Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

КЭС 2400 - файл диагностика основная часть.doc


Загрузка...
КЭС 2400
скачать (14905.4 kb.)

Доступные файлы (14):

01_а.doc25kb.17.12.2008 21:10скачать
02_а.doc49kb.17.12.2008 21:10скачать
03_Ведомость ДР.doc68kb.18.12.2008 00:22скачать
RD3446~1.DOC739kb.18.12.2008 00:22скачать
Байды.dwg
диагностика основная часть.doc379kb.18.12.2008 00:23скачать
змісто.doc36kb.17.12.2008 21:11скачать
олег_1.doc5517kb.18.12.2008 00:42скачать
олег.doc5490kb.18.12.2008 00:28скачать
спец чертеж.doc1813kb.18.12.2008 00:44скачать
Схема СН 6 и 0,4 кВ Схема электрическая принципиальная.dwg
Схема СН єлектрическая принципиальная.dwg
УДИПЛОМ.doc5706kb.18.12.2008 00:48скачать
цо.RTF48kb.17.12.2008 21:11скачать

диагностика основная часть.doc

  1   2   3   4
Реклама MarketGid:
Загрузка...
1. СТАН ДОСЛІДЖЕННЯ

ЕЛЕКТРОТЕХНІЧНОГО УСТАТКУВАННЯ НА УКРАЇНІ
У зв'язку із значним старінням парку енергетичного устаткування, що відпрацювало свій нормативний ресурс, і відсутністю можливостей для його заміни, однією з найважливіших задач при експлуатації електротехнічного устаткування (ЕУ) є діагностика і прогнозування стану з метою запобігання їх аварій і відмов.

Особливих підстав чекати стрімкого зростання числа аварій і відмов не слід. Даний висновок можна обгрунтувати наступними міркуваннями:

- певним запасом міцності, закладеним проектувальниками при конструюванні електротехнічного устаткування;

- відносним навантаженням ЕУ протягом значного періоду його експлуатації, обумовленого в початковій стадії нормативними коефіцієнтами розвитку, а потім – тривалим періодом спаду в промисловості.

Актуальність і доцільність переходу від ремонтів по графіку до ремонтів по стану не викликає сумнівів. В переважній більшості випадків необхідно продовжити функціонування зношеного устаткування (ЗУ), ухваливши рішення про продовження терміну його експлуатації. Таке рішення пов'язано з ризиком і вимагає істотної інформаційної підтримки.

Забезпечення надійною інформацією про технічний стан і серйозність ремонту проводиться при виконанні різних методів діагностики, а також при використовуванні систем моніторингу.

Останніми роками на електростанціях в різних країнах і регіонах відпрацьований підхід, названий багатопараметричною діагностикою (БПД) [24,25]. В рамках БПД використовуються:

1) тепловізійний контроль;

2) фізико-хімічний аналіз;

3) хроматографічний аналіз розчинених в маслі газів (ХАРГ);

4) вимірювання кута діелектричних втрат tgδ робочою напругою і при випробуванні від стороннього джерела;

5) вимірювання характеристик часткових розрядів (ЧР);

6) вимірювання струму витоку при випробуванні від стороннього джерела на постійній напрузі.

Для всіх видів ізоляції найнадійнішим методом діагностики технічного стану є вимірювання характеристик часткових розрядів. Особливо важливо, що величина активності ЧР реєструється безпосередньо в експлуатації на робочій напрузі. Для маслонаповненого устаткування окрім вимірювання ЧР ефективний газохроматографічний аналіз складу масел по кількості розчинених газів, вмісту вологи, концентрації фуранових з'єднань і антиоксидантів. Для ряду об'єктів цінну інформацію про дефекти ізоляції і всього апарату дає тепловізійний контроль.

В статті [24] вказуються істотні переваги методу вимірювання активності ЧР над ХАРГ. По газохроматографічному аналізу масла визначається наявність і тип дефекту. А при використовуванні характеристик ЧР визначають місця пошкодження, їх кількість. Ще однією перевагою методу характеристик ЧР є визначення стадії розвитку дефекту.

Зростання активності ЧР дозволяє уловити момент переходу процесу з ЧР до передпробійного стану ізоляції. Аналіз масла виконується із затримкою в часі і в окремих випадках дозволяє зробити висновок про необхідність виведення трансформатора з роботи. Електричні вимірювання характеристик ЧР дають більш ранню інформацію про наявність дефектів в ізоляції і темпів його розвитку.

