Главная » Статьи » Наши статьи

НАШИ СТАТЬИ СТАТЬИ ДРУГИХ АВТОРОВ НАШИ ПРЕЗЕНТАЦИИ
Надёжность и эффективность диагностирования переключающих устройств
авторы: д.т.н., проф. И.В. Давиденко, К.В. Овчинников, УрФУ, г. Екатеринбург
М.Н. Владимирова, ОАО "Тюменьэнрго", г. Тюмень
 
    Одним из эффективных путей повышения надежной работы силовых трансформаторов является своевременное обнаружение неисправностей в переключающих устройствах (ПУ),так как, по данным статистики, повреждения ПУ – это
одна из основных причин отказов трансформаторов. При проведении анализа повреждаемости как силовых трансформаторов (СТ), так и ПУ, зачастую существует проблема сбора данных о повреждениях, так как отказ силового трансформатора явление редкое (1-1,5%). Поэтому для сбора достаточного для анализа объема данных необходима информация за долгий период по ряду энергопредприятий. Мы предлагаем использовать для этого базы данных (БД) предприятий,которые существуют уже повсеместно.

    Источником исследуемой в докладе выборки о повреждениях ПУ послужила БД  Экспертно-диагностической и информационной системы (ЭДИС) оценки технического состояния электрооборудования «Альбатрос», которая имеет широкое (370 рабочих мест) и продолжительное (20 лет) внедрение. Рассматривалось 343 случая повреждения СТ 35-500 кВ, из них 107 случаев  были повреждения ПУ. Данные исследуемой выборки проверялись на достоверность экспертами Уральcкого Федерального Университета и  ООО «Энерго-Диагностика и Аналитика» по соответствию описаний результатов вскрытия результатам измерений до повреждения.

    Анализ повреждаемости этой выборки СТ 35-500 кВ показал, что повреждаемость ПУ составляет 31% и стоит на 2-м месте среди узлов и систем трансформатора.

 

Рисунок 1 – Повреждаемость силовых трансформаторов классов напряжения 35-500 кВ

 

Методика анализа повреждаемости 

    Для анализа повреждаемости переключающих устройство использовалась подсистемы анализа повреждаемости, входящая в состав ЭДИС «Альбатрос»:

    В состав подсистемы анализа повреждаемости входят:

  • модуль статистического  анализа повреждаемости;
  • генератор отчетов по задаваемым сценариям анализа повреждаемости содержит шаблоны отчетов (сценарии анализа), составленные экспертами;
  •    модуль поиска аналогов повреждений (состоит из БД фактов повреждений трансформаторов и механизма поиска аналогов).

    В свою очередь, модуль статистического анализа повреждаемости состоит из:

  • формализованного акта описания повреждения;
  • 15 справочников классификации повреждений;
  • статистический анализ повреждаемости в виде 23 видов различных круговых диаграмм и графиков зависимости повреждаемости трансформатора (его узлов и систем) от срока эксплуатации;
  • блок расчета показателей надежности парка трансформаторов и его узлов.

    Все перечисленные выше части модуля были разработаны авторами ЭДИС для проведения автоматизированного анализа повреждаемости.  Формализованный акт описания (классификации) повреждения содержит 4 блока информации: паспортные характеристики;  факторы, сопутствующие повреждению; факторы, выявившие повреждение; последствия повреждения, а также данные блока классификации повреждения.

    Более 80% информации акта формируется с помощью набора справочников. Эта формализация описания повреждения позволяет автоматизировать процедуру анализа данных ЭДИС.  Классификационные справочники описывают различные факторы анализа: причины, характер, место, вид повреждения, виновников и т.д.. Часть  справочников имеют второй уровень детализации фактора.  На рисунке 2 приведен пример двухуровнего справочника места повреждения.

