Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ

Система экспресс-анализа состояния маслонаполненных трансформаторов

happy_woman 2650 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 106 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 09.11.2020
Целью данной работы является разработка системы экспресс-анализа состояния маслонаполненных трансформаторов по минимальному набору показателей, по которым возможно обнаружить большинство дефектов, возникающих в баке МНТ, а также построение диагностической модели на базе выбранных показателей. Для достижения поставленной цели следует решить следующие задачи: 1. Обоснование актуальности работы. 2. Разработка модели и выбор обоснованных технических средств диагностики маслонаполненных трансформаторов. 3. Методы исследования растворённых в трансформаторном масле газов. 4. Исследование использования рассмотренной системы экспресс-анализа состояния маслонаполненных трансформаторов.
Введение

В городских и сельских электросетях эксплуатируется большое число маслонаполненных трансформаторов (МНТ). Учитывая то, что в настоящее время, в связи с экономическими трудностями, число вновь вводимых в эксплуатацию МНТ незначительно, основной задачей, решаемой при эксплуатации МНТ, является обеспечение их долговременной безаварийной эксплуатации. Для этого необходимо своевременно определять отклонения рабочих режимов МНТ. В большинстве случаев повреждение МНТ происходит в результате длительного воздействия неблагоприятных (локальных перегревов, частичных разрядов и т.д.) факторов. Очень часто, развитие дефекта носит лавинообразный характер, поэтому своевременное определение развивающегося дефекта позволит принять меры по предупреждению его развития и длительному сохранению работоспособности МНТ. Во многом состояние силового трансформатора зависит от состояния его изоляции и активной части. Известно, что при эксплуатации силовых МНТ напряжением 110 кВ и выше интенсивному старению, вследствие тяжелых условий эксплуатации, подвергается жидкая изоляция (ЖИ). В качестве жидкой изоляции наиболее часто применяется трансформаторное масло (ТМ), которое также является теплоотводящей средой. Как правило, диагностика состояния МНТ осуществляется лабораторными методами, путем отбора проб, что требует подготовки контейнеров для транспортировки масла, точное соблюдение технологии отбора пробы. При транспортировке проб под воздействием внешних факторов (света, влажности, температуры) происходит изменение показателей ТМ, что снижает объективность результатов контроля.
Содержание

ВВЕДЕНИЕ 4 1 Обзор литературы 6 1.1 Анализ повреждаемости силовых трансформаторов 6 1.2 Анализ существующего контроля состояния маслонаполненного трансформатора 10 1.3 Диагностические показатели жидкой изоляции и технические средства их контроля 16 1.4 Основные требования к системе экспресс-анализа состояния маслонаполненных трансформаторов 24 1.5 Обоснование модели диагностирования состояния силового трансформатора 28 1.5.1 Основные положения моделирования диагностики состояния силового трансформатора 28 1.5.2 Характеристика дефектного состояния МНТ 36 1.6 Условия и факторы выделения газов из ЖИ 51 1.7 Технические средства выделения и регистрации газов 57 1.7.1 Обоснование камеры выделения газов из трансформаторного масла 57 1.7.2 Обоснование и выбор технических средств для определения газосодержания жидкой изоляции 58 2 Методика проведения исследования 65 2.1 Описание камеры для выделения газов из ТМ 65 2.1.1 Описание лабораторной установки для исследования выделения и регистрации газов, растворенных в масле 66 2.1.2 Лабораторные исследования и анализ полученных результатов 70 2.2 Влияние стимулирующих факторов, используемых при выделении газов, на степень старения ТМ 72 3 Предлагаемая система экспресс-анализа состояния МНТ 75 4 Исследование использования системы экспресс-анализа состояния маслонаполненных трансформаторов 78 4.1 Исследование возможности регистрации изменения концентрации газов 78 4.2 Анализ изменения состояния МНТ, алгоритмы обработки данных 80 4.3 Выводы по разделу 91 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 93 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ 95 ПРИЛОЖЕНИЕ 1 103
Список литературы

1. Липштейн Р.А., Шахнович М.И. Трансформаторное масло. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 296 с. 2. Маневич Л. О. Обработка трансформаторного масла. - М.: Энергоатомиздат, 1985. -104 с. 3. Богородицкий Н.П., Пасынков В.В., Тареев Б.М. Электротехнические материалы,- М.: Энергоатомиздат, 1985,- С.94-98. 4. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., Неклепаев Б.Н., Антипов К.М., СурбаА.С., Чичинский М.И. О повреждениях силовых трансформаторов напряжением 110- 500 кВ в эксплуатации // Электрические станции, 2001, №9, с.53-58. 5. Бажанов С.А., Воскресенский В.Ф. Профилактические испытания изоляции оборудования высокого напряжения. - М.: Энергия, 1977,- 288 с. 6. Кустов С.С. Совершенствование системы капитальных ремонтов трансформаторов на напряжение 6 - 35 кВ распределительных электрических сетей: Автореф. дис. канд. техн. наук: 05.14.02 - М.: ВНИИЭ, 1981,-22 с. 7. Загянский А.И., Кислица Н.И., Пальчикова Е.П. Совещание в Минэнерго СССР по улучшению работы предприятий и районов электрических сетей // Электрические станции. - 1988,- N 3. - С. 90 - 92. 8. Гречко О.Н., Калачева Н.