Метод локації зон електромагнітної активності на поверхні трансформатора з використанням встановлюваних на деякий час датчиків і вимірювальних пристроїв дає корисну інформацію про місце дефекту і про особливості розрядних явищ. Це дозволяє більш достовірно прогнозувати надійність трансформатора, оскільки висновок буде зроблений не за загальними оцінками характеристик ЧР, а по тому, в якому місці ізоляції є данні характеристики. Наявність навіть дуже інтенсивних розрядів в елементах кріплення магнітопроводу, не так важливо, як досить слабі ЧР у віткової ізоляції.

На зміні властивостей ізоляції в умовах експлуатації істотний вплив можуть надавати зволоження, температурні дії, динамічні зусилля, перенапруження і ін.[11].

Електрична міцність добре висушеної паперово-масляної ізоляції практично не залежить від температури в діапазоні від -400С до 1200С. Погано висушена паперово-масляна ізоляція і навіть незначне зволоження масла знижують свою електричну міцність. Фазовий перехід в маслі вологи, що міститься, при зниженні температури в область від +10 до -200С призводить до зменшення електричної міцності масла більш ніж в 2 рази.

Перенапруження при певному тепловому стані і зволоженні масла можуть грати визначальну роль в утворенні розрядних явищ в паперово-масляній ізоляції, у тому числі ЧР.

Виникнення ЧР призводить до термічного руйнування діелектриків в зоні ЧР і утворенню газової фази, що заміщає масло, а при освіті в результаті перенапружень протяжних газових полостей в композиційній ізоляції в них вже при робочій напрузі можуть розвиватися ЧР.

За статистикою для трансформаторів напругою 110   500 кВ і потужністю 63 МВА і більш на підприємствах розподільних і міжсистемних мережах близько 30% від загального числа відключень устаткування пов'язано з внутрішніми короткими замиканнями (к.з.) [18] і порядку 45% від загального числа пошкоджень без урахування пошкоджень високовольтних введень і пристроїв регулювання під напругою (РПН) [10].

Першопричиною внутрішніх пошкоджень обмоток силових трансформаторів може бути внутрішній пробій в результаті старіння ізоляції і дії часткових розрядів в місці майбутнього пробою, ініціаторами яких можуть служити комутаційні, грозові і інші підвищені дії на ізоляцію.

Другою основною причиною внутрішніх пошкоджень є недостатня електродинамічна стійкість обмоток при к.з., яка практично відразу приводить до пробою ізоляції в місці залишкових деформацій і вітковому замиканню з аварійним виходом трансформатору з ладу з важкими наслідками.

При досягненні гранично допустимих показників зносу паперової ізоляції обмоток трансформатору, тобто зниження ступеня полімеризації ізоляції до 250 одиниць, виникає ризик пошкодження трансформатору через можливість виникнення віткових замикань у наслідок зниження механічної міцності паперу і місцевого збільшення концентрації вологи в результаті розвитку процесу дегідратації (утворення води) целюлозної ізоляції. При такому зниженні ступеня полімеризації має місце не менш ніж чотирикратне зниження механічної міцності паперової ізоляції в порівнянні з початковою. Для такої ізоляції перестають виконуватися умови по запасу стійкості, і може мати місце її руйнування від осьового тиску на ізоляцію обмоток.

Крім того, при розвитку процеса дегідратації у міру старіння ізоляції утворюється місцеве збільшення концентрації вологи, внаслідок чого можливе розігрівання ділянки ізоляції діелектричними втратами, що супроводжується прогоранням ізоляції з електричним замиканням витків в місці прогорання. Рекомендується проводити вимірювання вмісту вологи і пробивної напруги масла з періодичністю 1 разів на 6 місяців з метою виявлення можливого зниження його електричної міцності при повній деградації ізоляції [10].

В результаті ремонту трансформаторів з тривалим терміном служби за новою технологією значно поліпшуються ізоляційні характеристики обмоток, а також зберігається і навіть зростає механічна міцність паперової ізоляції завдяки посиленню зовнішніх і внутрішніх водневих зв'язків в макромолекулах целюлози і вдосконаленню її кристалічних грат.

