Janitza.cz

Janitza Electronics se zabývá vývojem a výrobou energeticky úsporných systémů. Je výrobcem digitálních měřidel, systémů SEMS, univerzálních multimetrů, regulátorů jalového výkonu, systémů pro řízení spotřeby, ¼ hodinového maxima a dalších přístrojů nejvyšší kvality.

KBH.cz

Společnost KBH vyrábí, dodává a instaluje komponenty pro kompenzaci jalového výkonu. Zákazníky jsou elektromontážní firmy, výrobci rozvaděčů, projektanti, velkoobchody a velkoodběratelé elektrické energie. Společnost nabízí kvalitní komponenty a služby za velice příznivé ceny.

9. září 2008, Autor: varner
Nezařazené články

Life management jako nástroj k prodloužení životnosti výkonových transformátorů

Výkonové transformátory jsou důležitá zařízení v přenosových a distribučních soustavách, kde zajišťují transformaci napětí pro ekonomický přenos elektrické energie. Přestože tvoří pouze jednu z částí na cestě mezi výrobcem a odběratelem, mají významný podíl v zajištění spolehlivosti v dodávkách elektrické energie. Náklady na pořízení nového stroje nebo na jeho opravu se v současné době pohybují v řádu desítek milionů korun stejně tak i škody způsobené nedodávkou energie zákazníkovi v případě poruchy.

V dnešní době, kdy probíhá proces uvolňování trhu s elektrickou energií, je obzvláště vhodné věnovat náležitou pozornost sledování jejich stavu, protože ze zahraničních zkušeností vyplývá poznatek, že výsledkem snahy uspět za každou cenu na volném trhu je omezování financí vyčleněných na údržbu a obnovu bez podrobnějšího zkoumání dlouhodobých následků. Do tohoto stavu navíc zasahuje rozvoj ekonomiky a vyšší využívání elektrické energie ve všech oblastech lidské činnosti, které je spojeno s rostoucím trendem spotřeby elektřiny, který se bude i nadále zvyšovat. Rostoucí spotřeba znamená v konečném důsledku zvýšení zatížení transformátorů (Bartley 2003). Efektivním využíváním souboru transformátorů vzhledem k jejich stavu se zabývá obor nazývaný “Life Management“, který se stal důležitým nejenom z hlediska většího zajištění spolehlivosti v dodávkách odběratelům, ale i z důvodů snížení provozních nákladů společnosti vlastnící transformátor a z důvodu zvýšení celkového přeneseného výkonu. Správné uplatňování jednolivých kroků life managementu vede k prodloužení životnosti transformátorů a prodloužení doby mezi jednotlivými údržbovými prostoji.

Výkonový transformátor jako prvek distribuční a přenosové soustavy
Poruchy v přenosových a distribučních soustavách se podílejí na 90 % všech problémů v oblasti dodávek elektrické energie, a tak zlepšení spolehlivosti provozu jednotlivých prvků v daných soustavách je klíčovým faktorem k zajištění větší spolehlivosti v zásobování konečných zákazníků (Brown 2002). Jako příklad si můžeme vzít základní schéma v distribuční rozvodně (Obrázek 1.), ve kterém jsou naznačeny měřící a vypínací prvky a také transformátor, který je nejdůležitější částí vzhledem k jeho velké pořizovací ceně (uvádí se, že tvoří až 60 procent z pořizovací ceny rozvodny – Francek 2003), ale také proto, že v případě poruchy jeho náhrada může trvat dlouhou dobu a čas pro obnovu elektrické energie se tak prodlouží. Tomuto problému se dá vyhnout správnou konfigurací rozvodny se záložními přípojnicemi a transformátorem. V přenosových soustavách je toho dosaženo tzv. (n–l) kritériem, které hraje důležitou roli už při návrhu přenosových systémů. Toto pravidlo říká, že systém skládající se z n prvků by měl být schopen pracovat s každou kombinací (n–l) prvků, při vyřazení jakéhokoliv prvku soustavy. V důležitých částech systému jsou používána i více přísná kritéria jako (n–2), (n–3) atd. Jsou však situace, např. v řídce obydlených oblastech, kdy tento systém nemůže být dodržen (dlouhé radiální sítě) a pak se spolehlivost provozu jednoho transformátoru stává nevyhnutelnou součástí spolehlivosti celé oblasti dodávky elektrické energie. Náklady vyvolané předčasnou a nečekanou poruchou transformátoru můžou i několikrát převýšit počáteční investice transformátoru. Tyto náklady nejsou určeny jenom na renovaci a nahrazení porouchaného prvku, ale jsou také tvořeny náklady na vyčištění místa, ztrátou výdělku a možným zhoršením kvality dodávané elektrické energie.

