Главная » Статьи » Наши статьи

НАШИ СТАТЬИ СТАТЬИ ДРУГИХ АВТОРОВ НАШИ ПРЕЗЕНТАЦИИ
Ранжирование силовых трансформаторов, основанное на оценках технического состояния и риска отказа экспертной системой

Данная статья была положена в основу доклада, прозвучавшего во время XХI Международной научно-технической конференции «Силовые и распределительные трансформаторы. Реакторы. Системы диагностики»

 

авторы: д.т.н., проф. И. В. Давиденко, А. Ю. Гладков, УрФУ, г. Екатеринбург

Введение

Оценка технического состояния силового трансформатора

Оценка риска отказа силового трансформатора

Ранжирование трансформаторов по очерёдности операций ТОиР

Выводы

Список литературы

 

Введение

 

    Последнее время в РФ активно разрабатывается и внедряется программное обеспечение, позволяющее ранжировать силовые трансформаторы (СТ) по их техническому состоянию [1,2]. Экспертно-диагностическая и информационная система (ЭДИС) оценки состояния электрооборудования «Альбатрос» используется на более чем 400 рабочих местах в РФ и странах ближнего зарубежья. В ее базе данных собранно  364 случая развития повреждений трансформаторов, подтвержденных результатами их ремонта. Благодаря 20 летнему опыту разработки и внедрения ЭДИС «Альбатрос», а также собранной ее разработчиками статистики повреждений оборудования, появилась возможность создать свою методику ранжирования силовых трансформаторов.

    Цель методики – определить очередность мероприятий технического обслуживания и ремонта  (ТОиР) на основе оценок технического состояния СТ и риска их отказа в реальных условиях производства. Эта задача всегда актуальна в реальных условиях эксплуатации, так как на предприятиях всегда существуют ограничения временных, материальных, финансовых и кадровых ресурсов. Предложенная в данной статье методика была реализована в отдельной подсистеме ЭДИС 3 года назад. За это время она  прошла успешную апробацию в трех крупных распределительных сетевых энергокомпаниях.

Оценка технического состояния силового трансформатора

 

    В рассматриваемой методике для проведения ранжирования СТ по очередности проведения операций ТОиР необходимо определить 2 показателя: оценить техническое состояние трансформатора Im и оценить риск его отказа Hm.  Особенность предлагаемой оценки технического состояния  СТ в том, что при расчете индекса технического состояния Im объекта используется оценка выводов экспертной системы (ЭДИС «Альбатрос»), а не оценка самих контролируемых параметров, как в системах [1,2]. Анализ результатов измерений ЭДИС состоит из 2-х этапов:

  • оценки значений контролируемых параметров и их трендов; 
  • идентификации вида дефектов и оценки истории  их развития.

    Для выполнения 1-го этапа диагностирования ЭДИС использует 2 уровня значений (допустимые и предельно-допустимые) для всех контролируемых параметров и их трендов. Эти критерии оценки были получены разработчиками системы в ходе научно-исследовательских работ, проводимых в течение 10 лет. Так как полученные критерии оценки параметров и их трендов дифференцированы по конструктивным особенностям и сроку эксплуатации СТ, это снижает ошибки 1-го и 2-го рода. Например, критерии оценки АРГ и ФХА масла СТ дифференцированы по классу напряжения, виду защиты и марке масла, а также сроку эксплуатации.

     ЭДИС дает оценку технического состояния силовых трансформаторов 6-750 кВ на основании следующих результатов измерений:

  • анализа растворенных в масле газов (АРГ);
  • расширенного физико-химического анализа (ФХА) масла, включающего 33 параметра;
  • измерения изоляционных характеристик;
  • омического сопротивления обмоток;  
  • сопротивления короткого замыкания;
  • результатов опыта холостого хода.

    При анализе данных измерений системой учитываются проведенные операции ТОиР, срок службы и конструктивные особенности оборудования.

    По каждому виду измерения ЭДИС ставит диагноз в виде: характер предполагаемого дефекта, степень его развития и, по возможности, его локализация. Кроме того, система дает рекомендации персоналу по дальнейшей эксплуатации с учетом поставленного диагноза и истории эксплуатации трансформатора в виде набора операций ТОиР, в том числе проведения дополнительных видов контроля.

