82
АНАЛИТИКА
СЕТИ РОССИИ
82
м
о
н
и
т
о
р
и
н
г
мониторинг
АННОТАЦИЯ
Необходимым
условием
ис
-
следования
надёжности
силовых
трансформаторов
является
изме
-
рение
характеристик
деградации
его
основных
узлов
(
компонен
-
тов
)
с
помощью
соответствую
-
щих
датчиков
и
мониторинга
состояния
.
Эксплуатационная
ин
-
формация
о
маслонаполненных
трансформаторах
класса
напря
-
жения
550
кВ
,
включая
данные
о
рабочем
состоянии
и
техниче
-
ском
обслуживании
оборудова
-
ния
,
была
получена
из
Восточ
-
но
-
китайской
сетевой
компании
.
Описание
фактического
уровня
деградации
компонентов
в
виде
функциональной
зависимости
от
времени
зачастую
может
быть
более
информативным
для
оцен
-
ки
надёжности
,
чем
анализ
отка
-
зов
,
в
особенности
когда
отказы
оборудования
отсутствуют
и
не
прогнозируются
.
В
рамках
создания
системы
мониторинга
были
разработа
-
ны
экспериментальные
модели
,
основанные
на
расчёте
срока
службы
с
помощью
характери
-
стик
деградации
трансформато
-
ров
класса
напряжения
550
кВ
(
анализ
растворённых
газов
,
тан
-
генс
угла
диэлектрических
потерь
(tg
δ
),
влагосодержание
в
масле
,
пробивное
напряжение
и
т
.
д
.).
В
этих
моделях
также
учитывает
-
ся
влияние
температуры
на
про
-
цесс
старения
,
поскольку
темпе
-
ратура
связана
с
показателями
деградации
.
Параметры
модели
могут
быть
определены
с
помо
-
щью
мониторинга
состояния
.
По
ранее
опубликованным
результатам
исследований
можно
определить
связь
между
техниче
-
ским
состоянием
оборудования
и
вероятностью
возникновения
отказа
.
Оценка
надёжности
на
ос
-
нове
данных
о
деградации
может
быть
получена
с
помощью
мони
-
торинга
состояния
оборудования
.
Таким
образом
,
связь
между
от
-
казами
элементов
и
узлов
обо
-
рудования
и
степенью
их
дегра
-
дации
позволяет
прогнозировать
возникновение
неисправности
.
Такая
методика
очень
действен
-
на
для
предотвращения
дальней
-
ших
отказов
трансформаторов
с
помощью
мониторинга
их
техни
-
ческого
состояния
.
ВВЕДЕНИЕ
В
рамках
осуществления
по
-
литики
дерегулирования
элек
-
трических
систем
каждая
элек
-
троэнергетическая
компания
старается
сократить
свои
из
-
держки
,
поэтому
важность
пре
-
дотвращения
случайных
отказов
в
настоящее
время
возрастает
.
При
случайном
отключении
сило
-
вого
трансформатора
потери
за
-
частую
исчисляются
в
миллионах
евро
,
не
считая
при
этом
расхо
-
ды
на
ремонт
оборудования
или
его
замену
.
Поэтому
необходимы
экономические
стимулы
,
профи
-
лактические
испытания
и
онлайн
мониторинг
,
которые
позволяют
прогнозировать
срок
службы
,
планировать
ремонт
,
обслужива
-
ние
и
замену
трансформаторов
.
Мощные
силовые
трансфор
-
маторы
относятся
к
дорогосто
-
ящему
оборудованию
,
поэтому
они
,
как
правило
,
должны
нахо
-
диться
в
хорошем
техническом
состоянии
и
обладать
высокой
надёжностью
.
В
действительно
-
сти
отказы
в
таких
трансформа
-
торах
возникают
относительно
редко
,
поэтому
возможность
по
-
лучения
статистических
данных
на
объектах
,
где
расположены
трансформаторы
,
как
правило
,
отсутствует
.
