Периодическая диагностика электрооборудования трансформаторных подстанций под рабочим напряжением

Диагностика трансформаторных подстанций

Диагностика электрооборудования подстанций – это комплекс мер, позволяющий увеличить сроки эксплуатации электротехнического оборудования, избежать аварийных ситуаций, поломок и преждевременного износа электроустановок. Оценка технического состояния трансформаторных подстанций, своевременное выявление и устранение неполадок обеспечивают безопасную и надежную работу электрооборудования.

Выделяют 3 технологических уровня диагностики трансформаторных подстанций:

  1. Автоматизированный контроль состояния электрооборудования по итогам мониторинга характеристик нормальных и аварийных режимов его работы.
  2. Периодический контроль параметров оборудования, работающего в нормальном режиме. Проводится под рабочим напряжением с применением современных методов и аппаратуры.
  3. Осуществление испытаний и измерений на отключенном электрооборудовании. Проводится при отсутствии методов и аппаратных средств, позволяющих выявить дефекты электрооборудования на 1-м и 2-м технологических уровнях или для уточнения полученных данных.

Цели и задачи диагностики трансформаторных подстанций

Проверка ТП выполняется с целью контроля ее состояния, поиска и анализа внутренних неисправностей.

По назначению диагностика электрооборудования подразделяется на параметрическую (контроль нормируемых параметров), диагностику неисправностей и превентивную (раннее обнаружение потенциально опасных дефектов).

Современные системы диагностирования охватывают все 3 направления технической диагностики, обеспечивая наиболее полную и достоверную оценку состояния электрооборудования.

В результате, диагностика и испытание КТП позволяют:

  1. Оценить состояние диагностируемого электрооборудования.
  2. Определить тип, масштабы, локацию и причины появления дефекта.
  3. Принять решение о дальнейшем использовании оборудования или его замене, ремонте, дополнительном обследовании.
  4. Оценить остаточный ресурс работы оборудования.
  5. Поддерживать его эксплуатационную надежность.

Методы диагностирования

Различают методы неразрушающего и разрушающего контроля электрооборудования – в зависимости от того, разрушаются ли образцы изделия в процессе проверки его параметров. Чаще всего используются методы неразрушающего контроля, приведенные в таблице.

Методы контроля Особенности
Магнитные Регистрируются магнитные поля рассеяния над дефектами, или определяются магнитные свойства проверяемых объектов.
Электрические Регистрируются параметры электрического поля, которое взаимодействует с объектом или возникает в нем из-за внешнего воздействия.
Вихретоковый Анализ взаимодействия внешнего электромагнитного поля с полем вихревых токов.
Радиоволновой Анализ взаимодействия с объектом контроля электромагнитного излучения радиоволнового диапазона.
Тепловые Подразумевают регистрацию тепловых или температурных полей.
Визуально-оптические Базируются на взаимодействии оптического излучения с контролируемым объектом.
Радиационные Регистрируется и анализируется проникающее ионизирующее излучение после взаимодействия с исследуемым объектом.
Акустические Используют упругие колебания в контролируемом объекте.
Капиллярные Базируются на капиллярном проникновении индикаторных жидкостей в полости несплошностей материала и регистрации индикаторных следов.

Инженерный центр «ПрофЭнергия» осуществляет диагностику и приемо-сдаточные испытания трансформаторных подстанций на высоком профессиональном уровне, с использованием точных приборов и наиболее подходящих методик, отвечающих требованиям ГОСТ.

Мы проводим диагностику электрооборудования подстанций.

Наши лицензии позволяют осуществлять все необходимые замеры и испытания, а благодарственные письма, подтверждают высокий уровень оказанных услуг.

Для экономии времени наши специалисты могут бесплатно выехать на объект и оценить объем работ

Заказать бесплатную диагностику и расчет стоимости

Остались вопросы?

Для консультации по интересующим вопросам, или оформления заявки, свяжитесь с нами по телефону:

+7 (495) 181-50-34 

Источник: http://energiatrend.ru/diagnostika-transformatornyh-podstancij

Современные методы диагностики оборудования трансформаторных подстанций класса напряжения 220-750 кв техническая диагностика

Сохрани ссылку в одной из сетей:

СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ДИАГНОСТИКИ ОБОРУДОВАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ КЛАССА НАПРЯЖЕНИЯ 220-750 кВ

Техническая диагностика – это контроль работоспособности и исправности обследуемого объекта по результатам специально проводимых испытаний, измерений, наблюдений.