И. Современные тенденции в развитии системы контроля и диагностики состояния силовых трансформаторов 110¬750 кВ. Известия АН. Энергетика, 1996, №5. 9. Соколов В.В. Актуальные задачи развития методов и средств диагностики трансформаторного оборудования под напряжением. Известия АН. Энергетика, 1997, № 1. 10. Стрельников М.Ю. Система контроля тангенса угла диэлектрических потерь жидкой изоляции в составе маслонаполненного трансформатора: Автореф. дис. ...канд. техн. наук: 05.09.03. - Казань: КГТУ, 2001. - 20 с. 11. С.Н. Койков Перспективы развития неразрушающих методов диагностики электрической изоляции// Международная научно-техническая конференция ИЗОЛЯЦИЯ-99. Труды конференции. Санкт- Петербургский государственный технический университет, 15-18 июня 1999 г. 12. Ушаков В.Я. Старение изоляции и методы контроля ее состояния. Учебное пособие. -Томск: изд. ТПУ, 1993. -60 с. 13. Могузов В.Ф. Обслуживание силовых трансформаторов. - М.: Энергоатомиздат, 1991. - 192 с. 14. Троицкий A.A. Энергетика СССР за 70 лет // Электрические станции. 1987,-N 11,-С. 2-17. 15. Голоднов Ю.М. Контроль за состоянием трансформаторов. - М.: Энергоатомиздат, 1988.-88с. 16. Мещанинов В.А., Лопухова Т.В. Проблема диагностики силового электротехнического оборудования // Методы и средства технической диагностики: Сборник трудов XV Международной межвузовской школы - семинара, Йошкар-Ола, МарГУ, 1998 г., С. 63 - 67. 17. Некряченко Г.П., Михеев Г.М., Готлиб И.П. Диагностика трансформаторов// Известия инженерно-технологической Академии Чувашской республики. - Чебоксары, 1997. - N (4 - 7). - С. 287-291. 18. Михеев Гн.М., Михеев Г.М. Применение метода лазерной спектроскопии для анализа водорода, образующегося при электрическом пробое трансформаторного масла// Электричество - 1996. № 7. С.33-36 19. Леухин А.Н., Поляков И.Н., Попов ИИ. Метод дистанционного диагностирования высоковольтных трансформаторов на основе фотонного эха// Методы и средства технической диагностики: Сборник трудов XV Международной межвузовской школы-семинара, Йошкар-Ола, МарГУ, 1998 г., С. 50 -56. 20. Сотников В.В., Рыбаков Л.M., Солдаткин A.A. Внешнее магнитное поле трансформатора как диагностический фактор витковых замыканий // Методы и средства технической диагностики: Сборник трудов XV Международной межвузовской школы-семинара, Йошкар-Ола, МарГУ, 1998 г., С. 59 - 63. 21. Митрофанов Г.А., Стрельников М.Ю. Определение диэлектрических потерь изоляции электрооборудования// Промышленная энергетика, 1997, №6. 22. Приходько В.М., Кравченко В.И. , Приходько A.M. Мобильная установка для комплексных испытаний и диагностики изоляции. - Промышленная энергетика, 1995, N 10. 23. Бутырин П.А., Алпатов М.Е. Непрерывная диагностика трансформаторов //Электричество, 1998, № 7, с.45-55. 24. Алексеев Б.А. Системы непрерывного контроля состояния крупных силовых трансформаторов. Электрические станции, 2000, №8 с.62-71 25. Сви П.М. Контроль изоляции оборудования высокого напряжения. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 128 с. 26. РД 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования. М.: НЦ Энас, 1998. 27. Богородицкий Н. П., Пасынков В. В., Тареев Б. М. Электротехнические материалы,- М.: Энергоатомиздат, 1985,- 304 с. 28. Корицкий Ю. В. Электротехнические материалы. - М.: Энергия, 1976, - 232 с. 29. ГОСТ 6581-75. Материалы электроизоляционные жидкие. Методы электрических испытаний. - М.: Издательство стандартов, 1986. - 23 с. 30. Митрофанов Г.А., Стрельников М.Ю. Измеритель пробивного напряжения жидкой изоляции Материалы Всеросс. междисципл. научн. конф. «Вторые Вавиловские чтения», Йошкар-Ола: МарГТУ, 1997. 31. Михеев Г. М. Автоматизация приборов для исследования и контроля диэлектрических жидкостей в энергетике: Автореф. дис. ... канд. техн. наук: 01.04.01,- Ижевск: УдГУ, 1998,- 24 с. 32. Готлиб И.П., Михеев Г.М., Улисов П.А. Устройство для определения температуры вспышки трансформаторного масла// Тез. докл. Всероссийской межвузовской научно-практической конференции. - Чебоксары: ЧТУ,1996. -С. 33-34 33. ГОСТ 7822-75. Метод определения содержания растворенной воды. - М.: Издательство стандартов, 1983. - 10 с. 34. Базуткин В. В., Ларионов В. П., Пикталь Ю. С. Техника высоких на-пряжений: Изоляция и перенапряжения в электрических системах,- М.: Энергоатомиздат, 1986,- 464 с. 35. Кучинский Г. С., Кизеветтер В. Е., Пинталь Ю. С. Изоляция установок высокого напряжения.-М.: Энергоатомиздат, 1987,- 338 с. 36. Методика обнаружения повреждений в силовых трансформаторах с помощью анализа растворенных в масле газов,- М.: Союзтехэнерго, 1979,- 88 с. 37. РД 34.46.302-89. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов. М.: Союзтехэнерго, 1989. 38. ГОСТ 6433.5-84. Диэлектрики жидкие. Отбор проб. - М.: Издательство стандартов, 1985. - 23 с. 39. Крейчи М., Паюрек Я., Комерс Р. Вычисления и величины в сорбционной колоночной хроматографии. - М.: Мир, 1993. - 208 с. 40. Новак Й. Количественный анализ методом газовой хроматографии. - М.: Мир, 1978.- 160 с. 41. Беляевский O.A., Бельцер В.Р., Курбатова А.Ф., Степенков В.В. Устройство СКИ-2 для контроля частичных разрядов в изоляции высоковольтного оборудования. Международная научно-техническая конференция ИЗОЛЯЦИЯ-99. Труды конференции. Санкт-Петербургский государственный технический университет, 15-18 июня 1999 г. 42. Кучинский Г.С., Монастырский А.Е., Пильщиков В.