Obrázek 1.: Zjednodušené schéma části rozvodny

Samotné transformátory jsou tedy ovlivňovány spolehlivostí daného systému ve dvou souvisejících oblastech:
– porucha
– přetížení
Porucha jednoho transformátoru může mít za následek nejenom přerušení dodávky tisícům odběratelům, ale také zapříčiní zvýšení zatížení ostatních transformátorů, aby se nahradil odpadlý prvek soustavy. Jestliže nejsou dostatečné záložní kapacity, musí se učinit rozhodnutí zda se dovolí přetížení ostatních, již zatížených, transformátorů. To však může mít za následek snížení životnosti jednotlivých částí transformátoru a zvýší pravděpodobnost, že další přetížení povede v budoucnu k poruše.
Životnost transformátoru je často definována jako časový úsek od data výroby do doby, než mechanická pevnost izolace klesne na 50 procent své původní hodnoty vlivem tepelného stárnutí materiálu. Ztráta mechanické pevnosti nastává, když dojde k porušení izolace působením teploty. Intenzita poruch roste exponenciálně s teplotou a tak tuto závislost můžeme vyjádřit Arrheniovou teorií elektrolytického rozkladu (Weast 1982):

Konstanty K1 a K2 pro tuto rovnici jsou experimentálně určeny pro různé materiály a jsou dokumentovány mnoha standarty (např. IEEE Std. 91–1995). Teplota transformátoru však neroste přímo úměrně s přetížením. Teplotní setrvačnost pouzdra, vinutí, jádra a oleje tak dovoluje přetěžovat transformátor po určitou dobu bez vlivu na zkrácení životnosti jeho jednotlivých částí, jestliže je počáteční teplota pod štítkovou hodnotou. Extrémní přetížení však může vést k přetečení oleje, extrémním tlakům nebo prasknutí nádoby.

Samotné zatěžování transformátoru tak můžeme rozdělit do těchto bodů:
– zatěžování podle štítkových hodnot konstantním zatížením
– zatěžování podle štítkových hodnot periodickým zatížením
– dlouhodobé přetížení
– krátkodobé zatížení
– plánované přetížení nad štítkové hodnoty
Nejenom zatěžování má znatelný vliv na životnost transformátorů, ale mnoho poruch vzniká i v důsledku poruch na straně nižšího napětí. Výsledné poruchové proudy tečou přes transformátor a otřásají vinutím s mechanickou silou úměrnou druhé mocnině velikosti amplitudy poruchového proudu. Jestliže se v důsledku tepelného stárnutí zhorší vlastnosti izolace, nemusí vinutí vydržet tyto poruchové proudy a to má za následek vnitřní poruchu transformátoru.
Přetěžování přenosových linek a k nim přidruženým transformátorům se stává čím dál zřetelnější v dnešní době liberalizace, kdy jak už bylo výše řečeno, dochází k omezování kapitálových investic a snahy dosáhnout větších „zisků“ ze zařízení již postavených. Podíváme–li se např. na obrázek 2., přejatý z amerického zdroje (Franchek 2003), vidíme, že většina transformátorů používaných v amerických přenosových a distribučních sítích byly postaveny v době hospodářského boomu v 70. a 80. letech. Tento obrázek také ukazuje dramatické zvýšení průměrné doby životnosti transformátoru v dnešním období.
Od té doby se počet instalovaných transformátorů sice také zvětšoval, ale rychlost růstu elektrické spotřeby je také značný, s tempem růstu okolo 2 procent ročně (Bartley 2003). Z vyplývajícího většího průměrného věku transformátorů vyplývá následující obrázek 3., který ukazuje skutečnost a odhad rozložení poruch transformátorů instalovaných mezi roky 1964 a 1992 (Bartley 2003).
V tomto bodě se tedy dostáváme k důvodu pro používání life managementu. Přestože ještě nejsme na konci životnosti těchto transformátorů je třeba očekávat vzrůstající trend v intenzitě poruch v jednotlivých letech.