Результатами диагностики являются:

1) Прогноз о сроках (длительности) сохранения рабочих качеств и свойств в течение последующей эксплуатации. Под прогнозом понимаетсяуказание даты следующего контроля. Без прогноза диагностика не может считаться полноценной.

2) Выявление вида дефекта или повреждения, его масштабы, место расположения, причины появления, что служит основой для принятия решения о восстановительном ремонте (составе ремонта, объемах, сроках проведения, т.п.) или полной замене оборудования.

Применительно к технологически сложному оборудованию трансформаторной подстанции диагностика означает контроль работоспособности каждого функционального узла или элемента оборудования, каждой его системы.

Диагностика оборудования трансформаторной подстанции высокого напряжения реализуется в следующих формах:

  • периодический контроль с выводом контролируемого объекта из работы (off-line);
  • периодический контроль под рабочим напряжением (on-line);
  • непрерывный автоматический (on-line) контроль (мониторинг);
  • комплексное диагностическое обследование.

Периодический контроль под рабочим напряжением наименее затратный, но не обеспечивает обнаружение быстро развивающихся дефектов.

Контроль с выводом оборудования из эксплуатации предоставляет большие возможности для обследования, но нарушает режим работы сети.

Автоматический контроль дает независимые от квалификации персонала результаты, позволяет отслеживать динамику изменения контролируемых параметров в реальном времени, а также рассчитывать сложные математические модели состояния конструктивных элементов оборудования.

Комплексное диагностическое обследование подразумевает формирование агрегированного результата на основании предыдущих 3-х форм диагностики. Принятие решения о состоянии оборудования является наиболее полным, однако период формирования результатов состояния является слишком продолжительным и не позволяет своевременно реагировать на динамику изменения состояния оборудования.

Оценка эффективности форм диагностики приведена в Табл. 1.

Таблица 1. – Оценка эффективности форм диагностики оборудования .

п/п Форма диагностики оборудования трансформаторной подстанции Оценка формы диагностики по(с учетом веса) Итого-вая оценка
Продолжи-тельности проведения работ Наруше-ию работы сети Обнаруже-нию быстро-развива-ющихся дефектов Рассчету математи-ческих моделей состояния оборудования Колличе-ству элементов обследо-ваия Эффектив-ности обнаружения дефекта Затратам на обследов-ание
(0,05) (0,15) (0,3) (0,15) (0,05) (0,1) (0,2)
Периодический контроль с выводом контролируемого объекта из работы(off-line) 2 1 2 4 4 5 2 2,55
Периодический контроль под рабочим напряжением (on-line) 3 4 1 1 2 2 4 2,3
Непрерывный автоматический(on-line) контроль (мониторинг) 5 5 5 4 3 4 3 4,25
Комплексное диагностическое обследование 1 2 2 4 5 5 2 2,7

Таблица 1.2 – Распределение оценок характеристики

Оценка характеристики Баллы,(численная оценка)
“Удовлетворительно” 1
“Хорошо” 2
“Отлично” 3
“Замечательно” 4
“Идеально” 5

Рисунок 1 – Оценка форм диагностики оборудования трансформаторной подстанции.

Итоговая оценка формируется как средне взвешенная оценка, в зависимости от предъявляемых к диагностике требований.

По результатам сравнения видно, что наиболее перспективной формой диагностики является непрерывный автоматический (оn-line) контроль или непрерывный контроль.

Вместе с тем, ни одна из форм диагностики не обладает абсолютными характеристиками, позволяющими максимально точно и эффективно определить тенденцию развивающегося дефекта, спрогнозировать безотказную работу при заданных условиях эксплуатации, рассчитать риски и эффективность использования оборудования при превышении номинальных эксплуатационных характеристик.