Найефективніші результати ремонту трансформатора вдається досягти при індивідуальному виборі параметрів режиму обмивання і сушки з урахуванням рівня зашламлення, зволоження і деструкції паперової ізоляції [13].

В статті [13] запропонована нова система ремонту трансформатора з обмиванням ізоляції маслом, що містить спеціальні присадки при вакуумуванні, дозволяє ефективно проводити сушку твердої ізоляції, видаляти продукти старіння масла, нафтенати залоза і мідь, а також механічні домішки. Крім того ця технологія дозволяє понизити негативний вплив температури і вакууму на паперову ізоляцію і запобігає зниженню механічної міцності при сушці ізоляції.

За даними статті [20] трансформатори, випущені в період з 1974 по 1978 роки, потужністю 16 і 25 МВА напругою 110 кВ, переважно ушкоджувалися через дефекти виготовлення високовольтних введень - 38 випадків, і перемикаючих пристроїв - 36 випадків; крім того, мали місце наступні причини пошкодження: пошкодження ізоляції - 23 випадку; пошкодження обмоток - 11случаев; пошкодження баків -9 випадків; пошкодження відведень - 7 випадків і пошкодження магнітопроводу - 1 випадок.

В сучасних трансформаторах, не дивлячись на ряд вживаних заходів, перемикаюче пристрій, у тому числі РПН, до сих пір залишається слабою ланкою.

З вище висловленого виходить, що частка аварійних відключень силових трансформаторів через дефекти високовольтних введень істотна. Найбільш часто зустрічаються наступні види дефектів [12]:

- перегрів внутрішніх контактів;

- пробій остову;

- наявність ЧР в ізоляційному остові;

- зволоження і старіння внутрішньої ізоляції введення;

- теча масла.

Самим небезпечним видом пошкодження високовольтних введень, залитих маслом Т-750, є перекриття по внутрішній поверхні нижньої фарфорової покришки. Відкладення жовтого провідного осадку підвищує тангенс кута діелектричних втрат масла tgδм у введенні на 20-40% і більш. Про ступінь погіршення ізоляції судять по збільшенню tgδз зовнішніх шарів ізоляції, tgδм, збільшенню концентрації горючих газів за даними ХАРГ.

Автори статті [18] виділяють серед інших методів, пов'язаних з виявленнями дефектів внутрішніх к.з., метод низьковольтних імпульсів (НВІ). НВІ-діагностика проводиться з метою контролю геометрії обмоток силових трансформаторів. Вважають, що метод НВІ – найчутливіший метод виявлення залишкових деформацій обмоток трансформатору, що виникають при протіканні різних струмів к.з. в результаті зміни індуктивно-ємкістних зв'язків між різними фазами, обмотками, на магнітопровод і бак трансформатору.

Рекомендується для нових трансформаторів при введенні їх в експлуатацію наступні види вимірювань: пофазне вимірювання опірив к.з. (Zк) у всіх режимах, в номінальному і двох крайніх положеннях РПН; нормограми НВІ; первинні дані по ЧР; первинні дані тепловізійного контролю; дані по пресуванню обмоток.

В майбутньому всі нові трансформатори повинні оснащуватися системами моніторингу по наступних параметрах – струм, напруга, температура масла, дані ХАРГ, інтенсивність ЧР, tgδ, геометрія обмоток (Zк) або індуктивність розсіювання і іншим, а також дообладнені пожежними системами за принципом заповнення внутрішнього об'єму бака, наприклад, азотом, що не підтримує горіння [18].

Для контролю механічного стану обмоток силових трансформаторів після протікання струмів к.з. використовується вимірювання опору напруги КЗ, метод низьковольтних імпульсів і метод частотного аналізу. Діагностика методом НВІ не дозволяє застосовувати системи моніторингу під робочою напругою, оскільки вимагає відключення і розшиновки трансформатору [14].

Розроблена система моніторингу частотного аналізу дозволяє без відключення трансформатору від мережі виміряти в режимі теперішнього часу значення відхилення індуктивності ΔL від базового значення індуктивності. Це перспективний напрям в діагностиці під робочою напругою, але він не має практичного використовування через відсутність фінансування.

