Русский   English
ДонНТУ   Портал магістрів

Реферат за темою випускної роботи

Зміст

Вступ

В даний час на сучасних вітчизняних і зарубіжних електричних системах експлуатується значна кількість зношеного електрообладнання. Наприклад, в США за станом на 1997 р. близько 65% силових трансформаторів відпрацювали більше 25 років, у Росії знос основних фондів електроенергетики становить близько 50%. Станом на кінець 2005 р. середній термін експлуатації електрообладнання України вже перевищує половину проектного, що призводить до зниження надійності його функціонування, зростанню аварійності. Економічна ситуація, а також загальна кількість устаткування з тривалим терміном служби не дозволяють у найближчі роки провести його заміну. У зв'язку з цим все більш актуальною стає проблема продовження термінів служби і оцінка можливості подальшої експлуатації такого електрообладнання в системах електропостачання промислових, житлових і громадських будівлях.

Для переходу на систему обслуговування силових трансформаторів за фактичним технічним станом найбільш складним завданням є визначення поточного стану трансформатора.

Метою системи обслуговування за фактичним станом є підвищення надійності обладнання та зниження експлуатаційних витрат.

1. Аналіз можливих пошкоджень

Пошкодження або відхилення від нормального режиму роботи можуть бути викликані різними причинами: недоробкою конструкції, прихованими дефектами виготовлення, порушеннями правил перевезення, технології монтажу або правил експлуатації, неякісним ремонтом. У більшості випадків пошкодження відбувається не відразу, а після більш-менш тривалого впливу несприятливого фактора.

Найбільш поширеним видом ушкодження силових трансформаторів напругою 110 кВ і вище є пошкодження високовольтних вводів. В даний час експлуатуються негерметичні і герметичні маслонаповнені вводи, а також вводи з твердою ізоляцією.

Найбільш слабким вузлом негерметичних вводів є система захисту масла від впливу вологи за допомогою масляного гідрозатвора і селікагелевого повітряосушувача. При тривалій експлуатації, особливо в разі несвоєчасної заміни селікагеля, масло зволожується, погіршуються його ізоляційні характеристики, в результаті чого можуть виникнути часткові розряди в маслі. Далі по поверхні паперової ізоляції починає утворюватися так званий повзучий розряд: від однієї або декількох вихідних точок пошкодженої поверхні ізоляції як би розповзаються прожоги, утворюючи складний малюнок з ослабленою поверхневою ізоляцією. При наближенні повзучого розряду до заземленої частини відбувається пробій ізоляції з виникненням короткого замикання. Пробій при значному погіршенні ізоляційних характеристик може виникнути і без утворення повзучого розряду. Аналогічне пошкодження може відбутися і в тому випадку, якщо при ремонті вводу була погано просушена паперова ізоляція [1].

Герметичні вводи менш трудомісткі в експлуатації і більш надійні, ніж негерметичні. Однак під час експлуатації спостерігаються пошкодження вводів через утворення алюмінієвого пилу в сильфоні баків тиску.

Як в негерметичних, так і в герметичних вводах може мати місце порушення герметичності в зоні кріплення верхньої контактної шпильки. Порушення може виникнути внаслідок неправильної зборки вузла, перевищення створюваного гнучким спуском радіального зусилля над розрахунковим значенням і т.п. Цей вузол знаходиться в самій верхній точці трансформатора, і надлишковий тиск масла в ньому, особливо в холодний час (тобто при мінімальному рівні масла в баку-розширнику), близько до нуля. При нещільності волога може з атмосфери просочуватися в масло, створюючи зволоження ізоляції трансформатора.

Іншим поширеним видом ушкодження трансформаторів є пошкодження пристроїв регулювання напруги під навантаженням (РПН). Порушення в контактній системі можуть виникати від неправильного регулювання контактів (недостатнє або надмірне натискання, перекоси тощо), внаслідок утворення на контактах плівки окисла при рідкісних перемиканнях і несвоєчасно виконаних прокруток пристрою, при порушеннях в кінематичній схемі.

Контактор пристрою РПН може пошкоджуватися при неправильному регулюванні його контактної системи і кінематичної схеми, а також внаслідок несвоєчасної заміни трансформаторного масла. Час між спрацьовуванням допоміжних і дугогасильних контактів контактора при перемиканні обчислюється десятими частками секунди. Якщо масло в контакторі втратило свої дугогасильних властивості, процес гасіння дуги затягується і сусідні відгалуження регулювальної обмотки трансформатора можуть виявитися замкнутими не через дугогасильний резистор, а через електричну дугу, що призводить до важких аварій з деформацією обмоток трансформатора.