В настоящее время основными документами, регламентирующими выполнение диагностики являются:

  • РД 34.45-51.300-97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования».
  • Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (2003г.).
  • Правила устройства электроустановок (7-е издание).
  • Типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35 – 800 кВ (РД 34.20.504-94).
  • Методические указания по контролю состояния электрооборудования (81 нормативно-технический документ (НТД) согласно Приказу от 29.05.2008 № 210 «Об утверждении Реестра действующих в ОАО «ФСК ЕЭС» нормативно-технических документов (НТД) электросетевой тематики».

Эти документы содержат нормы, а также положения из ряда стандартов и РД, определяющие правила и методики проведения отдельных испытаний. Вместе с тем, по мнению многих специалистов указанные НТД и некоторые связанные с ними документы, значительно устарели, а достижения последних лет отражены не в полной мере.

В качестве наиболее важных недостатков НТД следует отметить:

  • документы в соответствии со своими названиями содержат лишь перечни измерений разных параметров и нормы, но в них отсутствуют указания по анализу всего комплекса результатов измерений;
  • не предусматривается анализ условий (режимов) работы контролируемого оборудования в предшествующий период эксплуатации (рабочие напряжения, токи, температуры, число и уровни перенапряжений, внешних к.з. и др.); без такого анализа во многих случаях невозможно или крайне сложно определить причины появления и развития дефектов;
  • оценки состояния оборудования или его элементов выполняются в основном путем сравнения результатов измерений с нормами, при этом нет требований, учитывающих анализ динамики изменения во времени (тренды) контролируемых величин, не предусматривается анализ корреляционных связей между результатами измерений величин, имеющих общие физические основы (например, сопротивление и тангенс угла диэлектрических потерь);
  • не указаны правила использования рекомендаций и норм фирм-изготовителей по контролю (в частности, значений испытательных напряжений) в тех случаях, когда они не совпадают с отечественными.
Читайте также:  Труборезы для ручной резки труб

Устранить недостатки НТД путем доработки едва ли возможно, необходим новый комплекс нормативных документов.

Контроль работоспособности (исправности) оборудования необходим для решения практических задач, связанных с эксплуатацией оборудования, с обеспечением высоких экономических показателей и показателей надежности работы электрических сетей высокого напряжения.

Первая задача – исключение или ограничение числа внезапных отказов, сопровождающихся значительным увеличением масштабов повреждения оборудования, негативными экономическими и экологическими последствиями.

Эта задача актуальна, прежде всего, для диагностики маслонаполненного оборудования (силовых и измерительных трансформаторов 110-750 кВ, шунтирующих реакторов).

Для ее решения необходимы методы и технические средства контроля, обеспечивающие обнаружение опасных развивающихся дефектов на ранних стадиях и позволяющие проводить контроль часто или даже непрерывно (на случай быстро развивающихся дефектов).

Вторая задача появилась в связи с принятием новых «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей» (2003 год), которыми отменена действовавшая ранее в течение ряда десятилетий система планово-предупредительных ремонтов со строгой регламентацией сроков и объемов ремонта всех видов электрооборудования. Согласно новым ПТЭ объем и сроки проведения ремонтов должны устанавливать руководители предприятий в зависимости от технического состояния оборудования, т.е. практически по результатам диагностики. Это обстоятельство предъявляет новые требования к методикам и техническим средствам диагностики.

Третья задача – достоверная оценка остаточного ресурса оборудования, отработавшего свой номинальный ресурс (обычно 25 лет).

Актуальность этой задачи или, точнее, проблемы обусловлена тем, что в электрических сетях высокого напряжения оборудование, отработавшее свой номинальный ресурс составляет значительную долю.

Так например, в российских электрических сетях в настоящее время находятся в эксплуатации порядка 2500 силовых трансформаторов 110-750 кВ мощностью 120 МВА и более. Из них примерно половина уже отработала номинальный ресурс, а около 10 % проработали более 40 лет.

Настоящее положение в значительной мере таит в себе опасность лавинообразного роста числа отказов, обусловленных процессами старения. Оперативная замена всего оборудования с большим сроком эксплуатации невозможна, прежде всего, по экономическим причинам.