Е. Диагностика маслонаполненного оборудования высших классов напряжения. Международная научно-техническая конференция ИЗОЛЯЦИЯ-99. Труды конференции. Санкт-Петербургский государственный технический университет, 15-18 июня 1999 г. 43. Баранник Е.Я., Проценко А.Р. Диагностика состояния изоляции масло-наполненного электрооборудования. Международная научно- техническая конференция ИЗОЛЯЦИЯ-99. Труды конференции. Санкт- Петербургский государственный технический университет, 15-18 июня 1999 г. 44. Бида E.M., Шустров В.А. Применение автоматического хроматографа // Электрические станции. - 1984. - №12. - С.64-66. 45. Давиденко И.В. Критерии теста на рабочее состояние силовых транс-форматоров 110 кВ, полученных на основе статистики хроматографического анализа растворенных в масле газов. 2-ой н.-т. семинар «Современные методы и средства оценки технического состояния и продления сроков эксплуатации высоковольтного оборудования энергосистем». М., 2001. 46. ГОСТ 116787-85. Трансформаторы силовые. Общие технические условия. - М.: Издательство стандартов, 1986. - 24 с. 47. Венедиктов C.B. Метод, алгоритмы и средства диагностирования маслонаполненного электроаппарата с системой активной циркуляции жидкого диэлектрика. Автореф. дис. ...канд. техн. наук: 05.09.03. - Казань: КГЭУ, 2001.-20 с. 48. Калявин В.П., Рыбаков Л.М. Надежность и диагностика электроустановок // МарГУ. Йошкар-Ола, 2000, 348 с. 49. Алексеев В.Г., Несвижский Е.И. Выбор оптимальных значений критериев при диагностике состояния силовых трансформаторов по результатам анализа растворенных в масле газов// Электрические станции. 50. Гречко О.Н., Курбатова А.Ф. Граничные значения характеристик изоляции нормально работающих маслонаполненных трансформаторов тока. 2-ой н.-т. семинар «Современные методы и средства оценки технического состояния и продления сроков эксплуатации высоковольтного оборудования энергосистем» М., 2001. 51. Кузьмичев В.Е. Законы и формулы физики. Справочник. - Киев: Наукова думка, 1989. - 864 с. 52. Митрофанов Г.А., Еремин A.A., Кропинов A.M., Михеев A.B. Статистическое распределение молекул газа вблизи энергетического барьера // Обозрение прикладной и промышленной математики, 1998, Т.5, вып.2, ч1, «Пятая Всероссийская школа -коллоквиум по стохастическим методам», М.: ТВП, 1998 53. Черножуков Н.И., Крейн С.Э. Окисляемость минеральных масел. - М.: Гостоптехиздат, 1959. - 370 с. 54. Джуварлы Ч.М., Иванов К.И., Курлин P.A., Липштейн P.A. Электроизоляционные масла. - М.: Гостоптехиздат, 1963. - 273 с. 55. Митрофанов Г.А., Кропинов A.M., Михеев A.B., Поляков И.Н. Влияние акустического возмущения на статистическое распределение молекул газа вблизи энергетического барьера// Обозрение прикладной и промышленной математики, 1999, Т.6, вып.1, ч.П, «Шестая Всероссийская школа -коллоквиум по стохастическим методам», М.: ТВП, 1999. 56. Митрофанов Г.А., Кропинов A.M., Мартынов А.Н., Михеев A.B. Статистическое распределение газовых молекул вблизи энергетического барьера в замкнутом объеме// Обозрение прикладной и промышленной математики, 2000, Т.7, вып.2, ч.П, «Седьмая Всероссийская школа - коллоквиум по стохастическим методам», М.: ТВП, 2000. 57. Кропинов A.M., Митрофанов Г.А., Мартынов А.Н., Евдокимов А.О., Михеев A.B. Влияние молекулярных фильтров на статистическое распределение газовых молекул// Обозрение прикладной и промышленной математики. - 2001. - Т.7. - Вып. 2. 58. Аракелян В. Г., Сенкевич В. Д. Ранняя диагностика повреждения изоляции высоковольтного маслонаполненного оборудования// Электротехническая промышленность. Сер. 02. Аппараты высокого напряжения." М.: Информэлектро, 1986,- 32 с. 59. Приборы для неразрушающего контроля материалов и изделий. Кн. 1/ Под ред. В. В. Клюева.- М.: Машиностроение, 1986,- 488 с. 60. Альперин В.В., Конкин Э.И., Кузьмин A.A. Современные электрофизические методы и аппаратура для анализа газов в жидкостях и газовых смесях. - М.: Химия, 1975. - 184 с. 61. Михеев Г.М. Лазерная диагностика водорода на основе вынужденного комбинационного рассеяния света: Автореф. дис. ...доктора, физ.-мат. наук: 01.04.01. - Ижевск: УдГУ, 1999.-40 с. 62. Митрофанов Г. А., Еремин А. А., Кропинов А. М., Михеев А. В., Окишев В. А. Диагностический контроль жидкой изоляции маслонаполненного электрооборудования// Тр. Международной н.-т. конференции по электрической изоляции "Изоляция - 99",- С.-П.: "НЕСТОР", 1999, - С. 133-135. 63. Митрофанов Г.А., Кропинов A.M., Мартынов А.Н., Михеев A.B. Плёночный датчик водорода// Мат-лы 4 - го Международного симпозиума "Вакуумные технологии и оборудование". Харьков: ИПЦ «Контраст», 2001. 64. Рылов В.А. Оптические газоанализаторы. Ретроспективный обзор. Приборы и системы управления, 1999, № 9. С. 17-20. 65. Павленко В.А. Газоанализаторы. М. - Л., Машиностроение. 1965. 66. Михеев A.B. Изменение спектров поглощения трансформаторного масла при старении Материалы региональной научно-практической конференции «Актуальные вопросы совершенствования технологии производства», Йошкар-Ола, 2001. 67. Михеев A.B. Структурный анализ органических жидкостей Материалы региональной научно-практической конференции «Актуальные вопросы совершенствования технологии производства», Йошкар-Ола, 2000. 68. Митрофанов Г. А., Еремин А. А., Кропинов А. М., Михеев А. В., Окишев В. А. Контроль электрофизических показателей жидкой изоляции маслонаполненного электрооборудования// Проблемы энергетики. - 1999.-№5-6.-С. 31-36. 69. Митрофанов Г.