Українська   English
ДонНТУ   Портал магистров

Реферат по теме выпускной работы

Содержание

Введение

В настоящее время на современных отечественных и зарубежных электростанциях и в электрических сетях эксплуатируется значительное количество изношенного электрооборудования. Например, в США по состоянию на 1997 г. около 65% силовых трансформаторов отработали более 25 лет, в России износ основных фондов электроэнергетики составляет около 50%. По состоянию на конец 2005 г. средний срок эксплуатации электрооборудования Украины уже превышает половину проектного, что приводит к снижению надежности его функционирования, возрастанию аварийности. Экономическая ситуация, а также общее количество оборудования с длительным сроком службы не позволяют в ближайшие годы провести его замену. В связи с этим все более актуальной становится проблема продления сроков службы и оценка возможности дальнейшей эксплуатации такого электрооборудования в системах электроснабжения промышленных, жилых и общественных зданиях.

Для перехода на систему обслуживания силовых трансформаторов по фактическому состоянию наиболее сложной задачей является определение текущего состояния трансформатора.

Целью системы обслуживания по фактическому состоянию является повышение надежности и снижение эксплуатационных расходов.

1. Анализ возможных повреждений

Повреждения или отклонения от нормального режима работы могут быть вызваны различными причинами: недоработкой конструкции, скрытыми дефектами изготовления, нарушениями правил перевозки, технологии монтажа или правил эксплуатации, некачественным ремонтом. В большинстве случаев повреждение происходит не сразу, а после более или менее длительного воздействия неблагоприятного фактора.

Наиболее распространенным видом повреждения силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и более является повреждение высоковольтных вводов. В настоящее время эксплуатируются негерметичные и герметичные маслонаполненные вводы, а также вводы с твердой изоляцией.

Наиболее слабым узлом негерметичных вводов является система защиты масла от воздействия влаги с помощью масляного гидрозатвора и силикагелевого воздухоосушителя. При длительной эксплуатации, особенно в случае несвоевременной замены силакагеля, масло увлажняется, ухудшаются его изоляционные характеристики, в результате чего могут возникнуть частичные разряды в масле. В дальнейшем по поверхности бумажной изоляции начинает образовываться так называемый ползущий разряд: от одной или нескольких исходных точек поврежденной поверхности изоляции как бы расползаются прожоги, образуя сложный рисунок с ослабленной поверхностной изоляцией. При приближении ползущего разряда к заземленной части происходит пробой изоляции с возникновением короткого замыкания. Пробой при значительном ухудшении изоляционных характеристик может возникнуть и без образования ползущего разряда. Аналогичное повреждение может произойти и в том случае, если при ремонте ввода была плохо просушена бумажная изоляция [1].

Герметичные вводы менее трудоемки в эксплуатации и более надежны, чем негерметичные. Однако во время эксплуатации наблюдаются повреждения вводов из-за образования алюминиевой пыли в сильфонах баков давления.

Как в негерметичных, так и в герметичных вводах может иметь место нарушение герметичности в зоне крепления верхней контактной шпильки. Нарушение может возникнуть вследствие неправильной сборки узла, превышения создаваемого гибким спуском радиального усилия над расчетным значением и т.д. Этот узел находится в самой верхней точке трансформатора, и избыточное давление масла в нем, особенно в холодное время (т.е. при минимальном уровне масла в баке-расширителе), близко к нулю. При неплотностях влага может из атмосферы просачиваться в масло, создавая увлажнение изоляции трансформатора.

Другим распространенным видом повреждения трансформаторов является повреждение устройств регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Нарушения в контактной системе избирателя могут возникать от неправильной регулировки контактов (недостаточное или чрезмерное нажатие, перекосы и др.), вследствие образования на контактах пленки окисла при редких переключениях и несвоевременно выполненных прокрутках устройства, при нарушениях в кинематической схеме.