В таких условиях экономически целесообразные очередность, объемы и сроки замены старого оборудования могут быть установлены только на основании достоверных оценок остаточных ресурсов индивидуально для каждого из рассматриваемых объектов. Такой подход к замене старого оборудования новым по результатам оценки остаточного ресурса, а не по соотношению фактической и нормированной длительности эксплуатации даст существенный экономический эффект.

Целесообразность использования корректных оценок остаточных ресурсов высоковольтного оборудования можно проиллюстрировать на простейшем примере с применением элементов теории вероятности.

Полный ресурс  оборудования любого вида по ряду причин есть величина случайная. Имеющиеся экспериментальные данные свидетельствуют о том, что наиболее точно свойства случайной величины  для оборудования электрических сетей высокого напряжения описывает функция распределения Вейбулла, которая имеет вид

F() = 1 – exp (-(/b)c),

где b – параметр масштаба;

c – параметр формы.

Эти параметры связаны с основными характеристиками случайной величины следующим образом:

  • математическое ожидание (среднее значение) mx=b(1+1/c);
  • среднее квадратич. отклонение = b{(1+2/c) – [(1+1/c)]2}1/2

где, (1+1/c) и (1+2/c) – гамма функции соответствующих аргументов.

Значения параметра формы c по разным данным лежат в интервале от 6 до 12, что соответствует отношению /mx , примерно, от 0,18 до 0,10. Примем в дальнейших расчетах c= 8.

Нормированное значение ресурса норм обычно в стандартах и ТУ устанавливается равным 25 лет, однако при этом не указывается, с какой вероятностью pнорм должно выполняться это требование (видимо, потому, что его выполнение практически невозможно проверить). Примем далее pнорм=0,95.

Это означает, что при  =норм функция распределения F(норм), т.е. вероятность отказа при норм, должна быть равна 1- pнорм, т.е. 0,05. Тогда, используя приведенные выше формулы для F() и mx получим b  36 лет, средний ресурс (срок службы) mx  34 года.

Вероятности того, что оборудование проработает более заданного значения наиб (при норм = 25 лет) приведены в таблице:

Таблица 3 – Оценка форм диагностики.

наиб, лет 25 30 35 40
Вероятность работы 0.948 0.792 0.450 0.098

Рисунок 2 – Вероятность отказа оборудования.

Из таблицы следует, что около половины оборудования способно работать на 10 лет дольше нормированного срока, а около 10 % до 40 лет. Разумеется, это приближенные оценки вероятности нормальной длительной работы оборудования.

Для точных результатов необходимы достоверные сведения о функциях распределения ресурса и параметрах этих функций.

Тем не менее, полученные оценки не противоречат имеющимся опытным данным и свидетельствуют о значительных возможностях эксплуатации оборудования за пределами нормированного ресурса.

Решение вышеуказанных задач возможно за счет:

1) Непрерывного контроля и анализа условий эксплуатации контролируемого оборудования в т.ч. в предшествующий период времени, анализ функциональных элементов (узлов) оборудования при различных режимах работы, в частности электрические, тепловые, механические и другие воздействия, а также комплекс метеорологический условий.

2) Измерения в реальных условиях эксплуатации диагностических параметров всех элементов контролируемого оборудования.

Выполнение данных задач возможно посредством систем автоматического онлайн мониторинга, что позволит в значительной степени снизить затраты на ремонт оборудования, за счет перехода от ремонта в нормативно установленные сроки к проведению ремонтов в зависимости от фактического состояния оборудования.

3) Совместного анализа результатов предыдущих этапов работы. Здесь следует особо выделить полезность анализа динамики изменения во времени диагностических параметров и поиска корреляционных связей между характеристиками воздействий и контролируемых параметров.

Такой анализ заведомо эффективнее простого сравнения результатов измерений с официальными нормами.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе вышеизложенного, можно сделать выводы:

  1. Оценка состояния оборудования посредством систем автоматического онлайн контроля состояния оборудования является наиболее перспективным видом диагностики, обладающий значительными возможностями качественного измерения первичной информации, но наряду с тем, требующий методологической доработки с учетом современных мировых тенденций, нормативных документов.