До пошкоджень пристроїв РПН можуть призводити зволоження і забруднення ізолюючих деталей, виготовлення цих деталей з матеріалів, не передбачених технічною документацією, ослаблення кріплень і т.п. Нерідкі відмови внаслідок порушень в роботі приводів.

До найбільш важких наслідків призводять пошкодження обмоток і головної ізоляції трансформаторів. Погано просушені електрокартон або виткова паперова ізоляція, брудне або зволожене трансформаторне масло викликають місцеве ослаблення твердої ізоляції з виникненням повзучого розряду або без нього з подальшим пробоєм. До порушення роботи твердої ізоляції призводить також недотримання розмірів (між листами електрокартону та ін.), розбухання слабо намотаної ізоляції, порушення в роботі системи охолодження, надмірні перевантаження трансформатора за струмом і напругою та ін. У зв'язку з різноманітністю причин і важкими наслідками від пошкоджень виткової і головної ізоляції своєчасному виявленню цього виду порушень у роботі трансформаторів приділяється найбільша увага.

У зв'язку з постійним зростанням енергетичних потужностей ростуть по-тужності короткого замикання (КЗ). Внаслідок цього зростання, а також при ослабленому запресовуванні обмоток електродинамічна стійкість обмоток до дії зовнішніх КЗ (званих також наскрізними КЗ) може виявитися недостатньою. В результаті при зовнішніх КЗ обмотка може деформуватися або зруйнуватися, хоча її ізоляція перед пошкодженням перебувала в хорошому стані [2].

Пошкодження в активній сталі трансформатора призводять до менш тяжких наслідків і пов'язані, як правило, з утворенням короткозамкнених контурів всередині бака. Контур може утворитися як всередині пакету магнітопроводу, так і через яку-небудь конструктивну металеву деталь, наприклад, через пресувальне кільце і елементи заземлення магнітопроводу.

При сучасних безшпилечних магнітопроводах короткозамкнений контур зазвичай зчеплений не з головним потоком (замикається тільки по активній сталі), а з потоком розсіювання. Короткозамкнений контур викликає підвищений місцевий нагрів (місцевий перегрів), звичайно в місцях контактів, погіршує властивості трансформаторного масла. Якщо своєчасно не усунути дефект, то може відбутися пошкодження твердої ізоляції трансформатора.

І, нарешті, істотний вплив на загальну працездатність трансформатора впливають допоміжні вузли та пристрої. Так, наприклад, пошкодження маслонасосу в трансформаторах з системою охолодження Ц і ДЦ (також НЦ і НДЦ) призводить до потрапляння металевих частинок та інших домішок в трансформаторне масло і, будучи несвоєчасно виявленим, викликає серйозні аварії. При порушенні гумових та інших ущільнень зволожується трансформаторне масло. Несправність стрілочного масловказівника призводить до неприпустимого зниження або перевищення рівня масла і т.п. [1].

2. Система обслуговування силових трансформаторів за фактичним станом

Під даною системою обслуговування (СО) розуміють процес відстеження стану об'єкта в безперервному on-line режимі. Основою такого виду СО є технічне діагностування (ТД) та прогнозування стану об'єкта. За допомогою засобів ТД (моніторингу) проводять поточний контроль параметрів стану. Такий контроль, дозволяє експлуатаційному персоналу стежити за погіршенням параметрів і наближенню їх до граничних значень. Наближення параметрів до граничних значень, свідчить про порушення функціонування. Граничні значення параметрів системи встановлюються експертами за існуючими критеріями і заносяться в базу даних. Ці значення визначають неприпустимі стани обладнання і дозволяють своєчасно попередити персонал про необхідність певних дій щодо збереження ресурсу трансформаторів.

Головною метою переходу на обслуговування за фактичним станом:

• підвищення ефективності експлуатації трансформаторного устаткування і скорочення випадків збоїв енергозабезпечення з вини відмови обладнання за рахунок виявлення початкової стадії розвитку дефекту та/або доаварійних і аварійних режимів в контрольованому устаткуванні;

• скорочення інвестиційних витрат на необґрунтоване оновлення облад-нання;

• зниження витрат на проведення ремонтів в результаті організації ремонтів за реальним станом обладнання замість календарного;

• скорочення трудовитрат персоналу в результаті впровадження автоматизованих методів контролю та діагностики;

• збільшення часу експлуатації обладнання на підставі фактичних значень критичних параметрів трансформаторного обладнання;

• зниження ризиків заподіяння екологічної шкоди через вихід з ладу трансформаторного обладнання;

• зменшення витрат на страхування.

Раніше було сказано, що основними причинами довготривалих відмов є пошкодження обмоток, вводів і перемикачів відгалужень в пристроях регулювання напруги під навантаженням (РПН). Тому дуже важливо контролювати стан цих вузлів трансформаторів.

Системи моніторингу відрізняються своєю різноманітністю. Практично всі компанії, які виробляють електрообладнання, пропонують і системи моніторингу. Різні системи моніторингу дозволяють відслідковувати в реальному часі різні вимірювані величини. Проте використання всього їх спектру може бути недоцільно. Тому набір датчиків повинен розроблятися з урахуванням специфічних вимог до даного трансформатору, в залежності від його віку та стану [10].

Важливим елементом СО за фактичним станом є служба технічної діагностики. В її завдання входить виконання обстежень обладнання, участь у прийманні устаткування з ремонту, а також видача рекомендацій щодо запобігання відмов. Співробітники служби повинні бути навчені застосуванню засобів діагностики і результатів. Тому одним з основних вимог до системи моніторингу з боку користувача є можливість простого і безпечного доступу до всієї необхідної інформації про стан встановленого обладнання [5].

Доступ до інформації забезпечує Інтернет на базі Web. Завдяки з'єднанню сервера моніторингу з інтернетмережею, всі відділи енергопідприємства можуть отримувати необхідну інформацію. Захист паролем дозволяє отримати доступ до інформації тільки тим користувачам, які мають право допуску.

На рисунку 2.1 представлена стандартна структура системи моніторингу. До основних елементів відносяться датчики і сенсори, що охоплюють основні вузли трансформатора, кабелі зв'язку датчиків з вузлом збору та передачі інформації, лінія зв'язку з обладнанням на щиті управління, де безпосередньо розміщена приймально-перетворююча апаратура з центральним сервером.

Стандартна структура системи моніторингу

Рисунок 2.1 – стандартна структура системи моніторингу

(анімація: 9 кадрів, 5 циклів повторення, 277 кілобайт)

Взагалі структура моніторингу складається з трьох рівнів.

I рівень складається з датчиків і вимірювальних систем (датчики температури, вологовмісту масла та ін.).

II рівень — блок моніторингу. Являє собою сукупність контролерів, які забезпечують збір і обробку сигналів, отриманих від датчиків рівня I. Також даний рівень здійснює інформаційний обмін з III рівнем.

III рівень виконаний у вигляді єдиного централізованого програмно-технічного комплексу для всього трансформаторного устаткування і призначений для:

• математичної обробки;

• розрахунково-аналітичних завдань;

• дистанційного конфігурування та перевірки справності обладнання нижніх рівнів.

III рівень також забезпечує візуалізацію стану контрольованих і розраховуються параметрів трансформаторного обладнання, відображення сигналів спрацьовування аварійної та попереджувальної сигналізації, накопичення баз даних параметрів, а також дозволяє здійснювати роботу з накопиченими архівами та журналами і дозволяє проводити передачу на віддалені верхні рівні управління.

Зв'язок між пристроями II і III рівнів здійснюється за допомогою цифрових каналів з використанням провідних (кручена пари в екрані) або волоконно-оптичних ліній зв'язку [7].

Основна перевага датчиків – відносно низька вартість самого продукту, низька вартість монтажу, практично не вимагають технічного обслуговування, тому вони отримали широке застосування.

Перехід на СО за фактичним станом дозволяє запобігти серйозних аварій в системі електропостачання та скоротити витрати на експлуатацію електрообладнання. Дане твердження можна пояснити тим, що вартість системи моніторингу набагато менше вартості самого трансформатора і дозволяє обладнати необхідну кількість трансформаторів засобами контролю за їх станом. Можливість своєчасного запобігання дефектів і проведення ремонтів тільки для тих трансформаторів, які його потребують дозволяє істотно скоротити витрати і збитки енергопідприємства [8].

Застосування даної СО дозволяє:

• виявити несправності в момент їх виникнення і попередити або зменшити наслідки дефектів;

• здійснювати постійне спостереження за умовами роботи і станом трансформатора;

• здійснювати обслуговування на основі стану;

• забезпечити оптимізацію управління трансформатором, тобто оцінка терміну служби, продовження терміну служби, відстрочка заміни і т.п.;

• здійснювати ретельний аналіз причин дефекту;

• підвищити безпеку людей і поліпшити захист довкілля;

• контролювати реальний поточний технічний стан механізмів;

• контролювати якість виготовлення, наладки і монтажу при введенні в експлуатацію;

• контролювати якість виконаних ремонтних та налагоджувальних робіт;

• технічно обґрунтовано планувати терміни і зміст ремонтних і налаго-джувальних робіт;

• планувати строки придбання запасних частин по мірі їх необхідності;

• скоротити потребу в запасних частинах, матеріалах та їх запаси на складі;

• підвищити ресурс і надійність устаткування, продовжити міжремонтний період і термін служби;

• підвищити загальну культуру виробництва та кваліфікацію персоналу;

• знизити витрати на обслуговування на 75 %;

• знизити кількість обслуговувань на 50 %;

• зниження кількості відмов на 70 % за перший рік роботи [3].

3. Дослідження методів контролю технічного стану силових трансформаторів

В даний час найбільш ефективним засобом підвищення надійності силових трансформаторів є застосування методів і засобів технічної діагностики.

В основному всі сучасні системи моніторингу націлені на оцінку стану ізоляції як найбільш важливого і схильного до руйнування елемента трансформатора. З цією метою використовують оцінку режиму навантаження трансформатора, контроль температури найбільш нагрітої точки, визначення вмісту вологи в паперовій ізоляції, визначення тангенса кута діелектричних втрат. Також одним з головних є контроль стану системи охолодження, при оцінки ефективності якої зазвичай використовуються наступні параметри: температура верхніх шарів масла, різниця температур масла на вході і виході системи охолодження, температура навколишнього середовища, стан маслонасосів і вентиляторів. Однак не маловажним є контроль таких параметрів як: рівень часткових розрядів, характеристика вібрації бака трансформатора, струми електродвигунів маслонасосів і вентиляторів обдування, швидкість потоків масла від маслонасоса, струм провідності, tgδ і ємність високовольтних вводів, струм або потужність електродвигуна приводу РПН [4].

Розглянемо найбільш ефективні методи ТД та оцінки стану силових трансформаторів.

1. Вимірювання і контроль струму, напруг, потужності.

Робочі параметри трансформатора, які свідчать про його навантаження і служать в якості вхідних величин для моделі теплового і потужностного балансу трансформатора [9].

2. Моніторинг вологовмісту і концентрації розчинених газів у маслі трансформатора.

Від стану масла в баку трансформатора в максимальному ступені залежить стан ізоляційної системи, а так-же і надійність роботи трансформатора. Найбільш важливо контролювати вологовміст в маслі. Від цього значною мірою залежать ізоляційні властивості масла.

Наявність розчинених газів у маслі зазвичай говорить про наявність дефектів всередині трансформатора. Це теж важлива діагностична ознака. Аналіз комбінацій декількох розчинених газів дозволяє диференціювати тип дефекту, який виник всередині трансформатора.

3. Вимірювання ємності і tgδ вводів.

Пошкоджуваність високовольтних вводів завжди є, щодо інших елементів трансформатора, досить високою, і за деякими даними досягає 20 –30 % від загальної кількості аварій трансформаторів. Тому до складу всіх систем діагностичного моніторингу трансформаторного обладнання обов'язково входять первинні датчики і необхідне обладнання для вимірювання тангенса кута втрат і ємності вводів в режимі on-line.

Зафіксовані зміни свідчать про несправність системи ізоляції високовольтних вводів трансформатора.

4. Моніторинг часткових розрядів в високовольтних вводах і головної ізоляції трансформатора.

Оперативна діагностика стану ізоляції вводів і обмоток трансформатора за рівнем і розподілом часткових розрядів є ефективною, і особливо, високо чутливою до дефектів на самих ранніх стадіях їх розвитку. Цей метод слід завжди включати до складу систем діагностичного моніторингу трансформаторного устаткування.

5. Моніторинг теплових режимів роботи трансформатора та управління системою охолодження.

Для силових трансформаторів знижувальних підстанцій вимір температури бака є обов'язковим. Дані про температуру бака трансформатора необхідні в системі діагностичного моніторингу для двох цілей. По-перше, для виявлення зміни температури бака, в залежності від поточних технологічних параметрів, і, по-друге, для уточнення діагностичних висновків для тих параметрів, які мають загальний тренд з температурою бака трансформатора.