Контактор устройства РПН может повреждаться при неправильной регулировке его контактной системы и кинематической схемы, а также вследствие несвоевременной замены трансформаторного масла. Время между срабатыванием вспомогательных и дугогасящих контактов контактора при переключении исчисляется десятыми долями секунды. Если масло в контакторе потеряло свои дугогасящие свойства, процесс гашения дуги затягивается и соседние отпайки (ответвления) регулировочной обмотки трансформатора могут оказаться замкнутыми не через дугогасящий резистор, а через электрическую дугу, что приводит к тяжелым авариям с деформацией обмоток трансформатора.

К повреждениям устройств РПН могут приводить увлажнение и загрязнение изолирующих деталей, изготовление этих деталей из материалов, не предусмотренных технической документацией, ослабление креплений и т.д. Нередки отказы вследствие нарушений в работе приводов.

К наиболее тяжелым последствиям приводят повреждения обмоток и главной изоляции трансформаторов. Плохо просушенные электрокартон или витковая бумажная изоляция, грязное или увлажненное трансформаторное масло вызывают местное ослабление твердой изоляции с возникновением ползущего разряда или без него с последующим пробоем. К нарушению работы твердой изоляции приводит также несоблюдение размеров (между листами электрокартона и др.), разбухание слабо намотанной изоляции, нарушения в работе системы охлаждения, чрезмерные перегрузки трансформатора по току и напряжению и др. В связи с разнообразием причин и тяжелыми последствиями от повреждений витковой и главной изоляции своевременному выявлению этого вида нарушений в работе трансформаторов уделяется наибольшее внимание.

В связи с постоянным ростом энергетических мощностей растут мощности короткого замыкания (КЗ). Вследствие этого роста, а также при ослабленной запрессовке обмоток электродинамическая стойкость обмоток к воздействию внешних КЗ (называемых также сквозными КЗ) может оказаться недостаточной. В результате при внешних КЗ обмотка может деформироваться или разрушиться, хотя ее изоляция перед повреждением находилась в хорошем состоянии [2].

Повреждения в активной стали трансформатора приводят к менее тяжелым последствиям и связаны, как правило, с образованием короткозамкнутых контуров внутри бака. Контур может образоваться как внутри пакета магнитопровода, так и через какую-либо конструктивную металлическую деталь, например, через прессующее кольцо и элементы заземления магнитопровода.

При современных бесшпилечных магнитопроводах короткозамкнутый контур обычно сцеплен не с главным потоком (замыкающимся только по активной стали), а с потоком рассеяния. Короткозамкнутый контур вызывает повышенный местный нагрев (местный перегрев), обычно в местах контактов, ухудшающий свойства трансформаторного масла. Если своевременно не устранить дефект, то может произойти повреждение твердой изоляции трансформатора.

И, наконец, существенное влияние на общую работоспособность трансформатора оказывают вспомогательные узлы и устройства. Так, например, повреждение маслонасоса в трансформаторах с системой охлаждения Ц и ДЦ (также НЦ и НДЦ) приводит к попаданию металлических частиц и других примесей в трансформаторное масло и, будучи несвоевременно выявленным, вызывает серьезные аварии. При нарушении резиновых и других уплотнений увлажняется трансформаторное масло. Неисправность стрелочного маслоуказателя приводит к недопустимому снижению или превышению уровня масла и т.д. [1].

2. Система обслуживания силовых трансформаторов по фактическому состоянию

Под данной системой обслуживания (СО) понимают процесс отслеживания состояния объекта в непрерывном «on-line» режиме. Основой такого вида СО является техническое диагностирование (ТД) и прогнозирование состояния объекта. С помощью средств ТД (мониторинга) проводят непрерывный контроль параметров состояния. Непрерывный контроль, позволяет эксплуатационному персоналу следить за ухудшением параметров и приближению их к предельным значениям. Приближение параметров к предельным значениям, свидетельствует о нарушении функционирования. Предельные значения параметров системы устанавливаются экспертами по существующим критериям и заносятся в базу данных. Эти значения определяют недопустимые состояния оборудования и позволяют своевременно предупредить персонал о необходимости определенных действий по сохранению ресурса трансформаторов.