  2. Системы автоматического контроля состояния оборудования не дают подробных и «глубоких» диагностических заключений, по сравнению с комплексным обследованием оборудования с выводом его из эксплуатации, но благодаря оперативности и «непрерывности» режима диагностики позволяют своевременно контролировать изменение технического состояния оборудования.

  3. Актуальность диагностических заключений, получаемых от систем автоматического онлайн контроля значительно выше, чем по результатам комплексного обследования оборудования. Это объясняется «непрерывным» режимом сбора, обработки и анализа данных о состоянии оборудования.

  4. Востребована необходимость в разработке современной нормативно-технической базы on-line диагностики, с учетом накопленной статистической информации, а также лучших мировых практик.

  5. Востребована необходимость разработки и совершенствования системы удаленного контроля состояния оборудования трансформаторной подстанции.

  1. Документ

    Результат выхода настоящего приказа: утверждение новой редакции стандарта организации «Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (далее – НТП ПС)».

  2. Документ

    Рекомендации определяют основные положения по технологическому проектированию подстанций и переключательных пунктов переменного тока напряжением 35-750 кВ.

  3. Документ

    Исполнители Ю.В. ТРОФИМОВ, В.М. КАРЛИНЕР, И.Г. БАРГ, Е.А. РИВИН, В.П. ОСОЛОВСКИЙ, Л.И. АЛЬБЕРТИНСКИЙ, Ю.В. РАЕВСКИЙ (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»), Е.Н. ГОРЕВ (ОАО РАО «ЕЭС России»)

  4. Бюллетень

    Открывая совещание, Президент напомнил, что топливно-энергетический комплекс обеспечивает почти треть валового внутреннего продукта страны и около 40 процентов всех налоговых и таможенных поступлений в бюджет.

  5. Справочник

    Справочник «Вентиляция. Проектирование, монтаж, эксплуатация» – издание, в котором максимально реализована связь классических теоретических положений и передовых технологий вентиляции, основанных на при­менении самого современного

Читайте также:  Заряд и разряд конденсатора

Источник: https://refdb.ru/look/1289653.html

Тепловизионная диагностика подстанций

Для электрических подстанций требуется диагностический подход к обслуживанию, поскольку отказ оборудования может быть дорогостоящим как для энергоснабжающей организации, так и для конечных пользователей в плане потери продукции и выручки, приводя к снижению доходов предприятий энергоснабжения в результате ненадежного обслуживания. Так как перегрев, как и аномально низкие рабочие температуры, может указывать на ухудшение состояния электрических компонентов, тепловизоры способны предоставить возможности диагностики, необходимые для обслуживания подстанций и распределительных устройств. В отраслях, специализирующихся на генерации и распределении энергии, термин «подстанция» используется во многих значениях. Подстанциями называют различные наружные установки, от трансформаторных подстанций на электростанциях до оборудования коммунальных или промышленных предприятий, распределяющего или изменяющего напряжение, частоту или другие характеристики электроэнергии, поступающей на входе. Диагностическое обслуживание, основанное на прогнозировании, помогает обеспечить качество электроэнергии для конечного пользователя, повышая надежность работы подстанций. Диагностическое обслуживание обеспечивает повышение надежности посредством контроля состояния оборудования во времени с целью выявления состояния, указывающего на приближающийся отказ. Цель – определить, требуется ли корректирующее действие, и если да, то выполнить это действие до возникновения отказа оборудования. К инструментам для контроля состояния оборудования подстанций относятся переносные тепловизоры Fluke (рис. 1).

Рис. 1. Современные тепловизоры легко использовать, они имеют превосходное качество изображения и являются гораздо более прочными и надежными по сравнению с ранее выпущенными старыми моделями.

Менее заметные на первый взгляд особенности, такие, как возможность работать одной рукой или возможность использовать защитные перчатки для соблюдения требований безопасности, либо возможность работы в тяжелых погодных условиях, могут оказать значительное влияние на выбор модели.

Тепловизоры позволяют получить двумерное изображение поверхностных температур электрических компонентов и других объектов (рис. 2).
Рис. 2. Провода от линии электропередачи к трансформаторной подстанции.

Следует заметить, что измерения можно выполнять непосредственно на видимом изображении, поскольку в программном обеспечении оба изображения совмещаются идеально.