А. Диагностика трансформаторного масла при эксплуатации сельских электроустановок: Автореф. дис. ... канд. техн. наук. 05.20.02. - Челябинск: ЧИМЭСХ, 1990. - 20 с. 70. Митрофанов Г.А., Пястолов A.A. Контроль состояния жидкой изоляции электрооборудования// Техника в с.х., 1988, № 6. - С.57-58. 71. Митрофанов Г.А., Кропинов A.M., Мартынов А.Н., Михеев A.B. Диагностический контроль состояния трансформаторного масла// Мат-лы докл. 3-го Международного науч. симпозиума по энергетике, окружающей среде и экономике. - Казань: КГЭУ,2001. 72. Грешилов A.A., Стакун В.А., Стакун A.A. Математические методы построения прогнозов. М.: Радио и связь, 1997. 73. Технические средства диагностирования/ Под общ. ред. В. В. Клюева,- М.: Машиностроение, 1989,- 672 с. 74. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика. - М.: Высшая школа, 1998. - 479 с. 75. Афифи А., Эйзен С. Статистический анализ: Подход с использованием ЭВМ/ Под ред. Г.П. Башарина. - М.: Мир, 1982. - 488 с. 76. ГОСТ 8.207-76 Государственная система обеспечения единства измерений. Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения. - М.: Издательство стандартов, 1985. - 32 с. 77. Митрофанов Г.А., Мартынов А.Н., Михеев A.B., Тихонов СВ. Экспресс-метод контроля состояния жидкой изоляции силовых электроаппаратов // Проблемы энергетики. 2000. -№11-12. - С.32-35.
Отрывок из работы

1 Обзор литературы 1.1 Анализ повреждаемости силовых трансформаторов Жидкая изоляция в маслонаполненном электрооборудовании выполняет две основные функции: используется в качестве изоляции и служит для отвода теплоты. В качестве жидкой изоляции наиболее часто применяется нефтяно трансформаторное масло. При этом надежность электроснабжения во многом зависит от состояния изоляции маслонаполненных трансформаторов. Путем анализа состояния жидкой изоляции возможна оценка состояния маслонаполненного трансформатора в целом без его отключения. Как правило, оценивая состояния трансформаторного масла, делают вывод о возможности дальнейшей работы оборудования. Изоляция в трансформаторах подвергается воздействию различных факторов, которые способствуют ускорению ее старения, таких как: высокая температура (в верхних слоях может достигать 95° С), высокая напряженность электрического поля (до 7 МВ/м). Трансформаторное масло может взаимодействовать с такими металлами как, медь, железо, что так же приводить к увеличению скорости его старения. Под действием высоких температур происходит старение твердой изоляции (целлюлозной изоляции), продукты распада которой попадают в масло. Все эти факторы приводят к ухудшению электроизоляционных свойств изоляции и снижают надежность работы трансформаторов [1-3]. В связи с тем, что значительное количество оборудования находится в эксплуатации больше нормативного срока службы (25 лет), большое значение приобретает контроль состояния изоляции, скорости ее старения. Причем тенденция к использованию оборудования, выработавшего свой нормативный ресурс, наблюдается не только в России, но и в других промышленно развитых странах. В России, в настоящее время замена силовых трансформаторов идет крайне медленно, так в 1993 г. составила 1,1 %, а в 1999 г.-0,5% [4]. По данным [4] в 1999 г. в ЕЭС России в эксплуатации электрических сетей напряжением 110-750 кВ общая мощность установленных силовых трансформаторов и автотрансформаторов равнялась 567569 МВ-А, что составляло около 50 % от установленной мощности всех силовых трансформаторов (включая трансформаторы с напряжением ниже 110 кВ) находящихся в эксплуатации. По данным эксплуатации [5-7] наблюдается высокий процент ежегодной повреждаемости электроаппаратов (2,3 - 6,0 % от числа эксплуатируемых). По результатам трех и шестигодичной периодичности испытаний было отбраковано соответственно 3,8 и 6,9 % от числа установленных трансформаторов за год. По классам напряжений распределение повреждений маслонаполненных оборудования следующее: 35 кВ - 29 % от общего числа повреждений; 110 кВ - 47 %; 220 кВ - 19 %; 330 кВ - 2 %; 500 кВ - 3 %. Как видно из приведенных данных наибольшая повреждаемость у трансформаторов с напряжением 35 кВ - 220 кВ (95 % повреждений) [4, 8]. В данной работе предлагается система диагностики для трансформаторов напряжением 110 кВ и 220 кВ. На долю этих трансформаторов приходится более половины отказов и технических нарушений силовых трансформаторов. Необходимо учитывать тот факт, что из-за медленной замены трансформаторов изменяется характер повреждений силовых трансформаторов. Так, например, если в 1985-1987 г. г. причинами отказов в 40-60% случаев были повреждения внешних систем, 21-26% - загрязнение и старение изоляции и 12-16% другие повреждения в результате износа, то в период 1991-1996 г.