Главные цели перехода на обслуживание по фактическому состоянию:

• повышение эффективности эксплуатации трансформаторного оборудования и сокращение случаев сбоев энергообеспечения по вине отказа оборудования за счет выявления начальной стадии развития дефекта и/или предаварийных и аварийных режимов в контролируемом оборудовании;

• сокращение инвестиционных затрат на необоснованное обновление оборудования;

• снижение расходов на проведение ремонтов в результате организации ремонтов по реальному состоянию оборудования вместо календарного;

• сокращение трудозатрат персонала в результате внедрения автоматизированных методов контроля и диагностики;

• увеличение времени эксплуатации оборудования на основании фактических значений критических параметров трансформаторного оборудования;

• снижение рисков причинения экологического ущерба из-за выхода из строя трансформаторного оборудования;

• уменьшение затрат на страхование.

Ранее было сказано, что основными причинами долговременных отказов являются повреждения обмоток, вводов и переключателей ответвлений в устройствах регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Поэтому очень важно контролировать состояние этих узлов трансформаторов.

Системы мониторинга отличаются своим разнообразием. Практически все компании, которые производят электрооборудование, предлагают и системы мониторинга. Различные системы мониторинга позволяют отслеживать в реальном времени различные измеряемые величины. Однако использование всего их спектра может быть нецелесообразно. Поэтому набор датчиков должен разрабатываться с учетом специфических требований к данному трансформатору, в зависимости от его возраста и состояния [10].

Важным элементом СО по фактическому состоянию является служба технической диагностики. В ее задачи входит выполнение обследований оборудования, участие в приемке оборудования из ремонта, а также выдача рекомендаций по предотвращению отказов. Сотрудники службы должны быть обучены применению средств диагностики и результатов. Поэтому одним из основных требование к системе мониторинга со стороны пользователя является возможность простого и безопасного доступа ко всей необходимой информации о состоянии установленного оборудования [5].

Доступ к информации обеспечивает Интернет на базе Web. Благодаря соединению сервера мониторинга с интернетсетью, все отделы энергопредприятия могут получать необходимую информацию. Защита паролем позволяет получить доступ к информации только тем пользователям, которые имеют право допуска.

На рисунке 2.1 представлена типичная структура системы мониторинга. К основным элементам относятся датчики и сенсоры, охватывающие основные узлы трансформатора, кабели связи датчиков с узлом сбора и передачи информации, линия связи с оборудованием на щите управления, где непосредственно размещена приемно-преобразующая аппаратура с центральным сервером.

Tипичная структура системы мониторинга

Рисунок 2.1 – типичная структура системы мониторинга

(анимация: 9 кадров, 5 циклов повторения, 224 килобайта)

Вообще структура мониторинга состоит из трех уровней.

I уровень состоит из датчиков и измерительных систем (датчики температуры, влагосодержания масла и др.).

II уровень – блок мониторинга. Представляет собой совокупность контроллеров, которые обеспечивают сбор и обработку сигналов, полученных от датчиков уровня I. Также данный уровень осуществляет информационный обмен с III уровнем.

III уровень выполнен в виде единого централизованного программно – технического комплекса для всего трансформаторного оборудования и предназначен для:

• математической обработки;

• расчетно – аналитических задач;

• дистанционного конфигурирования и проверки исправности оборудования нижних уровней.

III уровень также обеспечивает визуализацию состояния контролируемых и рассчитываемых параметров трансформаторного оборудования, отображение сигналов срабатывания аварийной и предупредительной сигнализации, накопление баз данных параметров, а также позволяет осуществлять работу с накопленными архивами и журналами и позволяет производить передачу на удаленные верхние уровни управления.