Obrázek 2.: Instalovaný výkon transformátorů v USA mezi lety 1964 a 2002 Obrázek 3.: Poruchovost transformátorů instalovaných mezi lety 1964 a 1992

Plán life managementu
Rostoucí spotřeba elektrické energie, snížení investic do obnovy a rostoucí průměrný věk prvků soustavy definují cíle life managementu, který má za úkol, na základě dlouhodobého sledování stavu transformátoru, identifikovat včas počáteční problémy, ještě předtím než povedou ke katastrofickým poruchám, prodloužit dobu života na maximální možnou a určit okamžik náhrady staré jednotky za novou. Life managment by také měl určit zatěžovací plán jednotlivých transformátorů a poskytnout podklady pro identifikaci:
– poruchy transformátoru, které mohou být odstraněny
– transformátorů, které by mohly být zrenovovány
– transformátorů, které by měli být přemístěny
– transformátorů, které by měli být zrušeny (překročení hranice životnosti)
Nezbývá tedy, než posoudit stav všech transformátorů na základě diagnostických měření a srovnat vývoj diagnostikovaných parametrů s měřeními, které byly prováděny v pravidelných intervalech po celou dobu provozu stroje. Je tedy výhodné zavést jednotný systém shromažďování údajů o daném stroji a vytvořit propojení s vyhodnocovacím procesem, který provede konečné rozhodnutí. Důležitým úkolem je také vybrání vhodného souboru diagnostických metod, který je schopen pokrýt všechny parametry, které jsou potřebné.
Shrneme–li obsah předchozích odstavců, Life management by měl sestávat z následujících základních kroků:
– analýza rizik, nebo–li určení rizikové skupiny a jednotlivých transformátorů
– ohodnoceni stavu jednotlivých transformátorů na základě diagnostických metod
– vytvoření programu řízení životního cyklu, který stanoví na základě předchozích bodů plán dynamického zatížení popř. přetížení a plán oprav, přemístění, renovace nebo výměny transformátorů.

