Наголошено на важливості дослідження впливу тривалості експлуатації трансформаторів на їх енергетичні характеристики. Дана проблема є актуальною для мережевих трансформаторів ПАТ «Магнітогорський металургійний комбінат» (ПАТ «ММК»), значна частина яких знаходиться в експлуатації 50 і більше років. На снованіі проведеного літературного огляду показано, що інформація про енергетичні характеристики і ККД трансформатора в більшості випадків виходить в результаті розрахунків за паспортними значеннями втрат холостого ходу і короткого замикання. Відзначено ефективність експериментального визначення ККД на основі дослідів холостого ходу і короткого замикання. виконано експеримент за визначенням електричних втрат шляхом вимірювання потужності по методу двох ватметрів. Розглянуто схему підключення вимірювального приладу. Дана оцінка впливу точності вимірювань потужності на розрахунок ККД трансформатора, що перебуває в експлуатації понад 60 років. Представлені результати обробки експериментальних даних. Підтверджено некритичне збільшення втрат в сталі і зниження ККД в межах 0,5%. Це підтверджує можливість експлуатації трансформаторів понад нормативний термін при своєчасному проведенні технічне обслуговування і планових ремонтів. Виконано аналіз отриманих результатів і зіставлення з матеріалами, опублікованими іншими авторами. Наголошено на необхідності врахування збільшень втрат в стали в період експлуатації понад 20 років. дано рекомендації щодо вдосконалення технічне обслуговування за рахунок установки систем on-line-моніторингу стану.

Анотація наукової статті з електротехніки, електронної техніки, інформаційних технологій, автор наукової роботи - Дружинін Микола Миколайович, Сарлибаев Артур Азатович, Храмшіна Катерина Олександрівна, Карандаева Ольга Іванівна


Analysis of Electric Losses in Power Transformers with Long Operating Life

The paper is concerned with the importance of investigating the influence of the operation life of transformers on their energy characteristics. This problem is really pressing for all the network transformers of the PJSC "Magnitogorsk Iron and Steel Works" (PJSC "MMK") as a significant number of them have been in operation for 50 years of even longer. The literature review carried out by the research group revealed that in most cases the information about energy characteristics and about the transformer efficiency is obtained from the calculations based on the certified values ​​of the idling losses and short-circuit losses. The research group noted the efficiency of experimental determination of the transformer efficiency on the basis of the idling losses and short-circuit losses. An experiment was carried out to calculate electric losses by power measurement using the two-wattmeter method. The connection diagram of the measuring device was considered. The assessment was given to the influence of the power measurement accuracy on the calculation of the transformer efficiency, which has been in operation for more than 60 years. The results of experimental data processing are presented. The investigations confirmed the insignificant increase of iron losses and the decrease of the transformer performance by about 0.5%. This confirms the possibility of making use of transformers for longer periods then the normative period if timely maintenance work and scheduled repairs are provided. The authors carried out the analysis of the obtained results and compared them with the materials published by other scientists. They stressed the need to take into account the increase in iron losses when the service life exceeds 20 years. The paper also provides recommendations on improving of the maintenance service by means of installation of on-line state monitoring systems.


Область наук:
  • Електротехніка, електронна техніка, інформаційні технології
  • Рік видавництва: 2019
    Журнал: Електротехнічні системи та комплекси
    Наукова стаття на тему 'АНАЛІЗ ЕЛЕКТРИЧНИХ ВТРАТ В силові трансформатори С ТРИВАЛИМ ТРИВАЛІСТЮ ЕКСПЛУАТАЦІЇ'

    Текст наукової роботи на тему «АНАЛІЗ ЕЛЕКТРИЧНИХ ВТРАТ В силові трансформатори С ТРИВАЛИМ ТРИВАЛІСТЮ ЕКСПЛУАТАЦІЇ»

    ?УДК 314.212 https://doi.org/10.18503/2311-8318-2019-4(45)-64-73

    Дружинін H.H.1, Сарлибаев A.A.2, Храмшіна Е.А.3, Карандаева О.І.4

    1 ПАТ «Магнітогорський металургійний комбінат»

    2 ТОВ «Об'єднана сервісна компанія», м Магнітогорськ

    3 Магнітогорський державний технічний університет ім. Г.І. Носова

    4 Південно-Уральський державний університет (НДУ), Челябінськ

    Аналіз електричних втрат в силових трансформаторах

    з тривалим терміном експлуатації

    Наголошено на важливості дослідження впливу тривалості експлуатації трансформаторів на їх енергетичні характеристики. Дана проблема є актуальною для мережевих трансформаторів ПАТ «Магнітогорський металургійний комбінат» (ПАТ «ММК»), значна частина яких знаходиться в експлуатації 50 і більше років. На снованіі проведеного літературного огляду показано, що інформація про енергетичні характеристики і ККД трансформатора в більшості випадків виходить в результаті розрахунків за паспортними значеннями втрат холостого ходу і короткого замикання. Відзначено ефективність експериментального визначення ККД на основі дослідів холостого ходу і короткого замикання. Виконано експеримент по визначенню електричних втрат шляхом вимірювання потужності по методу двох ватметрів. Розглянуто схему підключення вимірювального приладу. Дана оцінка впливу точності вимірювань потужності на розрахунок ККД трансформатора, що перебуває в експлуатації понад 60 років. Представлені результати обробки експериментальних даних. Підтверджено некритичне збільшення втрат в сталі і зниження ККД в межах 0,5%. Це підтверджує можливість експлуатації трансформаторів понад нормативний термін при своєчасному проведенні технічного обслуговування і планових ремонтів. Виконано аналіз отриманих результатів і зіставлення з матеріалами, опублікованими іншими авторами. Наголошено на необхідності врахування збільшень втрат в стали в період експлуатації понад 20 років. Дано рекомендації щодо вдосконалення технічного обслуговування за рахунок установки систем on-line-моніторингу стану.

    Ключові слова: силовий трансформатор, період експлуатації, ККД, електричні втрати, експеримент, літературний огляд, статистика, технічне обслуговування, on-line-моніторинг, рекомендації.

    Вступ

    У парку трансформаторів ПАТ «ММК» налічується кілька сотень силових трансформаторів з терміном експлуатації 50-60 років. З плином часу їх характеристики змінюються. Важливою є проблема, пов'язана з оцінкою ефективності їх подальшої експлуатації внаслідок зниження коефіцієнта корисної дії (ККД).

    Для оцінки технічного стану трансформаторів в парку промислового підприємства створена програма «База даних силових трансформаторів» в інтегрованому середовищі Visual Basic for Application (VBA) Ms Excel. Програма використовує наявну базу даних трансформаторів ПАТ «ММК» на 10, 35, 110 і 220 кВ і призначена для введення і видалення інформації про шкірному трансформаторі, а також для зручного представлення інформації про них у вигляді гістограм і кругових діаграм.

    В якості одного з результатів використання цієї програми на рис. 1, а представлена ​​діаграма розподілу трансформаторів цеху електричних мереж і підстанцій (ЦЕСіП) ПАТ «ММК» за періодами їх введення в експлуатацію. Вона побудована для трансформаторів напругою вище 35 кВ з розбивкою за рівнями підводяться напружень. З метою візуальної оцінки інформації видається одна з шести діаграм, представлених на рис. 1, б, для заданого класу напруги 35, 110 або 220 кВ для всіх трансформаторів.