 

Рисунок 2 – Справочник, описывающий места повреждений ПУ

 

    Кроме того, для компьютерного анализа данных повреждаемости оборудования ЭДИС «Альбатрос» была разработана методика, представленная ниже. Анализа инцидента состоит из двух ключевых этапов. На первом из них каждое повреждение описывается и классифицируется по созданному шаблону (акту описания), а на втором происходит подробный анализ массива собранных данных.  Здесь есть возможности:

  • статистического анализа повреждаемости СТ рассматриваемого периода в виде круговых диаграмм (23 различных вида диаграмм);
  • выявление тенденций изменения статистики повреждаемости СТ в сравнении с предыдущим периодом;
  • расчета показателей надежности парка трансформаторов рассматриваемого периода (поток отказов,  наработка на отказ, среднее время восстановления, коэффициент готовности);
  • выявление тенденций изменения показателей надежности в сравнении с предыдущим периодом;
  • сравнение показателей надежности и статистических показателей повреждаемости СТ с аналогичными показателями, в среднем по региону (холдингу и т.д.);
  • статистический анализ графиков зависимости повреждаемости трансформатора (его узлов и систем и пр.) от срока эксплуатации;
  • ограничение рассматриваемой выборки повреждений с использованием справочников всех 4-х блоков информации акта (паспортных характеристик;  факторов, сопутствующих развитию и выявляющих повреждения; классификаторов и последствий повреждений).

    Важно отметить, что виды повреждений оборудования в системе делятся на браковки и отказы. Браковки оборудования - это случаи выявления развивающихся повреждений своевременного вывода  оборудования из работы для проведения операций ТОиР эксплуатационным персоналом. Отказ оборудования – это повреждения трансформатора, которые эксплуатационный персонал «просмотрел» или не успел вовремя вывести СТ из работы; когда СТ отключился цепями релейной защиты или получил тяжёлые повреждения.     

    Кроме того, среди повреждений (браковок и отказов) выявляются финальные, т.е. такие, при которых восстановление трансформатора невозможно или экономически нецелесообразно. Анализ тенденций изменения соотношения браковок и отказов, а также их сравнение со средними показателями используются ЭДИС для оценки эффективности работы персонала энергокомпании по диагностированию дефектов и выполнению операций ТОиР. Чем выше квалификация персонала в области диагностирования, лучше его оснащенность диагностическим оборудованием и методиками, адекватнее и оперативнее работа по ТОиР, тем выше показатели забракованного оборудования и ниже показатели отказов в энергокомпании.

 

Результаты анализа повреждаемости переключающих устройств

    Далее рассмотрим результаты анализа повреждаемости ПУ, проведенного по описанной методике, которая учитывает, что доля повреждаемость узлов и систем СТ имеет свои отличия для разных классов напряжения и сроков наработки.

    Переключающее устройство (ПУ), наравне с обмотками, является одним из самых повреждаемых узлов трансформатора (в нашем исследовании устройства переключения под нагрузкой и без возбуждения объединены в одну группу). Так, в выборке повреждаемости СТ (рис.1), доля повреждений ПУ составила 31% от общего числа повреждений (107 случаев из 343).  В таблице 1 приведены результаты анализа повреждаемости ПУ которая учитывает продолжительность эксплуатации и класс напряжения исследуемого оборудования.

 

Таблица 1 – Доля повреждений ПУ 110 кВ от общего числа повреждений в зависимости от срока эксплуатации СТ.

Возраст, лет

0-5

6-15

16-25

26-39

более 40

Кол-во повреждений ПУ, % от общего числа повреждений 

21

27

23

34

36

 

Распределение повреждений ПУ с течением времени приведено на рисунке 3.

 

Рисунок 3 – Изменение повреждаемости ПУ во времени

 

    Из рисунка 3 видно, что для ПУ ярко выражен приработочный период, который для данного узла трансформатора составляет 7 лет.

    Более половины повреждений – 55%  – носят механический характер. Наиболее распространёнными типами являются нарушение контакта (43%) и смещение деталей (21%), которые нередко влекут за собой тепловые повреждения, такие нагар и оплавление контактов.

    Четверть повреждений тепловые, они вызваны, в основном, подгаром и подплавлением контактов  (в данном случае речь идёт не о следствиях, как в предыдущем абзаце, а о причинах). В этих случаях при осмотре ПУ не выявлено существенных механических повреждений.

    Оставшиеся случаи повреждений приходятся на электрические повреждения и случаи незначительных повреждений.

    Отметим, что доля повреждений, вызванных естественным старением узлов, у механических повреждений (47%) выше, чем доля у тепловых повреждений (29%). Важно подчеркнуть, что 30% механических и 38% тепловых повреждений ПУ происходит из-за действий (или бездействия) эксплуатационного персонала. Заводской брак (брак как изготовителя ПУ, так и при его установке в трансформатор на заводе-изготовителе) является причиной примерно трети тепловых повреждений ПУ.