Určení rizikových skupin
Analýza rizik se stává také důležitou součástí life managementu, protože riziko je definováno jako „budoucí nejistota“, v našem případě nejistota budoucí poruchy transformátoru. Zkoumáme tedy zejména:
– četnost, tedy počet poruch
– závažnost poruchy, neboli důsledek poruchy
Podstatou risk managementu je zvětšení oblasti, kde můžeme kontrolovat výsledky a naopak minimalizovat oblasti, které kontrolovat nemůžeme. V našem případě je tedy nejdůležitějším krokem identifikovat dva důležité body:
a) určit pravděpodobnost výskytu neočekávané události – to zahrnuje analýzu historie na základě statistických dat a posudků expertů
b) výpočet následků – nákladů vyplývajících z výpadku transformátoru
Statistické hodnoty jako jsou rok výroby, výrobce, provozní historie, stav životního prostředí, historie poruch, testy oleje aj., ty všechny nám mohou pomoci určit zda se transformátor neblíží ke svému konci. Analýza rizik samozřejmě používá jenom statistické metody, ale pomáhá nám identifikovat a zvýraznit transformátor, který je největším kandidátem.
Jako příklad bychom mohli uvést odhadování stavu transformátoru podle roku výroby a výrobce, z čehož můžeme vyvozovat použité materiály, jejich jakost a kvalitu výroby. Do konce 60–tých let minulého století nebyly při návrhu transformátorů používány počítače, proto mají větší schopnost snášet zatížení (předimenzovanost), na druhou stranu tehdy používané materiály mohou mít větší pravděpodobnost např. úniku oleje a možnosti přehřívání, protože teprve na začátku 70–tých let se začala používat vylepšená tepelně odolná celulosová izolace.
Dalším rozhodujícím krokem může být stanovení sledovaného transformátoru na základě toho, jakou bude mít porucha závažnost a finanční dopad. Strategický dopad zahrnuje problematiku systémové spolehlivosti, zda zásobujeme důležité odběratele nebo veřejné instituce (např. nemocnice), kde si nemůžeme dovolit výpadek nebo alespoň minimalizovat pravděpodobnost výpadku v dodávkách elektrické energie.
Sledování pravděpodobnostního faktoru nám dává matematický výsledek s jakou pravděpodobností můžeme očekávat poruchu. Neříká nám tedy přesně, kdy který prvek soustavy vypadne, ale lze podle velikosti pravděpodobnosti seřadit jednotlivé prvky a podle toho zvolit nekritičtější místa. Tato pravděpodobnost se získá sledováním různých charakteristických hodnot, kdy jim projektanti, inženýři a technici přiřazují váhu podle aktuálního stavu. Celková pravděpodobnost se potom získá vynásobením jednotlivých vážených čísel.
Vidíme, že už jenom z výše uvedených příkladů lze vyčleňovat transformátory, které jsou kandidáty pro pozornější sledování stavu, protože mohou mít větší pravděpodobnost poruchy nebo je jejich výpadek nebezpečný pro určitý systém. Tyto hodnoty, jak už bylo výše uvedeno, nás však pouze upozorňují a nic neříkají o konkrétním stavu každého transformátoru. K tomu slouží další krok a to stanovení vnějšího stavu transformátoru na základě aktuálních naměřených hodnot. Tento krok tvoří další část našeho příspěvku.

Stanovení vnějšího stavu transformátorů
Určení momentálního stavu transformátoru zahrnuje mnoho činitelů, které již byly zmíněny v předchozí kapitole pojednávající o analýze rizik. Zatížení, provozní historie, záznam poruch a diagnostických měření jsou důležitými podklady pro stanovení stavu transformátoru. Podívejme se na jednotlivé položky trochu podrobněji.
Zatížení a záznam provozních operací – mohou vypovídat velmi mnoho o zbytkové životnosti izolačního systému. To vyžaduje velmi pečlivé záznamy nejen o samotném provozním zatížení, ale také například o teplotních poměrech pro danou zátěž. Vzhledem k větší náročnosti, nebývají tyto údaje vždy k dispozici a musíme si vystačit se znalostí poměrů při jmenovitém zatížení a z dokumentace provozních veličin při krátkodobých přetíženích. Ostatní hodnoty se určí aproximací ze známých údajů. Výsledkem by měl být rozumný odhad zbytkové životnosti izolačního systému daného transformátoru.
Záznamy o poruchách – v blízkosti nebo přímo na transformátoru jsou ukazatelem namáhání, kterému bylo vystaveno vinutí. Patří sem například poruchy na průchodkách, problémy a poruchy přepínače odboček, nejrůznější události na sběrnicích a selhání vypínačů. Všechny tyto poruchy se souhrnně podílejí na stavu vinutí transformátoru.
Další informace nám přinesou výsledky nejrůznějších diagnostických metod. Jejich použití má svůj nezanedbatelný přínos. Každá metoda je zaměřena na konkrétní část transformátoru a až teprve komplexní srovnání jednotlivých výsledků má vypovídající schopnost o celkovém stavu. Diagnostiku elektrických strojů lze provádět dvěma základními systémy. Jedná se o systémy off–line u nichž se testování provádí pouze jednou a nebo periodicky za určité období, přičemž zařízení je odstaveno a o systémy on–line, kdy se stav zařízení sleduje trvale a průběžně jsou vyhodnocovány mezní stavy při běžném provozu. On–line systémy jsou často nazývány pojmem monitorovací systémy. Výčet základních metod pro diagnostiku transformátorů je uveden v tabulce (ČEZ PN0050).

Měření izolačního odporu, výpočet polarizačního indexu Metoda frekvenčních charakteristik
Měření ztrátového činitele a kapacity, výpočet časové konstanty vinutí Metoda analýzy plynů adsorpční plynovodou chromatografií
Měření a analýza polarizačního spektra Metoda stanovení 2-furfuralu a jemu příbuzných sloučenin
Zjišťování veličiny C2/C50 Metoda stanovení průměrného polymerizačního stupně (pps pevné izolace na bázi celulózy
Metoda frekvenčních charakteristik Stanovení celkového obsahu plynů rozpouštěných v minerálním oleji

Praktický příklad sběru některých hodnot potřebných pro diagnostické metody je ukázán na obrázku č. 4.

Obrázek 4: Příklad sběru hodnot pro vyhodnocení stavu transformátoru

Dále jsou uvedeny stručné popisy některých diagnostických nástrojů vhodných pro posuzování stavu transformátorů:

Analýza rozkladových plynů
(DGA) – je spolehlivý a nákladově příznivý nástroj pro zjišťování stavu izolačního systému transformátoru. Tato metoda je schopna detekovat počátek poruchy, v izolačním oleji ponořených transformátorech, detekcí v oleji rozpuštěných uhlovodíků, vody, kysličníku uhličitého a uhelnatého. Následkem elektrického a tepelného namáhání izolace a přirozeným stárnutím oleje vznikají tzv. rozkladové plyny. Olej je jimi postupně sycen až do úplného nasycení. Z konečné koncentrace plynů, případně z trendu jejich vývinu, lze určit typ poruchy, příčinu a její lokalizaci. Rozhodující vliv na výsledky metody má správné odebrání vzorků a přesná interpretace dat z plynového chromatografu.
Fyzická kontrola oleje – je dalším důležitým aspektem při určování stavu transformátoru. S dalšími přibývajícími lety transformátoru v provozu se bude kvalita oleje zhoršovat. Nebude–li se provádět kontrola, zhoršení kvality se stane významné a dojde k redukci životnosti u papírové izolace. Zárukou, že k tomu nedojde, může být včasná výměna a nebo regenerace izolačního oleje. Zde je namístě upozornit na správnou výměnu olejové náplně vzhledem k obsahu kalů. Významným prvkem kvality izolačního oleje je měření obsahu vlhkosti. Úroveň vlhkosti spolu se vzorkem oleje a teplotou jsou použity pro určení nasycení izolačního papíru a celulózy vlhkostí. Nadměrné množství vlhkosti urychluje degradaci papíru, která v konečném důsledku může vést až k průrazu izolace.
Stanovení 2–furfuralu a jemu příbuzných sloučenin – je poměrně nová metoda založená na analýze 2–furfuralu a jemu příbuzných furanových sloučenin, které jsou obsaženy v oleji, vysoce účinnou kapalinovou chromatografií (HPLC). Furanové deriváty se před aplikací kapalinového chromatografu musí extrahovat z oleje vhodnou metodou. Prokázaný obsah furfalových sloučenin v oleji může být znakem znehodnocení celulózové izolace. I přesto, že tato metoda nebyla obecně přijata, zůstává stále jako alternativní diagnostická technika.
Měření ztrátového činitele, kapacity a izolačního odporu – jsou také velmi vhodná měření pro zjištění kvality izolačního systému. Velikost ztrátového činitele je přímo úměrná ztrátám, které jsou rozptýleny v dielektriku při jeho namáhání střídavým elektrickým polem. Při zvýšení těchto ztrát dochází k většímu vývinu tepla a může dojít k destrukci izolace. Z tohoto důvodu mají tyto metody velký význam pro posouzení stavu izolačního systému. Obě zkoušky také poskytují významné informace, které mohou být použity jako spouštěcí prvek pro vysoušení při obnově izolačního oleje či pro on–line filtraci.
Metoda frekvenčních charakteristik (MFCH) – je opět jedna z novějších diagnostických metod určená k detekci poruch vinutí. Umožňuje odhalit případné deformace a posuny transformátorových vinutí bez nutnosti otevření transformátoru. Vinutí transformátoru si lze představit jako náhradní obvod složený z odporů, mezizávitových kapacit, kapacit k zemi, vzájemných a vlastních indukčností. Tento náhradní obvod je charakterizován svým útlumem, který je frekvenčně závislý. Dojde–li vlivem mechanických procesů ke změně některého z prvků náhradního obvodu, projeví se tato změna i na útlumové charakteristice. Protože se jedná o metody komparativní, k vyhodnocení je nutné znát výchozí (referenční) průběhy, sejmuté při předchozím měření. U nás se v současné době provádí referenční měření na autotransformátorech společnosti ČEPS a.s., které by mělo potvrdit vhodnost této metody pro použití v běžné praxi. Slabou stránkou zatím zůstává otázka vyhodnocení výsledků, které je zcela v rukou expertů.
Další specializované techniky – jako je analýza vibrací a akustická detekce částečných výbojů mohou být použity ve speciálních případech, kdy existuje podezření na volné vinutí nebo částečné výboje.
Kontrola infračerveným zářením – je další užitečný nástroj k určení teplotních poměrů v transformátoru. Obzvláště určení hot spotu a abnormálních teplot při různých operacích má svůj velký význam.