    Количество диагнозов и рекомендаций, выдаваемых ЭДИС по каждому виду измерения, приведено в таблице 1.

 

Таблица 1 – Количество диагнозов и рекомендаций, выдаваемых ЭДИС по силовому трансформатору

Вид измерения

Количество видов технического состояния

Количество рекомендаций по операциям ТОиР

АРГ

34

11

ФХА масла

9

9

Характеристики изоляции

7

12

Активные сопротивления обмоток Rом

4

6

Опыт холостого хода

4

4

Сопротивление короткого замыкания Zk

8

3

 

    Далее покажем важность использования 2-го этапа диагностирования (идентификации дефекта) для определения индекса технического состояния Im. Представим, что для двух СТ имеется превышение регламентированных значений по следующим концентрациям газов: C2H6, C2H4, C2H2. Но в одном трансформаторе по соотношению пар газов C2H6/C2H4 и C2H2/C2H4 диагностируется “слабый нагрев”, а в другом  “электрическая дуга”. Очевидно, что СТ находятся в разных технических состояниях, но с точки зрения методик [1,2] индекс технического состояния этих трансформаторов по результатам AРГ будет одинаковым. Кроме того, мы считаем в оценке индекса технического состояния следует учитывать скорость и длительность наблюдения развития дефекта.

    Резюмируя выше изложенное, предлагаем индекс технического состояния по каждому виду измерения In находить, как вектор трёхмерного пространства. Величина вектора рассчитывается по формуле 1:

 

                                                  

 

 

где:  n  индекс вида измерения; координата х  оценка тяжести и опасности вида дефекта. Значение координаты зависит от вида дефекта, идентифицируемого ЭДИС; координата y  оценка скорости развития дефекта. Значение коэффициента зависит от оценки трендов контролируемых параметров, проведенных ЭДИС; координата z  оценка истории эксплуатации и длительности наблюдения развития дефекта. Значение координаты зависит от рекомендаций ЭДИС.

    В рассматриваемой методике переход от лингвистических переменных диагноза и рекомендаций ЭДИС к числовым значениям координат происходит на основании таблицы соответствия, составленной с помощью экспертов. Координаты принимают значения от 0 (исправное состояние) до 10 (неисправное состояние СТ, ремонт экономически не целесообразен или невозможен).

    Учет истории развития дефекта позволяет дифференцировать объекты, в которых развитие дефекта наблюдается на протяжении какого-то времени от объектов, в которых дефект обнаружен недавно. Это позволит дифференцировать случаи ошибок измерений, происходящие из-за несоблюдения технологии и условий измерений, ошибок персонала. Доля недостоверных измерений СТ, по оценкам специалистов, по отдельным видам измерений может достигать 20-40%.

   Как отмечалось выше, ЭДИС самостоятельно определяет вид дефекта и рекомендацию по его дальнейшей эксплуатации, а значит и значения координат х, у, z и индекс состояния In для традиционных планово-профилактических методов измерений. Для объективной оценки технического состояния СТ необходимо учитывать и результаты специальных видов контроля: тепловизионного и вибрационного, контроля ЧР и пр. При этом оценка технического состояния по специальным видам контроля может быть выполнена другим программным обеспечением или экспертами, а ее результат введен в ЭДИС. Индекс технического состояния специальных видов контроля определяется в ЭДИС таблицей, задающей соответствие набора результатов оценки технического состояния с помощью специальных методов и значений индекса состояния.  

      Интегральный индекс технического состояния СТ, предлагаем находить, как вектор n-мерного пространства, где n  количество видов измерений.

 

                                                                          

 

где: Im индекс технического состояния для единицы оборудования с номером mМn max  максимальное значение коэффициентов i-го измерения, которое используется для нормирования показателя;  n  количество измерений; Кinpn   коэффициент важности n-ого вида измерения, учитывает достоверность, чувствительность и регулярность проведения разных видов.