    Учитывая, что повреждение ПУ достаточно частое явление (треть от всех повреждений трансформаторов) и  то, что более 60% из них вызваны несвоевременным или некачественным проведением регламентных работ по их обслуживанию, можно сказать, что здесь лежит весомый резерв повышения надежности СТ, не требующий дополнительных инвестиций.

 

Наиболее повреждаемые узлы переключающих устройств

    Наиболее слабым местом ПУ являются их контакты, что демонстрирует диаграмма  рисунке 4. Это можно объяснить тем, что они испытывают наибольшие нагрузки при переключении ПУ. Это воздействия как механического (трение контактных поверхностей), так и теплового характеров (при неидеальной работе ПУ образуется дуга и контакт обгорает).

 

Рисунок 4 – Распределение повреждений ПУ по узлам

 

    Каждое десятое повреждение связано с приводом РПН, в основном выходят из строя или приводной двигатель или автоматика управления приводом. Это повреждения, старых РПН, выявляются после 20 лет работы.

    Контактор ПУ повреждается в 2 раза чаще, чем привод. В 26% случаев это механическое нарушение контактов; в 16% их оплавление и в 11% - их подгар; 11% - это  нарушение пайки и 5%-смещение деталей, непрочность бумажно-бакелитовых баков, ослабление пружины из-за изменения свойств металла в процессе старения.

    Повреждения контактора диагностируются хуже, чем у других узлов ПУ, и несвоевременно, о чем свидетельствует их статистика:  44 % повреждений приводят к отключению другого оборудования, 39%-обнаруживаются в результате срабатывания защит, в 6% происходят аварии СТ.

 

Эффективность диагностирования

    По нашим данным, в целом, 58% повреждение ПУ своевременно выявляется персоналом при проведении планово-профилактических измерений, и проходят без последствий для другого оборудования. В 25% о повреждениях ПУ узнают после срабатывания защиты СТ, а в 15% после аварии СТ. Среди выявленных персоналом развивающихся повреждений 84% впервые обнаруживаются по результатам анализа растворенных в масле газов, а 10% выявляются при измерении омических сопротивлений обмоток (в основном это, нарушения в цепи контактора, для которого АРГ не проводится).

    Большой процент обнаружения повреждений ПУ по результатам АРГ может объясняться тем, что АРГ проводится чаще и тем, что АРГ возможно реагирует на нагрев (искрение) контактов до того, как междуфазная разница омических сопротивлений обмоток достигнет регламентируемого значения (2%).  Вывод СТ с поврежденным ПУ из работы осуществляется, в основном, на основании результатов измерении омических сопротивлений обмоток (60%).  В 27% случаях основанием для такого решения служат результаты комплексного, а в 4% результаты тепловизионного обследований. Статистически значимых данных о других видах диагностирования ПУ в нашей выборке не было.

    Кроме перечисленных выше методов диагностирования ПУ, повсеместно контролируется состояние масла контактора, как электроизоляционной системы, по пробивному напряжению и влагосодержанию масла, а также содержанию в масле механических примесей.  Например, в «Тюменьэнерго» для РПН СТ 110-220 кВ такой контроль проводится  один раз в год.   

    Очевидно, что если проводить АРГ для масла контактора ПУ для идентификации дефекта его контактов, то можно повысить выявление дефектов контактора в 2 раза, как показывает статистика, приведенная в предыдущем разделе статьи.  

    На протяжении 2012-2013 годов в ОАО «Тюменьэнерго» для разработки предельно допустимых значений (ПДЗ) газов, растворенных в масле бака контактора РПН, был проведен хроматографический анализ проб масла в количестве 140 шт. ПДЗ определялись по интегральной функции распределения на уровне 0,95. Результаты расчета приведены в левой части таблице 2.