С
другой
стороны
,
для
получения
информации
о
сроке
службы
и
механизме
воз
-
никновения
отказа
используют
-
ся
результаты
ускоренных
ис
-
пытаний
на
долговечность
или
результаты
испытаний
в
режиме
эксплуатации
.
Несмотря
на
боль
-
шую
эффективность
результатов
,
испытания
на
долговечность
яв
-
ляются
продолжительными
по
времени
и
дорогостоящими
,
что
касается
ускоренных
испытаний
в
некоторых
случаях
данные
об
Прогнозирование
срока службы силовых
трансформаторов с помощью
мониторинга состояния
Ернст ГОКЕНБАХ (ERNST GOCKENBACH), Сян ЧЖАН (XIANG ZHANG),
Университет им. Лейбница, Ганновер, Германия,
Чжаолинь ЛЮ (ZHAOLIN LIU), Восточно-китайская сетевая компания, Хайбо
ЧЭНЬ (HAIBO CHEN), Лингху ЯН (LINGHUI YANG), Восточно-китайский
институт электроэнергетических истытаний и исследований
83
№
4 (25),
июль
–
август
, 2014
83
отказах
в
условиях
проведения
ис
-
пытаний
не
могут
быть
использова
-
ны
для
оценки
надёжности
в
нор
-
мальных
условиях
эксплуатации
,
так
как
необходимо
учитывать
несколь
-
ко
параллельно
протекающих
про
-
цессов
одновременно
.
Ещё
одна
сложность
заключается
в
отсутствии
закономерностей
между
результа
-
тами
диагностического
анализа
и
мониторингом
состояния
старых
трансформаторов
.
Первый
подход
исследования
основан
на
заведомо
ограниченных
и
ускоренных
лабо
-
раторных
исследованиях
старения
трансформаторов
,
а
второй
—
на
экспертном
анализе
трансформа
-
торов
с
повреждениями
в
процессе
эксплуатации
.
МОДЕЛЬ
ДЕГРАДАЦИИ
Модель
деградации
была
разра
-
ботана
на
основе
теории
[1]
и
[2],
описывающей
основные
процессы
деградации
.
Обычно
такие
модели
начинаются
с
описания
изменений
эксплуатационных
показателей
—
часто
в
форме
дифференциального
уравнения
или
системы
дифферен
-
циальных
уравнений
.
Таким
обра
-
зом
,
модель
деградации
,
которая
отражает
изменение
рабочих
пара
-
метров
с
течением
времени
,
может
быть
описана
следующим
образом
:
dx/dt = -A
F
R
0
x
k
, x=(x/x
o
)l
t-0
=1
, (1)
где
K
,
R
о
, x, x
о
,
и
% —
параметр
,
фор
-
мирующий
модель
деградации
,
константа
,
эксплуатационный
па
-
раметр
,
начальное
значение
экс
-
плуатационного
параметра
и
про
-
центное
отношение
двух
последних
параметров
,
т
.
е
.
x/x
о
соответствен
-
но
.
Переменная
A
F
является
коэф
-
фициентом
старения
,
который
будет
описан
далее
.
Эксплуатационный
параметр
x
имеет
начальное
зна
-
чение
x
0
,
соответствующее
первому
измерению
.
Оценка
старения
может
быть
проанализирована
путём
выбора
параметров
,
чувствительных
к
изно
-
су
.
На
рис
. 1—8
показаны
характери
-
стики
деградации
для
суммы
раство
-
рённых
в
масле
горючих
газов
(
СГГ
),
концентрации
всех
углеводородов
,
концентрации
диоксида
углерода
,
кислотности
,
коэффициента
поверх
-
ностного
натяжения
,
tg
δ
,
влагосо
-
держания
и
значения
пробивного
напряжения
для
исследуемых
транс
-
форматоров
класса
напряжения
550
кВ
.
