Презентація на тему ДІАГНОСТУВАННЯ СИЛОВИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ Комплексне діагностування
Подібні презентації
Презентація на тему: " ДІАГНОСТУВАННЯ СИЛОВИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ Комплексне діагностування підстанційного високовольтного електрообладнання 140448 Технічна експлуатація." - Транскрипт:
1 ДІАГНОСТУВАННЯ СИЛОВИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ Комплексне діагностування підстанційного високовольтного електрообладнання Технічна експлуатація та обслуговування електричного та електромеханічного обладнання в енергетиці Міністерство освіти і науки України Федеральна державна освітня установа середньої професійної освіти «Чебоксарський електромеханічний
2 Схема розташування високовольтного електрообладнання (для однієї фази) на підстанції 110, 220 кВ 1, 2 - високовольтні введення на 110, 220 кВ; 3 – опорний ізолятор - ПЛ 110, 220 кВ 1 2 Вентильний розрядник (ОПН) 110, 220 кВ Трансформаторна олія Високовольтний вимикач 3 Ошинівка
3 1. Об'єкт технічного діагностування - виріб та (або) його складові частини, що підлягають (піддаються) діагностуванню (контролю) 2. Технічний стан об'єкта Стан, який характеризується в певний момент часу, за певних умов зовнішнього середовища, значеннями параметрів, встановлених технічною документацією на об'єкт 3. Технічна діагностика – область знань, що охоплює теорію, методи та засоби визначення технічного стану об'єктів 4. Технічне діагностування – визначення технічного стану об'єкта. Примітки:1. Завданнями технічного діагностування є контроль технічного стану; пошук місця та визначенняпричин відмови (чи справності); прогнозування технічного стану 2. Термін «Технічне діагностування» застосовують у найменуваннях та визначеннях понять, коли розв'язувані завдання технічного діагностування рівнозначні або основний задач» є пошук місця та визначення причин відмови (несправності). Термін «Контроль технічного стану застосовується, коли основним завданням технічного діагностування є визначення технічного стану. Діагностування ГОСТ Технічна діагностика Терміни та визначення
4 Кількість встановлених трансформаторів у системі енергетики Чуваської Республіки за роками
5 Основні елементи силового трансформатора 1 – термосигналізатор; 2 – гак для підйому трансформатора; 3 – регулятор напруги; 4 – масловказівник; 5 – розширювач; 6 – реле рівня олії; 7 – патрубок для з'єднання запобіжної труби з розширювачем; 8 – запобіжна труба; 9 – циліндр захисту вводу під час транспортування; 10 - введення ПН; 11 - введення ВН; 12 - введення нейтралі; 13 – щиток виробу; 14 - термосифонний фільтр; 15 – ковзанка; 16 – каретка; 17 – радіатор; 18 - пробка для відбору проби олії; 19 – планка; 20 – бак трансформатора; 21 - засувка для зливу олії; 22 - газове реле; 23 - осушувач повітря; 24 - кран для доливки олії
6 Загальний вигляд силового трансформатора Система охолодження Сердечник Введення низької напруги Виведення нейтралі Обмотка низької напруги Бак Олія
7 Основні елементи силового трансформатора з РПН виносним контактором (РНТ-13) 1-9-відгалуження регулювальної обмотки ВН; 10 - магнітопровід; 11 – газове реле; 12 – вихлопна труба; 13 - масловказівник; 14 - трансформаторне масло; 15 – розширювач; 16 – перемикач; 17 – горизонтальний вал; 18 –контактор; 19 - вертикальний карданний вал; 20 – ноніусна муфта; 21 - привід РПН; 22 - реактор; 23 – бак трансформатора; W осн, W рег – відповідно основна та регулювальна обмотка ВН, W 2 – обмотка ПН
8 Діагностика ланцюгів обмоток силових трансформаторів в режимі коли трансформатор відключений 1. Вимірювання опору ізоляції 2. Визначення опору постійному струму 3. Визначення діелектричних втрат 4. Вимірювання коефіцієнта трансформації 5. Вимірювання сили струму і втрат холостого ходу 7. Фізико-хімічний аналіз трансформаторної олії
9 Фізико-хімічний аналіз трансформаторного масла 1.Визначення пробивної напруги 2.Вимірювання тангенсу кута діелектричних втрат 3.Визначення механічних домішок (класу чистоти) 4.Визначення температури спалаху 5.Вимірювання вологовмісту (кількісний і якісний)6. 7.Визначення кислотного числа (КОН) 8.Визначення загального вмісту держаку 9.Хроматографічний аналіз 10. Визначення фуранових сполук 11. Визначення стабільності проти окислення 1.