Автори статті рекомендують оснастити всі відповідальні трансформатори напругою 220-750 кВ датчиками ЧР і пристроями приєднання до об'єкту виготовлення «Віброцентр», або періодичний моніторинг інтенсивності ЧР в ізоляції, запобігати аварійним режимам, пов'язаним з її дефектами і пробоєм [14].

В процесі організації ремонтів силових трансформаторів важлива об'єктивна оцінка початкових характеристик ізоляції, для чого на ряді з електричними методами оцінки ізоляційних характеристик застосовуються фізико-хімічні методи дослідження трансформаторних масел.

Основні фізико-хімічні характеристики масла, контрольовані в експлуатації і перед заливкою у електротехнічне устаткування, можна умовно розбити на дві великі групи. До першої групи характеристик, які вимірюються інтегрально для всього об'єму масла, незалежно від його кількісного і якісного складу, слід віднести:

- пробивна напруга;

- кислотне число і вміст водорозчинних кислот і лугів;

- тангенс кута діелектричних втрат;

- вміст механічних домішок;

- температура спалаху масла в закритому тиглі;

- колір масла;

- оптична густина;

- коефіцієнт поверхневого натягнення;

- температура застигання;

- стабільність проти окислення;

- вміст сірки;

- вміст розчиненого шламу.

До другої групи відносяться характеристики трансформаторного маслу, що вимагають кількісного визначення змісту його окремих компонентів:

- концентрації газів;

- зміст води в маслі (вміст вологи);

- загальний газозміст масла, визначальне герметичність електроустаткуванні;

- зміст антиокислювальної присадки іонол;

- зміст фуранових похідних.

Для об'єктивності оцінки стану трансформаторного масла застосовуються і інші методи, причому набір їх істотно ширше. Наприклад, для оцінки характеру зашламлення ізоляції можуть застосовуватися: інфрачервона спектроскопія маслу, визначення його каламутності, мікроскопічний аналіз характеру частинок шламу з використанням фільтрації і інші методи.

Розроблені системи діагностики маслонаповненого устаткування підстанцій постійно розвиваються в трьох напрямах:

1) розробка і залучення нових фізико-хімічних методів аналізу;

2) рідинна хроматографія;

3) удосконалення методів оцінки і прогнозування стану устаткування за наслідками аналізів.

Останній напрям є найактуальнішим і перспективним, його розвиток ведеться в основному шляхом розробки методичних і математичних підходів до систем, що вже є, і створення нових систем діагностики.

Слід зазначити, що ефективність і популярність методу ХАРГ привела до того, що ХАРГ, раніше, будучи підметодом фізико-хімічних досліджень трансформаторного маслу, тепер виділяється в окремий метод діагностики, що відобразилося і в нормативно-технічній документації (РД 34.46.303-98 і РД 34.45-51.300-97) [26].

Оцінка стану ізоляції без відключення трансформатору успішно проводиться за допомогою хроматографічного аналізу розчинених в маслі газів. Оскільки норми концентрацій розчинених в маслі газів визначалися емпірично і мають статистично-вероятностну згладжену, а результати аналізу проб масла залежать від багато яких чинників, результат порівняння отриманих результатів з нормами є умовно визначеним. Тому для компенсації чинників невизначеності і спрощення порівняння різних форм представлення даних норми і результати перетворяться в нечіткі числа (НЧ) [23].

Метод ХАРГ дозволяє виявляти дефекти в ізоляції електричного характеру і місцеві перегріви. Порівняння НЧ отриманих результатів ХАРГ з НЧ норм дозволяє зробити висновок про наявність або відсутність внутрішніх пошкоджень в зношеному електроустаткуванні. Необхідно відзначити, що для діагностики високовольтних введень за наслідками ХАРГ є своя група норм.

Необхідно відзначити, що методу ХАРГ останнім часом надавалося достатньо багато уваги, і тепер ХАРГ є невід'ємним методом діагностики маслонаповненого устаткування.

Методом, що дозволяє безпосередньо виявити деструкцію твердої ізоляції обмоток трансформатору без відключення і розкриття, є визначення концентрації фуранових з'єднань – розчинених в маслі продуктів старіння целюлози. Цей метод широко поширений за рубежем. РГ 15.01 СИГРЕ прийшла до висновку: на старіння ізоляції указує швидке зростання концентрації фуранов або зміст їх в маслі, перевищуючі 1 мг/кг [16].