    кількість

    1937 1947 1957 1967 1977 1987 1997 2007 2012 2015 220 кВ 110 кВ 35 кВ T, гол

    а

    35 кВ Більше 25 років (86%) 37 шт Менше 25 років (14%) 6 шт 110 кВ Більше 25 років (54%) 40 шт Менше 25 років (46%) 33 шт

    220 кВ Більше 25 років (62%) 10 шт Менше 25 років (38%) 6 шт 220 кВ 110 кВ 35 кВ Більше 25 років (65%) 87 шт Менше 25 років (35%) 45 шт

    6

    Мал. 1. Розподіл трансформаторів ЦЕСіП за періодами введення в експлуатацію (а) і процентне

    співвідношення трансформаторів з періодами експлуатації до і понад 25 років (б)

    © Дружинін h.h., Сарлибаев A.A., Храмшіна Е. А., Карандаева О.І., 2019

    Представлене розподіл силових трансформаторів підстанцій і власних електростанцій ПАТ «ММК» за віковими групами показує, що тривалість експлуатації більше 85% трансформаторів на напругу 35 кВ і близько 54% ​​трансформаторів на напругу 110 кВ перевищує 25 років. У роботах [1-3] зазначено, що середній «вік» трансформаторів ММК становить 35 років, що відповідає усередненим показникам по РАО «ЄС Росії». При цьому оновлення парку обладнання відбувається повільно.

    Розгляду проблеми впливу тривалості експлуатації на енергетичні характеристики трансформаторів присвячені публікації багатьох авторів, в тому числі роботи [4 -10]. У публікаціях [5-7] розглядаються тимчасові зміни характеристик, в тому числі магнітних властивостей електротехнічної сталі. Публікації [8-10] присвячені аналізу впливу терміну експлуатації на техніко-економічні показники трансформаторів. У роботах [11-13] наводиться аналіз методик розрахунку ККД при різних навантаженнях. Також розглядаються методи підвищення середнього ККД [14, 15].

    Актуальність дослідження залежності ККД від тривалості експлуатації підкреслюється практично у всіх згаданих наукових працях. Це викликано тим, що незважаючи на, здавалося б, незначне збільшення втрат, викликане зниженням ККД у міру старіння трансформатора, втрати в масштабах підприємства або галузі стають значними.

    Дана проблема актуальна для Магнітогорського металургійного комбінату, в парку якого знаходяться мережеві трансформатори підстанцій, блокові трансформатори власних електростанцій, пічні трансформатори агрегатів електродугового розплаву і позапічної обробки стали, а також велика кількість перетворювальних трансформаторів. Встановлена ​​потужність трансформаторів досягає сотень МВА, підводиться напруги - від 10 (6) до 220 кВ. Можна стверджувати, що дані електротехнічні комплекси в значній мірі визначають технологічний цикл і енергетичну безпеку найбільшого металургійного підприємства. Крім того, рівень втрат електричної енергії в даних агрегатах в значній мірі впливає на непродуктивні енерговитрати.

    Постановка задачі

    Проведений літературний огляд показав, що велика частина інформації про ККД і втрати в трансформаторі заснована на аналітичних розрахунках або емпіричних залежностях. Ці методи, безумовно, заслуговують на увагу, проте в більшості випадків відсутнє підтвердження теоретичних викладок експериментальними даними. Вельми обмежена інформація про методи та технічні засоби вимірювання ККД і про зіставлення теоретичних і експериментальних результатів.

    Активна потужність, споживана трансформатором в робочому режимі, частково витрачається на його нагрівання. Цю частину потужності прийнято називати втратами в трансформаторі. Вони включають в себе втрати:

    - холостого ходу (XX), що витрачаються в основному на нагрівання магнітопровода і частково однією з

    обмоток струмом XX, а також на додаткове нагрівання ізоляції від діелектричних втрат;

    - короткого замикання (КЗ) або навантажувальні втрати, що витрачаються на нагрівання обмоток струмом навантаження.

    Втрати холостого ходу вважаються умовно постійними, які не залежать від струму навантаження і виникають в магнітній системі весь час, коли трансформатор включений в мережу. Втрати короткого замикання змінюються зі зміною струму і залежать від графіка навантаження агрегату [16]. Коефіцієнт корисної дії трансформаторів вище, ніж ККД електродвигунів, що частково пояснюється відсутністю механічних втрат. Для великих трансформаторів потужністю в сотні кВА ККД може досягати 98-99%. Його визначення можливо лише непрямим методом, шляхом вимірювання втрат Рхх, Ркз при відомій номінальній потужності Рн [17]:

    ц =

    P

    P + P "+ P

    -100%

    (1)

    Для визначення втрат XX проведений експеримент, при якому на обмотку нижчої напруги (НН) подавалося напруга, близьке до номінального, а вивідні кінці обмотки вищої напруги (ВН) були розімкнуті. Виміряний струм - це струм холостого ходу 1 ^. Для визначення втрат КЗ напруга (ІКЗ) в обмотці ВН плавно збільшується, при цьому обмотка НН замкнута накоротко. Напруга, при якому струми в фазах обмотки ВН досягають номінальних значень, є напруга короткого замикання Ек,%:

    E = ^ 100%

    до U

    (2)

    де ІКЗ - напруга, подане в обмотку ВН при досвіді КЗ; ії - номінальна напруга трансформатора.

    Представлена ​​методика визначення ККД є загальноприйнятою. Вона розглядається в навчальних посібниках, приймається за основу при розгляді умов досягнення максимуму ККД при різному навантаженні [11]. Ступінь достовірності отриманих результатів, як правило, не оцінюється і не піддається сумніву. Це обумовлено тим, що експериментальне дослідження ККД, незважаючи на простоту дослідів XX і КЗ, на промислових трансформаторах проводиться рідко. Необхідні відключення трансформаторів вимагають серйозних узгоджень, тому експерименти проводяться під час планових відключень обладнання (якщо взагалі проводяться).

    Метою представленої публікації є розрахунок фактичного ККД силового трансформатора на основі вимірювання втрат XX і КЗ і аналіз енергетичних характеристик трансформаторів з тривалими термінами експлуатації.

    Основна частина

    Як випробуваного обраний масляний трансформатор ТМ-1000, встановлений на насосній 5А центральної вентиляційної станції ПАТ «ММК». Паспортні дані представлені в табл. 1, рік ви-пускатрансформатора тисяча дев'ятсот п'ятьдесят шість.

    Таблиця 1

    Паспортні характеристики трансформатора ТМ-1000/10

    Номінальні параметри Втрати холостого ходу, кВт Втрати короткого замикання, кВт Струм холостого ходу,% Напруга короткого замикання,% Схема і група з'єднання обмоток

    Потужність, кВА Вища напруга, кВ Нижче напруга, кВ Струм, А

    1000 10 0,4 57,7 / 1445 1,9 12,2 1,7 5,69 У / Ус-12

    Даний трансформатор працює паралельно з іншими аналогічними трансформатором. Характер навантаження постійний, завантаження на кожен агрегат не більше 60%. Щорічно дані трансформатори проходять технічне обслуговування, яке включає протяжку болтових з'єднань, ревізію контрольної апаратури, долівку масла, вимірювання опору ізоляції та опору обмоток постійному струму.

    Методика ірезультати вимірювань Експеримент по визначенню втрат в трансформаторі проводився за методом двох ватметрів [18]. Заміри проводились вимірювальним комплектом К-540, підключеним за схемою, представленої на рис. 2. Особливості апаратів К-540 представлено в документації [19]. Він забезпечує вимір напруги, струму і потужності в кожній фазі трьох-або подружжя-рехпроводной мережі. Споживана потужність (в тому числі потужність холостого ходу) визначається шляхом підсумовування показань ватметрів №1 і №2.

    В процесі вимірювання втрат проведені досліди холостого ходу і короткого замикання. Вимірювання струмів, напруг і споживаної потужності проведені 5-6 разів, розкид значень склав не більше 0,5%. Очевидно, що такий розкид не вносить суттєвих змін в результати розрахунку ККД (не більше 0,02%). Тому для розрахунків прийняті середні значення струму I, фазного (Уф, лінійного (Вул напруг і потужності №, наведені в табл. 2. Отримано такі середні значення:

    - напруга короткого замикання Ек = 4,99%;

    - струм холостого ходу = 6,5% номінального.

    Таблиця 2

    Мал. 2. Схема вимірювань за методом двох ватметрів (непряме включення приладів)

    Середні значення струмів, напруг і споживаної потужності

    Значення Досвід XX (Цном) Досвід КЗ (1ном)

    Фаза А Фаза З Фаза А Фаза З

    Цф, в 232 232 288 288

    №, Вт 6900 -1200 4200 4200

    I, А 92,25 95,25 57,75 57,75

    Цл, В 401,84 401,84 498,83 498,83

    Обробка експериментальних даних Втрати в трансформаторі визначаються як арифметична сума показань ватметрів в фазах А і С. Отримані значення втрат КЗ і напруга Ек наводилися до температури 75 ° С за формулами [20]:

    310Р

    235 + Qw

    =. Е, 2 +

    Р 10Р

    310Рю 235 + Оі

    -1,

    (3)

    де ОІзМ - фактична температура (22 ° С); ЕК75 - фактичне значення (УКЗ при температурі 75 ° С.

    Результати обробки експериментальних даних наведені в табл. 3. Токи і напруги визначаються як середні значення фактичних величин в фазах А і С, отриманих при замірах. При розрахунку ККД трансформатора за формулою (1) отримано значення "Л = 98,44%.

    У каталогах основних російських виробників «Тольяттинский трансформатор», «СВЕЛ» і ін. Втрати XX для нових трансформаторів ТМ 1000 варіюються від 1 до 2 кВт, а втрати КЗ - від 10 до 12 кВт. Значення ККД нових трансформаторів, отримані за формулою (1), складають 98,6-98,9%. Слід зазначити, що втрати XX і КЗ для сухих трансформаторів 1000 кВА (ТС-1000, ТСЗ-1000, ТСЗЛ-1000 і т.д.) мають приблизно такі ж значення. Таким чином, зниження ККД трансформатора за 60 років експлуатації склало близько 0,5%.

    Якщо зіставити втрати електроенергії для випробуваного трансформатора і аналогічного нового при коефіцієнті завантаження 0,8 і коефіцієнті використання 0,9, то втрати в старому агрегаті становлять 93392 кВт-год / рік, аналогічні втрати в новому -81993 кВт-год / рік. Різниця становить близько 12%.

    Результати обробки експериментальних даних

    Таблиця 3

    Експеримент Uфcp, В! СР, А (лор, В Рхх, Вт Ркз, Вт ^ кз75, ВТ? К75,%

    XX 232 93,75 401,84 5700 8400 10 132,30 3,37

    КЗ 288 57,75 498,83

    Висновки порезультатам вимірів

    1. Експериментально встановлено, що в трансформаторі ТМ -1000 спостерігається збільшення втрат XX, що вказує на старіння заліза магнітопрово-да. За рахунок цього відбувається зниження ККД в порівнянні з паспортними даними, однак це зниження не є критичним.

    2. Напруга короткого замикання становить 5,69%, що вище значення, вказаного в паспорті трансформатора (3,37%). Відомо, що чим менше Ек, тим більше розсіювання в муздрамтеатрі. Це викликає збільшення втрат в конструкції і падіння напруги в обмотках. Наслідком є ​​зниження ККД і потужності, що віддається трансформатором.

    3. Експериментальні дослідження показали, що фактичний ККД трансформатора ТМ-1000/10, що має великий термін експлуатації, при щорічному поточному ремонті і обслуговуванні на 0,2-0,4% нижче паспортних значень сучасних аналогічних трансформаторів. Це не є критичним з точки зору продовження його експлуатації.

    порівняльний аналізрезультатів

    Загальний висновок, який слід за результатами наведеного та інших обстежень, виконаних на трансформаторах різної потужності на різні первинні напруги: зі зростанням тривалості експлуатації трансформатора знижується ККД і зростають втрати як безпосередньо в трансформаторі, так і електричної мережі. В значній мірі це відбувається внаслідок збільшення складової втрат холостого ходу Р ^-

    Результати проведених замірів з достатньою точністю відповідають матеріалам, опублікованим іншими авторами. Так, в публікації [21] з посиланням на роботи [22-24] відзначається істотне зростання «умовно постійних» втрат в період експлуатації. Запропоновано емпіричні залежності для обчислення втрат потужності холостого ходу. Для трансформаторів з первинним напругою 10 (6) кВ така залежність має вигляд

    Г1, ° 935 _ 25,32 100

    (4)

    де ДРх10 (6) і ДРх.пасп - фактичні і паспортні втрати потужності холостого ходу; ТЕ {- термін експлуатації / '- го трансформатора.

    Другою причиною збільшення втрат, з посиланням на дослідження [25, 26], названий капітальний ремонт з расшіхтовкой муздрамтеатру. Втрати потужності холостого ходу трансформатора на напругу 10 (6) / 0,4 кВ потужністю до 630 кВА, обумовлені терміном експлуатації Теі з урахуванням капітального ремонту пропонується обчислювати за залежністю

    АР,

    = АР,,

    (Т1 / 0935 _ 25,32 + 82,2 ^ ° д х | 1 + ----- ^

    I 100

    (5)

    де дрх е.рем - збільшення втрат холостого ходу внаслідок ремонту; 5тн - номінальна потужність, кВА.

    В роботі [21] також представлені емпіричні вирази для обчислення втрат холостого ходу в трансформаторах на напругу 35 і 110 кВ. На рис. 3 наведені залежності, що підтверджують збільшення втрат щодо паспортних значень в період експлуатації до 45 років.

    На підставі проведених досліджень запропоновано коригування методик розрахунку нормативних втрат з урахуванням зазначених змін. У цьому випадку розрахунок виконується не по паспортним даним, а за фактичними втратами холостого ходу, які визначаються шляхом вимірів, аналогічних розглянутим вище. В результаті забезпечується підвищення точності нормування втрат.

    У публікації [27] також відзначається зростання втрат холостого ходу внаслідок старіння трансформаторів. Показано, що втрати XX в силових трансформаторах ВАТ «Тольяттинский трансформатор» за 18 років експлуатації збільшилися на 5,65-6,25%. Основними причинами названі:

    - погіршення властивостей стали внаслідок періодичного нагріву муздрамтеатру; це викликано втратами на перемагнічування сердечників і виділенням тепла намагнічувальної обмотці;

    - механічні дії внаслідок вібрації, коротких замикань, а також при ремонтах; такий вид впливів характерний для електропічних трансформаторів, що працюють з ударним навантаженням під час розплаву металу;

    - причини, зумовлені зносом електротехнічних матеріалів.

    У табл. 4 наведені втрати холостого ходу в трансформаторах ТМ 250/10 міської електричної мережі м Шуя (Івановська обл.) З термінами служби Тсл від 2 до 34 років [27]. Середній термін експлуатації в вибірці 21,6 року.

    * ^ Ххеал- ^ ххпасп

    Тут АРхх = ххре ™ -ХХ па ° п - процентне відношення реального значення втрат холостого ходу

    Рх

    до паспортного Рхх.пасп значенням.

    0 10 20 --- 110 кВ

    30 Те, років - 35 кВ

    Мал. 3. Криві зміни втрат потужності в магнитопроводах трансформаторів на напругу 35 і 110 КВВ залежності від терміну експлуатації

    Таблиця 4

    Втрати холостого ходу трансформаторів ТМ 250/10 при різних термінах експлуатації (АРхх.пасп = 820 Вт)

    № 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

    , років 34 32 31 29 28 25 24 19 18 16 12 11 2

    Дрх, Вт 1140 998 902 998 909 999 841 619 798 798 959 879 519

    АР * Х,% 39,0 21,7 10,0 21,7 10,9 21,8 2,56 -24,5 -2,7 -2,7 17,0 7,2 -36,7

    Втрати холостого ходу в трансформаторі з терміном експлуатації 34 роки в 2,2 рази вище втрат XX трансформатора, що працює 2 роки, і в 1,4 рази вище паспортних втрат XX. На підставі аналізу вибірки зроблено висновок, що зміна втрат внаслідок старіння може досягати 30-50%. Зміна втрат XX в трансформаторах з терміном служби Тсл більше 20 років запропоновано описувати лінійної залежністю

    ДРхх = А + БТсл.

    Коефіцієнти рівняння А, В наведені в [27]. Графік цієї залежності і розкид результатів вимірів представлені на рис. 4.

    Важливим заходом щодо підвищення ККД за рахунок зменшення втрат холостого ходу є за -Меню недовантажених трансформаторів на трансформатори меншої потужності. Другим доступним способом є заміна діючих трансформаторів з метою перерозподілу їх завантаження. При цьому сумарна встановлена ​​потужність і втрати XX залишаються незмінними. Позитивний ефект досягається за рахунок зниження навантажувальних втрат.

    У публікації [28] на підставі обробки великої кількості вимірів запропоновані емпіричні залежності втрат холостого ходу від терміну експлуатації. На рис. 5 представлені узагальнені графіки для трансформаторів на напругу 110, 220 і 500 кВ.

    Автором зроблено висновок, що представлені дані не узгоджуються з поширеною точкою зору, згідно з якою в процесі експлуатації втрати холостого ходу змінюються незначно. Багато фахівців стверджують, що вони не є критичними при визначенні терміну експлуатації трансформатора.

    . 1 / '. ". В 1

    : |:

    |: |:: *:

    : |: |;:? | |

    | || | |: | ....... V «- * ||; ; | | ...... |..

    20 25 30 35 40 45 ТСЖ, років

    Мал. 4. Розкид значень потужності втрат холостого ходу в трансформаторах ТМ-100/10

    ,Кп

    ? А ^:

    С1 -, - 1 *-

    0 10 20 30 40 Г№ років

    ^ Головні трансформатори і автотрансформатори електростанцій (50 тр-рів) Трансформатори і автотрансформатори електричних мереж (167 тр-рів) Рис. 5. Зведені дані щодо зміни втрат XX в трансформаторах на різні напруги

    Однак з представлених залежностей випливає, що швидкість збільшення втрат XX у трансформаторів електростанцій становить 1,3% на рік, а у трансформаторів електричних мереж - близько 0,8% в рік. При цьому наголошується, що з урахуванням особливостей режимів конкретних трансформаторів ці значення можуть бути істотно вище. Ймовірно, що цей висновок безпосередньо відноситься до пічним трансформаторів зважаючи на складність їх експлуатаційних режимів. Однак це питання потребує додаткових досліджень.

    Також автор [28] стверджує, що при номінальних параметрах втрати холостого ходу складають близько 20%, а втрати короткого замикання - близько 80% сумарних втрат. Однак навантаження трансформаторів рідко досягає номінальних значень. В електричних мережах їх середньорічне навантаження, як правило, не перевищує 60% номінальної. Навантаження трансформаторів відповідальних агрегатів (цехів) металургійного підприємства може бути ще нижче і складати 30-50% номінальної. Це обумовлено жорсткою вимогою безперервності виробничого циклу, коли навіть короткочасні відключення неприпустимі. У ПАТ «ММК» до таких структурних підрозділів належать киснево-конвертерний і електросталеплавильний цехи, власні електростанції, кисневе виробництво і т.д. Відповідальними агрегатами є машини безперервного лиття заготовок, сталеплавильні печі, прокатні стани і інше основне обладнання.

    Згідно п. 6.11 РД 34.45-51.300-97 «Обсяг і норми випробувань електроустаткування» допускається збільшення втрат холостого ходу по відношенню до початкового значення на 30%. Однак на практиці не прийнято виводити трансформатори з експлуатації при такому збільшенні втрат, так як зазвичай всі інші показники знаходяться в межах норми.

    На підставі аналізу складових сумарних втрат, що визначають нагрів трансформаторів, автором публікації [28] зроблено такі висновки:

    - середній термін їхньої служби основних трансформаторів електростанцій оцінюється в 45-50 років;

    - середній термін служби трансформаторів електричних мереж - 65-70 років;

    - термін служби конкретного трансформатора визначається особливостями режимів його роботи і умов експлуатації.

    висновок

    Проведені дослідження є важливими для служб експлуатації ЦЕСіП та інших підрозділів ПАТ «ММК», де періодично порушується питання про доцільність заміни тих чи інших трансформаторів, які перебувають в експлуатації понад нормативний термін. Справедливості заради слід зауважити, що дане питання для мережевих трансформаторів, як правило, вирішується на користь продовження експлуатації аж до повного вироблення ресурсу, закладеного заводом-виробником. Важливим фактором є висока якість ізоляції трансформаторів, виготовлених вітчизняною промисловістю в 50-60-ті роки минулого століття. Це підтверджує стан трансформатора, результати обстеження якого наведені вище.

    Питання продовження експлуатації трансформаторів дугових сталеплавильних печей і агрегатів «піч-ківш» вимагає окремого розгляду. Вони працюють в жорстких умовах резкопеременной навантаження при відсутності резервування. Ударна несиметрична навантаження, коливання напруги і інші негативні фактори можуть призвести не тільки до прискореного старіння ізоляції обмоток і збільшення активних втрат, але і до перегрівів магнитопроводов, що викликає збільшення втрат холостого ходу і зниження ККД.

    На підтвердження сказаного на рис. 6 представлені результати візуального огляду муздрамтеатру трансформатора ЕТЦНКВ - 40000/110-УХЛ-4, встановленого на агрегаті «піч-ківш №2» електросталеплавильного цеху (ЕСПЦ) ПАТ «ММК». На момент обстеження трансформатор знаходився в експлуатації близько 10 років. Очевидно, що показані дефекти є країнами, що розвиваються. Вони призводять до погіршення магнітних властивостей заліза (рис. 6, а, б), порушення кріплень (рис. 6, в) і інших негативних факторів, що викликають, в тому числі, збільшення втрат в сталі, які вже не можна вважати «умовно постійними» . Це питання є складним і цілком може скласти предмет самостійних наукових досліджень.

    У публікаціях [29, 30] показано, що велика частина трансформаторів при правильній експлуатації може перебувати в експлуатації значно довше нормативного терміну. Необхідною умовою продовження їх служби є своєчасна посилена діагностика технічного стану. У документах [31, 32] визначено комплекс заходів, що дозволяє забезпечити надійну експлуатацію трансформаторів. Основними є:

    1. Контроль вмісту вологи та концентрацій газів, розчинених в маслі.

    2. Реєстрація часткових розрядів в ізоляції вводів, регуляторі напруги під навантаженням (РПН) і баку трансформатора.

    3. Контроль деформацій обмоток засобами вібродіагностики.

    4. Моніторинг насосів, вентиляторів системи охолодження і протоки охолоджуючої рідини.

    5. Моніторинг теплового режиму трансформатора і його окремих систем. Він може здійснюватися засобами тепловізійного контролю.

    в

    Мал. 6. Дефекти основного муздрамтеатру пічного трансформатора: сліди іржі на залозі (а), сліди перегріву (б) і подгара стягнутий шпильки муздрамтеатру (в)

    Найбільш ефективним, але щодо дорогим рішенням, що забезпечує ці види діагностування, є оснащення високовольтних трансформаторів стаціонарними системами моніторингу технічного стану. У публікаціях [33, 34] впровадження таких систем названо найважливішою умовою реалізації Smart Grid-технологій в промислових електричних мережах. У публікаціях [2, 35-37] розглянуті системи on-line-моніторингу, впроваджені на трансформаторах цеху мереж та підстанцій і власних електростанцій ПАТ «ММК». Роботи [38-40] присвячені розробці і впровадженню стаціонарних систем

    моніторингу пічних трансформаторів ЕСПЦ. При цьому серйозна увага приділяється розробці наукової методології діагностування, локалізації і ідентифікації несправностей в on-line-режимі [41-45].

    В цілому, своєчасне діагностування стану, ліквідація несправностей на початковій стадії розвитку, крім відомих переваг, обумовлених зниженням витрат на усунення наслідків аварій, забезпечує техніко-економічний ефект, пов'язаний з підтриманням високого ККД і низьких втрат електричної енергії протягом тривалого терміну експлуатації трансформаторів.

    список літератури

    1. Аналіз пошкоджуваності силових трансформаторів електростанцій металургійного комбінату / Е.А. Кузнецов, А.Я. Альбрехт, О.І. Карандаева, С.Л. Цемошевіч // Известия вузів. електромеханіка.

    2011. № 4. С. 82-85.

    2. Миколаїв H.A., Миколаїв A.A., Ледньов P.A. Діагностування технічного стану трансформаторного обладнання як основа енергетичної безпеки промислового підприємства // Електротехнічні системи і комплекси. 2014. № 4. С. 34-40.

    3. Карандаева О.І. Характеристика пошкоджуваності мережевих і блокових трансформаторів ВАТ «Магнітогорський металургійний комбінат» // Вісник южноуральской державного університету. Серія «Енергетика». Вип. 16. 2011. № 34 (251). С. 15-20.

    4. Кірєєва Е.О. До питання про старіння силових трансформаторів // Промислова енергетика. 2004. №2. С. 14-16.

    5. Дружинін В.В. Магнітні властивості електротехнічної сталі. М .: Енергія, 1974. 240 с.

    6. Кургузова С.Н. До питання про старіння магнітних систем силових трансформаторів // Вісник ПТУ ім. С. Те-райгирова. Серія енергетична. 2005. №1. С. 117-120.

    7. Вплив «старіння межлістовой ізоляції муздрамтеатру на енергетичну ефективність трансформаторів при їх експлуатації понад нормативний термін служби / Н.П. Бадалян, В.О. Медведєв, Ю.В. Молокіні, Е.А. Чащин // Вісник НПУА. Електротехніка, Енергетика. 2019, №1. С. 30-41.

    8. Кургузова С.Н., Кургузов H.H. Про вплив терміну служби трансформатора на показники його економічної роботи // НаукаітехнікаКазахстана. 2005. №1. С. 60-63.

    9. Фурсанов М.І., Петрашевич Н.С. Визначення ефективності заміни трансформаторів з тривалим терміном експлуатації // Известия вузів і енергетичних об'єднань СНД. Енергетика. 2014. №3. С. 13-19.

    10. Петрашевич Н.С. Вплив параметрів навантаження на ефективність заміни трансформаторів розподільних мереж // Известия вузів і енергетичних об'єднань СНД. 2013. № 4. С. 28-36.

    11. Визначення ККД трансформатора дослідним шляхом. Коефіцієнт корисної дії трансформатора. URL: https://sibay-rb.ru/energy-metering/determination-of-the-efficiency-of-the-transformer-by-practical-means-coefficient-of-useful-transformer-action.html.

    12. Грачова Є.І., Наумов О.В., Федотов Е.А. Вплив електричного навантаження на силових трансформаторів на їх експлуатаційні характеристики // Проблеми енергетики. 2017. Т. 19. № 7-8. С. 71-76.

    13. Казаков Ю.Б., Фролов В.Я., Коротков A.B. Методика визначення потужності втрат холостого ходу трансформаторів з різним терміном служби // Вісник ІГЕУ

    2012. Вип. 1. С. 20-24.

    14. Галімова A.A. Критерії вибору коефіцієнта завантаження силового трансформатора при проектуванні підстанцій розподільних мереж // Проблеми енергетики.

    2013. №5-6. С. 66-71.

    15. Костинский С.С. Огляд стану галузі трансформаторного виробництва і тенденцій розвитку конструкції силових трансформаторів // Проблеми енергетики. 2018. Т. 20. №1-2. С. 14-32. D0I: 10.30724 / 1998-9903-2018-20-1-2-14-32.

    16. Тихомиров П.М. Розрахунок трансформаторів. М .: Енерго-Атомиздат, 1986. 8 з.

    17. Кацман М.М. Електричні машини і трансформатори. М .: Вища. шк, 1976. 181 с.

    18. Випробування потужних трансформаторів і реакторів / Г.В. Алесеенко, А.К. Ашрятов, Е.В. Веремій, Е.С. Фрід. М .: Енергія, 1978. 95 с.

    19. Вимірювач параметрів силових трансформаторів К540-3. Керівництво по експлуатації К540-3-1.00.00.00РЕ. URL: http://molnia-lab.ru/files/uploads/540-3-rossiya-20151491210778.pdf.

    20. Фарбман С.А., Бун А.Ю., Райхлин ІМ. Ремонт і модернізація трансформаторів. М .: Енергія, 1976. 412 с.

    21. Красовський П.Ю. Розрахунок технологічних втрат електроенергії в силових трансформаторах з урахуванням терміну експлуатації // Елекгріфкащя транспорту. 2015. №10. С. 74-80.

    22. Казаков Ю.Б., Козлов А.Б., Коротков В.В. Облік зміни втрат холостого ходу трансформаторів в період терміну служби при розрахунку втрат в розподільних мережах // Електротехніка. 2006. №5. С. 11-16.

    23. Коротков А.В., Фролов В.Я. Методи оцінки характеристик обладнання електротехнічних комплексів міських розподільчих мереж // Електрика. 2014. №1. С. 6-10.

    24. Коротков, АВ., Фролов В.Я. Результати вимірювань потужності втрат холостого ходу трансформаторів з різним терміном служби // Електрика. 2011. № 8. С. 8-11.

    25. Заугольніков В.Ф., Балабін А.А., Савінков А.А. Деякі аспекти економічної роботи силових трансформаторів // Промислова енергетика. 2006. №4. С. 10-14.

    26. Балабін А.А., Волчков Ю. Д. Підвищення достовірності розрахунку втрат електроенергії в трансформаторах 10 (6) / 0,4 кВ // Механізація та електрифікація сільського господарства. 2009. №4. С. 22-23.

    27. Грачова Є.І., Наумов О.В., Садиков P.P. Облік втрат холостого ходу трансформаторів в період експлуатації при розрахунку втрат електроенергії в розподільних мережах // Проблеми енергетики. 2016. №1-2. С. 53-63.

    28. осот В.Н. Практичні аспекти оцінки фактичного терміну служби силових трансформаторів // Матеріали III Науково-практичної конференції «Контроль технічного стану обладнання об'єктів енергетики». Москва: ВВЦ, 2016. URL: http://www.uraldiag.ru/UPL0AD/user/stati/prakticheskie-aspekty-otsenki-sroka-sluzhby-transformatorov.pdf.

    29. Львів М.Ю. Аналіз пошкоджуваності силових трансформаторів напругою 110 кВ і вище // Електрика. 2010. №2. С. 27-31.

    30. Khramshin V.R., Nikolayev A.A., Evdokimov S.A., Kon-drashova Y.N., Larina T.P. Validation of Diagnostic Monitoring Technical State of Iron and Steel Works Transformers. Proceedings of the 2016 IEEE NW Russia Young Researchers in Electrical and Electronic Engineering Conference (EIConRusNW). 2016. P. 596-600. DOI: 10.1109 / EIConRusNW.2016.7448253.

    31. Системи моніторингу силових трансформаторів // Додаток до наказу ВАТ «ФСК ЄЕС» від 18.04.2008 № 140 «Системи моніторингу силових трансформаторів і автотрансформаторів. Загальні технічні вимоги ». URL: http://silovoytransformator.ru/stati/sistemy-monitoringa-silovyh-transformatorov.htm.

    32. Methodical directions for to diagnostic of mains transformers, the autotransformers, bypassing chokes and their feed-

    ings into МУ 0634-2006. Concern «ROSENERGOATOM». URL: <http: // leg. co. ua / knigi / oborudo vanie / diagnostika>-transformatorov-i-shuntiruyuschih-reaktorov.htm.

    33. Khramshin V.R., Evdokimov S.A., Nikolaev A.A., Nikolaev A.A., Karandaev A.S. Monitoring Technical State of the Power Transformers Is a Necessary Condition of the Smart-Grid Technolgy Introduction within the Industrial Electric Networks. Proceedings of the 2015 IEEE NW Russia Young Researchers in Electrical and Electronic Engineering Conference (EIConRusNW). P. 214-220. DOI: 10.1109 / EIConRusNW.2015.7102265.

    34. Evdokimov S.A., Karandaev A.S., Khramshin V.R., Kon-drashova U.N., Nikolaev A.A. Monitoring and Diagnostics of the Electrical Equipment as a Component of the Smart Grid Technologies in the Industrial Electric Networks. Abstracts of the first international scientific conference "Science of the Future". URL: http://www.p220conf.ru/abstracts/download/5-mech/437-s-karandaev.

    35. Миколаїв A.A. Впровадження системи моніторингу технічного стану трансформатора 80 МВА енергоблоку ТЕЦ ВАТ «ММК» // Електротехнічні системи і комплекси. 2016. №2 (31). С. 52-57. DOI: 10.18503 / 2311-8318-2016-2 (31) -52-57.

    36. Evdokimov S.A., Kondrashova Yu.N., Karandaeva O.I., Gal-lyamova M.S. Stationary System for Monitoring Technical State of Power Transformer. Procedia Engineering.2016. Vol. 150. P. 18-25. DOI: 10.1016 / j.proeng.2016.07.270.

    37. Удосконалення автоматизованих електроприводів і діагностика силового електрообладнання / І.А. Селіванов, A.C. Карандаев, С.А. Євдокимов, В.Р. Храмшін, A.A. Шеметова, A.C. Євдокимов, A.A. Лукін, А.Ю. Андрюшин, П.В. Шиляєв, В.В. Головін, А.А.Тітов, С.Є. Мостовий, С.А. Петряков // Известия вузів. Електромеханіка. 2009. № 1. С. 5-11.

    38. Вимоги до системи моніторингу технічного стану трансформатора надпотужної дугової сталеплавильної печі / A.C. Карандаев, С.А. Євдокимов, A.A. Сарлибаев, P.A. Ледньов // Машинобудування: мережевий електронний науковий журнал. 2013. №2. С. 58-68.

    Information in English

    39. Information and Measuring System for Electric Arc Furnace Transformer Monitoring /A.S. Karandaev, S.A. Evdokimov, V.R. Khramshin, O.I. Karandaeva // 12th International Conference on Actual Problems of Electronic Insrument Engineering (APEIE 2014). Novosibirsk. 2014. Vol. 1. P. 273-279. DOI: 10.1109 / APEIE.2014.7040896.

    40. Розробка і впровадження інтелектуальних систем діагностування технічного стану електричного обладнання / С.І. Лук'янов, A.C. Карандаев, С.А. Євдокимов, A.C. Сарвар, М.Ю. Півників, В.Р. Храмшін // Вісник Магнітогорського державного технічного унівесрітета ім. Г.І. Носова. 2014. №1. С. 129-136.

    41. Radionov A.A., Karandaev A.S., Yachikov I.M., Karandaeva O.I., Gasyarov V.R. Power Transformer Condition Forecast with Time-series Extrapolation. Proceedings of the 9th International Conference on Computer and Automation Engineering (ICCAE 2017). Sydney, Australia. 2017. P. 326-330. DOI: 10.1145 / 3057039.3057106.

    42. Radionov A.A., Evdokimov S.A., Sarlybaev A.A., Karandaeva O.I. Application of subtractive clustering for power transformer fault diagnostics. Procedia Engineering, 129, 2015 року, pp. 22-28. DOI: 10.1016 / j.proeng.2015.12.003.

    43. Контроль технічного стану силових трансформаторів методом акустичного діагностування /

    A.C. Карандаев, С.А. Євдокимов, О.І. Карандаева, С.Є. Мостовий, A.A. Чертоусов // Вісник южноуральской державного університету. Серія «Енергетика». Вип. 10. 2008. №26 (126). С. 26-31.

    44. Завдання багатопараметричного діагностування технічного стану силових трансформаторів в системах on-line-моніторингу / A.C. Карандаев, І.М. Ячіков,

    B.Р. Храмшін, A.A. Миколаїв // Известия вузів. Електромеханіка. 2016. № 4 (546). С. 65-73.

    45. Практичне застосування статистичної моделі визначення ресурсу електрообладнання / A.C. Карандаев, І.М. Ячіков, Е.А. Храмшіна, A.A. Миколаїв, A.A. Миколаїв // Известия вузів. Електромеханіка. 2018. Т. 61. № 3. С. 43-52.

    Надійшла до редакції 14 жовтня 2019 р.

    Analysis of Electric Losses in Power Transformers with Long Operating Life

    Nikolay N. Druzhinin

    Production engineer, Central electro-technical laboratory, PJSC «Magnitogorsk Iron and Steel Works», Magnitogorsk, Russia. E-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. Вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

    Artur A. Sarlybaev

    Ph.D. (Engineering), Manager of the planning and reliability department, Steel Service-2 shop, United Service Company LLC, Magnitogorsk, Russia. E-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. Вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

    Ekaterina A. Khramshina

    Research officer, Nosov Magnitogorsk State Technical University, Magnitogorsk, Russia. olga i. Karandaeva

    Ph.D. (Engineering), Research officer, South-Ural State University, Chelyabinsk, Russia.

    The paper is concerned with the importance of investigating the influence of the operation life of transformers on their energy characteristics. This problem is really pressing for all the network transformers of the PJSC "Magnitogorsk Iron and Steel Works" (PJSC "MMK") as a significant number of them have been in operation for 50 years of even longer. The literature review carried out by the research group revealed that in most cases the information about energy characteristics and about the

    transformer efficiency is obtained from the calculations based on the certified values ​​of the idling losses and short-circuit losses. The research group noted the efficiency of experimental determination of the transformer efficiency on the basis of the idling losses and short-circuit losses. An experiment was carried out to calculate electric losses by power measurement using the two-wattmeter method. The connection diagram of the measuring device was considered. The assessment was given to the

    influence of the power measurement accuracy on the calculation of the transformer efficiency, which has been in operation for more than 60 years. The results of experimental data processing are presented. The investigations confirmed the insignificant increase of iron losses and the decrease of the transformer performance by about 0.5%. This confirms the possibility of making use of transformers for longer periods then the normative period if timely maintenance work and scheduled repairs are provided. The authors carried out the analysis of the obtained results and compared them with the materials published by other scientists. They stressed the need to take into account the increase in iron losses when the service life exceeds 20 years. The paper also provides recommendations on improving of the maintenance service by means of installation of on-line state monitoring systems.

    Keywords: power transformer, service life, performance, electric losses, experiment, literature review, statistics, maintenance service, on-line monitoring, recommendations.

    References

    1. E.A. Kuznetsov, A.Ya. Albrekht, O.I. Karandaeva, S.L. Tsemoshevich. Analysis of Power Transformer Damage Rate at Electric Power Stations of a Metallurgical Enterprise // Izvestiya vuzov. Elektromekhanika [Proceedings of Universities. Известия вузів. Electrical engineering]. 2011, no. 4, pp. 82-85. (In Russian)

    2. Nikolaev N.A., Nikolaev A.A., Lednov R.A. Diagnostics of transformer technical state as a basis for security of energy supply of an industrial enterprise // Elektrotekhnicheskie sis-temy i kompleksy [Electrotechnical Systems and Complexes], 2014 року, no. 4, pp. 34-40. (In Russian)

    3. Karandaeva O.I. Damage rate characteristics of network and main transformers of OJSC "Magnitogorsk Iron and Steel Works" // Vestnik Yuzhno-Uralskogo gosudarstvennogo uni-versiteta. Seria "Energetika" [Bulletin of the South-Ural State University. Series "Power engineering"]. Issue 16, 2011, no. 34 (251), pp. 15-20. (In Russian)

    4. Kireeva E.A. Deterioration of power transformers // Promyshlennaya energetika [Industrial power engineering]. 2004, no. 2, pp. 14-16. (In Russian)

    5. Druzhinin V.V. Magnitnye svoistva elektrotekhnicheskoi stali [Magnetic properties of electrical steel]. M .: Energy, 1974. 240 p. (In Russian)

    6. Kurguzova S .N. Deterioration of magnetic structure of power transformers // Vestnik PGU im. S.Toraygyrova. Seriya energeticheskaya [Bulletin of Toraygyrov PSU. Series: Energy]. 2005, no. 1, pp. 117-120. (In Russian)

    7. Badalyan N.P., Medvedev V.O., Molokin Yu.V., Chascshin E.A. Influence of deterioration of interlayer isolation of magnetic core on energy efficiency of transformers when they are in operation beyond the standard operation time // Vestnik NPUA. Elektrotekhnika. Energetika [Bulletin of NPUA. Electrical engineering. Power engineering], 2019, no. 1, pp. 30-41. (In Russian)

    8. Kurguzova S.N., Kurguzov N.N. Influence of transformer service life on characteristics of its cost-effective performance // Nauka i tekhnika Kazakhstana [Science and engineering of Kazakhstan]. 2005, no. 1, pp. 60-63. (In Russian)

    9. Fursanov M.I., Petrashevich N.S. Determination of replacement efficiency of transformers with long service life // Izvestiya vuzov i energeticheskikh obyedineniy SNG. Energetika. [Proceedings of universities and energy associations of CIF. Power engineering]. 2014 року, no. 3, pp. 13-19. (In Russian)

    10. Petrashevich N.S. Influence of load parameters on the efficiency of replacement of distribution transformers // Izvesti-ya vuzov i energeticheskikh obyedineniy SNG. Energetika. [Proceedings of universities and energy associations of CIF. Power engineering]. 2013, no. 4, pp. 28-36. (In Russian)

    11. Calculation of transformer efficiency empirically. Transformer efficiency. URL: https://sibay-rb.ru/energy-

    metering / determination-of-the-efficiency-of-the-transformer-

    by-practical-means-coefficient-of-useful-transformer-

    action.html

    12. Gracheva E.I., Naumov O.V., Fedotov E.A. Influence of output capacity of power transformers on their production characteristics // Problemy energetiki [Issues of power engineering] 2017, vol. 19, no. 7-8, pp. 71-76. (In Russian)

    13. Kazakov Yu.B., Frolov V.Ya., Korotkov A.V. Method of idling loss power calculation for transformers with different service life // Vestnik IGEU [Bulletin of IGEU]. 2012 Issue 1, pp. 20-24. (In Russian)

    14. Galimova A.A. Selection criteria of load factor of power transformer in the design process of distributing mains substations // Problemy energetiki [Issues of power engineering], 2013, no. 5-6, pp. 66-71. (In Russian)

    15. Kostinskiy S.S. Review of the state of transformer production and development trends of power transformer design // Problemy energetiki [Issues of power engineering], 2018, vol. 20, no. 1-2, pp. 14-32. D0I: 10.30724 / 1998-9903-2018-20-1-2-14-32 (In Russian)

    16. Tikhomirov P.M. Raschet transformatorov [Design of transformers]. Moscow: Energoatomizdat, 1986. 8 p. (In Russian)

    17. Katsman M.M. Elektricheskie mashiny i transformatory [Electrical machines and transformers]. Moscow: High school, 1976. 181 p. (In Russian)

    18. Alekseenko G.V., Ashryatov A.K., Veremey E.V., Frid E.S. Ispytanie moscshnykh transformatorov i reaktorov [Testing of power transformers and reactors]. Moscow: Energy, 1978. 95 p. (In Russian)

    19. Izmeritel parametrov silovykh transformatorov K 540-3. [Measuring instrument of K540-3 power transformer parameters] Operations manual K540-3-1.00.00.00RE. URL: http://molnia-lab.ru/files/uploads/540-3-rossiya-20151491210778.pdf (In Russian)

    20. Farbman S.A., Bun A. Yu., Raikhlin I.M .. Remont i moderni-zatsiya transformatorov [Repair and updating of transformers]. Moscow: Energy, 1976. 412 p. (In Russian)

    21. Krasovskiy P.Yu. Calculation of process losses of electrical engineering in power transformers taking into account their service life // Elektrifikatsiya transporta [Electrification of transport], 2015-го, no. 10, pp. 74-80. (In Russian)

    22. Kazakov Yu.B., Kozlov A.B., Korotkov B.B. Account of change in idling losses of transformers during operation in the process of loss calculation in distribution mains. Kazakov // Elektrotekhnika [Electrical engineering]. 2006, no. 5, pp. 11-16. (In Russian)

    23. Korotkov A.V., Frolov V.Ya. Estimation methods of equipment of electrical complexes of urban distribution mains // Elektrika [Electrical engineering]. 2014 року, no. 1, pp. 6-10. (In Russian)

    24. Korotkov A.V., Frolov V.Ya. Measurement results of idling loss power of transformers with different service life // Elektrika [Electrical engineering]. 2011, no. 8, pp. 8-11. (In Russian)

    25. Zaugolnikov V.F., Balabin A.A., Savinkov A.A. Some aspects of efficient operation of power transformers // Promyshlennaya energetika [Industrial power engineering]. 2006, no. 4, pp. 10-14. (In Russian)

    26. Balabin A.A., Yu.D. Volchkov Improving the reliability of estimates of electric energy losses in 10 (6) /0.4 kW transformers // Mekhanizatsiya i elektrifikatsiya selskogo ho-zyaystva [Mechanization and electrification of agriculture]. 2009 no. 4, pp. 22-23. (In Russian)

    27. Gracheva E.I., Naumov O.V., Sadykov R.R. Accounting of idling losses of transformers during operating life in the process of calculation of electric energy losses in distribution mains // Problemy energetiki [Issues of power engineering], 2016, no. 1-2, pp. 53-63. (In Russian)

    28. Osotov V.N. Practical aspects of assessment of the useful life of power transformers // III Naucho-prakticheskaya konferentsiya "Kontrol tekhnicheskogo sostoyaniya oborudovaniya obyektov energetiki" [III Scientific conference "Technical state control of

    power engineering equipment "]. Moscow, VVTS, 2016. URL: http://www.uraldiag.ru/UPLOAD/user/stati/prakticheskie-aspekty-otsenki-sroka-sluzhby-transformatorov.pdf (In Russian)

    29. Lvov M.Yu. Analysis of damage rate of power transformers with the voltage of 100 kV and higher // Elektrichestvo [Electricity]. 2010 no. 2, pp. 27-31. (In Russian)

    30. Khramshin V.R., Nikolayev A.A., Evdokimov S.A., Kon-drashova Y.N., Larina T.P. Validation of Diagnostic Monitoring Technical State of Iron and Steel Works Transformers. Proceedings of the 2016 IEEE NW Russia Young Researchers in Electrical and Electronic Engineering Conference (2016 EIConRusNW). 2016. P. 596-600. DOI: 10.1109 / EIConRusNW.2016.7448253.

