t∂
При использовании показателей ΔА требуется учитывать суммарное значение группы диагностических параметров показателей ∑ΔA основных видов дефектов:
группа 1 - старение электрической изоляции;
группа 2 - локальные быстроразвивающиеся дефекты в изоляции трансформатора;
группа 3 - интенсивные термические процессы в обмотках и магнитопроводе;
группа 4 - низкая эффективность охладителей;
группа 5 - дефектность РПН;
группа 6 - дефектность вводов.
t∂.1
Группа 1 - (показатель ΔA) относится к старению электрической изоляции трансформатора и характеризуется в основном диагностическими параметрами 1.2; 1.3; 1.5; 1,6; 2.3; 2.6; 2,9.
t∂.2
Группа 2 - (показатель ΔA) относится к локальным быстроразвивающимся дефектам в электрической изоляции трансформатора и характеризуется в основном диагностическими параметрами 1.2; 1.3; 2.1; 2,2; 2.3-2.4; 2.6; 2,9; 3,2.
t∂.3
Группа 3 - (показатель ΔА) относится к интенсивным термическим процессам в обмотках и магнитопроводе и характеризуется в основном диагностическими параметрами 1.1; 1.2; 1.3; 1,4; 1,5; 1,6; 2,9.
t∂.4
Группа 4 - (показатель ΔA) относится к низкой эффективности охладителей и характеризуется в основном диагностическими параметрами 1,1; 1,4; 3,3; 3,4; 3,5; 3,6.
t∂.5
Группа 5 - (показатель ΔA) относится к дефектности РПН и характеризуется в основном диагностическими параметрами 3.1, 3.7, 3.8.
t∂.6
Группа 6 - (показатель ΔA) относится к дефектности вводов и характеризуется в основном диагностическими параметрами 1.2; 1,6; 2,1; 2.4; 2.5; 2,7; 2,8; 2,9.
Пример оценки остаточного ресурса силового трансформатора Автотрансформатор АОДЦТГ-167 000/500/220.
Расчетный срок службы - 25 лет; коэффициент М, уточняющий принятое время ресурса 25 лет, М=0,435; α=-0,033.
После 5 лет эксплуатации системой мониторинга установлено превышение отдельных нормативных (диагностических) параметров (см. таблицу 1):
i
1) превышение тока нагрузки ΔI=1,4-1,6;
H
2) превышение температуры масла в верхней области бака ΔΘ=1,2;
0B
3) температура окружающего воздуха T=30°С;
oi
2
4) время действия перегрева t=5.10 суток;
АРГi
5) превышение показателя газосодержания в масле П=1,2;
6) превышение влагосодержания в масле Δψ=1,1;
ОХ
7) разность температуры на входе и выходе охладителя, ΔΘ=7°С;
8) снижение уровня масла в маслорасширителе бака Δh=0,1;
9) превышение кажущегося заряда ЧР Δq=2,0.
ресурс
Остаточный ресурс Δt определяется выражением
ресурс
отк
∂
Δt=t-t,
∂
∂
где t - время возникновения дефектов, обнаруженных системой мониторинга, значения диагностических параметров которых превысили нормативные, t=5 лет с начала эксплуатации трансформатора;
отк
t - время ожидаемого отказа, определяемого формулой
.
t∂
t∂i
ΔA определяется как сумма всех значений ΔА каждого дефекта, который уменьшает относительную стойкость к отказу.
,
t∂i
Индексы 1,…9 относятся к приведенным диагностическим параметрам, достигшим определенных значений ΔA в соответствии с принятыми данными настоящего примера.
t∂
ΔА=0,05+0,04+0,01+0,08+0,02+0,03+0,25+0,1+0,03=0,61.
отк
Если не принимать никаких мер по устранению дефектов, приводящих к снижению стойкости к отказу трансформатора, то время наступления ожидаемого отказа t после регистрации диагностических параметров системой мониторинга составит
ресурс
В этом случае остаточный ресурс Δt будет равен
ресурс
отк
∂
Δt=t-t=7,5-5=2,5 года.
t∂
t∂
Некоторые дефекты, приводящие к снижению стойкости к отказу трансформатора, можно устранить. Так, например, можно повысить эффективность работы охладителя за счет ремонта (замены) вентиляторов (ΔA=0,25; п.14 таблицы 1) и, возможно, принять меры по обеспечению герметичности бака (нормального уровня масла в маслорасширителе) (ΔА=0,1; п.3.2 таблицы 1).
t∂
Тогда ΔA будет иметь следующее значение
t∂
ΔA=0,61-0,35=0,26
отк
и t примет следующее значение:
.
ресурс
Следовательно, на момент регистрации диагностических параметров остаточный ресурс Δt будет равен
ресурс
отк
∂
Δt=t-t=16,2-5=11,2 года.
t∂
t∂i
Устранение некоторых дефектов может привести к изменению значений отдельных диагностических параметров и соответственно ΔA. Так, например, повышение эффективности работы охладителей приведет к снижению температуры масла в верхней области бака, что также приведет к снижению ΔA и соответственно в конечном итоге к повышению остаточного ресурса.
Предлагаемое изобретение может быть применено при техническом обслуживании, периодическом контроле состояния и испытании высоковольтного силового трансформатора с использованием комплекса диагностических параметров. Наиболее эффективно предлагаемое изобретение может быть применено при контроле технического состояния в режиме мониторинга параметров трансформаторов.
Источники информации
1. Мурадалиев А.З. Об оценке показателей имитационного моделирования надежности энергооборудования. - Энергетик, №9, 2007 г., стр.27-28.
2. Кучинский Г.С. Частичные разряды в высоковольтных конструкциях. - Ленинград, «Энергия», Ленинградское отделение, 1979 г., стр.83-86.