Связь между устройствами II и III уровней осуществляется с помощью цифровых каналов с использованием проводных (витая пара в экране) или волоконно – оптических линий связи [7].

Основное преимущество датчиков — относительно низкая стоимость самого продукта, низкая стоимость монтажа, практически не требуют технического обслуживания, поэтому они получили широкое применение.

Переход на СО по фактическому состоянию позволяет предотвратить серьезные аварии в системе электроснабжения и сократить расходы на эксплуатацию электрооборудования. Данное утверждение можно объяснить тем, что стоимость системы мониторинга намного меньше стоимости самого трансформатора и позволяет оборудовать необходимое количество трансформаторов средствами контроля за их состоянием. Возможность своевременного предотвращения дефектов и проведение ремонтов только для тех трансформаторов, которые в нем нуждаются позволяет существенно сократить затраты и убытки энергопредприятия [8].

Преимущества. Применение данной СО позволяет:

• обнаружить неисправности в момент их возникновения и предупредить или уменьшить последствия дефектов;

• осуществлять постоянное наблюдение за условиями работы и состоянием трансформатора;

• производить обслуживание на основе состояния;

• обеспечить оптимизацию управления трансформатором, т.е. оценка оставшегося срока службы, продление срока службы, отсрочка замены и т.п.;

• осуществлять тщательный анализ причин дефекта;

• повысить безопасность людей и улучшить защиту окружающей среды;

• контролировать реальное текущее техническое состояние механизмов;

• контролировать качество изготовления, наладки и монтажа при вводе в эксплуатацию;

• контролировать качество выполненных ремонтных и наладочных работ;

• технически обоснованно планировать сроки и содержание ремонтных и наладочных работ;

• планировать сроки приобретения запасных частей по мере их необходимости;

• сократить потребность в запасных частях, материалах и их запасах на складе;

• повысить ресурс и надежность оборудования, продлить межремонтный период и срок службы;

• повысить общую культуру производства и квалификацию персонала;

• снизить затраты на обслуживание на 75 %;

• снизить количество обслуживаний на 50 %;

• снижение числа отказов на 70 % за первый год работы [3].

3. Исследование методов контроля технического состояния силовых трансформаторов

В настоящее время наиболее эффективным средством повышения надежности силовых трансформаторов является применение методов и средств технической диагностики.

В основном все современные системы мониторинга нацелены на оценку состояния изоляции как наиболее важного и подверженного разрушению элемента трансформатора. С этой целью используют оценку режима нагрузки трансформатора, контроль температуры наиболее нагретой точки, определение влагосодержания в бумажной изоляции, определение тангенса угла диэлектрических потерь. Также одним из главных является контроль состояния системы охлаждения, при оценки эффективности которой обычно используются следующие параметры: температура верхних слоев масла, разница температур масла на входе и выходе системы охлаждения, температура окружающей среды, состояние маслонасосов и вентиляторов. Однако не маловажным является контроль таких параметров как: уровень частичных разрядов, характеристика вибрации бака трансформатора, токи электродвигателей маслонасосов и вентиляторов обдува, скорость потоков масла от маслонасоса, ток проводимости, tgδ и емкость высоковольтных вводов, ток или мощность электродвигателя привода РПН [4].

Рассмотрим наиболее эффективные методы ТД и оценки состояния силовых трансформаторов.

1.Измерение и контроль тока, напряжения, мощности.

Рабочие параметры трансформатора, которые свидетельствуют о его нагрузке и служат в качестве входных величин для модели теплового и мощностного баланса трансформатора [9].

2.Мониторинг влагосодержания и концентрации растворенных газов в масле трансформатора.

От состояния масла в баке трансформатора в максимальной степени зависит состояние изоляционной системы, а так-же и надежность работы трансформатора. Наиболее важно контролировать влагосодержание в масле. От этого в значительной степени зависят изоляционные свойства масла.

Наличие растворенных газов в масле обычно говорит о наличии дефектов внутри трансформатора. Это тоже важный диагностический признак. Анализ комбинаций нескольких растворенных газов позволяет дифференцировать тип возникшего внутри трансформатора дефекта.

3.Изменение емкости и tgδ вводов.

Повреждаемость высоковольтных вводов всегда является, относительно других элементов трансформатора, достаточно высокой, и по некоторым данным достигает 20–30 % от общего количества аварий трансформаторов. Поэтому в состав всех систем диагностического мониторинга трансформаторного оборудования обязательно входят первичные датчики и необходимое оборудование для измерения тангенса угла потерь и емкости вводов в режиме «on-line».

Зафиксированные изменения свидетельствуют о неисправности системы изоляции высоковольтных вводов трансформатора.

4.Мониторинг частичных разрядов в высоковольтных вводах и главной изоляции трансформатора.

Оперативная диагностика состояния изоляции вводов и обмоток трансформатора по уровню и распределению частичных разрядов является эффективной, и особенно, высоко чувствительной к дефектам на самых ранних стадиях их развития. Этот метод следует всегда включать в состав систем диагностического мониторинга трансформаторного оборудования.

5.Мониторинг тепловых режимов работы трансформатора и управления системой охлаждения.

Для силовых трансформаторов понижающих подстанций измерение температуры бака является обязательным. Данные о температуре бака трансформатора необходимы в системе диагностического мониторинга для двух целей. Во-первых, для выявления изменения температуры бака, в зависимости от текущих технологических параметров, и, во-вторых, для уточнения диагностических заключений для тех параметров, которые имеют общий тренд с температурой бака трансформатора.

6.Система мониторинга состояния РПН трансформатора.

Надежность работы системы регулирования напряжения понижающих трансформаторов под нагрузкой (РПН) во многом определяет качество электроснабжения потребителей. В современных экономических условиях важность этого параметра существенно возрастает, что обусловлено ужесточением требований к качеству электроснабжения промышленных и бытовых потребителей. По этой причине растет количество трансформаторов, в которых ведется мониторинг состояния РПН.

Особенно важно использование системы диагностического мониторинга РПН для тех трансформаторов, которые работают в режиме автоматического поддержания напряжения на стороне подключения внешнего потребителя электрической энергии.

7.Токи короткого замыкания.

Записи процессов токов КЗ предоставляют информацию, прежде всего, о динамической нагрузке обмоток трансформатора [6].

Данные методы эффективны и позволяют выявить дефекты на ранней стадии в электрооборудовании, тем самым предоставляют возможность повысить ресурс и надежность оборудования.

Заключение

Надлежащее техническое обслуживание, и своевременный ремонт способны существенно продлить срок службы промышленного электрооборудования. А также сократить затраты на его содержание (например, за счет снижения расходов на устранение последствий внеплановых остановов), повысить общую надежность работы предприятия и т.д.

Для крупных предприятий, особенно использующих сложное и дорогое оборудование, вопросы перехода на систему обслуживания по фактическому состоянию играют крайне важную роль.

В данной работе были рассмотрены преимущества перехода на СО по фактическому состоянию. Главными преимуществами СО являются возможность сократить эксплуатационные расходы, а также возможность существенно повысить надежность и срок службы электрооборудования.

Основу технологии перехода на обслуживание по фактическому состоянию составляют методы и средства ТД, которые позволяют обнаружить и идентифицировать все потенциально опасные дефекты на ранней стадии их развития. Для возможности перехода на данную СО уже разработаны различные методы мониторинга, которые были представлены в данной работе, а также разрабатываются новые системы и методы на основе современных передовых IT – технологий.

При написании данного реферата магистерская работа еще не завершена. Окончательное завершение: декабрь 2014 года. Полный текст работы и материалы по теме могут быть получены у автора или его руководителя после указанной даты.

Перечень литературы

  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.