СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ В УСЛОВИЯХ КОМПЛЕКСА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ВОЗДЕЙСТВИЙ Российский патент 2010 года по МПК G01R31/00 

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:

Зависимость (2) можно преобразовать в показатель относительной стойкости трансформатора к отказу A_t 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

где t_pec - установленное время расчетного ресурса.

Если при образовании дефекта стойкость к отказу уменьшится на ΔA (также в относительных единицах), тогда время отказа t_отк 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».

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_деф и закономерности изменения во времени относительной стойкости к отказу, определяют время прогнозируемого отказа t_отк=t₁, t₂, t₃ соответственно для случая образования дефектов, не имеющих диагностические параметры, достигающие или превышающие нормированные значения, а также в моменты (t_деф1-t_деф2) и t_деф3.

На основании полученного прогнозируемого срока службы определяют остаточный ресурс.

В этом случае остаточный ресурс Δt_ресурс будет равен

где t_деф - 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.

При использовании показателей ΔА_t∂ требуется учитывать суммарное значение группы диагностических параметров показателей ∑ΔA_t∂ 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.

Группа 1 - (показатель ΔA_t∂.1) 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.

Группа 2 - (показатель ΔA_t∂.2) 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.

Группа 3 - (показатель ΔА_t∂.3) 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.

Группа 4 - (показатель ΔA_t∂.4) относится к низкой эффективности охладителей и характеризуется в основном диагностическими параметрами 1,1; 1,4; 3,3; 3,4; 3,5; 3,6.

Группа 5 - (показатель ΔA_t∂.5) относится к дефектности РПН и характеризуется в основном диагностическими параметрами 3.1, 3.7, 3.8.

Группа 6 - (показатель ΔA_t∂.6) 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):

1) превышение тока нагрузки ΔI_i=1,4-1,6;

2) превышение температуры масла в верхней области бака ΔΘ_H=1,2;

3) температура окружающего воздуха T_0B=30°С;

4) время действия перегрева t_oi=5.10² суток;

5) превышение показателя газосодержания в масле П_АРГi=1,2;

6) превышение влагосодержания в масле Δψ=1,1;

7) разность температуры на входе и выходе охладителя, ΔΘ_ОХ=7°С;

8) снижение уровня масла в маслорасширителе бака Δh=0,1;

9) превышение кажущегося заряда ЧР Δq=2,0.

Остаточный ресурс Δt_ресурс определяется выражением

Δt_ресурс=t_отк-t_∂,

где t_∂ - время возникновения дефектов, обнаруженных системой мониторинга, значения диагностических параметров которых превысили нормативные, t_∂=5 лет с начала эксплуатации трансформатора;

t_отк - время ожидаемого отказа, определяемого формулой

.

ΔA_t∂ определяется как сумма всех значений ΔА_t∂i каждого дефекта, который уменьшает относительную стойкость к отказу.

,

Индексы 1,…9 относятся к приведенным диагностическим параметрам, достигшим определенных значений ΔA_t∂i в соответствии с принятыми данными настоящего примера.

ΔА_t∂=0,05+0,04+0,01+0,08+0,02+0,03+0,25+0,1+0,03=0,61.

Если не принимать никаких мер по устранению дефектов, приводящих к снижению стойкости к отказу трансформатора, то время наступления ожидаемого отказа t_отк после регистрации диагностических параметров системой мониторинга составит

В этом случае остаточный ресурс Δt_ресурс будет равен

Δt_ресурс=t_отк-t_∂=7,5-5=2,5 года.

Некоторые дефекты, приводящие к снижению стойкости к отказу трансформатора, можно устранить. Так, например, можно повысить эффективность работы охладителя за счет ремонта (замены) вентиляторов (ΔA_t∂=0,25; п.14 таблицы 1) и, возможно, принять меры по обеспечению герметичности бака (нормального уровня масла в маслорасширителе) (ΔА_t∂=0,1; п.3.2 таблицы 1).

Тогда ΔA_t∂ будет иметь следующее значение

ΔA_t∂=0,61-0,35=0,26

и t_отк примет следующее значение:

.

Следовательно, на момент регистрации диагностических параметров остаточный ресурс Δt_ресурс будет равен

Δt_ресурс=t_отк-t_∂=16,2-5=11,2 года.

Устранение некоторых дефектов может привести к изменению значений отдельных диагностических параметров и соответственно ΔA_t∂. Так, например, повышение эффективности работы охладителей приведет к снижению температуры масла в верхней области бака, что также приведет к снижению ΔA_t∂i 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.

Изобретение относится к контролю технического состояния высоковольтного оборудования, а именно силовых трансформаторов. Сущность: проводят измерение и регистрацию диагностических параметров в условиях комплекса эксплуатационных воздействий 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. На основании времени ожидаемого отказа и времени возникновения дефектов превышения диагностических параметров нормированного уровня, обнаруженных при мониторинге, определяют остаточный ресурс. Технический результат: возможность оперативной и более объективной оценки технического состояния оборудования в условиях эксплуатации. 1 табл., 2 ил.

Способ определения остаточного ресурса силового трансформатора в условиях комплекса эксплуатационных воздействий, при котором используют диагностические параметры, отличающийся тем, что производят измерение и регистрацию диагностических параметров в условиях комплекса эксплуатационных воздействий 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.