10 Вимірювання опору ізоляції Вимірювання виробляють мегаомметром на 2500 В
11 Визначення опору постійному струму i Найбільш характерними дефектами, які виявляються при цьому вимірі, є: 1) обрив одного або кількох паралельних проводів у відводах; 2) порушення паяння; 3) недоброякісний контакт приєднання відводів обмотки до вводів; 4) недоброякісний контакт у перемикачах ПБВ чи пристроях РПН; 5) неправильне встановлення приводу ПБВ; 6) обрив струмообмежувальних резисторів швидкодіючих РПН
12 Елементи СТ однієї фази з реакторним РПН (можливі розташування дефектів) а) 1 7відгалуження регулювальної обмотки; До 1, До 2 – контакти контактора; П 1, П 2 – контакти перемикача; Р – реактор; б) 1 22 – точки розташування контактів, де можливий поганий контакт
13 Схема вимірювання малих опорів постійному струму СТ: (до 10 Ом) GB – акумулятор; АВ – автомат; До 1, До 2 – ключі; R – реостат
14 Схема вимірювання великих опорів постійному струму СТ (менше 10 Ом) GB – акумулятор; АВ – автомат; До 1, До 2 – ключі; R – реостат
15 Принципова схема одинарного моста постійного струму: УР – покажчик рівноваги; r і - вимірюваний опір; GB – акумулятор; До 1 та К 2 – ключі; R-реостат Дана схема застосовується для вимірювання великих опорів (1 Ом і більше)
16 Принципова схема подвійного моста постійного струму УР – покажчик рівноваги; r і - вимірюваний опір; GB – акумулятор; До 1 та К 2 – ключі; R – реостат Дана схема застосовується для вимірювання малих опорів (менше 1 Ом)
17 Визначення діелектричних втрат Контроль ізоляції tg дозволяє: -дати усереднений стан діелектрика; -Виявити загальне зволоження ізоляції, старіння матеріалу; -визначити руйнування ізоляції внаслідок тривалої іонізації
18 Вимірювання коефіцієнта трансформації Шляхом вимірювання коефіцієнта трансформації можуть бути такі відхилення: 1. Неправильне приєднання відводів РПН; 2. Неправильне встановлення приводу ПБВ. Під час поточної експлуатації цим виміром виявляється виткове замикання обмоток.
19 Схема виміру Кт Для визначення коефіцієнта трансформації трифазного двообмотувального трансформатора (схема та група з'єднання Yн/ -11) при однофазному збудженні: а – вимір на фазі А, б – вимір на фазі В; в - Вимірювання на фазі С; РА – регульованийавтотрансформатор; СТ – випробуваний силовий трансформатор
20 Вимірювання сили струму і втрат холостого ходу Вимірювання виробляються з метою виявлення: 1.Можливих виткових замикань в обмотках 2.Замикань магнітопроводу на бак трансформатора 3. Замикань в елементах магнітопроводу протягом терміну служби трансформатора
21 Схема вимірювання сили струму і втрат ХХ Ці випробування проводяться для трансформаторів потужністю кВА і більше За відсутності дефекту в трифазному трансформаторі втрати P'вс і P'ав при допустимому відхиленні 5% практично рівні. Втрати P'ас на 25-50% (залежно від конструкції та числа стрижнів магнітопроводу трансформатора) більше втрат P'вс і P'ав.
22 Вимірювання повного опору короткого замикання обмоток (Zk) Вимірювання необхідно проводити: 1) перед введенням в експлуатацію; 2) при капітальних ремонтах; 3) після протікання через трансформатор струмів більше 0,7 розрахункового струму короткого замикання (к.з.) трансформатора. Даний вимір необхідно проводити для діагностики механічних деформацій обмоток трансформаторів та автотрансформаторів класу напруги 110 кВ та вище потужністю 125 МВА і більше.
23 Схема вимірювання Zk Схема та група з'єднання трансформатора Yн/Yн (-0-11): а – обмотки ВН - ПН (вимірювання на фазі А); б - обмотки ВН-СН (вимірювання на фазі В); в – обмотки СН - ПН (вимірювання на фазі С) Значення Zk, виміряні в процесі експлуатації та після капітального ремонту не повинні перевищувати вихідні більш ніж на 3 %. У трифазних трансформаторів додатково нормується відмінність значень Zk по фазах на основному та крайніх відгалуженнях. Воно має перевищувати 3 %.
24 Методи діагностування СТ під робочою напругою1.Тепловізійний контроль. 2.Віброконтроль. робочою напругою, шляхом порівняння провідностей і кута втрат між фазами 10. Вимірювання індукції магнітного поля вздовж бака трансформатора 11 Контроль характеристик електромагнітного випромінювання НВЧ-діапазону 12. Оцінка механічного стану пристроїв РПН за частотним методом, зміни струму або навантаження електродвигуна приводу контактів щодо вимірювання концентрації нетрадиційних газів в маслі бака пристрою РПН, а також визначення різниці температур в баку пристрою РПН і основному баку трансформатора
25 Тепловізійний контроль фіолетовий (нм), синій (нм), блакитний (нм), зелений (нм), жовтий (нм), помаранчевий (нм) червоний (нм). Під час проведення ІЧ контролю мають враховуватися такі чинники: електромагнітні (значення струмового навантаження, теплова інерція, магнітні поля, нагрівання індукційними струмами, коронування); довкілля (атмосфера, сонячне випромінювання, швидкість вітру, дощ та сніг); відстань до об'єкта та кут спостереження; теплове відбиття; коефіцієнт випромінювання матеріалу; сонячна радіація тощо.
26 Тепловізійний контроль П/ст «Шоркістри» (Південні електричні мережі) Введення (С, В, А) Дефект: нагрівання апаратного затиску введення ф. "В" Т = 125,7 ° С. Рекомендації: вивести в ремонт та відрегулювати контактне з'єднання. Висновок: аварійний дефект потребує негайного усунення. Термограма введення на стороні обмотки 6 кВ силового трансформатора 110 кВ на п/ст «Студентська»
27Підстанція «Західна» Т-2 Північні електричні мережі Болт навпроти введення обмотки ПН ф. Дефект: нагрівання болта, що з'єднує бак трансформатора з кришкою Т = 15,3 °С. Причина: нагрівання викликане короткозамкненим контуром утвореним усередині бака трансформатора. Висновок: Необхідно провести тепловізійне обстеження трансформатора через 6 місяців. Негайно відібрати пробу олії на ХАРН. Передбачити розтин трансформатора на літо 2004 року.