    Одна из проблем реализации алгоритма ранжирования СТ  нехватка актуальных данных по всем видам измерений на дату проведения анализа, так как измерения проводятся с разной периодичностью. Например, для СТ 110 кВ и выше измерения АРГ проводятся каждые полгода, а измерения изоляционных характеристик гораздо реже – при комплексных испытаниях.

    Мы решаем эту проблему, беря последнее измерение по каждому из анализируемых видов оборудования. Причем глубина поиска последнего замера по каждому виду измерения задается пропорционально его периодичности, принятой на предприятии. Если в назначенный период времени какое-либо измерение не было обнаружено, то значение его индекса технического состояния (In) заменяется в формуле 2 на коэффициент незнания Кunknn.

 

Оценка риска отказа силового трансформатора

 

    Особенность предлагаемой оценки риска отказа СТ в том, что рассматриваются последствия отказа, как для поставщика, так и для потребителя электроэнергии. Кроме того, учитываются конструктивные особенности оборудования, срок его эксплуатации и вероятность отказа предполагаемого места (узла, системы) повреждения СТ. Вероятности отказа узлов СТ были рассчитаны по значениям потоков отказов трансформаторов и статистики их повреждаемости. Расчет проводился на основе более 364 достоверных фактов повреждений СТ 35-500кВ, накопленных ЭДИС «Альбатрос» за 20 лет ее эксплуатации в энергокомпаниях РФ.

    При оценке риска отказа СТ желательно учесть возможные экономические, экологические и социальные последствия, возможные человеческие жертвы, ухудшение имиджа компании, недополученную прибыль поставщика и потребителя электроэнергии, продолжительность и цену ремонта, условия эксплуатации, категорию потребителя. Учесть на практике все перечисленные факторы не представляется возможным из-за недостатка (конфиденциальности) информации финансового характера. Стремясь к сохранению комплексного подхода в оценке риска отказа трансформатора, предлагаем для расчета риска следующую формулу:

 

                                                          

 

где: Pk  вероятность повреждения  k-ого узла ( системы ) СТ; Gрем  ущерб, учитывающий потери поставщика электроэнергии, связанные со стоимостью ремонта СТ; Gпост  ущерб, учитывающий потери поставщика электроэнергии, от недоотпуска электроэнергии; Gпотреб  ущерб, учитывающий потери потребителя электроэнергии, которые могут быть предъявлены поставщику к возмещению.

    Расчет ущерба Gпост учитывает  мощность трансформатора, его нагрузку, предполагаемое время отключения,  тариф потребителя, количество линий резервирования. Предполагаемое время отключения определено экспертными оценками и данными статистики.

    Расчет ущерба Gпотреб включает категорию потребителя и количество линий резервирования. Предполагаемый ущерб потребителя определен экспертными оценками и данными статистики.  Важно отметить, что в формуле 3 расчет затрат ремонта Gрем и риск вероятности повреждения Pk связаны с конкретным узлом (системой) СТ. Это стало возможно благодаря разработке нового модуля ЭДИС, определяющего место повреждения. Если место повреждения определяется не однозначно, то используется средневзвешенная оценка рисков.

    При нахождении вероятности отказа СТ авторы предлагают учитывать несколько важных факторов. Во-первых, нужно принимать во внимание то, что величина потока повреждаемости СТ меняется с изменением срока эксплуатации трансформатора. На рисунке 1 приведена повреждаемость силовых трансформаторов 35-500 кВ в зависимости от срока эксплуатации. На основании анализа рисунка 1, предлагаем выделить пять периодов работы трансформаторов: приработочный, период высокой надежности, период ремонтов, период работы после восстановления трансформатора и период быстрой потери остаточного ресурса.

 

Рисунок 1  Повреждаемость силовых трансформаторов 35-500 кВ в зависимости от срока эксплуатации

 

    Во-вторых, необходимо учитывать особенности конструкции СТ, например класс напряжения. Известно, что у СТ высоких классов напряжения вероятность отказа выше. Кроме того, СТ различных классов напряжения имеют разные слабые места конструкций. Например, для СТ 35 кВ весьма актуальны повреждения связанные с динамической неустойчивостью обмотки, а для СТ 110 кВ – повреждения переключающих устройств и вводов [3]. Переключающие устройства СТ 220-500 кВ повреждаются редко. 

    В-третьих, при расчете рисков необходимо учитывать то, что системы и узлы СТ повреждаются с разной частотой.  Для расчета вероятности отказа узлов трансформатора используем формулу:

 

                                                                                     

где: Pk  вероятность отказа k-го узла трансформатора %; Nk  частота повреждения  k-ого узла (%); F  поток повреждаемости в зависимость от возраста трансформатора.

    На основании значений потоков отказов СТ и статистики их повреждаемости [3], были рассчитаны вероятности для отдельных узлов. В таблице 2 приведены результаты расчетов вероятности повреждения отдельных узлов СТ для разных возрастов и классов напряжения, полученные авторами.

 

Таблица 2  Вероятность повреждения различных узлов трансформаторов 35-110кВ с разным сроком эксплуатации

Класс напряжения

35кВ

110 кВ

 

Место повреждения

Срок эксплуатации

0-5 лет

16-25 лет

0-5 лет

16-25 лет

Обмотки и изоляция

1,03%

0,78%

1,41%

0,93%

РПН и ПБВ

0,51%

0,39%

0,40%

0,56%

Вводы

0,26%

0,00%

0,40%

0,26%

Магнитопровод

0,00%

0,00%

0,10%

0,11%

Система защиты масла

0,00%

0,00%

0,00%

0,13%

Бак и арматура

0,00%

0,00%

0,00%

0,08%

Система охлаждения

0,51%

0,91%

0,00%

0,03%

 

    Данные таблицы 2 иллюстрируют необходимость для оценки рисков отказов трансформаторов дифференцировать вероятность повреждения в зависимости от срока его эксплуатации, класса напряжения и узла. Степень достоверности выборки достаточно высока, так как каждый из фактов повреждения был проанализирован экспертами на соответствие результатов оценки технического состояния по данным измерений описанию обнаруженного повреждения при вскрытии трансформатора.

    Итак, оценка риска отказа трансформатора производится ЭДИС «Альбатрос» по формуле 4. Для чего сначала экспертная система на основании результатов измерений трансформатора делает оценку его технического состояния и определяет предполагаемое место (узел) повреждения. Затем система в зависимости от возраста трансформатора, класса напряжения и места предполагаемого повреждения выбирает из базы знаний системы соответствующее значение вероятности Рk.

    Нередко встречаются ситуации, когда еще невозможно диагностировать место повреждения (например, еще провели не все необходимые виды измерений), но уже нужно оценить риски отказа трансформатора. В этом случае принимаются во внимание все предполагаемые места повреждений, а для расчетов в формулу 4 выбирается максимальная вероятность повреждения рассматриваемых узлов.

    Таким образом, система рассчитывает риск отказа трансформатора на основании оценки его технического состояния, его мощности и коэффициента нагрузки, тарифа и категории потребителя, стоимости ремонта предполагаемого повреждения, ожидаемого времени отключения и экономических претензий потребителей.

 

Ранжирование трансформаторов по очерёдности операций ТОиР

 

    На первом этапе ранжирования для всех СТ предприятия рассчитывается интегральный индекс технического состояния Im. Затем из выборки рассматриваемых трансформаторов на основе значения индекса технического состояния Im исключаются объекты, находящиеся в исправном состоянии. Операции по дальнейшему обслуживанию исправных СТ назначаются системой согласно периодичности проведения планово-профилактических мероприятий, хранящейся в базе знаний ЭДИС. Далее по каждому оставшемуся в рассматриваемой выборке СТ рассчитывается показатель риска его отказа Hm. По полученным координатам (Hm;Im) объект обозначается на графике, показанном на рисунке 2, где по оси ординат откладывается показатель технического состояния, а по оси абсцисс  величина риска.  Затем ЭДИС проводит ранжирование трансформаторов по расстоянию от точки с координатами (Hm;Im) до точки с координатами (0;0). Чем больше это расстояние, тем меньше у СТ ранг и тем скорее ему нужно проводить операции ТОиР.