г. более половины повреждений произошли уже в результате старения и загрязнения изоляции, снижения ее электрической прочности и ее пробоя, причем более 50% аварий произошло на трансформаторах со сроком эксплуатации свыше 15 лет [8]. Согласно правилам эксплуатации, первый капитальный ремонт трансформатора должен производиться после первых 12 лет эксплуатации, затем ремонт производится по данным о состоянии трансформатора. Нормированный срок службы трансформаторов составляет 25 лет, а в настоящее время, в связи с экономическими трудностями наблюдается тенденция в сторону увеличения количества трансформаторов, работающих более 25лет. В связи с этим, находящиеся в эксплуатации трансформаторы по периодам службы можно разделить на 3 группы [4]: срок службы до 12 лет; срок службы до 25 лет; срок службы свыше 25 лет. Для каждой из этих групп характерны различные виды повреждений. Для трансформаторов со сроком службы до 12 лет: внутренние повреждения трансформаторов из-за длительного неотключения при сквозных коротких замыканиях на стороне 10 кВ; повреждения обмоток высшего напряжения из-за возникновения межвиткового замыкания; повреждения негерметичных вводов, длительно хранившихся на складе до установки в трансформатор; перекрытия масляного канала герметичных вводов по внутренней поверхности нижней фарфоровой покрышки; нарушение целостности контактной системы и токоограничивающих сопротивлений контактора РПН, приведшие к образованию электрической дуги и выбросу масла. Для периода эксплуатации 12-25 лет: повреждения обмоток низшего напряжения при резко переменных нагрузках дуговых электрических печей завода; повреждения из-за увлажнения и загрязнения изоляции обмоток; увлажнения бакелитовой изоляции контактора РПН; повреждения негерметичных вводов из-за увлажнения и загрязнения внутренней изоляции; перекрытие масляного канала герметичных вводов по внутренней поверхности нижней фарфоровой покрышки. Период эксплуатации после окончания нормативного срока службы (свыше 25 лет): внутренние повреждения трансформаторов из-за длительного их неотключения при сквозных коротких замыканиях на стороне 10 кВ; повреждения РПН и обмоток трансформаторов при переключениях РПН; повреждения трансформаторов из-за нарушения контактов отвода обмоток, обрыва части проводников гибкой связи от вводного изолятора к обмотке, отгорания отвода обмотки в баке трансформатора с замыканием на ярмовую балку; повреждения негерметичных вводов из-за увлажнения и загрязнения внутренней изоляции; износ изоляции обмоток. Для трансформаторов, находящихся в эксплуатации, независимо от срока службы, один из наиболее часто встречающихся дефектов – это повреждения вводов. Для трансформаторов, находящихся в эксплуатации до 12 лет, повреждения в основном вызваны механическими дефектами. При сроке эксплуатации более 12 лет, на надежность работы МНТ значительное влияние оказывает старение жидкой и твердой изоляции, загрязнение ее продуктами распада связующих материалов. При увеличении срока службы изоляции одной из причин повреждений МНТ является увлажнение изоляции. Данные о повреждаемости силовых трансформаторов в Австралии и Новой Зеландии, а также в Канадской энергосистеме «Hydro Quebec» [9] подтверждают, что основными элементами, в которых возникают повреждения, являются обмотки, вводы и устройства РПН, а типичными видами отказов являются: ухудшение и нарушение изоляции обмоток, устройств РПН и вводов; механические повреждения обмоток; нарушения в цепях токоведущих соединений отводов и устройств РПН. Для оценки состояния вопроса непосредственно в энергослужбах сделан анализ повреждаемости трансформаторов на примере Йошкар-Олинских электрических сетей ОАО "Мариэнерго" за шесть лет (1995¬2000 гг.). Результаты анализа представлены в табл. П 1.1-П 1.3 [10]. Анализ таблиц П 1.1 – П 1.3 показывает, что суммарная мощность трансформаторов (? III габарит) составляет 86,63 % (1278,55 МВт) от общей мощности (1475,45 МВт) всех трансформаторов при количественном соотношении 5,84 % (80 шт. от общего количества, равного 1370 шт.). В Йошкар-олинских сетях неудовлетворительность по качеству масла трансформаторов (> III габарит) составляет ~ 3,13%, т. е. недоотпуск электроэнергии потребителям при выходе из строя мощного трансформатора будет достаточно велик. 1.2 Анализ существующего контроля состояния маслонаполненного трансформатора Обеспечение надежного снабжения электроэнергией потребителей во многом зависит от надежной работы силовых маслонаполненных трансформаторов. Анализ повреждений трансформаторов, проведенный некоторыми исследователями [8], показал, что в большинстве случаев (до 90% отказов) выход из строя МНТ можно было предотвратить путем своевременной и качественной диагностики. Задача профилактических испытаний – достоверное определение оставшегося срока службы маслонаполненного трансформатора [11]. Применяемые в настоящее время методы контроля состояния комбинированной изоляции основанные на регистрации частичных разрядов (ЧР), измерении тангенса угла диэлектрических потерь (tg?), сопротивления изоляции и токов абсорбции, интенсивности газовыделения и анализа химического состава газов в полной мере эту задачу решить не могут из-за отсутствия описания механизмов старения и многокомпонентного состава изоляции (жидкость, твердые диэлектрики, газы), а так же по причине взаимодействия друг с другом отдельных компонентов изоляции и влияния на них токоведущих частей [12]. Мероприятия по диагностике трансформаторов можно условно разделить на несколько групп [13-15] 1. Мероприятия по диагностике состояния силовых трансформаторов при эксплуатации: не требующие прикосновения к работающему трансформатору (внешний осмотр трансформатора, контроль показаний датчиков давления, температуры, уровня масла); связанные с необходимостью прикосновения к МНТ или вспомогательным устройствам. К этой категории относится отбор проб для измерения электрофизических показателей и химического анализа, а также измерение специальной аппаратурой частичных разрядов и т.д. 2. Работы, выполняемые на отключенном МНТ: профилактические испытания, различные виды ревизий и т.д. без вывода в ремонт (измерение tg? изоляции, измерение сопротивления и т.д.); с выводом в ремонт (плановый профилактический ремонт). Мероприятия, связанные с отключением МНТ не желательны в связи со значительными простоями и перебоями в подаче электроэнергии, поэтому наиболее актуальна проблема контроля состояния МНТ под напряжением. Методы контроля состояния МНТ можно разделить на две группы [12]: 1. На основе измерения электрических характеристик: измерение пробивного напряжения (Uпр); измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tg?); измерение электрического сопротивления изоляции; регистрация частичных разрядов. 2. Физико-химические методы контроля: хроматографический анализ растворенных газов (ХАРГ); тепловизионный контроль; измерение температуры вспышки паров; акустический контроль; оптические методы контроля; химический анализ. В таблице 1.1 приведены основные применяемые методы диагностики состояния МНТ, дана их диагностическая ценность, а также указан характер изменения показателя во времени [4]. Таблица 1.1 Метод контроля Анализируемый процесс Вид диагностической ценности Хроматографический анализ газов, растворенных в масле Перегрев токоведущих соединений и элементов конструкции внутренней изоляции, электрический разряд в масле Сопутствующий показатель физико-химического разрушения изоляции. Монотонность изменения во времени при развитии процесса. Детерминированная диагностическая ценность Измерение степени полимеризации бумажной изоляции Износ бумажной изоляции Функция физико-химического разрушения изоляции. Монотонность изменения по времени при развитии процесса. Детерминированная диагностическая ценность Измерение содержания фурановых соединений в масле Старение бумажной изоляции Сопутствующий показатель физико-химического разрушения изоляции. Отсутствие монотонности и значимых различий изменения содер¬жания от срока эксплуатации и времени износа изоляции. Случайная диагностическая ценность Измерение мутности масла Коллоидно-дисперсные процессы в высоковольтных герметичных вводах Функция физико-химического состояния коллоидно-дисперсной системы. Монотонность изменения во времени при развитии процесса. Детерминированная диагностическая ценность. Измерение поверхностного натяжения * Старение масла Функция полярности жидкости. Монотонность изменения во времени при развитии процесса. Детерминированная диагностическая ценность. ? Продолжение таблицы 1.1 Метод контроля Анализируемый процесс Вид диагностической ценности ИК - спектрометрия Старение масла Сопутствующий показатель наличия продуктов старения масла. Монотонность изменения во времени при развитии процесса. Детерминированная диагностическая ценность. Тепловизионный контроль Локальные зоны перегрева Сопутствующий показатель теплового состояния транс-форматора и токоведущих частей. Монотонность изме-нения во времени при разви¬тии процесса. Детерминиро¬ванная диагностическая ценность Измерение частичных разрядов Ионизационные процессы в изоляции Сопутствующий показатель физико-химического разрушения изоляции. Отсутствие монотонности изменения во времени при развитии процесса. Случайная диагностическая ценность Измерение сопротивления короткого замыкания Деформация обмоток Сопутствующий показатель изменения геометрии обмоток. Монотонность изменения во времени при развитии процесса. Детерминированная диагностическая ценность Метод низковольтных импульсов Деформация обмоток Сопутствующий показатель изменения геометрии обмоток. Монотонность измерения во времени при развитии процесса. Детерминированная диагностическая ценность Определение усилий прессовки обмоток трансформатора по частоте собственных колебаний системы прессовки при внешнем импульсном механическом воздействии Распрессовка обмоток Сопутствующий показатель степени прессовки обмоток. Монотонность изменения во времени при развитии процесса. Детерминированная диагностическая ценность Очевидно, что наиболее приемлемый вариант контроля состояния МНТ – без его отключения, что позволит избежать потерь из-за простоя трансформатора. Измерение степени полимеризации бумажной изоляции, измерение сопротивления короткого замыкания, метод низковольтных импульсов для определения деформации обмоток и определение усилий прессовки обмоток трансформатора по частоте собственных колебаний системы прессовки при внешнем импульсном механическом воздействии требуют отключения оборудования, что не желательно. При условии монотонности изменения во времени характеристики изоляции возможно прогнозирование срока эксплуатации изоляции данного аппарата, поэтому измерение частичных разрядов и содержания фурановых соединений в ЖИ при оценке возможного срока эксплуатации МНТ не имеет большой ценности. Путем тепловизионного контроля возможна локализация дефекта, а судить о процессах, происходящих в ЖИ, их скорости и об их причинах затруднительно. При этом возможно определение дефектов, имеющих только тепловое следствие. Измерение мутности масла и поверхностного натяжения свидетельствует об ухудшении показателей ЖИ, но связь между этими показателями и состоянием МНТ неоднозначна и требует дополнительного анализа. При помощи хроматографического анализа газов, растворенных в масле, возможно судить о физико-химическом разрушение изоляции, а так же приближенно оценивать ее ресурс. В настоящее время широко