Stanovení vnitřního stavu transformátorů
Stanovení vnitřního stavu transformátoru je nákladná záležitost a také časově náročná. Také musíme brát v úvahu určité riziko, které závisí na jeho stáří a stavu. Rozhodnutí o vykonání této procedury by mělo být uděláno s velkou rozvahou a měla by mu předcházet širší odborná diskuze. Provedení vyžaduje výbornou znalost konstrukce jednotlivých komponent transformátoru. Při příležitosti této prohlídky je také dobré zvážit výměnu některých komponent, a je–li to třeba, je vhodná doba právě ve spojení s touto prohlídkou.
Vnitřní inspekce by měla obsahovat následující body:
– kontrola jádra a jednotlivých cívek
– prohlídka sběrnic a vodičů
– prohlídka přepínače odboček
– prohlídka čerpadla
– inspekce různých těsnících částí
– kontrola průchodek a proudového transformátoru
– kontrola olejových trubek a bariér
Tento výčet určitě není zcela úplný a obsahuje pouze nejdůležitější součásti, kterých by se zevrubná kontrola týkat měla. Po provedení všech kroků popsaných v předchozích kapitolách již následuje poslední fáze, a to celkové zhodnocení a konečné rozhodnutí.

Vytvoření programu řízené životnosti
Poté co jsou stanovena rizika a máme dokončeno stanovení stavu vytypovaných jednotek, můžeme přistoupit k poslednímu kroku. Výčet proměnných a jednotlivých okolností, které určují technické a finanční rozhodnutí jsou ovšem takové, že je nemožné stanovit široký soubor pravidel nebo standardů pro řízení životního cyklu stárnoucích transformátorů musíme vzít v úvahu fakt, že nepřímé náklady neočekávaného selhání mohou být několikrát nákladnější než původní instalace transformátoru (systémový výpadek dodávky, ztráta z prodeje, náklady na ekologické vyčištění) a potřebný čas na obnovení velkých transformátorových jednotek může být v rozmezí šesti až dvanácti měsíců, někdy i déle.
Ideální strategií je ustanovení dozoru, který bude sledovat jednotlivé transformátorové jednotky a poskytne informace k rozpoznání případů uvedených v odstavci „Plán life managementu“. Tím se nastaví priority pro opravy, renovace, přemístění nebo výměnu jednotlivých transformátorových jednotek. Další postup spočívá v zavedení zatěžovací politiky. Na základě výsledků posouzení stavu konkrétních jednotek můžeme vypracovat plán dynamického zatěžování jednotlivých transformátorů případně vybrat jednotky vhodné pro krátkodobé přetěžování. Takto zavedený systém umožňuje řídit a prodlužovat životnost transformátorů.