 

Рисунок 2 – Результат ранжирования ЭДИС «Альбатрос» трансформаторов одного из филиалов предприятия МРСК

 

    Ранг СТ показан цифрой рядом с точкой, обозначающей его на графике. По каждому объекту на графике (рисунок 2) можно получить дополнительные данные о результатах ранжирования:

  • первая цифра – ранг трансформатора по  очередности  вывода в ремонт и в скобках расстояние до начала координат в баллах; 
  • вторая – ранг по индексу технического состояния и в скобках значение интегрального индекса технического состояния Im;
  • третья – ранг по  индексу  оценки риска и в скобках значение индекса оценки риска повреждения Hm;
  • ниже указывается место установки СТ и его диспетчерское наименование с подробностью, заданной в настройках системы.

    В результате ранжирования СТ делятся зонами графика на три категории:

  • дополнительное обследование (в трансформаторе начинает развиваться дефект,  он ставится на учащенный контроль и ему могут быть назначены дополнительные виды контроля для уточнения характера дефекта и его локализации);
  • текущий ремонт (в трансформаторе есть дефект, не снижающий его работоспособности и требующий текущего ремонта);
  • срочный ремонт  (в трансформаторе есть дефект, который скоро приведет к потере его работоспособности, требующий среднего или капитального ремонта, или замены оборудования).

    На рисунке 2 мы видим, что зоны значительно отличаются по количеству СТ, в них отмеченных. Это распределение, полученное ЭДИС, соответствует данным, приводившимся в докладах инженерных центров РФ, по процентному соотношению СТ требующих немедленного вывода из работы, планового ремонта и дополнительного обследования.

 

Выводы

 

    Авторами предложена методика выбора очередности мероприятий технического обслуживания силовых трансформаторов, основанная на оценке их технического состояния и оценке риска отказа.

    Отличие предложенной методики в части оценки технического состояния СТ в том, что учитываются:

  •  идентификация вида дефекта системой, а не бальные оценки контролируемых параметров;
  •  скорость развития повреждения;
  •  история эксплуатации объекта, в т.ч. проведенные операции ТОиР.

    Сложность применения методик оценки риска на предприятиях в настоящее время – это недостаток отсутствия информации о реальных ущербах потребителей и поставщиков электроэнергии. Думается, что со временем с развитием экономических и правовых аспектов рынка электроэнергии этот недостаток будет менее ощутим.

    Преимущества, в части оценки риска отказов СТ следующие:

  •  принимаются во внимание последствия отказа, как для потребителя, так и поставщика электроэнергии;
  •  учитываются срок эксплуатации и класс напряжения оборудования;
  •  вероятность отказа определяется на основании оценки технического состояния ЭДИС с учетом предполагаемого места и характера дефекта.

    Методика адаптирована для реализации в программном обеспечении. С 2013 года она реализована в информационно-аналитической системе ЭДИС «Альбатрос» и к настоящему времени успешно прошла опытную эксплуатацию.

    Применение предложенной методики на предприятиях эксплуатирующих СТ, ремонтных организациях снизит ошибку менеджмента, повысит оперативность, объективность при оценке реальной ситуации и, как следствие, увеличит срок службы трансформаторов.

 

Список литературы

 

1. Система Стратегического планирования ремонтов. ОАО «ФСК ЕЭС». Методика экспертной оценки технического состояния оборудования. Версия 0.3. Москва 2006.

2. Методика оценки технического состояния основного электросетевого оборудования. Приложение № 1 к Типовому СТАНДАРТУ ОАО «Холдинг МРСК» управления производственными активами дочерних и зависимых обществ. Москва, 2012.

3. И.В. Давиденко И.В., Овчинников К.В. Алгоритм анализа повреждаемости силовых трансформаторов и примеры его реализации / Журнал ЭЛЕКТРО 2014. № 4.  С.13-17.

к началу

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 (22.08.2015)
Просмотров: 2698 | Теги: оценка рисков, анализ повреждаемости | Рейтинг: 0.0/0
Всего комментариев: 0
avatar