6.Система моніторингу стану РПН трансформатора.

Надійність роботи системи регулювання напруги знижувальних трансформаторів під навантаженням (РПН) багато в чому визначає якість електропостачання споживачів. У сучасних економічних умовах важливість цього параметра істотно зростає, що обумовлено посиленням вимог до якості електропостачання промислових і побутових споживачів. З цієї причини зростає кількість трансформаторів, в яких ведеться моніторинг стану РПН.

Особливо важливе використання системи діагностичного моніторингу РПН для тих трансформаторів, які працюють в режимі автоматичної підтримки напруги на стороні підключення зовнішнього споживача електричної енергії.

7. Струми короткого замикання.

Записи процесів струмів КЗ надають інформацію, перш за все, про динамічне навантаження обмоток трансформатора [6].

Дані методи ефективні і дозволяють виявити дефекти на ранній стадії в електрообладнанні, тим самим надають можливість підвищити ресурс і надійність устаткування.

Висновки

Належне технічне обслуговування і своєчасний ремонт здатні істотно продовжити термін служби промислового електроустаткування. А також скоротити витрати на його утримання (наприклад, за рахунок зниження витрат на усунення наслідків позапланових зупинок), підвищити загальну надійність роботи підприємства і т.п.

Для великих підприємств, особливо що використовують складне і дороге обладнання, питання переходу на систему обслуговування за фактичним станом грають украй важливу роль.

У даній роботі були розглянуті переваги переходу на СО за фактичним станом. Головними перевагами СО є можливість скоротити експлуатаційні витрати, а також можливість істотно підвищити надійність і термін служби електрообладнання.

Основу технології переходу на обслуговування за фактичним станом становлять методи і засоби ТД, які дозволяють виявити і ідентифікувати всі потенційно небезпечні дефекти на ранній стадії їх розвитку. Для можливості переходу на дану СО вже розроблені різні методи моніторингу, які були представлені в даній роботі, а також розробляються нові системи і методи на основі сучасних передових IT – технологій.

При написанні даного реферату магістерська робота ще не завершена. Остаточне завершення: грудень 2014 року. Повний текст роботи та матеріали по темі можуть бути отримані у автора або його керівника після вказаної дати.

Перелік літератури

  1. Общие сведения о конструкции трансформаторов [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://leg.co.ua/transformatori/praktika/obschie-svedeniya-o-konstrukcii-transformatorov.html
  2. Режимы работы трансформаторов. Эксплуатация силовых трансформаторов [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://leg.co.ua/instrukcii/pidstanciyi/ekspluataciya-silovyh-transformatorov-2.html
  3. Применение мониторинга силовых трансформаторов для повышения эффективности функционирования систем электроснабжения / [Бренер Н.З.,. Гусева С.А., Скобелева Н.Н., Борщевский О.И.]; Рижский Технический Университет, Институт Энергетики Латвия.
  4. Назарычев А.Н. Совершенствование системы ремонтов электро-оборудования электростанций и подстанций с учетом технического состояния / Назарычев А.Н.; Дис. д-ра техн. наук: 05.14.02 Иваново, 2005 390 с. РГБ ОД, 71:06-5/256
  5. Овсянников А. Стратегии ТОиР и диагностика оборудования [Электронний ресурс]. – Режим доступа: http://www.news.elteh.ru/arh/2008/50/20.php.
  6. Живодерников С.В. Зарубежный опыт мониторинга состояния маслонаполненного оборудования / Живодерников С.В., Овсянников А.Г., Русов В.А.; Новосибирск Электросетьсервис ЕНЭС.
  7. Системы мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Общие технические требования / Мордкович А.Г., Цфасман Г.М., Дарьян Л.А., Маргулян А.М.; Департамент систем передачи и преобразования электроэнергии ОАО ФСК ЕЭС, 2008г.
  8. Tang W.H. Condition Monitoring and Assessment of Power Transformers Using Computational Intelligence / Tang W.H., Wu Q.H.; Department of Electrical Engineering and Electronics. The University of Liverpool.
  9. Прохорчик М. Непрерывный мониторинг состояния силовых трансформаторов / Прохорчик М.; VGTU Transporto engineering fakultetas, 2007 - 05 - 03.
  10. Sparling B. Power transformer life extension though better monitoring / Sparling B., Aubin J.; GE Energy Management.