Повышение надежности трансформаторных подстанций сельских электрических сетей, эксплуатирующихся сверх нормативного срока тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.20.02, кандидат наук Пронь Вадим Валерьевич

• Пронь Вадим Валерьевич
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Пронь Вадим Валерьевич

ВВЕДЕНИЕ

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОХОЗЯЙСТВА СЕЛЬСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

1.1 Влияние изношенных силовых трансформаторов на надежность электроснабжения сельских электрических сетей

1.2 Существующие формы технического обслуживания и ремонта электрооборудования ТП 10/0,4 кВ

1.3 Техническая диагностика и мониторинг электрооборудования

ТП 6-10/0,4 кВ

1.4 Выявление основных факторов, влияющих на повреждения силовых трансформаторов ТП 10/0,4 кВ

1.5 Анализ диагностических факторов

2. ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБА ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ ТП СЕЛЬСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

2.1 Оптимизация сроков технического обслуживания

ТП 10/0,4 кВ на основе коэффициента готовности

2.2 Определение значений комплексного показателя надежности

для ТП 10/0,4 кВ

2.3 Обоснование диагностических параметров для выявления скрытых отказов

2.4. Предлагаемые методика и способ оценки состояния оборудования

трансформаторных подстанций

Выводы по главе

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ НАДЕЖНОСТИ

ТП СЕЛЬСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

3.1 Методика проведения вероятностного моделирования отказов и восстановлений элементов ТП 10/0,4 кВ

3.2 Проведение эксперимента по взаимосвязи диагностических факторов

и их влиянию на термическое состояние силового трансформатора

3.3 Предлагаемая экспертная система для диагностики и мониторинга

силовых трансформаторов

Выводы по главе

4. РАСЧЕТ ЧИСТОГО ДИСКОНТИРОВАННОГО ДОХОДА ОТ ЧАСТИЧНОЙ ЗАМЕНЫ ОБОРУДОВАНИЯ ТП И ИЗМЕНЕНИЯ ПЕРИОДИЧНОСТИ ТО

4.1 Расчет ЧДД от частичной замены оборудования и изменения периодичности ТО ТП 10/0,4 кВ

4.2 Расчет ЧДД от снижения ущерба, наносимого сельскохозяйственному производству

Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список использованной литературы

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение надежности трансформаторных подстанций сельских электрических сетей, эксплуатирующихся сверх нормативного срока»

ВВЕДЕНИЕ

Энергоснабжение сельскохозяйственных предприятий характеризуется рядом существенных проблем, решение которых является актуальной задачей в течение ряда десятилетий. Характерные проблемы широко известны и рассмотрены в научной и учебной литературе: это распределенность сельскохозяйственных объектов на большой территории, удаленность их от центральных подстанций, удаленность от автодорожной сети, что затрудняет доступ для оперативных бригад в случае возникновения аварий, высокая степень износа оборудования подстанций и воздушных линий. Вместе с тем, переоснащение парка технологического оборудования сельскохозяйственных предприятий вызывает необходимость по-новому взглянуть на качество энергоснабжения - микропроцессорная техника, используемая в современном аграрном производстве, предъявляет высокие требования к надежности энергоснабжения. Также не теряет своей ак-туральности вопрос, связанный с аварийными режимами в системе энергоснабжения, влекущими миллионные убытки от порчи продукции вследствие приостановки технологического процесса.

Как известно, система энергоснабжения должна являть собой образец высокой надежности, однако на поверку ситуация выглядит несколько иначе: вследствие различных причин (к числу которых относятся как дефицит мощностей, так и изношенность эксплуатируемого оборудования) энергоснабжение не всегда соответствует ожиданиям потребителей в аспекте качества предоставляемых услуг. Если мы говорим о бытовых потребителях (населении), то перебои в энергоснабжении вызывают, по большей части, дискомфорт. В случае перерывов в энергоснабжении предприятий (в том числе сельскохозяйственных) перерывы в энергоснабжении вызывают гораздо более серьезные последствия, связанные с порчей и недовыпуском продукции и миллионными ущербами. Так, например, в 2005 году авария на энергоподстанции «Чагино», принадлежащей компании «Мосэнерго» привела к отключениям на юго-западе Москвы, а также

в Московской, Калужской, Тульской и Рязанской областях. Последствия отключений, затронули более 7 миллионов человек, общая сумма убытков, нанесенных предприятиям, составила около 5 миллиардов рублей. Что касается аграрного сектора, то в результате аварии серьезно пострадали птицефабрики «Петелино» и «Тульская» - в общей сложности погибло более 1 миллиона кур вследствие нарушения условий содержания птицы [Режим доступа: http://tass.ru/info/1992764].

При эксплуатации трансформаторов должен поддерживаться нормальный режим работы оборудования, при котором его параметры не отклоняются от номинальных более, чем допустимо, согласно РД 34.46.501. По отношению к системе электроснабжения потребителей в Федеральном Законе №35-ФЗ (ред. от 30.12.2015) «Об электроэнергетике» отмечается, что обеспечение бесперебойного и надежного функционирования электроэнергетики является одним из принципов организации экономических отношений и основой государственной политики в рассматриваемой сфере. Обеспечение надежного энергоснабжения и качества электрической энергии является целью деятельности системы оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, а единая национальная электрическая сеть обеспечивает устойчивое снабжение электроэнергией потребителей, технологически присоединенных к электрическим сетям. Однако существующие технические проблемы вызывают необходимость глубокой проработки других аспектов: требуется разработка и внедрение методов диагностики оборудования и прогнозирования его работоспособности, организации новых форм технического обслуживания и ремонтов изношенного энергооборудования, автоматизации и информатизации процессов управления, перераспределения объемов инвестиций [53, 62, 73, 75].

В Краснодарском крае ведущей отраслью является именно сельское хозяйство. Объекты АПК питаются от районных подстанций ПАО «Кубаньэнерго», в структуре которого насчитывается 11 филиалов, снабжающих, преимущественно, сельскохозяйственные объекты. Так, в структуре парка

оборудования ПАО «Кубаньэнерго» на долю ТП 6-10/0,4 кВ приходится 98% (из них 9% - объекты сельского хозяйства и пищевой промышленности), и эти объекты являются терминальным объектом сетей, непосредственно примыкающими к конечному потребителю электроэнергии. Условия современного хозяйствования в электроэнергетической отрасли характеризуются рядом факторов, комбинация которых повышает риски возникновения аварийных режимов в сети электроснабжения:

- высокий процент изношенного оборудования, находящегося в эксплуатации (по данным ПАО «Кубаньэнерго», в эксплуатации находится более 60% изношенного оборудования);

- переход от планово-предупредительного ремонта оборудования к обслуживанию по текущему состоянию;

- низкая квалификация обслуживающего персонала, проводящего обслуживание и ремонт оборудования.

Таким образом, складывается следующая картина: осмотр и обслуживание изношенного оборудования осуществляется низкоквалифицированным персоналом без проведения регулярных профилактических осмотров и планово-предупредительного ремонта.

Для своевременного предотвращения аварийных режимов в сетях энергоснабжения внедрена система дистанционного мониторинга рабочего состояния сети, однако такое мероприятие характерно, в первую очередь, для трансформаторных подстанций класса 35/10 кВ и выше. ТП 6-10/0,4 кВ не подвергаются дистанционному мониторингу и обслуживаются по факту возникновения аварийного режима. Ситуация также отягощается тем фактом, что оборудование подстанций характеризуется высокой степенью износа: так, по данным ПАО «Кубаньэнерго», изношенность активной части трансформаторов составляет 86%, коммутационной аппаратуры — 84%. Соответственно, износ имеет тенденцию нарастать с каждым годом, что означает, что ситуация с каждым годом будет ухудшаться. В данной работе сделана попытка проанализировать состоя-

ние оборудования ТП 6-10/0,4 кВ, и выявить пути для нормализации сложившейся ситуации по предупреждению возникновения аварийных режимов.

Степень разработанности темы. Как известно, для элементов с возрастающей интенсивностью отказов (что является характерной чертой изношенного оборудования) частота предупредительных ремонтов находится в обратной зависимости от частоты аварийных ремонтов [96]. Исходя из этого положения, частота профилактических осмотров оказывает непосредственное влияние на снижение частоты аварийных ремонтов в случае, если они проводятся квалифицированным персоналом, способным выявить по косвенным признакам развивающиеся в оборудовании дефекты на ранних стадиях, до возникновения явного отказа.

Однако сложившаяся система управления в электроэнергетической отрасли является установившимся процессом, поэтому кардинальные изменения в системе хозяйствования, как то: полная замена изношенного оборудования, привлечение в отрасль высококвалифицированного рабочего персонала, повышение зарплат работников оперативных бригад и т. д. - не могут быть претворены в жизнь без глубокой перестройки всей системы и привлечения дополнительных капиталовложений и временных затрат. В представленом исследовании предлагается рассмотреть новую концепцию оценки состояния изношенного оборудования трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ и оценки необходимости внесения изменений в систему технического обслуживания и осмотров ТП без внесения революционных изменений в регламент электроэнергетической отрасли.