Тепловизоры поддерживают функцию IR- Fusion® (рис.

3, 5) – технологию, объединяющую изображение в видимом свете с ИК-изображением для улучшения идентификации, анализа и управления изображением. Два изображения точно совмещаются на любом расстоянии, повышая детализацию и упрощая обнаружение проблем.
Рис. 5. Дефектное соединение на одной из фаз имеет перегрев 44,4 °С.

Следует обратить внимание, что на данном изображении ИК изображение частично прозрачное (наложение 75%), что позволяет оператору ясно видеть компоненты с более низкими температурами. Рис. 3. Дефектные соединения на фазах A и B. На данном изображении была установлена цветовая сигнализация для температур выше 50 °С, поэтому на видимом изображении отображаются только температуры выше установленного порога. Данная новая функция делает обследование более простым и надежным для операторов, имеющих небольшой опыт.

Рис. 4. Перегревы в месте подключения разъединителя и в месте соединения ножей. На видимом изображении прямоугольник обозначает участок, который охватывает инфракрасное изображение (кадр в кадре). Для облегчения идентификации инфракрасное изображение можно наложить на видимое с изменением прозрачности от 0 до 100%.

Что и когда проверять?

Подробное описание обслуживания подстанций и связанных узлов распределяющих устройств см. в стандарте NFPA Standard 70B, «Рекомендуемая практика обслуживания электрооборудования», глава 8: «Подстанции и узлы распределяющих устройств».

Данный стандарт объясняет, что при преобразовании первичной электроэнергии подстанции, помимо изменения напряжения, могут обеспечивать защиту электрической системы, измерение корректировки коэффициента мощности и распределение электроэнергии (рис. 6). Подстанции и распределяющие устройства работают при высоких напряжениях.

Стандарт NFPA Standard 70E содержит дополнительные указания по технике безопасности и используемым средствам индивидуальной защиты, необходимым во время проведения обследования подстанций.

Специалисты по тепловизионному контролю, помимо другого оборудования, обычно проверяют трансформаторы, регуляторы, переключатели, устройства отключения и конденсаторы.
Рис. 6.

Для проверки и измерения величины коэффициента мощности, переходных процессов, просадок напряжения, гармоник и других параметров качества электроэнергии, которые могут привести к серьезным повреждениям трансформаторов, а так же другого оборудования, важно контролировать параметры качества электроэнергии с использованием измерительных приборов в соответствии с требованиями международных стандартов, например, IEC 61000-4-30. Важным фактором при проведении тепловизионного обследования оборудования подстанции является время суток. Показания, снятые тихим ранним утром, позволяют избежать влияния отраженного солнечного излучения и ветра, которые способны исказить показания температуры. Влияние ветра на температуры нагретых дефектных компонентов может быть значительным, и необходимо избегать проведения обследований при скорости ветра более 8 м/с. Однако самым важным фактором, влияющим на перегрев компонента, является нагрузка. Но в предрассветные часы нагрузки обычно ниже, и проблемы сложнее обнаружить. Чем больше нагрузка, тем проще обнаружить перегревы, а проведение обследований при нагрузках ниже 40% не рекомендуется.

Рис. 7. Дефекты изоляторов разрядников, проявляющиеся за счет тока утечки на землю.

В подобных случаях даже незначительные разности температур величиной 3-5 °С уже могут указывать на наличие серьезных проблем с изоляцией разрядника от земли, что влияет на его работу и на безопасность всей подстанции.

Обучение и опыт специалиста также способны оказать влияние при выполнении тепловизионных обследований на улице.

Что искать?

Рис. 8. Шины и разъединители в подстанции в помещении имеют перегревы в местах соединения шин. Разъединители справа имеют перегрев на фазе B, однако при последующем ремонте не обходимо все фазы. Иногда фазы с низкой температурой «исправляются», после чего невозможно разорвать контакт.

Следуя полному перечню оборудования подстанции, нужно просканировать каждый метр подстанции, сохраняя изображения всех возможных аномалий. Особое внимание следует обратить на похожие элементы оборудования с аналогичными нагрузками, рабочая температура которых по результатам обследования отличается.