На підставі даних вимірювань на 400 вітчизняних силових трансформаторах вважають, що межа в 1 мг/кг чітко відділяє старі трансформатори від нових [16]. Пропонується звертати особливу увагу на трансформатори з концентрацією 2,5 мг/кг і більш. В цю категорію потрапили 7,5% трансформаторів, в основному з терміном служби 16 років і більш (при 1 мг/кг потрапило б близько 30%). Прийняті в Росії норми вимагають, щоб зміст фуранів був не більш 15 мг/кг. Світова практика показує, що норма надмірно висока і не дає можливості ефективно визначити стан ізоляції.

Концентрація фуранів в маслі робочого трансформатору може знижуватися через розкладання фуранів при підвищеній температурі, адсорбції фуранів твердої ізоляції і термосифоними фільтрами, заміна масла і його очищення в роботі і так далі. Тому мала концентрація фуранів ще не говорить про високу якість ізоляції. Проте підвищені в порівнянні з нормою концентрації фуранів достовірно указують на наявність продуктів старіння ізоляції в маслі.

Широке розповсюдження в діагностиці електроустаткуванні отримало теплобачення. Картина інфрачервоного випромінювання вельми змістовна з погляду діагностичної інформації про технічний стан об'єкту. Можливість отримання поверхневого розподілу температурного полю дозволяє виявляти багато які дефекти, зокрема перегріви зовнішніх контактних з'єднань, так звані «теплові мішки», засмічення елементів систем охолоджування трансформаторів і інші. Проте продуктивний аналіз цієї інформації вимагає від дослідника досвіду і певного мистецтва, що, очевидно перешкоджає більш широкому і більш ефективному впровадженню методу на практиці. Однією з головних перешкод при цьому бачиться відсутність методик, які дозволили б формалізувати процес аналізу тепловізійних зображень.

Метод тепловізійного контролю для електротехнічного устаткування знаходиться на етапі становлення, формування підходів до аналізу тепловізійних зображень. Проте такий метод діагностики вважається перспективним і необхідним для складання об'єктивної оцінки стану зношеного устаткування.

Автори статті [17] пропонують скористатися підходом, що засновано на електроаналогії, де температура відповідає електричному потенціалу, тепловий потік – електричному струму, процес тепловіддачі характеризується коефіцієнтом тепловіддачі і моделюються електричною провідністю або опором. Отриманий за допомогою тепловізора розподіл температури на баку трансформатору може бути інтерпретовано як розподіл потенціалу електричного полю, створеного джерелом, розташованим усередині трансформатора. Як прообраз електричного джерела розглядають активну частину трансформатора. Зміна внутрішнього стану трансформатора, очевидно, позначиться на зміну його внутрішнього тепловиділення і, як наслідок, на зміну зовнішнього температурного розподілу на баку.

Після порівняння даних з нормами дається висновок про наявність дефектів і їх стану.

В роботі [15] запропоновано досліджувати тепловий стан електроустаткування методом кінцевих елементів, що дозволило виявити кількісний зв'язок між внутрішніми пошкодженнями і розподілом теплового потоку по поверхні бака трансформатору, що спостережувалися тепловізійними методами контролю.

Недоліками багатьох методів є те, що вони не дають повної картини теплового полю, а тільки дозволяють визначити деякі середні значення температури для окремих елементів або вимагають певних спрощень геометричної форми і граничних умов, як у вищеописаному методі, позитивною відмінністю володіють чисельні метод сіток, такий як, метод кінцевих елементів, що дозволяє розраховувати безперервні теплові поля.

Для дослідження температурних полей в неізотропних середовищах основним є рівняння теплопровідності, а також рівняння теплопровідності з урахуванням масообміну, рівняння руху трансформаторного масла (ТрМ), рівняння нерозривності ТрМ.

Така математична модель дозволяє розглянути вплив дефектів різної природи і місцерозташування, отримати досвід визначення величини дефектності по градієнту температури на поверхні бака.

Метод тепловізійнного контролю в даний час прогресує.

При протіканні через силовий трансформатор струмів крізних КЗ обмотки піддаються значним динамічним діям. Одним з ефективних способів діагностики деформації обмоток є вимірювання напруг Uк і опір струму к.з.