проводятся работы по технической диагностике МНТ [16-21]. Для достижения поставленной цели используются как стационарные автоматические, так и мобильные устройства [22]. В настоящее время предполагается "отказаться от периодических ремонтов электрооборудования в заранее заданном объеме и перейти к системе обслуживания и ремонта оборудования по его состоянию, что позволит своевременно устранять неисправности и значительно снизить затраты времени и средств на ремонт" [16]. Очевидно, для перехода к системе обслуживания и ремонта оборудования по его состоянию необходим непрерывный контроль электрооборудования без его отключения. Одна из целей диагностики – прогнозирование срока службы электрооборудования. Существуют два способа прогнозирования [11]: на основе ускоренного старения. Способ основан на разрушающих методах диагностики и позволяет получить только статистические данные, но не дает информации об индивидуальном сроке службы электроаппарата (средний срок службы). Данный способ не учитывает индивидуальные особенности МНТ (срок его эксплуатации, начальное состояние); на основе неразрушающих методов, основанных на поиске корреляции между измеряемыми характеристиками и индивидуальным сроком службы конкретного изделия. Для МНТ перспективен второй способ прогнозирования, так как необходимо учитывать индивидуальные особенности силового трансформатора, время нахождения его в эксплуатации. Существуют методы диагностики трансформаторов под нагрузкой по данным измерений токов и напряжений обмоток [23], но они не несут в себе информацию о характере повреждения МНТ, а только сигнализируют о нарушении нормального режима работы трансформатора. За рубежом, в частности в США, разработки систем непрерывного контроля состояния силовых трансформаторов начались с начала 80-х годов. Но исследование демонстрационных моделей началось лишь с 90-х годов. Системы непрерывного контроля состояния МНТ применяются только для крупных силовых трансформаторов в связи с их высокой стоимостью (используется до нескольких десятков датчиков контролирующих различные параметры, например, температуру и влажность масла, ток, напряжение, газы, растворенные в масле, датчики работы системы охлаждения, уровень масла и давление масла во вводах),. Обработка данных с датчиков ведется, как правило, промышленным компьютером, установленном в металлическом шкафу на подстанции. В данных системах для определения газосодержания наиболее часто используется датчик водорода «Hydran» компании «Syprotec», реагирующий также и на смесь других газов (окись углерода - 18% по чувствительности, этилен – 8% чувствительности), причем для обработки данных с датчика строятся сложные модели работы датчика (с целью разделения регистрируемых газов) [24]. В состав системы непрерывного контроля состояния силовых трансформаторов фирмы «Siemens» (ФРГ) входят электрические и акустические датчики частичных разрядов, датчики содержания влаги в масле, устройства непрерывного анализа газов, растворенных в масле (используется датчик водорода «Hydran» компании «Syprotec», реагирующий так же и на смесь других газов (окиси углерода, этилена, ацетилена), термодатчики, установленные в разных точках трансформатора, устройства контроля диэлектрических характеристик вводов. Система также собирает данные о режимах работы трансформатора и его вспомогательных устройств. Система TRAS института MIT и компании Westinghouse (США) включает акустические датчики частичных разрядов, датчики влаги в масле, датчики температуры и датчик газов, растворенных в масле (аналогичен датчику, установленному в системе фирмы «Siemens»), Данная система может прогнозировать состояние трансформатора. Применения систем непрерывной диагностики за рубежом находится в стадии исследований, в России подобные системы в настоящее время не применяются. 1.3 Диагностические показатели жидкой изоляции и технические средства их контроля Для трансформаторного масла определяют две области его эксплуатации [29-30]: область «нормального состояния масла» (интервал от предельно допустимых значений после заливки масла в электрооборудование до значений, ограничивающих область нормального состояния масла в эксплуатации), когда состояние масла гарантирует надежную работу электрооборудования и при этом достаточно минимального контроля показателей (сокращенный анализ); область «риска» (интервал от значений, ограничивающих область нормального состояния масла до предельно допустимых значений показателей качества масла в эксплуатации), когда ухудшение даже одного показателя качества масла приводит к снижению надежности работы электрооборудования и требуется более учащенный и расширенный контроль для прогнозирования срока его служба и принятия специальных мер по восстановлению эксплуатационных свойств масла с целью предотвращения его замены и вывода электрооборудования в ремонт. ТМ контролируется при изготовлении, при поступлении на подстанции, при заливке в трансформатор, в ходе эксплуатации [25]. Согласно нормам, у свежих ТМ, предназначенных к заливке в электрооборудование, контролируется 11 показателей (по решению технического руководителя может быть увеличено до 18), в ходе эксплуатации контроль осуществляется по 11 основным, приведенным ниже. 1. Испытание повышенным напряжением. Для трансформаторного масла нормируется электрическая прочность, которая определяется по пробивному напряжению [27-30]. Для электрооборудования от 60 до 150 кВ она составляет не менее 35 кВ, от 220 до 500 кВ – не менее 45 кВ. Испытания проводятся согласно ГОСТ [26] в стандартном разряднике, представляющем собой два плоских или сферических электрода диаметром 25 мм, расположенных в фарфоровой ванночке на расстоянии 2,5 мм друг от друга. Для испытания используют аппараты АИИ-70, АИМ-80 либо другого типа. Снижение пробивного напряжения свидетельствует, как правило, о загрязнении масла водой, воздухом, волокнами и другими примесями. Практически любое повреждение в трансформаторе со временем приводит к снижению пробивного напряжения масла. 