Современное предприятие нефтегазового комплекса представляет сложную техническую систему опасных производственных объектов, одним из элементов которой являются пожароопасные силовые масляные трансформаторы, техническое состояние которых влияет на непрерывность и безопасность технологических процессов. На предприятиях нефтегазового производства отказ силовых масляных трансформаторов может привести к созданию аварийных ситуаций, сопровождающихся значительным экономическим и экологическим ущербом. Для оценки технического состояния масляных трансформаторов в настоящее время применяется целый комплекс методов и средств, использующих различные диагностические параметры, одним из наиболее информативных методов является хроматографический анализ трансформаторного масла. Но для комплексной оценки и управления техническим состоянием и безопасностью эксплуатации силовых трансформаторов необходимо совершенствование хроматографического метода с применением критериев, позволяющих интегрированно оценивать их текущее техническое состояние.
По данным МЧС России за последний год около 25 % пожаров в стране происходят по электротехническим причинам, включая возникшие при аварийных ситуациях на промышленных предприятиях. Анализ данных Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору показывает, что основную опасность для предприятий нефтегазовой отрасли представляют пожары, взрывы и выбросы опасных веществ. Трансформаторы занимают третье место по числу пожаров и аварий, ущерб при этом составляет миллионы рублей, а зачастую и приводит к гибели людей. Рассмотрим основные причины выхода из строя силовых трансформаторов (рис. 1). Около 34 % аварийных остановок происходит из-за повреждений вводов, значительную долю повреждений составляют повреждения обмоток (28 %) и РПН (около 25 %).
Рис. 1. Соотношение характерных повреждений силовых трансформаторов
Одним из перспективных методов оценки технического состояния силовых трансформаторов является хроматографический анализ, позволяющий по результатам обследования трансформаторного масла на наличие растворенных газов и их концентрацию выявлять дефекты оборудования на ранней стадии их развития, определять характер дефектов и степень имеющихся повреждений. Достоинством этого метода является дистанционная диагностика трансформатора, т.к. отбор пробы масла производится без отключения оборудования.
Для проведения экспериментальных исследований взаимосвязи растворенных в трансформаторном масле газов и их концентрации с характерными повреждениями, и разработки методики хроматографического диагностирования разработана экспериментальная установка в соответствии с требованиями «Межотраслевых правил по охране труда», «Правил устройства электроустановок», «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей», РД 34.46.303-98 «Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов». В качестве объекта исследования выбрано трансформаторное масло из бака трансформатора 1Т напряжением 110 кВ.
По результатам исследований закономерности взаимосвязи диагностических параметров с характерными повреждениями маслонаполненного электрооборудования в качестве диагностических параметров выбраны результаты хроматографического и спектрального методов оценки технического состояния электрооборудования. Параметры гармонических составляющих токов и напряжений использованы для оценки технического состояния в работах В.Н. Шикунова, Д.А. Заварихина, И.В. Прахова и др. [1–14]. Практическая реализация методов диагностики, основанных только на анализе параметров гармонических составляющих токов и напряжений или хроматографическом диагностировании, для комплексной оценки технического состояния силовых масляных трансформаторов недостаточна. Поэтому в работе предлагается совершенствование хроматографического метода путем применения совокупности диагностических параметров, полученных с помощью хроматографического и спектрального анализа, и представление их в интегральном критерии.
В процессе хроматографического анализа с помощью программы «Meta Transformator» проведена диагностика развивающихся дефектов (рис. 2), которая показала наличие двух вероятных дефектов: частичные разряды с низкой плотностью энергии и термический дефект выше 700 °С (рис. 3, 4).
Количественная оценка технического состояния трансформаторов осуществляется по совокупности диагностических параметров, представленных в виде интегрального критерия I, формируемого искусственной нейронной сетью с использованием программного обеспечения на основе разработанного алгоритма оценки технического состояния трансформаторов [7]. Для формирования интегрального критерия оценки технического состояния силовых трансформаторов наиболее информативными основными диагностическими параметрами являются полученные в результате спектрального анализа значения коэффициентов гармонических составляющих тока КIn и напряжения КUn с 3 по 11 гармоники включительно и соответствующие им углы сдвига по фазе φui(n) и выявленные в результате хроматографической диагностики трансформаторного масла (ХАРГ) концентрации газов СН2, СН4, СО, СО2, С2Н6, С2Н4, С2Н4.
Тогда интегральный критерий I, формирующий количественную оценку технического состояния силового масляного трансформатора будет иметь вид
где w – весовые коэффициенты нейронной сети для соответствующих диагностических параметров; Ki, Ku – коэффициенты гармонических составляющих тока и напряжения; C – концентрации газов, полученных в результате ХАРГ.
Рис. 2. Результаты хроматографического анализа диагностирования масла из бака трансформатора 110 кВ с помощью программы «Meta Transformator»
Рис. 3. Результаты диагностики трансформаторного масла с помощью программы «Meta Transformator»
Рис. 4. Лепестковая диаграмма результатов АРГ. Значения интегрального критерия I, по аналогии с методом экспертных оценок, соответствуют шести уровням: в интервале 0…5 % соответствуют уровню «Отличное» (ухудшений не обнаружено), в интервале 6…15 % – уровню «Очень хорошее» (незначительное ухудшение состояния отдельных узлов), в интервале 16…30 % – «Хорошее» (ухудшение состояния отдельных узлов), в интервале 31…50 % – «Нормальное» (значительное ухудшение состояния отдельных узлов), в интервале 51…70 % – «Плохое» (существенное ухудшение трансформатора), в интервале 71…100 % – «Очень плохое» (обширное повреждение трансформатора).
Предлагается отображать состояние объекта на основе результатов АРГ (анализа растворённых в трансформаторном масле газов) в виде 8-лепестковой диаграммы, где по 7 лучам откладываются значения концентраций газов (рис. 4), а по восьмому лучу – их сумма в абсолютных значениях (объемных процентах или ррm). Параметры откладываются от центра в следующем порядке: вертикальная ось вверх – СН4, далее по ходу часовой стрелки по радиальным осям через 45 градусов: Н2, сумма газов, СО2×m, СО×m, С2Н6, С2Н4, С2Н2. Концентрации откладываются от окружности, показывающей границу обнаружения газов средствами измерения, которая для удобства принята равной 2 ррm по всем газам.
Полученные при этом точки соседних радиальных лучей соединяются отрезками прямых. В результате получаем образ состояния диагностируемого объекта.
Рецензенты:
Жирнов Б.С., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой ХТП, филиал, ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Салават;
Вильданов Р.Г., д.т.н., профессор кафедры ЭАПП, филиал, ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Салават.