microbik.ru
1 2


Распознавание классов технического состояния маслонаполненных вводов на основе хроматографического анализа растворенных в масле газов

Давиденко И.В. УГТУ -УПИ
Аннотация. В статье рассматриваются критерии диагностики маслонаполненных вводов на основе результатов хроматографического анализа растворенных в масле газов. Приведенный в статье подход оценки состояния вводов может использоваться для ранней идентификации дефекта и ранжирования вводов по их техническому состоянию.

Ключевые слова: высоковольтные вводы, диагностика, хроматографический анализ растворенных в масле газов

I. История вопроса
Интерпретация результатов хроматографического анализа газов растворенных в трансформаторном масле (ХАРГ) повсеместно используется для ранней диагностики дефектов, развивающихся в силовых трансформаторах. Общепризнанно, что это точный и надежный метод оценки технического состояния оборудования. Процесс анализа результатов ХАРГ делится на два этапа. На первом проводится диагностика в виде теста на исправное состояние: сравнение значений ХАРГ с их нормируемыми значениями. Если определено неисправное состояние объекта, то вторым этапом определяется характер дефекта, скорости его развития, степень опасности. Распознавание класса технического состояния для силовых трансформаторов проводится как графическими методами (диаграмма состава газов относительно газа с максимальной концентрацией, предложенная японскими учеными, треугольник Дюваля, прямоугольники Доренбурга, параллелепипеды Кудерка), так и аналитическими (соотношения пар газов Роджерса, Доренбурга, МЭК 60599 и др.).

Оценка технического состояния вводов на основании ХАРГ менее развита. Диагностика маслонаполненных трансформаторных вводов по результатам ХАРГ за рубежом производится согласно международным стандартам [1,2] , где при отнесении вводов к группе с развивающимися дефектами используются 7 газов и их соотношения, приведенные в таблицах 1, 2.
Типичные концентрации газов во вводах (% объема)

Таблица 1

H2

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

CO

CO2

0,014

0,004

0,007

0,003

0,0002

0,1

0,34



Идентификация повреждений во вводах по ХАРГ

Таблица 2

Вид повреждения

C2H2/C2H4

H2/CH4

C2H6/ C2H4

CO2/CО

Частичные разряды

-

>13

-

-

Разряды *

>1

-

-

-

Термическое повреждение в масле

-

-

>1

-

Термическое повреждение в бумаге

-

-

-

<1,>20

*при росте C2H4 это могут быть разряды высокой энергии, при C2H2/H2>1 – дуга.
Если у диагностируемого ввода концентрации одного или более газов превышают значения, приведенные в таблице 1, то для идентификации характера повреждения используются отношения газов таблицы 2. Причем используются только те отношения, где хотя бы один газ превысил значения таблицы 1. Если концентрация ацетилена превышает значение, приведенное в таблице 1, то прогнозируется развитие опасного дефекта и рекомендуется принятие срочных мер, обращение к производителям ввода и в диагностические центры.

В настоящее время в России нормативными документами по анализу технического состояния герметичных вводов по результатам ХАРГ являются РД [3,4] и Методические указания ЗАО «Мосизолятор» [4], действующие по настоящее время в концерне «Росэнергоатом». В документах [3,4] отсутствуют критерии распознавания вида дефекта, а приведены лишь критерии отбраковки вводов. В РД [3] нормируются два параметра: концентрации ацетилена и суммы концентраций углеводородных газов, в документе [4] применяется более широкий набор критериев: водород, ацетилен, сумма углеводородных газов, значения которых разделены по классу напряжения и марке масла. Для идентификации вида дефекта, это показывает и зарубежный опыт (табл.2), необходимы типичные значения концентраций 7 газов.

Точность критериев диагностики является определяющим фактором достоверноой оценки технического состояния оборудования, поэтому целью данного исследования было определить набор критериев диагностики герметичных и негерметичных вводов, как для тестового этапа диагностики, так и для этапа идентификации дефекта.

II. Критерий типичных концентраций газов
Как отмечалось выше, цель первого этапа диагностики - разделить маслонаполненные ввода по результатам ХАРГ на 2 группы классов технического состояния: бездефектные и с развивающимся дефектом. Расчеты критерия разделения основаны на обработке накопленных данных ХАРГ вводов методами математической статистики. Типичные концентраций газов (ТКГ), были определены как 95% значение интегральной функции распределения концентраций газов бездефектных вводов, находящихся в эксплуатации. Выбор для расчета ТКГ вводов уровня F = 0,95 вызван учетом мировой практики [1,2], а также, тем обстоятельством, что при уровне F = 0,90 получаем ТКГ близкие к границам чувствительности хроматографа, что ведет к необоснованному завышению количества вводов, подлежащих учащенному контролю. Значения ТКГ рассчитывались по семи газам: водороду, метану, ацетилену, этилену, этану, окиси и двуокиси углерода.

Чтобы критерий ТКГ, описывающий работоспособное состояние маслонаполненных вводов, стал более точным, нужно было определить по каким конструктивным особенностям вводов его необходимо дифференцировать. Для этого исследовалась зависимость значений ТКГ от следующих факторов:

- срок эксплуатации/жизни оборудования (группы: до 10 лет, 10-20 лет, 20-30 лет);

- тип защиты масла (группы: герметичного, негерметичного исполнения);

- марка масла (группы: ГК, T-750);

- вид оборудования (группы: трансформаторы, масляные выключатели);

- класс напряжения (группы: 110, 220, 330, 500 кВ).

Исследование стало возможным благодаря информации, накопленной в базе данных экспертно-диагностической системы “Альбатрос” (ЭДИС “Альбатрос”) за 18 лет ее эксплуатации в энергокомпаниях России, Молдавии, Украины, Латвии (более 110 предприятий, 170 рабочих мест) и имеющемуся опыту проведения таких исследований у автора статьи. Из всей содержащейся в базе данных информации для расчета были отобраны данные предприятий 8 энергокомпаний. Выбирались предприятия с большим количеством установленного оборудования, наличием весомых объемов результатов ХАРГ, накопленных в процессе эксплуатации, достаточной мерой доверия к этой информации, зависящей как от качества организации таких работ на предприятиях, квалификации персонала, производящего измерения, так и от совершенства применяемых методов и средств измерения.

Общая мощность выборок: 5578 вводов, 14897 результатов ХАРГ.

Расчет типичных значений концентраций газов проводился для каждой энергокомпании отдельно, так как массивы данных зачастую не однородны. Неоднородность выборок может быть вызвана:

- разными возрастным составом и конструктивными особенностями парка оборудования;

- влиянием климатической зоны, различными режимами работы;

- различиями применяемых технологий, методов и средств измерений (разным уровнем организации и квалификации персонала).

Объединять выборки результатов ХАРГ разных энергокомпаний можно при условии их однородности, т.е. когда систематическая и случайная погрешности, возникающие при проведении измерений и вышеперечисленные особенности энергокомпаний, не должны заметно отражаться на значениях измеряемых параметров.

Для исследования массив данных разбивался на выборки с одинаковыми значениями факторов (одинаковым сроком службы, маркой масла, типом защиты, классом напряжения, видом оборудования).

Для объектов, находящихся на учащенном контроле, было проведено усреднение значений, измеренных за контролируемый период, чтобы получить одинаковую частоту появления в выборке результатов измерения оборудования с нормальной и учащенной периодичностью контроля.

Для каждой выборки строились гистограмма, ее огибающая и интегральная функция распределения, рассчитывались величины математического ожидания, среднеквадратического отклонения, размах доверительного интервала распределения, покрывающий среднеквадратическое отклонение с надежностью 0,95. При исследовании факторов влияния на критерии оценки рассматривалась огибающая гистограммы распределения, т.к. она является более тонкой и выразительной – дифференциальной характеристикой, нежели интегральная функция распределения.

Расчеты проводились с помощью специального модуля, входящего в состав ЭДИС «Альбатрос», содержащего адаптированную к отрасли авторскую методику проведения таких исследований.

Закономерности, выявленные по одной энергокомпании, сопоставлялись с результатами расчетов других энергокомпаний. Было выявлено, что:

- негерметичные вводы имеют значения концентраций газов значительно ниже, чем герметичные (максимальная разница значений ТКГ у H2, минимальная - у СО, СО2, табл.3);

- вводы с маслом ГК имеют значение H2 примерно в 2 раза, а СН4 в 1,5 раза выше, чем вводы с маслом Т-750 (табл.3);

- у вводов трансформаторов по сравнению с вводами выключателей выше значения ТКГ у СО, СО2, С2Н6, что видимо объясняется разными температурными условиями их эксплуатации (табл.3);

- у вводов с более низким классом напряжения значения ТКГ для СО и СО2 выше в 1.2-1.3 раза и незначительно выше С2Н6, что возможно связано с более высокими требованиями по обслуживанию оборудования высоких классов напряжения (табл.4);

- при переходе вводов из младшей возрастной группы в старшую растут значения ТКГ всех газов, но в разной степени. Наиболее заметен рост значений ТКГ у СО, СО2 (табл.4).

Полученные выводы сделаны путем анализа следующих статистических показателей: величин математического ожидания, среднеквадратического отклонения и размаха доверительного интервала распределения, регрессии медиан концентраций газов в зависимости от рассматриваемых факторов, а так же форм гистограммы распределения, её огибающей и интегральной функции распределения.

Типичные концентрации газов высоковольтных вводов

Таблица 3

предприятие

Свердловэнерго

Тюменьэнерго

ИЦ Амурэнерго

оборудование

Выключатели

трансформаторы

выключатели

Трансформаторы

возраст, гг

10-20

10-20

10-20

класс U

110

220

110

марка масла

T-750

ГК

T-750

ГК

герметичность

есть

нет

есть

Есть

СН4, ppm

13

5

68

35

15

30

Н2, ppm

390

10

370

250

440

320

С2Н2, ppm

0.6

0.5

0.3

0.2

0.5

0.5

С2Н6, ppm

8

3

20

10

5

30

С2Н4, ppm

10

9

17

20

10

20

СО, ppm

500

140

800

1100

580

1100

СО2, ppm

2800

1100

2100

2100

1800

2500

Кол-во, шт

126

95

114

87

89

130



Типичные концентрации газов высоковольтных вводов с маслом Т-750

Таблица 4

предриятие

ГАЭС Алтайэнерго

Кубаньэнерго

характеристики

трансформаторные, герметичные

трансформаторные, герметичные

класс U

110

110

220

330

500

возраст, гг

До 10

10-20

20-30

20-30

СН4, ppm

11

20

23

30

28

30

6

Н2, ppm

8

53

84

100

90

50

1

С2Н2, ppm

0.5

0.5

0.6

0.5

0.5

0.5

0.5

С2Н6, ppm

7

7

11

10

5

1

0.7

С2Н4, ppm

3

7

10

7

4

5

1

СО, ppm

120

300

340

680

510

400

230

СО2, ppm

460

1890

2490

5400

3100

1570

870

Кол-во, шт

61

173

79

151

253

107

97



Было замечено, что по виду распределения, газы можно разделить на две группы: первая - Н2, С2Н2, СН4, С2Н4, С2Н6; вторая - СО, СО2. Была найдена формула огибающей гистограммы распределения первой группы:
F=A2 *x*Exp(-A*x)/K (1)
где A- коэффициент, задающий форму,

K – коэффициент масштабирования,

x - значение анализируемого газа.

Для описания огибающей распределения углеводородов найдено следующее выражение:
F=A4 * х2 *Exp(-A*x)/K (2)

где A- коэффициент, задающий форму,

K – коэффициент масштабирования,

x - значение анализируемого газа.

Если рассматривать статистические показатели, характеризующие выборки с разными сроками службы, то с увеличением срока службы растут значения математического ожидания и среднеквадратического отклонения ТКГ, уменьшается максимум вероятности распределения.

Функция распределения с возрастом становится глаже: она смещается по оси абсцисс в область более высоких значений, ее максимум становится ниже. В формуле функции распределения (2) с возрастом незначительно уменьшается коэффициент А.

При сравнении огибающих гистограмм распределения концентраций газов замечено, что размах доверительного интервала у СО и СО2 больше, чем у газов первой группы и увеличивается с возрастом оборудования.

Это свидетельствует о том, что концентрации СО и СО2 более зависимы от срока эксплуатации, чем остальные. По силе воздействия факторы, влияющие на значения TКГ располагаются в следующем порядке:

- герметичность исполнения,

- срок эксплуатации,

- марка масла,

- вид оборудования,

- класс напряжения.

Таким образом, в результате исследования для 8 энергокомпаний были определены ТКГ, дифференцированные в зависимости от перечисленных факторов влияния, описывающие разделение вводов на бездефектные и с развивающимся дефектом. Дифференцирование значений ТКГ по конструктивным особенностям и срокам службы призвано снизить ошибки ложного отнесения высоковольтных вводов в группу с развивающимися дефектами в случаях “перестраховки” и недосмотра”. Необходимо отметить, что с течением времени часть оборудования переходит в другую возрастную категорию, обновляется парк оборудования, совершенствуются методы и средства измерений, поэтому через 5-7 лет необходимо уточнять значения этих критериев (по зарубежным публикациям пересчет рекомендовано делать каждые 3 года).


следующая страница >>