Якщо для цехових трансформаторів потужністю до 2,5 МВА спостерігається збільшення Uк на 1-2%, то характерна деформація обмоток по висоті до 20 мм [23]. Такий трансформатор перекладають на контроль або ж на ремонт. Якщо ж Uк збільшується на 3-5% для тих же трансформаторів, то відбувається деформація обмоток до 50-70 мм здебільшого периметра і по висоті. У такому разі ремонт необхідний.

Якщо при крізному к.з. Zк збільшується на 0,5-2%, то відбувається незначний (до 10 мм) відносний зсув обмоток, деформація обмоток практично не виявляється; але якщо Zк збільшується на 2,5-3%, відбувається втрата радіальної стійкості обмоток трансформатору. А при збільшенні Zк на 3-5% відбувається неприпустима деформація обмоток. Потрібен або капітальний ремонт із заміною обмоток або заміна силового трансформатору.

Трансформатори, випущені в кінці 60-х на початку 70-х років, коли методики електромагнітних розрахунків обмоток на стійкість при к.з., були недосконалими і не підтверджувалися реальними електродинамічними випробуваннями, обмотки електродинамічно були нестійкі при к.з. Автори статті [18] рекомендують, щоб усі відповідальні трансформатори потужністю 125 МВА і напругою 220-750 кВ, виготовлені в 60-і та 70-і рокі, повинні пройти комплексне обстеження методами, обумовленими в ОНІЕ, у тому числі і вимірювання Zк. Додатково, якщо необхідно, слід проводити НВІ-діагностику на предмет виявлення залишкових деформацій після протікання крізних КЗ через обмотки, що дозволить уникнути в більшості випадків внутрішніх віткових замикань і серйозних аварій з пожежами.

Рекомендується внести в ОНІЕ для нових трансформаторів при введенні в експлуатацію наступні види вимірювань: пофазне вимірювання опору к.з. (Zк) у всіх режимах, в номінальному і 2-х крайніх режимах РПН; нормограми НВІ; дані по пресуванню обмоток і ін.

Запропонований авторами [28] підхід направлений на оцінку стану не тільки об'єкту, але і суб'єкта управління, тобто рівня підготовки оперативного і ремонтного персоналу. В даному підході акцентуються три напрями:

- забезпечення належного рівня підготовки оперативного, ремонтого і інженерно-технічного персоналу;

- організація повного забезпечення персоналу нормативно-технічною інформацією;

- системний підхід в організації обслуговування, контролю і оцінки стану устаткування, в плануванні і виробництві його ремонтів.

За даними статті [26] в цілому по маслонаповненим трансформаторам низький рівень їх обслуговування і ремонту дає 21% пошкоджень, тобто стільки ж, скільки обумовлено природним старінням ізоляції. Таким чином, необхідно підвищувати рівень персоналу загалом.

Для організації навчання в статті [28] пропонується автоматизована система «Ключ», що містить бази питань-відповідей по наступних розділах:

- експлуатація трансформаторів;

- об'їм і норми випробування електроустаткування;

- правила техніки безпеки при експлуатації електроустановок і ін.

«Ключ» має розвинуту систему графічної і звукової підтримки текстової інформації, що дозволяє зробити режим навчання більш ефективним. Гнучка настройка на рівень, що вимагається, знань користувачів дозволяє використовувати цю систему для навчання персоналу різної кваліфікації і призначення.

Оцінка стану і діагноста силових трансформаторів спираються на відповідну класифікацію дефектів. Аналіз показав, що рішення даного, одного з ключових в діагностиці, питання можливо в рамках певного компромісу, результатом якого може бути класифікація дефектів в силових масляних трансформаторах, представлена в статті [29]. Ця схема встановлена в основу нової версії автоматизованої програми оцінки стану силових трансформаторів «Діагностика+».

В «Діагностиці+» на базі дефектів функціонує запитувальна система, яка організує пошук і аналіз інформації, що допомагає прояснити ситуацію. Всі дії персоналу і робота експертної системи пов'язані з аналізом трьох множин: випробування - В, дефектів – Д і ознакою - О. база знань представлена у вигляді двох матриць: випробування-дефект (В - Д) і ознака-дефект (О-Д).

Матриця В-Д в даний час містить 21 вид випробувань силових трансформаторів. Що стосується матриці О-Д, то вона представлена набором правил на мові Z.

Важливим результатом функціонування «Діагностики+» є видача рекомендацій за підсумками комплексного аналізу. Для ефективного вирішення цього питання всі рекомендації були структуровані на дві групи:

- діагностичні, направлені на уточнення виду дефекту; вони пов'язані з проведенням нових випробувань, за наслідками яких міняються значення коефіцієнтів довір'я передбачуваних дефектів;

- поточні, які повинні зменшувати негативну дію можливих дефектів, тобто забезпечити працездатний стан об'єкту або запобігти аварії.

Вельми наочна картина стану об'єкту представлена у вигляді так званої «лінією життя», яка видається на екран за бажанням користувача для будь-якого трансформатору енергосистеми. Тут показується весь період спостереження за всіма зовнішніми і внутрішніми подіями, а також власне «лінія життя».

Будь-який висновок і рекомендацію експертної системи користувач завжди може детально перевірити на основі аналізу так званого шляху, яка містить ланцюжок правил, при виконанні якої формується конкретна рекомендація.

Сучасні інформаційні технології дозволяють забезпечити практично будь-який ступінь научності процесів. Зокрема для набору типових дефектів можуть бути розроблено анімаційні сюжети їх розвитку, можливе прогнозування ситуації, що розглядається.

Демонстрація процесів, що відбуваються в трансформаторі, і прагнення забезпечити певний ступінь адекватності віртуальних моделей реальним об'єктам сьогодні можуть бути виправдані тільки в учбових цілях, проте тенденції в розвитку інформаційних технологій дають право припустити, що завтра подібні підходи стануть основою і при ухваленні управлінських і технологічних рішень.

В енергосистемі України є фахівці, що чудово розуміють величезну важливість в організації систем збору, проведенні систематизації і аналізу інформації про стан устаткування (особливо відмовах і дефектах), яка ними в більшості випадків багато років ведуться на ініціативних початках. Інтеграція і систематизація цієї інформації, її доступність для певного круга користувачів, наприклад через мережу Інтернет, дозволили б істотно полегшити рішення складних питань, пов'язаних із старіючим устаткуванням. Без сумніву, до подібної спільної діяльності приєдналися б енергопідприємства багатьох з країн СНГ.

Тенденції, що склалися в електроенергетиці в останні десятиріччя, привели до того, що зношене електротехнічне устаткування підтримується в експлуатації понад його фізичний і моральний знос. Ремонт устаткування по стану вже не вважається далекою перспективою, а є життєво необхідним заходом, і повинен упроваджуватися повсюдно.

В даний час є певні напрацювання за оцінкою стану зношеного устаткування, існує безліч методів діагностики і систем моніторингу. Розвиток комп'ютерних технологій дозволяє обробляти величезну кількість інформації, проводити найскладніші математичні обчислення, берегти, систематизувати, аналізувати конкретні дані.

Завдяки комп'ютерним системам, порадникам, експертним системам персонал електроенергетичних систем отримав могутню інформаційну підтримку ресурсної діагностики маслонаповненого електротехнічного устаткування.

^ 2. МЕТОДИ ДІАГНОСТИКИ СИЛОВИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ
2.1. Параметри, що діагностуються

2.1.1 Контрольні характеристики масла

Процеси старіння ізоляції, зародження і розвиток дефектів пов'язані із зміною характеристик як окремих компонентів ізоляції, так і конструкції в цілому. До основних контрольних параметрів масла відносять [1, 2]:

  • концентрацію газових компонент в маслі;

  • швидкість наростання газозмісту;

  • відносини концентрації певних пар газів;

  • концентрація присадки іонол;

  • зміст фуранових похідних, показуючих ступінь старіння целюлози;

  • пробивна напруга Uпр, що є основною електроізоляційною характеристикою масла, що визначає його працездатність; Uпр в значній мірі залежить від розміру і складу домішок, а також форми зважених твердих частинок;

  • зміст вологи масла WМ, в значній мірі визначальне Uпр; концентрація містяться в маслі механічних домішок Nмех, корелюючи з Uпр;

  • тангенс кута діелектричних втрат в маслі tg δм, що відображає наявність в маслі речовин або молекул, що іонізуються;

  • кислотне число КЧ і зміст водорозчинних кислот, що характеризує стабільність хімічних і електрофізичних показників полягання масла;

  • температура спалаху масла в закритому тиглі Tвсп, характеризуючи пружність насиченої пари масла, що визначає можливість дегазації і сушки масла;

  • колір масла, що характеризує ступінь окислення і полімеризації масла з утворенням високомолекулярних продуктів;

  • оптична густина D, характеризуюча ступінь старіння масла;

  • коефіцієнт поверхневого натягнення σ, характеризуючий концентрацію в маслі поверхнево-активних полярних речовин, здатних утворювати зв'язану воду, знижуючу Uпр;

  • показник полярності Δε, що характеризує зміст полярних груп в молекулах масла і ступінь його старіння.