Научная гипотеза: учет скрытых отказов (развивающихся дефектов) позволит адекватно оценить коэффициент готовности находящихся за гранью эксплуатационного срока ТП сельских электрических сетей, на основании чего можно установить оптимальные периодичности ТО для различных экономических групп потребителей, пользуясь четырехфакторной моделью оценки теплового состояния трансформатора.

Цель исследования: повышение комплексного показателя надежности

эксплуатирующегося сверх нормативного срока оборудования ТП сельских электрических сетей путем оптимизации периодичности его ТО и контроля факторов, способствующих развитию внутренних дефектов.

Объект исследования: элементы ТП 10/0,4 кВ, развивающиеся дефекты оборудования ТП 10/0,4 кВ, диагностические факторы.

Предмет исследования: зависимость комплексного показателя надежности оборудования ТП 10/0,4 кВ от экономической категориии аграного предприятия, влияние технического состояния оборудования ТП 10/0,4 кВ на коэффициент готовности системы в целом, влияние показателей надежности на экономические факторы, зависимость коэффициента готовности ТП 10/0,4 кВ от скрытых отказов оборудования, связи диагностических факторов с видами развивающихся дефектов оборудования ТП.

Методы исследования: термографическое обследование, имитационное моделирование, регрессионный анализ, использование элементов теории надежности, метод экспертных оценок.

Научную новизну работы представляют:

- зависимости оптимальных значений коэффициента готовности от скоростей изменения надежности и эксплуатационных затрат на обслуживание оборудования ТП 10/0,4 кВ;

- теоретически обоснованное значение коэффициента готовности и периодичности ТО трансформаторных подстанций сельских электрических сетей;

- формула для расчета коэффициента готовности ТП 10/0,4 кВ с учетом развивающихся дефектов и скрытых отказов;

- математическая модель термического состояния трансформатора с высокой степенью износа, учитывающая влияние диагностических факторов: уровня масла в баке трансформатора, уровня нагрузки на вводе, температуру трансформатора и температуру окружающей среды.

Практическую значимость работы представляют:

- трехступенчатый опросник для получения экспертных оценок состояния оборудования ТП 10/0,4 кВ с высокой степенью износа (онлайн-анкетирование, непосредственное анкетирование, прямое интервью с участниками опроса);

- имитационная модель, позволяющая производить моделирование скрытых и явных отказов и восстановлений оборудования ТП 10/0,4 кВ с целью определения коэффициента готовности объекта в целом, а также разработанная на языке МаЙаЬ соответствующая программа;

- программа для расчета аналитического значения коэффициента готовности ТП 10/0,4 кВ, позволяющая сократить трудоемкость расчетов показателей надежности;

- программа ДЭСТР, содержащая информационную модель для принятия решений о состоянии оборудования ТП 10/0,4 кВ;

- оптимальные значения периодичностей технических обслуживаний ТП 10/0,4 кВ с учетом категории надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей;

- предлагаемый способ повышения надежности ТП 10/0,4 кВ, предполагающий проведение ТО в соответствии с оптимальной периодичностью и использование в качестве инструментария для оценки состояния оборудования и угрозы развития скрытых дефектов четырехфакторную модель термического состояния трансформатора.

На защиту выносятся следующие основные положения диссертации:

- формулы для расчета оптимальной периодичности технического обслуживания ТП 10/0,4 кВ исходя из категории надежности энергоснабжения сельскохозяйственных потребителей;

- алгоритм разработанной имитационной модели и программа для расчета аналитического значения коэффициента готовности ТП 10/0,4 кВ с учетом явных и скрытых отказов;

- математическая модель термического состояния трансформатора, учитывающая факторы, способствующие развитию скрытых дефектов (уровень масла,

уровень нагрузки, температура трансформатора, температура окружающей среды);

- трехступенчатый опросник для получения экспертных оценок состояния оборудования ТП 10/0,4 кВ с высокой степенью износа (онлайн-анкетирование, непосредственное анкетирование, прямое интервью с участниками опроса);

- результаты экспериментальных исследований, подтверждающие теоретические положения;

- способ повышения надежности работы ТП 10/0,4 кВ, предполагающий проведение ТО в соответствии с оптимальной периодичностью и использование в качестве инструментария для оценки состояния оборудования и угрозы развития скрытых дефектов четырехфакторную модель термического состояния трансформатора.

Реализация и внедрение результатов работы.

Материалы диссертационных исследований внедрены в ПАО «Кубань-энерго» и в учебном процессе ФГБОУ ВО «Кубанский государственный аграрный университет им. И.Т. Трубилина».

Апробация работы. диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-практической конференции преподавателей КубГАУ (г. Краснодар) в 2014 году; международной дистанционной научной конференции «Современная наука: актуальные проблемы и пути их решения» (г. Липецк) в 2014 году; VI международной научно-практической конференции ( г. Прага, Чешская Республика) в 2014 году; V Международной научно-практической конференции (г. Саратов) в 2014 году.

Публикации результатов работы. По теме диссертационной работы опубликованы монография и 8 научных статей.

Структура и объем работы. Диссертация включает: введение, четыре главы, общие выводы, список литературы и приложения. Работа изложена на 142 страницах, включая 23 рисунка, 17 таблиц, 28 страниц приложений, библиографический список из 109 наименований.

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОХОЗЯЙСТВА СЕЛЬСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

1.1 Влияние изношенных силовых трансформаторов на надежность

электроснабжения сельских электрических сетей

По данным Крайкомстата, в настоящее время в Краснодарском крае функционируют более 800 аграрных предприятий [97]. Для электроснабжения агропромышленных районов и их агропромышленных комплексов в основном используются районные трансформаторные подстанции, обеспечивающие понижение напряжения сети с 35-110 кВ до 6-10 кВ. Подобные трансформаторные подстанции являются одной из основных структур предприятий электрических сетей. В настоящее время в распределительных электрических сетях действуют более 17 тыс. подстанций напряжением 35110/6-10 кВ. Непосредственное электроснабжение сельскохозяйственных объектов осуществляется от подстанций 6-10/0,4 кВ - на их долю приходится 98% от всех ТП, находящихся в оперативном управлении или ведении ПАО «Кубаньэнерго». Электрические сети находятся на балансе акционерных обществ энергетики и распределительных сетевых компаний, выделившихся в результате реформирования энергетических объединений [16].

Основные производители электроэнергии на Кубани Краснодарская ТЭЦ, Сочинская ТЭС, Белореченская, Краснополянская и Майкопская ГЭС. Кроме того, Крымская ГТЭЦ, 21 блок-станция (в основном сахарных заводов) мощностью 303,7 МВт и две мобильные газотурбинные станции в 45 МВт. Общая установленная мощность станций Краснодарского края составляет 1358 МВт при пиковом потреблении 3554 МВт.

На территории Краснодарского края функционируют две основные энер-госнабжающие организации: ПАО «Кубаньэнерго» (11 электросетевых предприятий) и ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» (26 филиалов) - предприятие, объединившее муниципальную энергетику края. В структуру ПАО «Кубаньэнерго» входят 11 филиалов, преобладающее число

потребителей — объекты сельскохозяйственного назначения. Из общего количества ТП 6-35/0,4 кВ (22508 шт с общей мощностью 4656,52 МВА) на долю сельскохозяйственных объектов приходится 22110 шт с общей мощностью 4333,69 МВА, что составляет 98% от общего количества ТП указанного класса. Для указанной группы ТП характерно то, что эти объекты подвергаются модернизации в последнюю очередь, т. к., по сути, являются терминальным объектом энергоснабжающей сети, подходящей непосредственно к потребителю. Об этом, в частности, свидетельствует состояние системы автоматизации и мониторинга на этих подстанциях: так, АВР оборудованы только 337 объектов из общего числа указанных, а системой телесигнализации оснащены 24 объекта.

Структура электропотребления энергосистемы Краснодарского края в 2014 году показана на рисунке 1.1. Из структуры видно, что существенная доля энергопотребления приходится на сельскохозяйственных потребителей.

Рисунок 1.1 - Структура электропотребления энергосистемы Краснодарского края в 2014 году

Большинство крупных объектов промышленности и электроэнергетики,

электрических станций и подстанций были введены в действие в 1960-70-х и начале 80-х годов с расчетом на 25-30 лет службы. Преобладающие оптимистичные прогнозы предполагали постоянный рост мощностей и замену электрооборудования (ЭО) в конце сроков эксплуатации технически и технологически более совершенными конструкциями. Под влиянием разных причин многие из этих прогнозов не оправдались. Относительно высокие темпы ввода мощностей по 6-7 ГВт/год в 1976-1985 гг. и 4,5 - в 1986-1990 гг. снизились до 0,6-1,5 ГВт/год в 1991-2000 гг. В результате сокращения финансирования резко уменьшилось количество объектов нового строительства, возросло число законсервированных и временно приостановленных строек. Это сопровождалось еще более резким уменьшением заделов для ввода новых мощностей в будущем.