МОДЕЛЬ
СРОКА
СЛУЖБЫ
Для
хорошо
изученных
меха
-
низмов
возникновения
отказа
предлагаемая
модель
может
суще
-
ствовать
на
основе
физической
/
химической
теории
,
которая
путём
экстраполяции
описывает
процесс
возникновения
отказа
в
некотором
интервале
значений
.
В
маслонапол
-
ненных
трансформаторах
большое
внимание
уделяется
состоянию
ди
-
агностики
целлюлозных
изоляцион
-
ных
материалов
(
бумага
и
картон
).
Изоляционная
бумага
при
старении
теряет
свою
механическую
проч
-
ность
,
причём
старение
может
быть
ускорено
за
счёт
повышения
темпе
-
ратуры
,
например
из
-
за
увеличения
выделения
тепла
от
обмоток
или
по
-
терь
,
вызванных
индуцированными
вихревыми
токами
в
сердечнике
.
Рис
. 1.
СГГ
в
трансформаторном
масле
Рис
. 2.
Концентрации
углеводородов
в
трансформаторном
масле
Рис
. 3.
Концентрации
диоксида
углерода
в
трансформаторном
масле
Рис
. 4. tg
δ
в
трансформаторном
масле
84
СЕТИ РОССИИ
Влияние
температуры
на
эксплу
-
атируемые
трансформаторы
с
бу
-
мажно
-
масляной
изоляцией
(
БМИ
)
может
быть
описано
следующим
уравнением
[3]:
A
F
=
δ
T
0
[1/298•1/(273+
Θ
)]
(2)
or
A
F
=
δ
1/T
0
[
Θ
- 25]
где
T
0
,
δ
и
Θ
—
значения
температу
-
ры
по
Кельвину
(
Цельсию
)
и
коэф
-
фициент
для
модели
срока
службы
соответственно
.
На
рис
. 1—8
показаны
графики
,
построенные
по
результатам
эксплу
-
атации
большого
количества
транс
-
форматоров
класса
напряжения
550
кВ
за
20-
летний
период
.
Усло
-
вия
эксплуатации
рассмотренных
трансформаторов
были
различны
-
ми
,
а
информация
была
получена
по
результатам
профилактических
испытаний
.
Уравнение
(1)
показывает
соот
-
ношение
между
временем
работы
и
переменной
,
меняющей
своё
значение
в
зависимости
от
«
фор
-
мирующего
»
параметра
,
который
может
быть
получен
по
результа
-
там
измерений
,
представленных
на
рис
. 1—8.
Фактор
старения
A
F
может
быть
рассчитан
путём
из
-
мерения
параметров
деградации
и
времени
эксплуатации
на
основе
уравнения
(1).
Зависимость
между
фактором
старения
и
температу
-
рой
по
Кельвину
или
Цельсию
но
-
сит
линейный
характер
в
логариф
-
мических
координатах
.
На
рис
. 9—16
показаны
параме
-
тры
,
характеризующие
старение
в
виде
функциональной
зависимости
температуры
или
обратной
величи
-
ны
температуры
по
предложенной
модели
срока
службы
.
Следует
от
-
метить
,
что
ось
Y
расположена
в
логарифмических
координатах
.
По
этой
причине
небольшие
измене
-
ния
значений
могут
оказывать
су
-
щественное
влияние
на
параметры
старения
.
Во
всех
случаях
при
ис
-
пользовании
метода
статистической
оценки
существует
линейная
зави
-
симость
между
логарифмом
фактора
старения
и
значением
температуры
или
обратной
величины
температу
-
ры
.
Такие
характеристики
выража
-
ются
в
виде
фактора
термического
старения
и
модели
срока
службы
в
уравнении
(2)
с
коэффициентами
T
о
,
θ
,
которые
и
используются
для
оцен
-
ки
моделируемой
скорости
старения
A
F
,
как
показано
на
рис
. 9—16.
КРИТЕРИИ
ОТКАЗА
При
возникновении
отказов
в
мощных
силовых
трансформаторах
происходит
снижение
эффектив
-
ности
работы
отдельных
элементов
и
надёжности
системы
в
целом
.
Последствия
отказов
могут
варьи
-
роваться
от
полного
прекращения
работы
трансформатора
до
частич
-
ного
ухудшения
работы
отдельных
элементов
.
В
некоторых
случаях
отказ
можно
отнести
к
определён
-
ному
уровню
деградации
,
при
этом
можно
вычислить
интенсивность
отказов
или
порог
функционирова
-
ния
.
Если
деградацию
представить
как
функциональную
зависимость
от
времени
,
то
изменение
параме
-
Рис
. 5.
Влагосодержание
в
трансформаторном
масле
Рис
. 6.
Кислотность
в
трансформаторного
масла
transformer
Рис
. 7.
Коэффициент
поверхностного
натяжения
трансформаторного
масла
Рис
. 8.
Пробивное
напряжение
трансформаторного
масла
85
№
4 (25),
июль
–
август
, 2014
Рис
. 9.
Моделируемая
скорость
старения
Ln(A
F
)
СГГ
в
зависимости
от
температуры
Рис
. 10.
Моделируемая
скорость
старения
Ln(A
F
)
концентраций
углеводородов
в
зависимости
от
температуры
Рис
. 11.
Моделируемая
скорость
старения
Ln(A
F
)
концентраций
диоксида
углерода
в
зависимости
от
температуры
Рис
. 12.
Моделируемая
скорость
старения
Ln(A
F
) tg
δ
в
зависимости
от
температуры
Рис
. 13.
Моделируемая
скорость
старения
Ln(A
F
)
влагосодержания
в
зависимости
от
температуры
Рис
. 14.
Моделируемая
скорость
старения
Ln(A
F
)
кислотности
в
зависимости
от
температуры
Рис
. 15.
Моделируемая
скорость
старения
Ln(A
F
)
коэффициента
поверхностного
натяжения
в
зависимости
от
температуры
Рис
. 16.
Моделируемая
скорость
старения
Ln(A
F
)
пробивного
напряжения
в
зависимости
от
температуры
86
СЕТИ РОССИИ
Рис
. 17.
Частота
отказов
в
зависимости
от
СГГ
Рис
. 18.
Частота
отказов
в
зависимости
от
концентраций
углеводородов
тров
деградации
на
графике
будет
зависеть
от
срока
эксплуатации
.
В
некоторых
случаях
определение
отказа
является
однозначным
—
элемент
(
узел
)
трансформатора
перестал
работать
.
При
этом
время
отказа
не
будет
в
точности
соответ
-
ствовать
определённой
степени
де
-
градации
.
Вместо
этого
степень
де
-
градации
будет
меняться
от
одного
элемента
к
другому
с
течением
вре
-
мени
.
Это
можно
смоделировать
пу
-
тём
описания
изменения
параме
-
тров
элементов
с
использованием
законов
распределения
.
Предполо
-
жим
,
что
отказ
компонента
произо
-
шёл
в
момент
времени
T,
когда
уро
-
вень
деградации
достигает
χ
f
,
тогда
:
Р
(
χ
) = 1 - exp [-(
χ
/
χ
f
, )
η
]
(3)
Таким
образом
,
принятая
ста
-
тистическая
модель
определения
вероятности
отказа
P
при
заданных
напряжениях
сравнивается
с
фор
-
мирующим
параметром
η
.
Первоначальные
оценки
ве
-
роятностей
отказов
основаны
на
требованиях
к
надёжности
,
опыте
,
существующих
базах
данных
[4]
и
сопоставимости
с
узлами
и
элемен
-
тами
трансформатора
,
имеющими
известные
значения
надёжности
.
Вероятность
отказа
зависит
от
ожи
-
даемого
количества
отказов
каждо
-
го
вида
в
течение
определённого
периода
времени
.