2. Кислотное число – количество едкого калия, необходимого для нейтрализации свободных кислот, и составляет не более 0,25 мг КОН/г масла [26]. Используется химический метод определения. 3. Температуру вспышки в закрытом тигле определяют при нагреве масла при постоянном перемешивании путем поднесения источника пламени или от электрической искры в парах ТМ [31-32]. Должна быть не ниже 125°С. 4. Влагосодержание определяют по ГОСТ [33] химическим методом по количеству водорода, выделяющегося при взаимодействии масла с гидридом кальция за определенное время, при этом допускается определение влагосодержания методом Фишера (неприменим для окислившегося масла). Допускается определение влагосодержания хроматографическим методом по РД.34.43.107-95, но в настоящее время не во всех химических лабораториях данная методика хорошо отработана, поэтому применяется редко. Максимальное влагосодержание зависит от типа защиты масла от окисления. 5. Содержание механических примесей для оборудования до 220 кВ обычно в лабораториях определяют на просвет визуально. При визуальном обнаружении содержание механических примесей определяют путем пропускания масла через фильтр и дальнейшего его взвешивания. 6. Тангенс угла диэлектрических потерь tg? определяется с помощью моста переменного тока Р525 и Р5026 при температуре 70 и 90°С в ячейке «закрытого» типа [28, 34, 35]. 7. Содержание водорастворимых кислот и щелочей. Определение при помощи химического анализа на основе реакции 0,02 %водного раствора метилоранжа (для кислот). Для щелочей и мыл применяется 1% спиртовой раствор фенолфталеина. 8. Содержание антиокислительной присадки АГИДОЛ-1 (2,6- дитретбутил-4-метил-фенол или ионол). Определяется хроматографическим методом [26]. 9. Содержание растворимого шлама. 10. Газосодержшие ТМ. Общее газосодержание определяется с помощью абсорбциомера и хроматографическим методом [36-37]. Принцип действия абсорбциомера заключается в распылении через форсунку ТМ в условиях глубокого вакуума [15]. По изменению давления газа в надмасляном пространстве судят о количестве газа, растворенного в ТМ. При этом извлекается почти весь газ, растворенный в ТМ. Из-за необходимости создания глубокого вакуума применение данного прибора ограничено. В настоящее время для определения газосодержания широко используются хроматографы. Как правило, помимо определения общего газосодержания производится одновременно контроль состава растворенных в ТМ газов и их концентраций. 11. Содержание фурановых производных. Определение производится хроматографическим методом [26]. Рекомендуется определять в случае, если по результатам хроматографического анализа растворенных в масле газов было обнаружено повышенное содержание СО и СО2. Данный показатель свидетельствует о возможных процессах разрушения твердой изоляции, что крайне опасно для МНТ. В связи с тем, что данный показатель был введен недавно, его определение осуществляется не во всех энергослужбах и методика его определения находится в стадии разработки. Из рассмотренных выше показателей для диагностики состояния МНТ, как правило, используется хроматографический анализ растворенных в масле газов. Данный метод контроля состояния МНТ наиболее полно охватывает возможные дефекты, но хроматографический метод требует особых условий при его проведении. При отборе и транспортировке пробы масла до лаборатории одно из основных требований – обеспечить герметичность и не допустить загрязнения или увлажнения масла. При этом время хранения пробы до проведения анализа должно быть минимальным (не более суток) [15, 38]. Отбор проб должен производиться высококвалифицированными специалистами и, для достоверности анализа, необходимо исключить контакт пробы с внешней средой не только при транспортировке, но и при отборе из бака трансформатора. Наиболее широко распространен отбор проб в стеклянные шприцы [15]. Предварительно необходимо проверить шприц на герметичность. Для отбора пробы масла на трансформаторе имеется специальный патрубок. Перед отбором патрубок должен быть очищен от загрязнений. При отборе нужно слить некоторое количество масла, застоявшегося в патрубке, промыть маслом шприц и маслоотборное приспособление.
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Дипломная работа, Технологические машины и оборудование, 39 страниц
468 руб.
Дипломная работа, Технологические машины и оборудование, 77 страниц
400 руб.
Дипломная работа, Технологические машины и оборудование, 57 страниц
450 руб.
Дипломная работа, Технологические машины и оборудование, 93 страницы
450 руб.
Дипломная работа, Технологические машины и оборудование, 82 страницы
450 руб.
Дипломная работа, Технологические машины и оборудование, 69 страниц
450 руб.
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg