Оценка ожидаемого срока службы [9].

Оценка ожидаемого срока службы трансформатора является основной причиной для существования систем диагностики. Важность таких систем тесно связана с необходимостью поставщиков электричества предсказывать время замены трансформатора для того, чтобы увеличить срок службы оборудования, а также сократить риск поломки оборудования, которые приводят к проблемам надежности поставки электричества.

Окончательный вопрос, на который нужно ответить - сколько лет осталось прежде, чем оборудование откажет?

Оценка ожидаемого срока службы часто подлежит ряду ошибочной интерпретации [10, страницы 92-98]. Сначала, важно определить то, что мы подразумеваем под окончанием службы.

Окончание срока эксплуатации достигается, когда трансформатор неспособен выполнять свои функции. Некоторые организации различают техническое, запланированное и экономическое окончание срока эксплуатации. Тенденция заключается в том, что слишком много значения придается техническому окончанию срока эксплуатации. Это редко, что трансформатор заменен по только техническим причинам; основная причина замены трансформатора обусловливается издержками. Действующие затраты должны быть минимизированы. Эти причины - планирующего характера (модификация, в зависимости от нагрузки, изменение напряжения, и т.п.).

Во-вторых, мы должны различать между ожидаемым сроком службы изоляции и сроком службы трансформатора. Часто случается, когда трансформатор эксплуатируется несколько лет после того, как изоляция была классифицирована как устаревшая. Ожидаемый срок службы изоляции не является тем самым ожидаемым сроком службы трансформатора.

Технический ожидаемый срок службы трансформатора определен несколькими показателями. Это зависит от конструкции, исторических случаев выхода из строя, условий эксплуатации, фактического состояния и будущих условий.

Больше всего из настоящих методов уделяет слишком много внимания условиям изоляционного материала. Мы могли бы легко сказать, что не только температура, нагрузка и наличие воды воздействует на способность трансформатора, чтобы выполнять свои функции, но также количество коротких замыканий, перенапряжений, недостатков в конструкции, ремонт и перемещения, и т.п. Чтобы быть способным использовать оценку, включающую много фактов, необходимо иметь глубокое понимание связи между внутренними компонентами. Как только это будет достигнуто, историческая информация трансформатора будет нужна. Следовательно, необходимо собрать информацию как можно быстрее для того, чтобы легко иметь доступ к ней.

Вечный вопрос - "Как долго проработает мой трансформатор?". Для того чтобы ответить на этот вопрос, мы извлекли данные с обследования 251 трансформаторов, которые применялись в небольшой и средней промышленности. С этого обследования мы имеем данные о размерах и дате выпуска, при помощи которых мы можем оценить диапазон жизни вашего трансформатора.

С точки зрения частоты отказов, трансформатор классифицирован среди элементов, имеющих сравнительно высокий показатель отказов в дистрибутивной сети электрической энергии. Частота отказов масляного трансформатора - 0.0062 отказов/устройство год.

Частота отказов 0.0062 значит, что трансформатор откажет в течение следующих 160 лет. Следовательно, в пределах группы 10 трансформаторов, 1 из них откажет в течение следующих 16 лет. Так, частота отказов возрастает соразмерно с количеством трансформаторов. Читатель должен принимать во внимание размещение трансформатора и как это повлияет на электрическое распределение при сравнении данных надежности. Более точно, как завод будет действовать, если конкретная часть оборудования откажет? Отключит ли это критический процесс на заводе?

Когда мы берем частоту отказов и умножаем это на простой за отказ, мы получаем средний простой за год.

Трансформаторы промышленного класса 600 вольт на 15 кВ, имеют лучший показатель надежности. Категория трансформатора более чем 10 МВА, действующая при более высоком напряжении, чем 15 кВ, имеет в три раза больше шанса отказа.

Значительная часть отказов связана с изоляцией. Повреждение изоляции часто вызвано значительным уменьшением механической силы целлюлозы, вода - один из главных компонентов ухудшения. При таких условиях, система изоляции не имеет необходимую возможность поддерживать напряжение, которой подвергается эта система. Это, в конечном счете, приводит к нереверсивной поломке.