При обследовании подстанций обычно начинают с проводников от линий электроснабжения, а затем продолжают обследование компонентов на той же фазе до трансформатора (рис. 3, 4, 5), не забывая проверять критически важные для безопасности подстанции элементы, такие, как грозовые разрядники (рис. 7).

Читайте также:  Потери и падение напряжения - в чем различия

А заканчивают компонентами в помещении, такими, как шины, разъединители, кабельные соединения и т.д. (рис. 8).

Хороший термогафический подход к обслуживанию подстанции состоит в создании маршрутов обследования, включающих все подстанции, принадлежащие организации.

Следует сохранить на компьютере термограммы всего оборудования подстанции и отслеживать динамику измерений температуры во времени. Это позволяет получить опорные изображения, с которыми будут сравниваться последующие данные.

Такой подход поможет определить, отличаются ли уровни температуры от обычных, а после выполнения корректирующих действий определить, было ли обслуживание успешным.

Что такое аварийный дефект?

Состояние оборудования, представляющее угрозу безопасности, должно получать максимальный приоритет с точки зрения ремонта.

Кроме того, в указаниях NETA (InterNational Electrical Testing Association, Международная электротехническая ассоциация) говорится, что, когда разница температур (ДТ) между аналогичными элементами при аналогичных нагрузках превышает 15 °C, незамедлительно должен быть выполнен ремонт.

NETA также рекомендует аналогичные действия в случае превышения показателем ДТ, разности температуры элемента и окружающего воздуха, 40 °C.

Исходя из этих соображений, один из способов классификации задач обслуживания и выбора оборудования, требующего немедленного ремонта, – это выполнение для оборудования подстанции контроля превышения температуры на заданное количество градусов над заданными опорными значениями. Технически грамотный персонал, отвечающий за безопасность и обслуживание, может определить соответствующие пороги в диапазоне от «продолжить контроль» до «исправить немедленно» наряду с другими, промежуточными уровнями действий, например «запланировать обслуживание» или «отремонтировать как можно быстрее».

Данный подход может быть еще успешнее, если при выборе опорных значений учитывать различия между обследованиями видимых элементов (например, контактов металл-металл распределительного оборудования) и невидимыми участками (например, внутренними элементами трансформаторов), где тепло рассеивается или скрыто от прямого взгляда специалиста и тепловизора. При сканировании невидимых участков фактическая рабочая температура будет заметно превышать показания тепловизора, поэтому пороги, сообщающие о необходимости выполнения корректирующих действий, должны быть намного ниже. Кроме того, следует контролировать как аномально горячие, так и аномально холодные элементы (рис. 9)

Какова возможная стоимость отказа?

Расходы, связанные с отказавшей электрической подстанцией, зависят от многих факторов, включая количество и типы потребителей, которых затронет авария. Согласно данным источника в сети Интернет*, средняя почасовая стоимость простоя по всем отраслям оценивается приблизительно в 950 000 долл.

*Стратегии измерения и управления ИТ-производительностью: количественное определение показателей и потерь, Meta Group, октябрь 2000; Fibre Channel Industry Association, информация с веб-сайта «Association of Contingency Planners, Washington State Chapter»: www. acp-wa-state.org.

Рис. 9.

С помощью термографии так же можно проверить уровни и циркуляцию масла в трансформаторах. Проверяйте все системы охлаждения, чтобы обеспечить правильную работу. На данном изображении можно увидеть засорение охлаждающих трубок.

При повышении температуры оборудования, перегрев может быстро привести к выходу из строя.

Контроль исполнения

В случае обнаружения проблемы с помощью тепловизора Fluke, необходимо использовать входящее в комплект программное SmartView обеспечение для документирования полученных данных в виде отчета, включающего цифровое изображение оборудования в видимом свете и соответствующее ИК-изображение.

Это оптимальный способ сообщить о любых обнаруженных проблемах и предложить способы их исправления. После исправляющего действия, чтобы оценить эффективность ремонта, а также используемые материалы и методы, можно использовать новое ИК-изображение.

Полученные сведения позволят улучшить программу обслуживания подстанций.

Источник: http://teplovizo.ru/teplovizionnaya-diagnostika-podstanciy.htm

Дартекс – официальный дилер ПАО МЭТЗ им. Козлова в Москве

Комплектная трансформаторная подстанция (КТП) состоит из нескольких электротехнических устройств.

Конструкция любой КТП предполагает: 

  • силовой трансформатор (один или несколько);
  • шины, по которым подается и отводится электрическая энергия;
  • силовые коммутационные аппараты с тоководами – они перераспределяют электрический ток;
  • система управления и защиты трансформаторной подстанции;
  • устройства ввода и другое вспомогательное оборудование.

Проблемы с любой составной частью подстанции способны привести к печальным последствиям. Трансформатор – это «сердце» и слабое место подстанции. Если повреждена изоляция трансформатора, то появляется опасность возгорания и взрыва. Релейная защита КТП – это еще одно устройство, неисправность которого может спровоцировать аварию.

Неисправности и поломки трансформаторных подстанций

Сбои в работе электротехнического оборудования называются технологическими нарушениями.

В зависимости от серьезности неисправности КТП называют:

авария – это разрушения зданий/оборудования на опасном производстве либо неконтролируемый взрыв с выбросом опасных веществ в окружающую среду. Если при технологическом нарушении гибнут люди или производство не работает более суток, то это тоже авария;

инцидент – выход из строя или повреждение электротехнического оборудования на опасном производстве или отклонения технологических процессов от норм. При инциденте нет серьезных разрушений и человеческих жертв.

Технологические нарушении относятся к аварии или инциденту согласно Инструкции СО 153-34.20.801-00

Кто расследует причины неисправностей КТП?

По инструкции серьезные технологические нарушения должны расследоваться специальной комиссией. В зависимости от серьезности инцидента или аварии состав комиссии утверждает РАО «ЕЭС России» и его региональные представительства, региональное предприятие Энерготехнадзора, АО-электростанции, Магистральные электрические сети, собственник энергетического объекта или предприятия.

Если авария и инцидент затрагивает смежную энергосистему или они привели к разрушениям, гибели людей – то комиссию для расследования назначает РАО «ЕЭС России».

При расследовании причин аварии участие представителя Госэнергонадзора обязательно.

Ошибки электротехнического персонала

Трансформаторная подстанция работает в автоматическом режиме. А специально обученный персонал следит за процессом при помощи контролирующих устройств: датчиков напряжения, температуры и давления. Поэтому технологические нарушения порой возникают из-за человеческого фактора. Например, из-за незаземления токоведущей части или подачи напряжения на неисправное оборудование.

Некачественный ремонт или монтаж

Сюда можно отнести плохую регулировку приводов коммутаторов, недостаточно подтянутые контакты, заводские дефекты оборудования. Например, если не затянуть контакт, он при работе начинает нагреваться, в результате может возникнуть электрическая дуга. Она способна пробить изоляцию и привести к пожару трансформатора и всей подстанции.

Неисправность системы защиты трансформаторной подстанции

Комплектная трансформаторная подстанция оборудована средствами защиты.

Нормы комплектования трансформаторной подстанции средствами защиты прописаны в Приложении 8 к Приказу Минэнерго РФ от 30-06-2003 261 http://www.zakonprost.ru/content/base/part/597152.

К неполадкам защитной системы может привести неправильно настроенная сетевая отсечка. В этом случае защита своевременно не сработает во время короткого замыкания.

Неправильное заземление

Опасны однофазные замыкания на землю в сети 6-35 кВ. Тогда напряжение на эту фазу снижается до 0, а остальных фаз повышается до линейного значения. При этом возникает перенапряжение. Появляется электрическая дуга, которая нарушает изоляцию шины. Изоляция и провода плавятся. 

Перенапряжение в сети: грозовое и коммутационное

Такие перепады напряжения ведут к нарушению изоляции и пожарам. Поэтому подстанции оборудуют устройствами грозозащиты.

От технологических нарушений в работе трансформаторной подстанции никто не застрахован. Но вероятность аварий и инцидентов снижается на 80 %, если вы обеспечиваете качественное обслуживание оборудования.

Источник: https://tdmetz.ru/articles/polomka-ktp-i-posledstvija

Ссылка на основную публикацию