 

Таблица 2 – Результаты определения ПДЗ газов, растворенных в масле контактора ПУ

 

ПУ не зависимо от переключений

ПУ с частыми переключениями

Газ

Мат. ожидание, об.%

Дисперсия, об.%

ПДЗ, об.%

Мат. ожидание, об.%

Дисперсия, об.%

ПДЗ, об.%

Н2

0,05

0,38

0,47

0,4656

0,2207

1,417

С2Н2

0,085

0,069

0,333

0,3985

0,2288

1,37

С2Н4

0,00497

0,0045

0,1

0,1065

0,0189

0,391

СН4

0,0017

0,0015

0,049

0,0679

0,0072

0,24

С2Н6

0,00102

0,00003

0,008

0,00815

0,00017

0,037

СО

0,0213

0,0003

0,058

0,058

0,0063

0,225

СО2

0,0128

0,012

0,366

0,2379

0,0079

0,363

 
 
   Большие значения дисперсии для водорода, ацетилена и углекислого газа говорят о значительно разбросе измеренных значений этих параметров. Поэтому, если использовать для оценки АРГ из контактора  полученные ПДЗ, получим ошибки 1-го и 2-го рода (недосмотра и перестраховки). Предположив, что на величину концентраций этих газов влияет количество переключений, мы разделили выборку на 2 части: ПУ без переключений и ПУ с переключениями. В результате дисперсия по H2, C2H2 в выборке «без переключений» уменьшилась на 2 порядка, что подтвердило правильность предположения. Результаты расчетов по выборке «с переключениями» (мощность выборки 35 шт) показаны в правой части таблицы 2.  Дисперсия по H2, C2H2, СО2 осталась в этой выборке высокой. Рисунок 5 демонстрирует хорошую корреляцию концентраций этих газов от числа переключений. Число переключений за последний год было получено  в диспетчерской службе ОАО «Тюменьэнерго».
 
 

Рисунок 5 – Зависимость концентраций Н2, С2Н2 от частоты переключения ПУ

 

    Авторы предполагают, что график был бы еще нагляднее, если бы учитывал частоту переключений ПУ за несколько лет, срок эксплуатации масла ПУ, а также нагрузку СТ, но, к сожалению, пока не располагают необходимым объемом информации для подтверждения этого. Проведенный анализ показал, что концентрация СО2 больше зависит от срока эксплуатации, чем от числа переключений.

    В СОУ-Н ЕЕ 46.501:2006 Украины 2006 г. предлагается для идентификации дефекта в ПУ использовать о ПДЗ газов С2Н2 и С2Н4, а также отношения пар газов С2Н4/С2Н2  и (СН4+С2Н6+С2Н4)/С2Н2. Из приведенных в таблице 2 данных, видно, что ПДЗ газов для переключаемых РПН, образуемых при дуге в масле и высокотермическом его разложении (Н2, С2Н2, С2Н4, СН4) – на порядок больше.  Поэтому мы считаем, что использовать критерий превышения ПДЗ концентраций АРГ для контактора ПУ нужно с учетом числа переключений. Кроме того, рассматриваю дисперсию различных газов в переключаемых и не переключаемых РПН, можно заметить, что наименьшая дисперсия у C2H6, C2H4 и CH4. Это означает, что использование данных газов для анализа повреждаемости ПУ является наиболее предпочтительным и даст наиболее надёжные результаты. К примеру, в качестве диагностического критерия перегрева мы предлагаем рассматривать соотношение пары газов C2H6/ C2H4.

Выводы

    Человеческий фактор – существенный резерв повышения надежности ПУ, а значит и СТ (39% вина эксплуатации, 12%-завода, 8%-ремонтный персонал и т.д.).

    У контактора больший процент повреждений, приводящий к отключению другого оборудования, между тем АРГ позволяет своевременно выявлять дефекты 90-100% случаев повреждений других узлов ПУ, следовательно, считаем целесообразным применение АРГ для оценки технического состояния контактора.

    Оценка состояния контактов контактора по АРГ может проводиться по критерию ПДЗ концентраций, но ПДЗ газов Н2 и С2Н2 должны быть дифференцированы по числу переключений, а СО2 по сроку эксплуатации.

    Необходимо накапливать БД результатов АРГ из контактора ПУ, а также данные о нагрузке трансформатора и количества переключений ПУ для получения критериев его диагностирования.

 

Список литературы

    1. СОУ-Н ЕЕ 46.501-2006 Діагностика маслонаповненого трансформаторного обладнання за результатами хроматографічного аналізу вільних газів, відібраних із газового реле, і газів, розчинених у ізоляційному маслі.

 

Полная или частичная перепечатка материалов сайта возможна только с разрешения авторов и с обязательным размещением на странице материала кликабельной ссылки на первоисточник.
Категория: Наши статьи | Добавил: konstov (13.08.2015)
Просмотров: 1379 | Теги: анализ повреждаемости, Диагностирование, РПН | Рейтинг: 0.0/0
Всего комментариев: 0
avatar