Второй источник отказов обусловливается ущербом, созданным внешними короткими замыканиями. Около 8 процентов отказов обусловлено дефектом в системе защиты. Это могло быть предотвращено, выполняя полную проверку системы защиты каждые 5-10 лет, в зависимости от условий эксплуатации и непосредственной окружающей обстановки трансформаторной защиты сети.

20 процентов устранений отказов трансформаторов делают вручную. Это указывает, что использование предупреждающей программы для прослеживания проблем с оборудованием учитывает изъятие оборудования из цепи, где состояние оценивается ненадежным - избегающий незарегистрированный простой.

Мы отметили, что периоды, наиболее подверженные отказам – те, которые обусловливаются производством оборудования, транспортировки и установки. Эти проблемы обнаруживают сами в течение первых лет после установки. Отказы из-за старения начинают появляться после двадцать пятого года, согласно исследованиям.

Основываясь на кривой отказов, разработанной из предыдущей информации, два периода интенсивного наблюдения должны быть осуществлены. Эти прослеживающие периоды следуют за преждевременным отказом и произвольным отказом, а также когда начинается старение изоляции.

Первый прослеживающий период следует за проблемами, которые имеют отношение к преждевременному отказу, возникшего через первый год использования или следуя за основным ремонтом. Прослеживание начинается, когда оборудование вводится в эксплуатацию, сопровождено последовательным наблюдением и строгим отбором образцов. Эта отборочная оценка приблизительно в 2-3 раза производится чаще, чем при нормальной частоте, так как вероятность отказа увеличилась в течение этого периода.

Второй прослеживающий период обусловливается произвольными отказами или старением изоляции. Большой процент поломок трансформаторов обусловливается проблемой в системе изоляции. Эти проблемы, обычно обнаруживаемые, являются последствием состояния, которое развивалось в течение определенного периода. С тех пор как главным элементом отказа является система изоляции, изоляционной системе уделяют в процессе эксплуатационного обслуживания большую часть. Тем не менее, другие компоненты должны быть проверены, но в менее частых интервалах. Если трансформатор оснащен OLTC, тогда большее усилие для сохранения должно произойти на преобразователе отвода.

Кроме рассмотренных статистик, мы учитываем любые изменения на рынке трансформаторов, который мог бы повлиять на надежность компонентов. Мы должны устанавливать информационную систему, доступную промышленному пользователю, который будет учитывать возможные причины отказа.

Эта информационная система непрерывно будет скорректирована пользователями. Эта коррекция может быть сделана из базы данных программного обеспечения, специализировавшегося для трансформаторов [5] или любые другие средства, которые являются эффективными. Из базы данных новые тенденции могли бы быть обнаружены нами, чтобы регулировать наши усилия по эксплуатационному уходу или, чтобы изменить будущее, спецификации при реализации.

ССЫЛКИ

1. IEEE Recommended Practice for the Design of Reliable Industrial and Commercial Power System, IEEE Std 493-1990.

2. Annual survey by Doble Engineering Company.

3. Kelly J.J., A Guide to Transformer Maintenance Transformer Maintenance Institute, SD Myers, 1981.

4. Report of Transformer Reliability Survey - Industrial Plants and Commercial Buildings, James W. Aquilino, IPSD 80-7.

5. PERCEPTION 4.0, Software for tracking and diagnosis of oil insulated equipment, SEIDEL.

6. Diagnostic du transformateur. Recherche du dysfonctionnement, MЋthodologie de lХentretien, Expertise. Michel BЋlanger, mars 1999.

7. Status and Trends in Transformer Monitoring. C. Bengtsson, ABB Transformer, Ludvika, Sweden, IEEE transaction on Power Delivery, Vol. 11, No. 3, July 1996.

8. R. Sahu, Using Transformer Failure Data to Set Spare Equipment Inventories, 1980.

9. Status and Trends in Transformer Monitoring. C. Bengtsson, ABB Transformer, Ludvika, Sweden, IEEE transaction on Power Delivery, Vol. 11, No. 3, July 1996.

10. IEEE Guide for Loading Mineral-Oil-Immersed Transformers, C57.91-1995.