    31. Sistemy monitoringa silovykh transformatorov [Monitoring systems of power transformers] // Appendix to the order of the OJSC "FSK EES" dated 18.04.2008 no. 140 «Monitoring systems of power transformers and autotransformers. General technical requirement ». URL: http: // silovoytransforma tor.ru/stati/sistemy-monitoringa-silovyh-transformatorov.htm. (In Russian)

    32. Methodical directions for to diagnostic of mains transformers, the autotransformers, bypassing chokes and their feedings into MY 0634-2006. Concern «ROSENERGOATOM». URL: <http: // leg .co.ua / knigi / oborudovanie / diagnostika>-transformatorov-i-shuntiruyuschih-reaktorov.htm

    33. Khramshin V.R., Evdokimov S.A., Nikolaev A.A., Nikolaev A.A., Karandaev A.S. Monitoring Technical State of the Power Transformers Is a Necessary Condition of the Smart-Grid Technolgy Introduction within the Industrial Electric Networks. Proceedings of the 2015 IEEE NW Russia Young Researchers in Electrical and Electronic Engineering Conference (EIConRusNW), pp. 214-220. DOI: 10.1109 / EIConRusNW.2015.7102265

    34. Evdokimov S.A., Karandaev A.S., Khramshin V.R., Kon-drashova U.N., Nikolaev A.A. Monitoring and Diagnostics of the Electrical Equipment as a Component of the Smart Grid Technologies in the Industrial Electric Networks. Abstracts of the first international scientific conference "Science of the Future". URL: http://www.p220conf.ru/abstracts/download/5-mech/43 7-s-karandaev.

    35. Nikolaev A.A. Introduction of technical state monitoring system of the 80 MVA transformer of the power generating unit of the combined heat power plant of the OJSC "MMK" // El-ektrotekhnicheskie systemy i kompleksy [Electrotechnical systems and complexes], 2016, no. 2 (31), pp. 52-57. DOI: 10.18503 / 2311-8318-2016-2 (31) -52-57. (In Russian)

    36. Evdokimov S.A., Kondrashova Yu.N., Karandaeva O.I., Gal-lyamova M.S. Stationary System for Monitoring Technical State of Power Transformer. Procedia Engineering.2016, vol. 150, pp. 18-25. DOI: 10.1016 / j.proeng.2016.07.270.

    37. Selivanov I.A., Karandaev A.S., Evdokimov S.A., Khramshin V.R., Shemetova A.A., Evdokimov A.S., Lukin A.A., Andryushin A.Yu., Shilyaev P.V., Golovin V.V., Titov A.A.,

    Mostovoy S.E., Petryakov S.A .. Improvement of automated electric drives and diagnostics of power electrical equipment // Izvestiya vuzov. Elektromekhanika. [Proceedings of universities. Power engineering]. 2009 no. 1, pp. 5-11. (In Russian)

    38. Karandaev A.S., Evdokimov S.A., Sarlybaev A.A., Led-nov R.A. Requirements to the technical state monitoring system of the transformer of the ultra-high power electric arc furnace // Mashinostroenie: setevoy elektronnyi nauchnyi zhurnal [Machine-building: Internet scientific journal]. 2013, no. 2, pp. 58-68. (In Russian)

    39. Karandaev A.S., Evdokimov S.A., Khramshin V.R., Karandaeva O.I. Information and Measuring System for Electric Arc Furnace Transformer Monitoring // 12th International Conference on Actual Problems of Electronic Instrument Engineering (APEIE 2014). Novosibirsk, 2014 року, vol. 1, pp. 273-279. DOI: 10.1109 / APEIE.2014.7040896.

    40. Lukyanov S.I., Karandaev A.S., Evdokimov S.A., Sarva-rov A.S., Petushkov M.Yu., Khramshin V.R. Development and introduction of intellectual diagnostics systems of the technical state of electrical equipment // Vestnik Magnito-gorskogo gosudarstvennogo tehnicheskogo universiteta im. G.I. Nosova [Bulletin of Nosov MSTU], 2014 року, no. 1, pp. 129-136. (In Russian)

    41. Radionov A.A., Karandaev A.S., Yachikov I.M., Karandaeva O.I., Gasyarov V.R. Power Transformer Condition Forecast with Time-series Extrapolation. Proceedings of the 9th International Conference on Computer and Automation Engineering (ICCAE 2017). Sydney, Australia. 2017. P. 326-330. DOI: 10.1145 / 3057039.3057106.

    42. Radionov A.A., Evdokimov S.A., Sarlybaev A.A., Karandaeva O.I. Application of subtractive clustering for power transformer fault diagnostics. Procedia Engineering, 129, 2015 року, pp. 22-28. DOI: 10.1016 / j.proeng.2015.12.003.

    43. Karandaev A.S., Evdokimov S.A., Karandaeva O.I., Mostovoy S.E., Chertousov A.A. Technical state control of power transformers using the acoustic diagnostics method // Vestnik Yuzhno-Uralskogo gosudarstvennogo universiteta. Seriya "Energetika" [Bulletin of the South-Ural state university. Series "Power engineering"]. Issue 10, 2008, no. 26 (126), pp. 26-31. (In Russian)

    44. Karandaev A.S., Yachikov I.M., Khramshin V.R., Niko-laev A.A. Aims of multiparameter diagnostics of technical state of power transformers in on-line monitoring systems // Izvestiya vuzov. Elektromekhanika [Proceedings of universities. Electrical engineering]. 2016, no. 4 (546), pp. 65-73. (In Russian)

    45. Karandaev A.S., Yachikov I.M., Khramshina E.A., Nikolaev A.A., Nikolaev A.A. Practical application of the statistical model of determining the electrical equipment service life // Izvestiya vuzov. Elektromekhanika [Proceedings of universities. Electrical engineering]. 2018, vol. 61, no. 3, pp. 43-52. (In Russian)

    Аналіз електричних втрат в силових трансформаторах з тривалим терміном експлуатації / H.H. Дружинін, A.A. Сарлибаев, Е.А. Храмшіна, О.І. Каран-Даеву // Електротехнічні системи і комплекси. 2019. № 4 (45). С. 64-73. https://doi.org/10.18503/2311-8318-2019-4(45)-64-73

    Druzhinin N.N., Sarlybaev A.A., Khramshina E.A., Karandaeva O.I. Analysis of Electric Losses in Power Transformers with Long Operating Life. Elektrotekhnich-eskie sistemy i kompleksy [Electrotechnical Systems and Complexes], 2019, no. 4 (45), pp. 64-73. (In Russian). https://doi.org/10.18503/2311-8318-2019-4(45)-64-73


    Ключові слова: СИЛОВОЙ трансформатор / ПЕРІОД ЕКСПЛУАТАЦІЇ / ККД / ЕЛЕКТРИЧНІ ВТРАТИ / ЕКСПЕРИМЕНТ / ЛІТЕРАТУРНИЙ ОГЛЯД / СТАТИСТИКА / ТЕХНІЧНЕ ОБСЛУГОВУВАННЯ / ON-LINE-МОНІТОРИНГ / РЕКОМЕНДАЦІЇ / POWER TRANSFORMER / SERVICE LIFE / PERFORMANCE / ELECTRIC LOSSES / EXPERIMENT / LITERATURE REVIEW / STATISTICS / MAINTENANCE SERVICE / ON-LINE MONITORING / RECOMMENDATIONS

    Завантажити оригінал статті:

    Завантажити