При
отсутствии
Параметры
Единицы
измерения
Р
1
Р
2
Р
3
Р
4
СГГ
ppm
%
—
—
720
10
1900
35
4600
100
Углеводороды
ppm
%
—
—
335
10
1300
35
3200
100
CO
2
ppm
%
—
—
2500
15
4000
40
10000
100
tg
δ
%
%
0,05
0,5
0,07
1,5
2
10
4
100
Содержание
воды
ppm
%
10
0,5
15
1,5
20
10
25
100
Кислотность
mgKOH/g
%
0,03
0,5
0,1
1,5
0,2
10
0,5
100
Коэффициент
поверхностного
натяжения
mN/m
%
50
0,5
40
5
30
20
20
100
Пробивное
напряжение
kV
%
70
0,5
60
5
50
20
40
100
Табл
.
Контролируемые
параметры
вероятности
отказов
подвергаются
комбинированному
(
электрическому
,
механическому
и
тепловому
)
воздействию
,
для
опре
-
деления
времени
отказа
,
как
пра
-
вило
,
используется
распределение
Вейбулла
(
уравнение
3).
На
осно
-
ве
вероятностного
распределения
можно
рассчитать
параметры
на
-
дёжности
.
Следовательно
,
можно
рассчитать
вероятности
отказов
,
частоту
отказов
,
остаточный
ресурс
и
другие
параметры
надёжности
(
рис
. 17—24).
Измеренные
параметры
и
их
за
-
висимость
от
температуры
исполь
-
зуются
для
расчёта
частоты
отказов
как
функция
СГГ
,
концентрации
угле
-
водородов
,
концентрации
диоксида
углерода
,
tg
δ
,
влагосодержания
,
кис
-
лотности
,
коэффициента
поверхност
-
ного
натяжения
и
пробивного
напря
-
жения
от
срока
эксплуатации
.
Общим
для
всех
параметров
яв
-
ляется
повышение
частоты
отказов
с
увеличением
срока
эксплуатации
.
Это
ожидаемо
,
однако
при
этом
сто
-
ит
учитывать
срок
эксплуатации
и
начало
роста
отказов
.
СГГ
или
концентрации
углеводо
-
родов
имеют
аналогичные
значе
-
ния
увеличения
частоты
отказов
,
начиная
примерно
с
15
года
обслу
-
живания
и
заканчивая
30
годами
с
частотой
отказов
в
диапазоне
5
•
10
-4
/
сут
. — 9
.
10
-4
/
сут
.
Зависимость
частоты
отказов
от
концентраций
CO
2
и
tg
δ
имеют
раз
-
личный
характер
.
Для
концентраций
CO
2
частота
отказов
начинает
воз
-
растать
примерно
после
5
лет
экс
-
плуатации
,
а
для
tg
δ
частота
отказов
начинает
интенсивно
расти
после
20
лет
эксплуатации
.
Влагосодержание
и
пробивное
напряжение
имеют
сходный
ха
-
рактер
зависимости
,
который
под
-
тверждает
применение
выбранной
подходящей
группы
для
оценки
ве
-
роятности
отказа
ранее
опублико
-
ванные
результаты
исследований
могут
помочь
в
выборе
возможных
групп
по
частоте
повреждений
.
Для
силовых
трансформаторов
суще
-
ствуют
некоторые
специфические
методики
испытаний
(
например
,
по
стандартам
IEEE),
которые
исполь
-
зуют
анализ
СГГ
в
масле
для
диагно
-
стики
и
прогнозирования
отказов
.
Связь
вероятностей
возникновения
отказов
и
параметров
деградации
показана
в
таблице
.
Эта
классифи
-
кация
является
основой
для
ранжи
-
рования
критериев
надёжности
при
каждой
вероятности
возникнове
-
ния
отказа
.
Что
касается
деградации
изо
-
ляционных
материалов
,
которые
87
№
4 (25),
июль
–
август
, 2014
Рис
. 19.
Частота
отказов
в
зависимости
от
концентраций
диоксида
углерода
Рис
. 20.
Частота
отказов
в
зависимости
от
tg
δ
Рис
. 21.
Частота
отказов
в
зависимости
от
влагосодержания
Рис
. 22.
Частота
отказов
в
зависимости
от
пробивного
напряжения
Рис
. 23.
Частота
отказов
в
зависимости
от
кислотности
Рис
. 24.
Частота
отказов
в
зависимости
от
коэффициента
поверхностного
натяжения
•
влажность
разрушает
бумаж
-
ную
изоляцию
,
которая
в
свою
очередь
приводит
к
снижению
электрической
прочности
и
ухуд
-
шению
tg
δ
.
Решением
данных
проблем
может
быть
сушка
бу
-
мажной
изоляции
и
регенера
-
ция
трансформаторного
масла
,
что
также
способствует
улучше
-
нию
поверхностного
натяжения
;
•
увеличение
концентраций
диок
-
сида
углеводорода
является
показателем
аномально
высо
-
кой
температуры
при
эксплуа
-
тации
и
быстром
разрушении
бумажной
изоляции
.
В
связи
с
существующей
зависимостью
степени
полимеризации
от
кон
-
центраций
диоксида
углерода
,
значения
концентраций
диок
-
сида
углерода
,
полученные
с
по
-
мощью
анализа
растворённых
газов
в
масле
,
являются
наибо
-
лее
важными
для
трансформато
-
ров
в
эксплуатации
.
Как
следует
из
рис
. 17—24,
ча
-
стота
отказов
возрастает
с
тече
-
нием
времени
,
что
может
быть
истолковано
как
старение
транс
-
форматоров
.
Однако
срок
эксплуа
-
тации
трансформатора
может
так
-
же
зависеть
от
последствий
отказа
.
Термин
«
риск
»
определяется
как
совокупность
вероятности
отказа
и
расходов
,
связанных
с
устранением
его
последствий
.
Срок
эксплуата
-
ции
может
быть
представлен
в
виде
значения
приемлемого
риска
,
даже
если
срок
службы
системы
изоля
-
ции
по
своим
характеристикам
не
подошёл
к
концу
.
Наконец
,
следует
учитывать
,
что
старение
является
неотъемлемым
процессом
,
а
отказ
возникает
в
са
-
мой
слабой
части
системы
изоляции
.
Поэтому
для
прогнозирования
срока
службы
должны
быть
использованы
наиболее
важные
эксплуатацион
-
ные
показатели
трансформатора
.
Для
оценки
системы
в
целом
вероят
-
ность
отказа
может
быть
определена
с
помощью
самой
слабой
части
си
-
стемы
.
Тем
не
менее
с
целью
прод
-
ления
срока
службы
трансформато
-
ра
должна
рассматриваться
замена
его
элементов
или
узлов
.
При
этом
следует
учитывать
,
что
для
силовых
трансформаторов
замена
масла
проходит
без
каких
-
либо
проблем
,
в
то
время
как
замена
бумажно
-
мас
-
ляной
изоляции
является
достаточно
дорогостоящей
.
модели
срока
службы
,
поскольку
пробивное
напряжение
масла
сильно
зависит
от
относительного
влагосодержания
.
Оба
показателя
начинают
возрастать
после
13
лет
эксплуатации
.
Кислотное
число
и
коэффици
-
ент
поверхностного
натяжения
также
могут
быть
использованы
в
качестве
показателей
старения
.
Кислотное
число
начинает
быстро
возрастать
после
30
лет
эксплуа
-
тации
,
поэтому
в
течение
первых
десяти
лет
этот
параметр
является
малозначимым
.
Коэффициент
по
-
верхностного
натяжения
имеет
бо
-
лее
линейную
зависимость
от
срока
эксплуатации
трансформатора
.
Согласно
данным
,
приведённым
на
рис
. 1—8
и
17—24,
трансформа
-
торы
в
возрасте
старше
20
лет
нахо
-
дятся
в
зоне
повышенного
риска
от
-
казов
.
Поэтому
необходимо
больше
внимания
уделять
мониторингу
и
ди
-
агностике
данных
трансформаторов
.
По
данным
рис
. 17—24
выде
-
лены
показатели
старения
,
влияю
-
щие
на
изменение
изоляционной
системы
в
исследуемых
трансфор
-
маторах
:
88
СЕТИ РОССИИ
ВЫВОДЫ
В
работе
представлен
эмпи
-
рический
подход
к
исследованию
старения
,
с
помощью
которого
мо
-
жет
быть
определена
взаимосвязь
между
отказами
отдельных
узлов
(
элементов
)
трансформатора
и
сте
-
пенью
деградации
.
Данный
подход
позволяет
оценить
срок
службы
трансформаторов
с
помощью
мони
-
торинга
состояния
.
В
модели
срока
службы
параметры
старения
зави
-
сят
от
температуры
.
Разработанные
модели
надёж
-
ности
позволяют
использовать
данные
о
деградации
для
прогно
-
зирования
отказов
.
Полученные
результаты
применяются
для
раз
-
работки
оптимальных
стратегий
по
ремонтам
и
техническому
обслужи
-
ванию
силовых
трансформаторов
класса
напряжения
550
кВ
.
ЛИТЕРАТУРА
1. X. Zhang, E. Gockenbach, H. B.
Chen, Z. L. Liu, L. H. Yang, H. Huang
and C. Z. Fu, “Life Management of
Large Power Transformers”, CMD
2010, Tokyo, Japan, Sept. 6—11,
2010, pp. 61—64.
2. T. W. Dakin, “Electrical insulation
deterioration treated as a
chemical rate phenomenon”,
AIEE Trans, Vol. 67, 1948, pp.
113—122.
3.
X. Zhang, E. Gockenbach,
“Modeling the Component
Reliability of Distribution Systems
Based on the Evaluation of Failure
Statistic”, IEEE Transaction
on Dielectrics and Electrical
Insulation, Vol. 14, No. 5, October
2007, pp. 1183—1190.
4. DL/T 596, “Preventive test code
for electric power equipment”,
Electric Power Industry Ministry,
China, 1997.
Срок
службы
оборудова
-
ния
,
в
том
числе
силовых
трансформаторов
,
устанав
-
ливается
заводами
-
изготови
-
телями
в
соответствии
с
нор
-
мативными
требованиями
или
специальными
требова
-
ниями
заказчика
.
При
этом
конструкторы
основываются
на
опыте
изготовления
и
эксплуатации
подобного
обо
-
рудования
,
а
также
на
знаниях
процессов
,
происхо
-
дящих
в
оборудовании
во
время
его
эксплуатации
.
Прогнозирование
остаточного
срока
службы
оборудо
-
вания
возможно
на
основе
оценки
степени
и
скорости
его
старения
—
постепенного
ухудшения
физических
,
химических
,
механических
и
других
свойств
состав
-
ляющих
узлов
и
элементов
.
Процесс
старения
проте
-
кает
по
-
разному
для
каждого
элемента
оборудования
и
зависит
от
многих
факторов
:
свойств
материалов
и
конструкций
,
внешнего
и
внутреннего
воздействия
,
эффективности
проводимых
профилактических
меро
-
приятий
.
В
работе
приведены
результаты
исследований
,
на
-
правленных
на
установление
эмпирической
зависи
-
мости
степени
старения
силовых
трансформаторов
класса
напряжения
550
кВ
от
«
чувствительных
к
изно
-
су
»
параметров
:
концентрации
суммы
горючих
газов
,
растворённых
в
трансформаторном
масле
(
СГГ
),
угле
-
водородных
газов
,
диоксида
углерода
,
воды
,
а
также
кислотности
,
коэффициента
поверхностного
натяже
-
ния
,
диэлектрических
потерь
масла
и
электрической
прочности
масла
.
Обработка
большого
количества
экспериментальных
данных
позволила
установить
взаимосвязь
между
значениями
исследуемых
пара
-
метров
и
вероятностью
возникновения
отказа
.
При
этом
авторы
рассматривают
четыре
значения
вероят
-
ности
возникновения
отказа
— 0,5; 5; 20
и
100% —
и
устанавливают
эмпирическую
связь
между
этими
зна
-
чениями
и
исследуемыми
параметрами
.
Например
,
предельное
значение
концентрации
СГГ
,
растворён
-
ных
в
трансформаторном
масле
,
по
данным
авторов
,
составило
4600 ppm,
а
влагосодержания
— 25
г
/
т
.
При
вероятности
отказов
20%
эти
показатели
составляют
720
и
15
соответственно
.
Интересно
отметить
попытку
авторов
установить
связь
между
частотой
отказов
,
контролируемыми
па
-
раметрами
и
сроком
эксплуатации
трансформаторов
.
Например
,
для
такого
показателя
,
как
СГГ
,
частота
от
-
казов
начинает
увеличиваться
с
15
года
эксплуата
-
ции
,
а
для
диоксида
углерода
—
с
5
года
эксплуатации
.
Показатели
поверхностного
натяжения
и
кислотности
начинают
проявляться
после
30
лет
эксплуатации
,
по
-
этому
в
течение
первых
10
лет
их
не
следует
учитывать
при
определении
остаточного
срока
службы
.
Авторами
получены
зависимости
контролируемых
параметров
от
температуры
,
подтверждающие
,
что
скорость
изме
-
нения
контролируемых
параметров
в
зависимости
от
обратной
величины
температуры
подчиняется
линей
-
ному
закону
,
что
может
быть
использовано
при
про
-
гнозировании
срока
службы
трансформаторов
.
Представленные
результаты
исследований
явля
-
ются
интересными
и
актуальными
,
однако
,
на
наш
взгляд
,
их
широкое
практическое
применение
пред
-
ставляется
преждевременным
в
настоящее
время
.
Отчасти
это
можно
объяснить
тем
,
что
при
проведении
анализа
не
в
полной
мере
учитывались
все
воздей
-
ствующие
на
силовые
трансформаторы
факторы
,
на
-
пример
внешние
воздействия
(
по
крайней
мере
,
они
не
описаны
),
которые
существенным
образом
могут
повлиять
на
значения
контролируемых
параметров
.
Кроме
того
,
не
приведены
соответствующие
показате
-
ли
,
по
которым
можно
судить
о
степени
достоверности
установленных
взаимосвязей
,
например
,
коэффици
-
енты
корреляций
для
каждого
из
рассматриваемых
случаев
.
В
заключение
отметим
,
что
необходимо
активи
-
зировать
работы
в
направлении
поднятой
в
статье
проблемы
и
в
нашей
стране
,
особенно
если
учесть
«
возраст
»
находящегося
в
эксплуатации
трансформа
-
торного
оборудования
.
КОММЕНТАРИЙ
:
Леонид
Дарьян
,
заместитель
директора
по
аналитической
и
методологической
работе
ЗАО
«
Техническая
инспекция
ЕЭС
»,
д
.
т
.
н
.
Оригинал статьи: Прогнозирование срока службы силовых трансформаторов с помощью мониторинга состояния
Необходимым условием исследования надёжности силовых трансформаторов является измерение характеристик деградации его основных узлов (компонентов) с помощью соответствующих датчиков и мониторинга состояния. Эксплуатационная информация о маслонаполненных трансформаторах класса напряжения 550 кВ, включая данные о рабочем состоянии и техническом обслуживании оборудования, была получена из Восточно-китайской сетевой компании. Описание фактического уровня деградации компонентов в виде функциональной зависимости от времени зачастую может быть более информативным для оценки надёжности, чем анализ отказов, в особенности когда отказы оборудования отсутствуют и не прогнозируются. В рамках создания системы мониторинга были разработаны экспериментальные модели, основанные на расчёте срока службы с помощью характеристик деградации трансформаторов класса напряжения 550 кВ (анализ растворённых газов, тангенс угла диэлектрических потерь (tgδ), влагосодержание в масле, пробивное напряжение и т.д.).