Низкие темпы демонтажа и списания производственных основных фондов (ПОФ) в несколько раз отстают от нормативных темпов выбытия энергооборудования из-за износа. Поэтому постоянно растет доля полностью самортизированных, но находящихся в эксплуатации ПОФ. При низких темпах реального выбытия изношенного оборудования понадобятся десятки лет, чтобы самортизированное на сегодняшний день оборудование было выведено из эксплуатации.

В настоящее время в энергетической системе РФ в эксплуатации находится большое число изношенного оборудования, т. е. оборудования, срок службы которого превышает в 1,5-2 раза нормативный срок службы. В том числе, доля силовых трансформаторов, срок службы которых превышает 25 лет, составляет 40% от общего числа эксплуатируемых силовых трансформаторов [80]. Под изношенным электрооборудованием следует понимать, находящееся в работоспособном состоянии электрооборудование, некоторые параметры которого близки к максимальным значениям согласно нормативно-технической и конструкторской документации или уровню научно-технического развития, при этом, в случае выработки временного ресурса амортизационные отчисления не реновацию уже не начисляются [72].

Финансирование воспроизводства и обновления энергооборудования отстает от темпов его старения. В условиях высокой степени износа ПОФ амортизационных отчислений, направляемых на простое воспроизводство, недостаточно. Снижение значения амортизационных отчислений как одного из основных источников финансирования происходит в основном по двум причинам: из-за роста доли ПОФ, амортизация по которому не начисляется, и отставания восстановительной стоимости энергооборудования от фактической стоимости его производства.

Уровень управления не соответствует масштабу и сложности проблемы. Решение вопросов реновации изношенного энергооборудования осуществляется на уровне акционерных обществ, у которых, как правило, нет единой технической и экономической политики, нет согласованной системы управления финансовыми потоками, невозможна консолидация амортизационных отчислений на важнейших объектах, требующих перевооружения. Индекс производства продукции по промышленности и сельскохозяйственному производству резко понизился, поэтому отсутствуют достаточные средства для приобретения нового крупного энергооборудования. На сегодняшний день изношенность электрических сетей и электрооборудования в Краснодарском крае составляет более 60 %. Для обновления электросетевого комплекса Кубани разработаны и внедрены долгосрочные инвестиционные программы на 2011-2015 гг., в рамках которых реализованы первоочередные мероприятия, направленные на повышение надежности электроснабжения существующих сетей и обеспечение технологического присоединения к электросетям новых потребителей. Общий объем предполагаемых к финансированию средств на 2011-2015 гг. составил около 75 млрд. рублей [21, 22].

На протяжении последних двух десятков лет произошло масштабное старение основных фондов электрических сетей из-за недостаточных объемов инвестиций в сетевое строительство, модернизацию и техническое перевооружение электрических станций и подстанций. Увеличивается количество поврежде-

ний силовых трансформаторов напряжением 35-110 кВ, 10/0,4 кВ. Более 50 % отказов вызваны старением и увлажнением изоляции, повреждениями комплектующих узлов [1, 16, 59].

Рассматривая сельскохозяйственную отрасль в контексте системы энергоснабжения можно выделить следующие характерные особенности: рассредото-ченность районных подстанций на большой площади, что затрудняет их обслуживание, большая протяженность линий электропередачи 10 кВ и 0,4 кВ и малое сечение проводников, недостаточность инвестиций в реновацию энерго-снабжающей системы отрасли, частые отключения, большой процент оборудования подстанций, в том числе трансформаторов, работающих за амортизационным сроком (в работе находится более 90% трансформаторов со сроком эксплуатации 25 лет и более). Очевидно, что существующее положение создает тенденцию к возникновению явных и скрытых отказов оборудования в системе энергоснабжения сельскохозяйственных потребителей. Аварийные очаги возникают в первую очередь из-за длительной наработки и значительного физического износа оборудования электрических сетей, в том числе из-за эксплуатации большого количества силовых трансформаторов и выключателей с физически изношенными вводами. Количество вышеуказанных вводов составляет более 85% от общего числа вводов, эксплуатируемых в ПАО «Кубаньэнерго». Распределение технологических нарушений по видам повреждаемого оборудования представлено в таблице 1.1. Распределение повреждаемого оборудования в целом (в процентах от общего количества) составляет:

- провода - 638 (30,2 %);

- силовые кабели - 408 (19,3 %);

- изоляторы - 273 (12,9 %);

- арматура и прочие элементы ВЛ - 214 (10,1 %);

- опоры ВЛ - 178 (8,4 %);

- шины сборные - 24 (1,1 %);

Таблица 1.1 - Распределение технологических нарушений по видам по-

вреждаемого оборудования по ПАО «Кубаньэнерго»

Электрооборудование Напряжение, кВ Всего отказов

220 110 35 6 -10

Трансформатор силовой - 2 3 43 48

Конденсаторы для компенсации реактивной мощности - - 1 - 1

Шины сборные - - 3 21 24

КРУ или КРУН - - - 16 16

Коммутационные аппараты 0,4 кВ - - - 48 48

Выключатель масляный - 5 12 29 46

Выключатель вакуумный - - - 5 5

Выключатель элегазовый - - - - -

Разъединитель - 1 1 21 23

Отделитель - 1 - - 1

Короткозамыкатель - 1 - - 1

Разрядник - - 1 15 16

Предохранитель (высоковольтный) - - - 13 13

Ограничитель перенапряжений - - - 2 2

Устройство релейной защиты - 7 - 4 11

Устройство электрической автоматики - - - - -

Цепи управления выключателями - 2 1 4 7

Измерительный трансформатор тока - 1 2 8 11

Измерительный тр-р напряжения - - 5 2 7

Заградитель высокочастотный - 1 - - 1

Опора - - 1 177 178

Изолятор 1 14 13 245 273

Провод - 61 36 541 638

Грозозащитный трос - 7 7 1 15

Арматура - 5 1 68 74

Прочие элементы воздушной линии - 4 1 135 140

Силовой кабель - - - 408 408

Соединительная муфта - - - 34 34

Концевая муфта внутренней установки - - - 50 50

Концевая муфта наружной установки - - - 25 25

- элементы КЛ - 109 (5,2 %);

- силовые трансформаторы - 48 (2,3 %);

- ТП - 48 (2,3 %);

- масляные выключатели - 46 (2,2 %);

- разъединители - 23 (1,1 %);

- КРУ или КРУН - 16 (0,8 %);

- разрядники - 16 (0,8 %);

- грозозащитные тросы - 15 (0,7 %);

- предохранители - 13 (0,6 %);

- измерительные трансформаторы тока - 11 (0,5 %);

- отказы устройств релейной защиты и автоматики (РЗиА) - 11 (0,5 %);

- измерительные трансформаторы напряжения - 7 (0,3 %);

- цепи управления выключателями - 7 (0,3 %);

- вакуумные выключатели - 5 (0,2 %);

- ограничители перенапряжения - 2 (0,1 %);

- отделители - 1 (0,1 %);

- короткозамыкатели - 1 (0,1 %).

Причинами повреждений силовых трансформаторов, устройств регулирования напряжения и вводов являются дефекты конструкций, изготовления, монтажа и ремонта, несоблюдение правил и норм эксплуатации, а также перегрузки и короткие замыкания. Динамика износа высоковольтного оборудования подстанций по ПАО «Кубаньэнерго» приведена в табл. 1.2.

Таблица 1.2 - Физический износ оборудования подстанций по годам, %

Тйп оборудования Рассматриваемый период

Трансформаторное оборудование 2008 2009 2010

6-10 кВ 92,14 92,48 92,7

35 кВ 94,35 95,26 95,7

110 кВ 95,7 83,12 82,7

Коммутационные аппараты

6-10 кВ 93,55 95,07 95,3

35 кВ 80,47 81,92 82,4

110 кВ 79,21 74,48 72,3

Общий износ: 87,2 87,1 86,9

Более 95 % устройств релейной защиты и автоматики сетей составляют

устаревшие электромеханические устройства, а свыше 40 % этих устройств эксплуатируется свыше 25 лет. Эксплуатируются несколько тысяч устройств про-тивоаварийной автоматики, выполненных на базе релейной аппаратуры и исполнительных механических систем морально и физически устаревших. Крайне незначительное количество подстанций оснащено автоматизированными системами управления с неполным объемом функций контроля и управления, имеющими локальный характер.

В ходе проведенного нами предварительного анализа текущей ситуации в отрасли энергоснабжения сельскохозяйственных предприятий были посещены организации, осуществляющие ремонт изношенного и неисправного оборудования подстанций и были выявлены наиболее часто встречающиеся виды повреждений и факторы, их провоцирующие. Одним из существенных факторов, негативно влияющих на функционирование оборудования трансформаторных подстанций, является перегрев, который может быть вызван как повышенной нагрузкой, неполадками в системе охлаждения трансформатора, так и условиями окружающей среды. Повышенный нагрев электрооборудования в большинстве случаев гораздо опаснее перегрева контактных соединений в следствие того, что дальнейшее развитие дефекта электрооборудования (в отличие от дефектов контактных соединений) практически не поддается прогнозированию, и непринятие своевременных мер приведет к повреждению оборудования и дальнейшему развитию технологического нарушения [26, 62]. Действие перегрева, соответственно, усугубляется фактом использования изношенного оборудования, склонного к возникновению скрытых отказов. Результаты осмотров поврежденного оборудования представлены на рисунке 1.2.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Пронь Вадим Валерьевич, 2017 год

Список использованной литературы

1. Аксенов, Ю.П. Мониторинг технического состояния высоковольтной изоляции электрооборудования энергетического назначения в экслпуатации и ремонтах / Ю.П. Аксенов. М.:Научтехиздат. -2002. -338 с.

2. Аксенов, Ю.П. Диагностика состояния изоляции силовых трансформаторов на потребляющем электроэнергию крупном предприятии / Ю.П. Аксенов, И.В. Завидей, Р.Я. Захаркин, А.В. Голубев, А.В. Мухоротов, А.В. Юрин, И.В. Ярошенко, Ю.И. Шутов // Приборы и системы. Управление, контроль, диагностика. - 2003. - №9. - С. 55-59.

3. Аксенов, Ю.П. Мониторинг технического состояния высоковольтной изоляции электрооборудования энергетического назначения в эксплуатации при ремонтах. — М.: Научтехлитиздат, 2002. - 338 с.

4. Алексеев, Б.А. Контроль состояния (диагностика) крупных силовых трансформаторов. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. - 215 с.: ил.

5. Алексеев, В.А. Математическое моделирование технического состояния силового трансформатора /В.А. Алексеев, А.В. Лукьянов // Известия Юго-Западного государственного университета, 2011. - №5-1(38). - С. 17-23.

6. Афанасьев, Н.А. Система технического обслуживания и ремонта оборудования электрохозяйств промышленных предприятий (система ТОР ЭО) / Н.А. Афанасьев, М.А. Юсипов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. -528 с.

7. Бажанов, С.А. Инфракрасная диагностика электрооборудования распределительных устройств / С.А. Бажанов. - М.: НТФ «Энергопрогресс», 2000. - 76 с.

8. Бедерак, Я.С. Построение систем мониторинга силовых трансформаторов / Я. С. Бедерак, Ю. Л. Богатырев [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://süovoytransformator.rustati/postroenie-sistem-momtormga-süovyh-transformatorov.htm. - 2011.

9. Береговских, А. В. Организация мониторинга, экспертной диагностики и прогнозирования технического состояния силовых трансформаторов электроснабжения промышленных предприятий: автореф. Дис... канд.техн.наук.: 05.02.22 / А.В. Береговских: - Норильск, 2006. - 20 с.:ил.

10.Берхане А.М. Обоснование критерия оценки надежности электроснабжения // Интернет-журнал «НАУКОВЕДЕНИЕ» Том 7, №1

(2015) http://naukovedenie.ru/PDF/106TVN115.pdf (доступ свободный). Загл. с экрана. Яз. рус., англ. DOI: 10.15862/106TVN115.

11.Бубенчиков, А.А. Наиболее характерные неисправности в силовом оборудовании / А.А. Бубенчиков, Е.Е. Нурахмет, В.О. Молодых, А.И Руденок // Международный научно-исследовательский журнал, №5 (47), Часть 3., 2016 - С. 56-58. [Электронный ресурс] — Режим доступа: http://research-journal.org/technical/are-most-characteristic-faults-in-the-power-equipment/

12.Ванин, Б.В. О повреждениях силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ в эксплуатации / Б.В. Ванин, Ю.Н. Львов, М.Ю. Львов, Б.Н. Неклепаев, К.М. Антипов, А.С. Сурба, М.И. Чичинский // Электрические станции. - 2001. - №9. - С. 53 58.

13.Васин, В.П. К задаче оценки остаточного ресурса силовых маслонаполненных трансформаторов / В.П. Васин, А.П. Долин // Новое в российской электроэнергетике. - 2008. - № 3.

14.Васин, В.П. Оценки выработанного ресурса изоляции силовых маслонаполненных трансформаторов / В.П. Васин, А.П. Долин // Электро. - 2009. - № 2. - С. 37 41.

15.Вдовико В.П. Диагностика высоковольтного электрооборудования и эффективность её применения [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.pnpbolid.ru/publish.php

16.Виноградова, Л.В. Модели развивающихся дефектов силовых трансформаторов для компьютерной диагностики / Л.В. Виноградова, Е.Б. Игнатьев, В.Н. Ларионов, Г.В. Попов // Известия вузов. Электромеханика. - 1997. - №1-2. - С. 3-5.

17.Власов, А.Б. Обработка и анализ данных тепловизионного контроля электрооборудования / А.Б. Власов // Электротехника. - 2002. - № 7. - С. 37 43.

18.Водянников, В.Т. Экономическая оценка энергетики АПК. Учебное пособие для студентов вузов. - М.: ИКФ «ЭКМОС», 2002. - 304 с.

19.Гмурман, В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика: Учеб.пособие для вузов / В.Е. Гмурман. - 10-е изд., стер. - М.: Высшая школа, 2004. - 479 с.: ил.

20.Гук Ю.Б. Теория надежности в электроэнергетике. -Л.: Энергоатомиздат, 2000. -208 с.

21.Гурин, В.В. Обследование силовых трансформаторов в эксплуатации /

B.В. Гурин, В.В. Соколов // Электротехника. - 1994. - №9. - С. 43-45.

22.Деребеев, И. К. Система учета и анализа качества продукции / И.К. Деребеев // Технология электротехнического производства. - 1971. - №27. - С. 34 35.

23.Дидыч, В.А. Повышение надежности защиты технологических агрегатов. / В.А. Дидыч, С.В. Оськин // Чрезвычайные ситуации: промышленная и экологическая безопасность.-2015. -№4(24). -С. 135-145.

24.Дьяченко, Ю.А. Многокритериальная модель повышения надежности электроснабжения птицефабрики /Ю.А. Дьяченко // Вестник ФГОУ ВПО МГАУ. Агроинженерия. — 2012. — № 2 — С. 18-21.

25.Ермилов, А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий / А.А. Ермилов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 2003. -208 с.

26.Жуков, Ф.И. Основные проблемные вопросы эксплуатации оборудования в ОАО «Кубаньэнерго» / Ф.И. Жуков // Материалы четырнадцатой всероссийской научно-технической конференции «Пути повышения надежности, эффективности и безопасности энергетического производства». - Дивноморск, 2011.

27.Иванова, З.Г. Стратегия обслуживания на основе результатов диагностирования состояния активной части силовых трансформаторов с учетом смещения резонансных частот в зависимости от увлажнения и наличия витковых замыканий в обмотках / З.Г. Иванова, Л.М. Рыбаков // Научный журнал КубГАУ, № 103 (09), 2014. [Электронный ресурс]. -Режим доступа: http://ej.kubagro.ru/2014/09/pdf/33.pdf

28.Илюшин, П.В. Пути повышения надежности работы и снижения затрат на эксплуатацию силовых трансформаторов 6 - 220 кВ в распределительных сетях / П.В. Илюшин, Д.И. Догадкин // ЭнергоЭксперт. - 2012. - № 5. -

C. 74-79.

29.Карпов, В.В. Оценка экономических ущербов коммерческих потребителей с учетом надежности электроснабжения /В.В. Карпов, И.В. Вдовин // Вестник СибАДИ. - №4(38), 2014. - С. 128-134.

30.Киреева, Э.А. Диагностика силовых трансформаторов / Э.А. Киреева // Главный энергетик.- 2005.- № 1.- С.44-48.

31.Козлов, А.С. О повреждениях высоковольтных вводов силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов / А.С.

Козлов // Энергетик. - 1993. - № 5.

32.Коновалова, Л.Л. Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Учеб. пособие для техникумов. / Л.Л. Коновалова, Л.Д. Рожкова. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 528 с.: ил.

33.Котенев, С. В. Расчет теплового режима для трансформатора тороидального типа /С.В. Котенев, А.Н. Евсеев // Практическая силовая электроника - № 10, 2003 г. - С. 21-25.

34.Котенев, С.В. Расчет и оптимизация тороидальных трансформаторов. / С.В. Котенев, А.Н. Евсеев. Горячая линия - Телеком, 2011. - 287 с. - ISBN: 978-5-9912-0186-5.

35.Кудрин, Б.И. Определение периодичности и объемов технического обслуживания и ремонта электрических машин специализированными предприятиями / Б.И. Кудрин, О.П. Барышников, В.В. Фуфаев // Промышленная энергетика. - 1993. - №3. - С. 19-24.

36.Кудрин, Б.И. Проблемы эффективности электроремонта вчера и сегодня / Б.И. Кудрин // Промышленная энергетика. - 1999. - №8. - С. 26-31.

37.Куликов, А.Л. Оценка эффективности внедрения индивидуальной микропроцессорной защиты от однофазных замыканий на землю в сетях 6-10 кВ. /А.Л. Куликов, Б.В. Папков, М.В. Шарыгин// Труды Нижегородского государственного технического университета им. Р.Е. Алексеева. - 2013. - №1 (98). - С. 194-202.

38.Куценко, Г.Ф. Проблемы надежности электроснабжения потребителей агропромышленного комплекса в условиях развития рыночных отношений в электроэнергетике // Электрические станции. 2000. - № 9. -C. 36-40.

39.Леонидова, Н.Б. Эксплуатация трансформаторов после номинального срока службы / Н.Б. Леонидова // Энергохозяйство за рубежом. - 1989. -№4. - С. 1-5.

40.Львов, М.Ю. Физико-химические методы в практике оценки состояния силовых трансформаторов в условиях эксплуатации: Учебно-методическое пособие / М.Ю. Львов, П.П. Кутлер. - М.: ИУЭ ГУУ, ВИПК-энерго, ИПК госслужбы, 2003. - 20 с.

41.Макаренко, А.С. Основы расчета вероятности безотказной работы силового трансформатора. / А.С. Макаренко, С.В. Оськин // Труды Кубанского государственного аграрного университета. - Краснодар: КубГАУ. - 2014. - №47. - С. 171-173.

42.Малов, А.В. Тепловизионное обследование силовых трансформаторов / А.В. Малов // Энергетик. - 2000. - №2. - С. 34-35.

43.Маслобоев, Ю.П. "Введение в Neural Network Toolbox" [Электронный ресурс] - Режим доступа: http://matlab.exponenta.ru/neuralnetwork/book1/

44.Медведев, В.С. Нейронные сети. MATLAB 6. М. / В.С. Медведев , В.Г. Потемкин . - М.: ДИАЛОГ-МИФИ, 2002. - 496 с.

45.Митюшин, В. Можно ли планировать работы по техническому обслуживанию и ремонту оборудования / В. Митюшин // Электрооборудование: эксплуатация и ремонт.- 2006.- № 8.- С. 9-15.

46.МЭК 60909 Токи короткого замыкания в системах трехфазного переменного тока: Часть 0. Расчет токов, Часть 1. Коэффициенты для расчета токов короткого замыкания в соответствии с МЭК 60909-0.

47.МЭК 60076-5 Трансформаторы силовые. Часть 5. Стойкость к короткому замыканию.

48.Несипбаева, А.Д. Исследование и разработка системы мониторинга и диагностики силового трансформатора. Дис...маг. - Алматинский университет энергетики и связи, Алматы, 2014. - 87 с.

49.Обложин, В.А. Тепловизорный контроль при организации ремонтов электротехнического оборудования по его состоянию / В.А. Обложин // Электрические станции. - 2000. - №6. - С. 58-63.

50.0полева, Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения. - М.: «Форум-Инфра-М», 2006. - 480 с.

51.Орлов, А.И. Эконометрика: Учебник. - М.: Изд-во Экзамен, 2002. - 576 с.

52.Осотов, В.Н. Опыт обследования трансформаторов с большим сроком службы // Диагностика электрических установок: материалы Второго науч.-практ. семинара Общественного совета Сибири и Востока по проблемам диагностики электрических установок / под ред. А. Г. Овсянникова, В. Т. Чернева. Новосибирск, 2008.

53.Осотов, В.Н. Основные направления совершенствования системы диагностики силового электротехнического оборудования / В.Н. Осотов // Электрические станции. - 1997. - №5. - С. 52-54.

54.Оськин, С.В. Влияние надежности технических систем на экологический и экономический ущербы сельскохозяйственных объектов. / С.В. Оськин, Р.М. Надольски, А.С. Оськина // Чрезвычайные ситуации: промышленная и экологическая безопасность. - 2014. - №2 (18). - С. 115-124.

55.Оськин, С.В. Надежность технических систем и экологический, экономический ущербы в сельском хозяйстве / С.В. Оськин, Б.Ф. Тарасенко // Научный журнал КубГАУ, № 101 (07), 2014. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.ej.kubagro.ru/2014/07/pdf/62.pdf.

56.Оськин С.В. Технико-экономическая оценка эффективности эксплуатации оборудования / С.В. Оськин, Г.М. Оськина // Механизация и электрификация сельского хозяйства. - 2006. - №1. - С.2-3.

57.Перспективы повышения эффективности электроэнергетического комплекса Кубани. Электрогериатрия - совершенствование эксплуатации изношенного электрооборудования. монография / В. Г. Сазыкин, А. Г. Кудряков, С. А. Нетребко, В.В. Пронь. - Краснодар: КубГАУ, 2012. - 448 с.

58.Петрищев, Л.С. Опыт эксплуатации силовых трансформаторов в энергосистеме / Л.С. Петрищев, В.М. Салтанов // Электрические станции. - 1992.- №6. - С. 56-58.

59.Пронь, В.В. Анализ проблем и возможностей эксплуатации изношенного электрооборудования. Мировая наука и образование в условиях современного общества / В.В. Пронь В.Г. Сазыкин, А.Г. Кудряков // Сборник научных трудов по материалам Международной научно-практической конференции в 4 частях. Часть II. - М.: «АР-Консалт», 2014 г. - С. 145-147.

60.Пронь, В.В. Информационная модель поддержки обслуживания силовых трансформаторов районных подстанций. Итоги научно-исследовательской работы за 2013 год / В.В. Пронь В.Г. Сазыкин // материалы научно-практической конференции преподавателей - Краснодар: КубГАУ, 2014. -С. 598-600.

61.Пронь, В.В. Информационная модель поддержки обслуживания силовых трансформаторов районных подстанций: Актуальные проблемы энергетики АПК / В.В. Пронь, В.Г. Сазыкин, А.Г. Кудряков // Материалы V Международной научно-практической конференции. - Саратов: «Буква», 2014. - С. 291-294.

62.Пронь, В.В. Проблемы организации эксплуатации изношенного электрооборудования: Проблемы экономики, организации и управления в России и мире / В.В. Пронь, В.Г. Сазыкин, А.Г. Кудряков, А.В. Сильченков // Материалы VI международной научно-практической конференции. -Прага, Чешская Республика: Изд. WORLD PRESS s.r.o., 2014. -С. 179-183.

63.Пронь, В. В. Состав и структура уровней АСУэнерго, оснащенных

системами поддержки принятия решений. Инновационные процессы и технологии в современном мире / В.В. Пронь В.Г. Сазыкин, А.Г. Кудряков // материалы II Международной научно-практической конференции. -Уфа: РИО ИЦИПТ, 2014. - С. 127-132.

64.Пронь В.В. Экспертная система для мониторинга и диагностики силовых трансформаторов / В.В. Пронь, В.Г. Сазыкин, А.Г. Кудряков // Современная наука: Актуальные проблемы и пути их решения. Сборник научных статей. Труды Международной дистанционной научной конференции «Современная наука: актуальные проблемы и пути их решения» (Липецк, 10 ноября 2014). Липецк: ООО «Максимал информационные технологии», 2014. - С. 22-24.

65.Прохоров, А.В. Мониторинг изменений механического состояния обмоток силовых трансформаторов, обусловленных радиальными деформациями / А.В. Прохоров, Е.И. Гольдштейн // Электротехника. - 2011. - № 7.-С. 20-26.

66.Разгильдеев, Г.И. Надежность электромеханических систем и электрооборудования. - Кемерово: Кузбас. гос. техн. ун-т, 2001. 176 с.

67.Рожкова, Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций. / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. - 4-е изд., стер. -М.: Академия, 2007. - 448 с.

68.Розанов, М.Н. Надежность электроэнергетических систем / М.Н. Розанов. - М.: Энергоатомиздат, 1984.

69.Сазыкин, В.Г. Бенчмаркинговая технология эксплуатации и реновации оборудования энергосистем / В.Г. Сазыкин // Известия вузов. Проблемы энергетики. - 2000. - №11-12. - С. 80-86.

70.Сазыкин, В.Г. Использование нечетких чисел в задачах электроснабжения / В.Г. Сазыкин // Изв. АН. Теория и системы управления. - 1996. - № 5.

71.Сазыкин, В.Г. Расширение и классификация нечетких чисел, используемых в задачах электроснабжения / В.Г. Сазыкин // Электричество. - 1996. - № 6.

72.Сазыкин В.Г. Рекомендации по оценке состояния изношенного оборудования. Силовые трансформаторы / В.Г. Сазыкин. - Красноярск-Норильск: Норильский индустр.ин-т., 2001. - 32 с.

73.Сазыкин, В.Г. Системный подход к проблеме изношенного электрооборудования / В.Г. Сазыкин // Электрика. - 2001. - № 4.

74.Соболь, И.М. Метод Монте-Карло. Популярные лекции по математике. -Вып. 46. - М.: Наука, 1968. - 64 с.

75.Соколов, В.В. Продление срока службы силовых трансформаторов / В.В. Соколов, В.В. Гурин // Электротехника. - 1994. - № 10.

76.Соколов, В.В. Ранжирование состаренного парка силовых трансформаторов по техническому состоянию // Современное состояние и проблемы диагностики силового электрооборудования: материалы совместного заседания совета специалистов по диагностике силового электрооборудования при УРЦОТ и секции «Техническое обслуживание, мониторинг и диагностика электрооборудования» Четвертой Всерос. науч.- техн. конф. Новосибирск: НГТУ 2006. - 14 с.

77.СТО 56947007-29.200.10.011-2008. Системы мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Общие технические требования. - ОАО «ФСК ЕЭС», 2008. - 21 с.

78.Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки [Текст]: ГОСТ 14209-85.. - Изд. Июнь, 2009 с Изм. 1 (ИУС 5-88). - Взамен ГОСТ 14209-69. - введ. 01.07.1985.

79.Федотов, А.В. Основы теории надежности и технической диагностики: конспект лекций / А.В. Федотов, Н.Г. Скабкин. - Омск: Изд-во ОмГТУ, 2010. - 64 с.

80.Хлыстиков, А.В. Проблемы надежности работы силовых трансформаторов. / А.В. Хлыстиков, И.В. Игнатьев // Системы. Методы. Технологии. - Братский государственный университет, 2013. - № 3(19). -С. 117-120.

81.Хорольский, В.Я. Оценка экономической эффективности агроинженерных проектов / В.Я. Хорольский, М.А. Таранов, Д.В. Петров. - Зерноград: ФГОУ ВПО АЧГАА, 2008. - 212 с.

82.Чичев С.И. Анализ состояния дел по диагностике в филиале ОАО «МРСК Центра Тамбовэнерго» и современные средства и методы контроля оборудования [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://window.edu.ru/resource/547/76547/files/chichev-a.pdf.

83.Чичинский, М.И. Повреждаемость маслонаполненного обрудования электрических сетей и качество контроля его состояния. / М.И. Чичинский // - М.: Энергетик, 2000, №11. - С. 29-31.

84.Шабад, М.А. Автоматизация распределительных электрических сетей с использованием цифровых реле: монография /М.А. Шабад. - СПб.:

ПЭИПК, 2003. - 350 с.

85.Шабад, М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей / М. А. Шабад. - СПб.: ПЭИПК, 2003. - 350 с.

86.Шабад, М.А. Технологическое обоснование автоматизации распределительных электрических сетей // Энергетик, 1998 - №9.

87. Шерстобитов, Р.М. Влияние однофазных замыканий на землю в сети ВЛ 10 кВ на надежность электроснабжения потребителей / Р. М. Шерстобитов, М. А. Юндин // Надежность и безопасность энергетики. -2010. - № 3 (10). - С. 63-66 : табл., диагр.

88. Шерстобитов, Р.М. Показатели надежности сети ВЛ 10 кВ / Р. М. Шерстобитов, М. А. Юндин // Механизация и электрификация сельского хозяйства. - 2011. - № 1. - С. 17-18.

89.Шерьязов, С.К. Классификация факторов, влияющих на витковые замыкания в трансформаторах напряжением 6-10/0,4 кВ / С.К. Шерьязов, А. В. Пятков.// — Вестник КрасГАУ 2014. - №7. - С. 172-174.

90.Шинкаренко, Г.В. Методы выявления дефектов силовых трансформаторов / Г.В. Шинкаренко, В.А. Карачун, М.А. Юхименко // Электрические станции.- 2005.- № 9.- С.52-62.

91.Шлюпиков, С.В. Периодичность диагностирования масла трансформаторов напряжением 10/0,4 кВ в зависимости от срока эксплуатации / Г. П. Ерошенко, В.А. Трушкин, С. М. Бакиров, С. В. Шлюпиков // Научное обозрение. - 2016. - Вып. 8.

92.Шлюпиков, С.В. Совершенствование диагностирования масла трансформаторов напряжением 10/0,4 кВ, эксплуатируемых в сельском хозяйстве: Дис...канд.техн.наук.: 05.20.02 / С.В. Шлюпиков: - Саратов, 2016. - 136 с.:ил.

93.Шульман, Е.С. Эффективные методы диагностики технического состояния силовых трансформаторов. / Е.С. Шульман, М.В. Сорока, В.Н. Бережной // Тез. докл. Х Междунар. науч-техн. конф. «Трансформаторостроение-2000» (19-21 сент. 2000г.). Запорожье: ПО ЗТЗ, 2000. - С. 132-138.

94.Экономическое обоснование организационно-технических мероприятий в курсовых и дипломных проектах / С.В. Оськин, В.Я. Хорольский, О.А. Гончарова и др. - Краснодар: Изд-во КубГАУ, 2008. - 106 с.

95.Экспертные оценки и их применение в энергетике/ И.С. Вартазаров, И.Г.

Горлов, Е.В. Минаев, Р.М. Хвастунов; под ред. Р.М. Хвастунова. - М.: Энергоиздат, 1981. - 188 с.

96.Эндрени, Дж. Моделирование при расчетах надежности в элетроэнергетических системах: пер.с англ./ Под ред. Ю.Н. Руденко. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 366 с.

97.Эффективность использования производственных ресурсов в сельском хозяйстве: коллектив. моногр. / под общ. ред. проф. Парамонова П. Ф. -Краснодар: КубГАУ, 2014. - 244 с.

98.Юндин, М.А. Защита электропотребителей от перенапряжений в сети 0,38 кВ / М. А. Юндин ; ФГОУ ВПО АЧГАА. - Зерноград : АЧГАА, 2009. -118 с. - Библиогр.: с.116-117. - 29-21. - 29-21.

99.Юндин, М.А. Особенности протекания несбалансированных токов в сети напряжением 0,38 кВ. [Текст] / М.А. Юндин, C.B. Нехаев // Техника в сельском хозяйстве. - 2008. - №4. - С. 19-22.

100. Юндин, М.А. Показатели надежности электрических сетей 10 кВ // Техника в сельском хозяйстве,2001. - №6. - С. 10-13.

101. Юндин, М.А. Показатели надежности сельских распределительных сетей / М.А. Юндин, В.Т. Фомичев // Механизация и электрификация сельского хозяйства. 2001. - № 8. - С.19-20.

102. Юндин, М.А. Регрессионный анализ факторов, влияющих на потери электроэнергии в сельских электрических сетях напряжением 0,38 кВ / М.А. Юндин, О.В. Кобзистый, К.М. Юндин // Энергобезопасность и энергосбережение, 2012. - №1(43). - С. 36-38.

103. Юндин, М.А. Результаты экспериментальных исследований несбалансированных токов в сети напряжением 0,38 кВ. [Текст] / М.А. Юндин, C.B. Нехаев // Высокие технологии энергосбережения ВТЭС: тез. докл. Междунар. конф. - 2007. - С. 91-93.

104. Demuth H., Beale M. Neural Network Toolbox For Use with MATLAB. User's Guide v. 3.0, 1998.

105. Fishman, George S. Monte Carlo : concepts, algorithms, and applications. — Springer, 1996. — ISBN 0-387-94527-X.

106. Foulkes, W. M. C. , Mitas, L. , Needs, R. J. and Rajagopal, G. Quantum Monte Carlo simulations of solids, — Reviews of Modern Physics 73 (2001).

107. Pyzdek, Thomas. Six Sigma Handbook: A complete Guide for Green Belts, Black Belts, and Managers at All Levels, - New York: The McGraw-Hill

Companies, Inc., 2003. - ISBN-10: 0071410155

108. Sazykin V. G. Development of an intelligent service component for automatic power-supply control systems // Applied Energy.- New York. -1998. - Vol. 36.

109. Zhenyuan, W. Диагностика трансформаторов с помощью нейронных сетей и экспертных систем / W. Zhenyuan, L. Yilu, P.J. Griffin // IEEE Industry Applications Magazine. - 2000. - Vol.6. - No2. - P. 50-55.

%скрипт для построения графика температурной модели трансформаторах

i=[0.25:0.0525:0.9]; %коэффициент нагрузки

ttrans=95*i.A2+25 %температура трансформатора в функции нагрузки

oil=[0.9:-0.05:0.3]' %апостроф формирует вектор-столбец, в то время как температура задана как вектор-строка

oil_inv=oil.A(-1)/2; %oil_inv

t=[0:1:12]; %время - сутки

temp=25+exp(oil_inv.*L/(ttrans.-25)).*(ttrans.-25) %температура трансформатора разделить на 1.5 для того, чтобы температура была допустимой

lt=oil_inv.*t

ltd=oil_inv.*t./(ttrans.-25) e=exp(oil_inv.*t./(ttrans.-25))

surfc(oil, i, temp)

х1аЬе1('масло');

у1аЬе1('температура от нагрузки'); zlabel('temperature of trans');

for alpha=0: 0.05: 1*pi

set(gca, 'CameraPosition', [40*cos(alpha), 40*sin(alpha), 10]);

pause(0.1);

end

%plot(i,temp) %grid on

Анкеты двухэтапного опроса экспертов АНКЕТА №2

ОБЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ. РЕГЛАМЕНТ РАБОТ НА ТП

1. Сколько раз в год по факту вы посещаете ТП 10-6/0,4 кВ.

НАИБОЛЕЕ ЧАСТО ВОЗНИКАЮЩИЕ ОТКАЗЫ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТП 10/0,4 кВ

2. Укажите наиболее часто встречающиеся скрытые дефекты трансформаторов, обнаруживаемые при очередном ТО

3. По каким признакам при отсутствии специального диагностического оборудования вы можете определить наличие развивающихся дефектов в трансформаторе

4. Укажите наиболее часто встречающиеся скрытые дефекты автоматических выключателей

5. Укажите наиболее часто встречающиеся повреждения (внутренние и внешние дефекты) автоматических

выключателей обнаруживаемые при очередном ТО

6. По каким признакам при отсутствии специального диагностического оборудования вы можете определить наличие развивающихся дефектов в автоматических выключателях

7. Укажите 3-5 наиболее частых причин отказов в работе ТП 10-6/0,4 кВ (приведите наиболее значимые причины выхода из строя оборудования ТП)

8. Укажите наиболее часто отказывающие элементы ТП 10-6/0,4 кВ (укажите

оборудование и наиболее частые причины отказа)

ДИАГНОСТИКА СОСТОЯНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ТП ГРАНИЦЫ ЗНАЧЕНИЙ ДИАГНОСТИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ

Для дальнейшего заполнения опросника Вам необходимо определить допустимые и повышенные значения диагностических факторов, влияющих на работу оборудования ТП 10-6/0,4 кВ

9. Пожалуйста, определите значимость фактора

"температура трансформатора" для диагностики работоспособного состояния ТП. Оценку проведите по десятибалльной шкале (10 — очень значимый фактор, 1 — не значимый фактор)

10. Пожалуйста, определите значимость фактора

"температура окружающей среды" для диагностики работоспособного состояния ТП. Оценку проведите по десятибалльной шкале (10 — очень значимый фактор, 1 — не значимый фактор)

11. Пожалуйста, определите значимость фактора "уровень

масла в баке" для диагностики работоспособного состояния ТП. Оценку проведите по десятибалльной шкале (10 — очень значимый фактор, 1 — не значимый фактор)

12. Пожалуйста, определите значимость фактора

"уровень нагрузки" для диагностики работоспособного состояния ТП. Оценку проведите по десятибалльной шкале (10 — очень значимый фактор, 1 — не значимый фактор)

ДЕФЕКТЫ ОБОРУДОВАНИЯ

Вам предлагается указать возможные скрытые дефекты и нарушения в работе силового трансформатора, вызванные действием диагностических

признаков, указанных выше. Определите, пожалуйста, могут ли эти диагностические признаки способствовать развитию скрытых дефектов в трансформаторе. Если у вас возникнут какие-либо комментарии или дополнения к предложенным к рассмотрению ситуациям, пожалуйста,

укажите их.

13. Укажите возможные дефекты и/или нарушения в работе силового трансформатора, вызванные пониженным уровнем масла в баке

13.1. Какие из указанных Вами дефектов можно выявить в ходе ТО без вывода трансформатора из сети?

14. Укажите возможные дефекты и/или нарушения в работе силового трансформатора, вызванные повышенной нагрузкой

14.1. Какие из указанных Вами дефектов можно выявить в ходе ТО без вывода трансформатора из сети?

15. Укажите возможные дефекты и/или нарушения в работе силового трансформатора, вызванные повышенной температурой окружающей среды

15.1 Какие из указанных Вами дефектов можно выявить в ходе ТО без вывода трансформатора из сети?

%скрипт для моделирования значения коэффициента готовности ТП 6-10/0,4 кВ с возможностью вариации времени восстановления и параметров элементов, входящих в состав ТП и подлежащих рассмотрению

hold off

W=1 Q=50

KG=zeros( W,Q); for w=1:W

%цикл по наращиванию анализируемого периода времени, в течение которого могут возникать отказы (кратность 10 000 часов)

for i=1:Q

t_faults=0; a=0; t_repair=0; lim=10000*i;

repair_period=24*68/2*2;%двойка указывает на полный интервал времени, в течение которого

происходят ТО - должен совпадать с coef_readiness

M1=zeros(1); M2=zeros(1); M3=zeros(1);M4=zeros(1);M5=zeros(1);

M6=zeros(1);M7=zeros(1);M8=zeros(1);M9=zeros(1);M10=zeros(1);

M11=zeros(1);M12=zeros(1);M13=zeros(1);M14=zeros(1);

N1=zeros(1); N2=zeros(1); N3=zeros(1);N4=zeros(1);N5=zeros(1);

N6=zeros(1);N7=zeros(1);N8=zeros(1);N9=zeros(1);N10=zeros(1);

N11=zeros(1);N12=zeros(1);N13=zeros(1);N14=zeros(1);

%изоляторы

t_faults_1=13249+randn(1,1)*1000; t_faults=t_faults_1+t_faults; while t_faults<=lim a=a+1;

M1(1,a)=t_faults_1;

t_repair_1=repair_period*rand(1);

N1(1,a)=t_repair_1;

t_faults_1=13249+randn(1,1)*1000 ;

t_faults=t_faults+t_faults_1;

end

M1counter(i,w)=a; %масляные выключатели a=0;

t_faults=0;

t_faults_2=14402+randn(1,1)*1000; t_faults=t_faults+t_faults_2; while t_faults<=lim a=a+1;

M2(1,a)=t_faults_2;

t_repair_2=repair_period*rand(1);

N2(1,a)=t_repair_2;

t_faults_2=14402+randn(1,1)*1000;

t_faults=t_faults+t_faults_2;

end

M2counter(i,w)=a;

%трансформаторы

a=0;

t_faults=0;

t_faults_3=15056+randn(1,1)*1000; t_faults=t_faults+t_faults_3; while t_faults<=lim a=a+1;

M3(1,a)=t_faults_3;

t_repair_3=repair_period*rand(1);

N3(1,a)=t_repair_3;

t_faults_3=15056+randn(1,1)*1000;

t_faults=t_faults+t_faults_3;

end

M3counter(i,w)=a; %шины сборные a=0;

t_faults=0;

t_faults_4=30112+randn(1,1)*10000; t_faults=t_faults+t_faults_4; while t_faults<=lim a=a+1;

M4(1,a)=t_faults_4;

t_repair_4=repair_period*rand(1);

N4(1,a)=t_repair_4;

t_faults_4=30112+randn(1,1)*10000;

t_faults=t_faults+t_faults_4;

end

M4counter(i,w)=a;

%разъединители

a=0;

t_faults=0;

t_faults_5=30112+randn(1,1)*1000; t_faults=t_faults+t_faults_5; while t_faults<=lim a=a+1;

M5(1,a)=t_faults_5;

t_repair_5=repair_period*rand(1);

N5(1,a)=t_repair_5;

t_faults_5=30112+randn(1,1)*1000;

t_faults=t_faults+t_faults_5;

end

M5counter(i,w)=a; %KPy h KPyH a=0;

t_faults=0;

t_faults_6=82809+randn(1,1)*10000; t_faults=t_faults+t_faults_6; while t_faults<=lim a=a+1;

M6(1,a)=t_faults_6;

t_repair_6=repair_period*rand(1);

N6(1,a)=t_repair_6;

t_faults_6=82809+randn(1,1)*10000;

t_faults=t_faults+t_faults_6;

end

M6counter(i,w)=a;

%pa3pagHHKH

a=0;

t_faults=0;

t_faults_7=41404+randn(1,1)*1000; t_faults=t_faults+t_faults_7; while t_faults<=lim a=a+1;

M7(1,a)=t_faults_7;

t_repair_7=repair_period*rand(1);

N7(1,a)=t_repair_7;

t_faults_7=41404+randn(1,1)*1000;

t_faults=t_faults+t_faults_7;

end

M7counter(i,w)=a; %H3MepHTe^bHMe TT a=0;

t_faults=0;

t_faults_8=66247+randn(1,1)*10000; t_faults=t_faults+t_faults_8; while t_faults<=lim a=a+1;

M8(1,a)=t_faults_8;

t_repair_8=repair_period*rand(1);

N8(1,a)=t_repair_8;

t_faults_8=66247+randn(1,1)*10000;

t_faults=t_faults+t_faults_8;

end

M8counter(i,w)=a;

%РЗ и А и автоматические выключатели a=0;

t_faults=0;

t_faults_9=7887+randn(1,1)*1000; t_faults=t_faults+t_faults_9; while t_faults<=lim a=a+1;

M9(1,a)=t_faults_9;

t_repair_9=repair_period*rand(1);

N9(1,a)=t_repair_9;

t_faults_9=7887+randn(1,1)*1000;

t_faults=t_faults+t_faults_9;

end

M9counter(i,w)=a; %измерительные ТН a=0;

t_faults=0;

t_faults_10=110412+randn(1,1)*10000;

t_faults=t_faults+t_faults_10;

while t_faults<=lim

a=a+1;

M10(1,a)=t_faults_10;

t_repair_10=repair_period*rand(1);

N10(1,a)=t_repair_10;

t_faults_10=110412+randn(1,1)*10000;

t_faults=t_faults+t_faults_10;

end

M10counter(i,w)=a;

%цепи управления выключателями

a=0;

t_faults=0;

t_faults_11=220823+randn(1,1)*10000;

t_faults=t_faults+t_faults_11;

while t_faults<=lim

a=a+1;

M11(1,a)=t_faults_11;

t_repair_11=repair_period*rand(1);

N11(1,a)=t_repair_11;

t_faults_11=220823+randn(1,1)*10000;

t_faults=t_faults+t_faults_11;

end

M11counter(i,w)=a; %вакуумные выключатели a=0;

t_faults=0;

t_faults_12=165617+randn(1,1)*10000;

t_faults=t_faults+t_faults_12;

while t_faults<=lim

a=a+1;

M12(1,a)=t_faults_12;

t_repair_12=repair_period*rand(1);

N12(1,a)=t_repair_12;

t_faults_12=165617+randn(1,1)*10000;

t_faults=t_faults+t_faults_12;

end

M12counter(i,w)=a; %ограничители перенапряжения a=0;

t_faults=0;

t_faults_13=331235+randn(1,1)*10000;

t_faults=t_faults+t_faults_13;

while t_faults<=lim

a=a+1;

M13(1,a)=t_faults_13;

t_repair_13=repair_period*rand(1);

N13(1,a)=t_repair_13;

t_faults_13=331235+randn(1,1)*10000;

t_faults=t_faults+t_faults_13;

end

M13counter(i,w)=a;

%отделители

a=0;

t_faults=0;

t_faults_14=662470+randn(1,1)*100000;

t_faults=t_faults+t_faults_14;

while t_faults<=lim

a=a+1;

M14(1,a)=t_faults_14; %if M14(1,a)!=0

t_repair_14=repair_period*rand(1);

N14(1,a)=t_repair_14;

%else continue

%end

t_faults_14=662470+randn(1,1)*100000;

t_faults=t_faults+t_faults_14;

end

M14counter(i,w)=a;

M=[mean(M1) mean(M2) mean(M3) mean(M4) mean(M5) mean(M6) mean(M7) mean(M8) mean(M9) mean(M10) mean(M11) mean(M12) mean(M13) mean(M14)];

N=[mean(N1) mean(N2) mean(N3) mean(N4) mean(N5) mean(N6) mean(N7) mean(N8) mean(N9)

mean(N10) mean(N11) mean(N12) mean(N13) mean(N14)];

M=M(M!=0);

N=N(N!=0);

KG(w,i)=1/(1+sum((N(1:end))./M(1:end))); T(w,i)=i;

end %завершение цикла по Q - наращивание периода отказов KG(w, 1:end);

end%завершение цикла по W - итерации KG

D=KG(:)';

%цикл для построения графиков коэффициента готовности для каждой итерации for a=1:W

plot(T, KG(a, 1:end), 'b'); hold on end

grid on ylim([0.4 1]) xlim([0 Q])

%расчет теоретического значения коэффициента готовности путем обращения к отдельной функции по его расчету

[A, B]=coef_readiness(141300, 22449); %А - различные значения времени восстановления, В -соответствующее значение коэффициента готовности for t=1:length(A)

if A(t)==repair_period/2

theory=B(t);

else continue

end

end

hold on

plot([0, Q], [theory, theory], '^')%теоретическое значение xlabel('Время моделирования, ч*10Л4') ylabel('Коэффициент готовности')

%определение количества испытаний при заданной точности

DD=D(5*W:end); accuracy=0.01;

for t=1:length(DD) h(t)=(mean(DD)-DD(t)^2; end; H=sum(h(:))/length(DD); %дисперсия nr= 1.96Л2*H/(accuracyЛ2)

%определение доверительного интервала

conf_int_up=mean(DD)+accuracy conf_int_low=mean(DD)-accuracy

hold on

plot([0, Q], [conf_int_low, conf_int_low], '-k', [0, Q], [conf_int_up,conf_int_up], '-r' )

%рассчитываем среднее значение (усреднение по итерациям) максимального количества отказов в каждой строке (1:end) для всех столбцов (:),.... %выбирая наибольший элемент из каждого столбца

faults_per_element=[mean(max(M1counter(1:end, :))), mean(max(M2counter)), mean(max(M3counter)), mean(max(M4counter)),mean(max(M5counter)),

mean(max(M6counter)),mean(max(M7counter)), mean(max(M8counter)),mean(max(M9counter)), mean(max(M10counter)),mean(max(M11counter)),

mean(max(M12counter)),mean(max(M13counter)), mean(max(M14counter))]

%функция для расчета коэффициента готовности ТП 6-10/0,4 кВ function [M, N]=coef_readiness(faults_per_year, nr_of_stations)

%расчет среднего коэффициента готовности без разделения на скрытые и явные отказы timeTO=24*68; %периодичность ТО - количество часов в сутках умноженное на количество дней

c_r=struct('names', 'insulator', 'percentage', 0, 'unit_faults_per_year',0, 'unit_faults_per_year_per_1', 0, ...

'failure_rate', 0, 'time_bw_faults', 0, 'coef_ready', 0, 'ratio',0); c_r.names=['insulator'; 'power transformer'; 'oil switcher'; 'bus'; 'disconnector';.... 'switchgear KPY and KPYH'; 'разрядники'; 'fuse'; 'measuring current transformer';....

'relay, automation and automated switcher'; 'measuring tension transformer';....

'switcher operating circuit'; 'vacuum switcher'; 'overvoltage limiter'; 'skimmer'];

c_r.percentage=[21.01; 9.66; 9.24; 4.62; 4.62; 3.36; 3.36; 2.52; 2.10; 35.29; 1.26; 1.26; 0.84; 0.42;

0.42];

c_r.unit_faults_per_year=faults_per_year.*c_r.percentage./100;

c_r.unit_faults_per_year_per_1=c_r.unit_faults_per_year./nr_of_stations;

c_r.failure_rate=1./c_r.unit_faults_per_year_per_1;

c_r.tim e_bw_faults=c_r.failure_rate .*8760;

c_r.coef_ready=c_r.time_bw_faults./(c_r.time_bw_faults+24*30);

c_r.ratio=mean(c_r.coef_ready);

%расчет коэффициента готовности с разделением на явные и скрытые отказы. c_r_explicit_implicit=struct('names', 'insulator', 'unit_explicit_faults_per_year_per_1', 0, ...

'time_repair_exp', 0, 'time_bw_faults_exp', 0, 'time_ratio_exp', 0,......

'unit_implicit_faults_per_year_per_1', 0, 'time_repair_imp', 0, 'time_bw_faults_imp', 0,... 'time_ratio_imp', 0, 'coef_ready', 0);

c_r_explicit_implicit.names=['insulator'; 'power transformer'; 'oil switcher'; 'bus'; 'disconnector';.... 'switchgear KPY and KPYH'; 'разрядники'; 'fuse'; 'measuring current transformer';....

'relay, automation and automated switcher'; 'measuring tension transformer';....

'switcher operating circuit'; 'vacuum switcher'; 'overvoltage limiter'; 'skimmer']; mask=[0.5;0;0;0;0;0.5;0;1;0;0.5;0;0.5;0;0;0.5]; %определение доли явных отказов в оборудовании

%количество явных отказов в год на единице оборудования c_r_explicit_implicit.unit_explicit_faults_per_year_per_1=c_r.unit_faults_per_year_per_1.*mask; %время восстановления явного отказа c_r_explicit_implicit.time_repair_exp=ones(15,1)*3;

%выбор коэффициента для определения наработки на отказ,который зависит от доли явных отказов [m,n]=size(mask); mask_inv=zeros(m,n);

for i=1:m

if mask(i,1)==0 mask_inv(i,1)=0; else mask_inv(i,1)=mask(i,1^(-1); end end

%время наработки на явный отказ c_r_explicit_implicit.time_bw_faults_exp=mask_inv.*c_r.time_bw_faults;

%отношение времени восстановления ко времени наработки на явный отказ for i=1:m

if c_r_explicit_implicit.time_bw_faults_exp(i,1)==0 c_r_explicit_implicit.time_ratio_exp(i,1)=0; else c_r_explicit_implicit.time_ratio_exp(i,1)=...

c_r_explicit_implicit.time_repair_exp(i,1)./c_r_explicit_implicit.time_bw_faults_exp(i,1);

end

end

mask=1.-[0.5;0;0;0;0;0.5;0;1;0;0.5;0;0.5;0;0;0.5]; %определение доли скрытых отказов в оборудовании