Závěr
Stanovení rozhodnutí o další úloze stárnoucích transformátorů v rámci elektrizační soustavy na základě určení rizik a pečlivého sledování jejich stavu hraje v dnešní době významnou roli. Tlak konkurenčního prostředí výrazným způsobem ovlivňuje výši investičních nákladů na obnovu a údržbu, což zvyšuje riziko neplánovaného výpadku a tím se snižuje spolehlivost systému jako celku. Ze současných prognostik, které předpokládají ekonomický růst, je navíc patrný budoucí nárůst poptávky po elektrické energii. Tím dochází ke střetu dvou protichůdných trendů. Nechceme-li se v budoucnu setkávat s problémy tohoto typu, musíme se již nyní zabývat vhodnými řešeními a poučit se ze zahraničních zkušeností. Tento příspěvek nastiňuje ve velmi stručné formě jedno z možných řešení na základě analýzy „transformátorového parku“, která je prováděna ve třech postupných krocích. Analýza rizik je prvním krokem a pomůže nám stanovit rizikovou skupinu, na kterou bychom se měli dále zaměřit. Na tuto skupinu se vztahuje krok druhý, ve kterém zjistíme skutečný stav vybraných transformátorů na základě provozních záznamů a vhodných diagnostických metod. Náplní posledního kroku je celkové vyhodnocení a rozhodnutí o další vhodné strategii pro vybrané transformátory jejich zařazením do patřičných skupin. To umožňuje cílené investování rozpočtových prostředků, tedy vyhradit větší peněžní prostředky na místa, kde je potřeba hlídat stav transformátorů (riziko výpadku) a snížit investice do sledování a údržby transformátorů, u kterých je menší pravděpodobnost neplánovaného výpadku, do doby než budou vykazovat zhoršující se parametry ohrožující spolehlivost soustavy.

Igor Chemišinec, Radek Procházka

Literatura
Bartley W. H., James R. I. (2003): Transformer asset management, Hartford Steam Boiler Inspection and Insurance Co.
Richard Brown (2002): Electric Power Distribution Reliability, M. Dekker, Inc., New York USA
Franchek M. A., Woodcock D. J. (2003): Life–cycle considerations of loading transformers above nameplate rating, Weidmamn Technical Services Inc.
Weast R. C., Astle M. J. (1982): Handbook of chemistry and physics, 63rd Edition, CRC Press, 1982
ANSI/IEEE Std. 91–1995: IEEE guide for loading Mineral–Oil–Immersed Transformers

Ing. Igor Chemišinec (1977) je studentem doktorandského studia na katedře elektroenergetiky FEL ČVUT, kde se věnuje pod vedením Prof. Ing. Jiřího Tůmy, DrSc. problematice spolehlivosti v oblasti výroby, přenosu a distribuce elektrické energie. V roce 2003 absolvoval 5–ti měsíční stáž na univerzitě „Degli Study del Sannio“ v Beneventu v Jižní Itálii. Zároveň pracuje v oddělení Přípravy provozu zdrojů ČEZ, a. s.
Ing. Radek Procházka (1976) je studentem doktorandského studia na katedře elektroenergetiky FEL ČVUT. Nyní se v Laboratoři vysokých napětí FEL ČVUT věnuje problematice diagnostických metod výkonových transformátorů se zaměřením na metody detekující poruchy vinutí. V roce 2003 absolvoval 5–ti měsíční stáž na univerzitě „Degli Study del Sannio“ v Beneventu v Jižní Itálii.
ČEZ Podniková norma 00/05 - Profylaktika elektrických strojů netočivých - výkonové transformátory


Sdílet

Komentáře

Najdete nás na Facebooku
Odběr novinek
Server CESKAENERGETIKA.cz
Česká Energetika s.r.o. a Česká energetická asociace provozují portál www.ceskaenergetika.cz, vydávají dva časopiy z oblasti energetiky a OZE, pořádají na tato témata semináře a konference pro laickou i odbornou veřejnost.
Důležité odkazy
Spolupracujeme
Najdete nás také na
Portál www.ceskaenergetika.cz © 2011 pohání redakční systém MultiCMS. Grafické zpracování Cossi Design.