Згідно [2], найважливішими і інформативними для діагностики пошходжень слід рахувати Uпр, Wм, КЧ, Nмех і tgδм.

До контрольних характеристик масла слід віднести і температуру його верхніх шарів θм. Ця характеристика, з одного боку, визначає інтенсивність процесів термохімічного старіння ізоляції (див. вище), а, з іншою - може використовуватися для діагностики деяких специфічних процесів старіння ізоляції (див. попередній розділ). Гранично допустиме значення цієї величини регламентується ГОСТом 14209-85.
2.1.2 Контрольні характеристики твердої ізоляції

Контрольні характеристики твердої ізоляції:

—середня ступінь полімеризації молекул целюлози (ССП) є основною характеристикою полягання твердої ізоляції: вона характеризує ступінь старіння матеріалу і зниження його фізико-механічних властивостей; зниження ССП супроводжується також усадкою матеріалу і механічним ослабленням конструкції;

  • вогкість твердої ізоляції Wт тісно пов'язана з ССП і дозволяє судити про її величину, крім того, характеризує загальну кількість води в апараті;

  • концентрація фуранових похідних в маслі, є продуктами термохімічного розкладання твердої ізоляції, відображає ступінь його старіння;

  • температура самої нагрітої точки обмотки θннт визначає інтенсивність термохімічного старіння і зносу твердої ізоляції.


2.1.3 Контрольні характеристики конструкції в цілому

До контрольних характеристик конструкції в цілому відносять в першу чергу діэлькометричні:

  • місткість ізоляції С, характеризуюча зміну діелектричної проникності, вогкості, а також що відображає наявність дефектів;

  • комплексна провідність γ, на ранніх стадіях розвитку дефектів в ізоляції пов'язана із збільшенням активної провідності, а на більш пізніх стадіях — з пробоєм частини ізоляції;

  • тангенс кута діелектричних втрат tg δ, що дає усереднену об'ємну характеристику полягання ізоляції; найчутливіший параметр, що реагує на наявність полярних продуктів, опадів, локальних ділянок з підвищеною провідністю, місцевих іонізаційних процесів, волога і ін.

Крім того, важливою характеристикою є параметри часткових розрядів:

  • уявний заряд ЧР qчр, що характеризує рівень і ступінь їх небезпеки для ізоляції;

  • інтенсивність ЧР nчр, визначувана кількістю ослаблених місць в ізоляції і інтенсивністю руйнуючої дії ЧР;

  • середній струм Iчр., потужність Рчр і енергія ЧР Wчр відображають кількість енергії, що виділяється в зоні розвитку ЧР, і інтенсивність цього процесу.

  • напруга запалення ЧР Uчр, що є допоміжною характеристикою для розрахунку енергетичних характеристик.

Останніми роками одержали розвиток тепловізійні методи діагностики дефектів високовольтного устаткування, засновані на реєстрації на поверхні електричних апаратів ділянок з підвищеною температурою, обумовленою розвитком дефектів. Хоча найбільш широко тепловізійні системи застосовуються для діагностики полягання контактних з'єднань, підвісних фарфорових ізоляторів, грозозахистних розрядників і високовольтних конденсаторів, цей метод дозволяє також виявляти дефекти ізоляції високовольтних введень і вимірювальних трансформаторів струму, а також знайти місцеві перегріви баків силових трансформаторів. У вживанні до маслонаповненому устаткування тепловізійна діагностика є допоміжною і повинна поєднуватися з іншими методами.

Слід зазначити, що найефективнішими характеристиками полягання високовольтної ізоляції є залежності вищеперелічених параметрів від часу, навантаження і один від одного (наприклад, tg δ(U) [1]).
  1   2   3   4



Скачать файл (14905.4 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации