Тиристорні перетворювачі частоти: призначення, типи, структурна схема. Коротко про частотно-регульованому приводі

Характеристика пошкодження трансформаторів. Методи випробування трансформаторів

Силові трансформатори є одним з найбільш масових і значущих елементів енергосистем. Так, в 1999 р тільки в ЄЕС Росії було в експлуатації в мережах 110 - 750 кВ силових трансформаторів і автотрансформаторів загальною потужністю S _т.уст. = 567 569 МВ-А при встановленій потужності генераторів P _Усть. = 194 000 МВт. При цьому коефіцієнт співвідношення встановлених потужностей трансформаторів і генераторів склав: K _ц.р. ⁼ 2,92. При обліку встановленої потужності всіх силових трансформаторів, включаючи трансформатори напругою менше 110 кВ, К _ц.р. істотно більше і досягає 6-6,5.

Природно, що надійність роботи мереж, електростанцій і енергосистем в значній мірі залежить від надійності роботи трансформаторів, тим більше, що значна частина трансформаторів відпрацювала певний стандартом мінімальний термін служби - 25 років [I], а технічне переозброєння трансформаторів в силу сформованих умов йде вкрай повільно : в 1993 р воно склало 1,1%, а в 1999 р - всього лише 0,5%.

Для аналізу надійності роботи трансформаторів в першу чергу необхідна представницька вибірка експлуатаційних даних, а також наступна інформація:

· Розподіл ушкоджень по основних вузлів трансформаторів різних класів напруг;

· Характеристики тяжкості ушкоджень;

· Роль коротких замикань;

· Частота пошкоджень в залежності від терміну служби трансформаторів;

· Причини і наслідки пошкоджень;

· Дані про відхилення від вимог нормативно-технічних документів, інструкцій заводів-виготовлювачів, протиаварійних та експлуатаційних циркулярів, керівних та розпорядчих документів РАО "ЄЕС Росії" [2].

За період з січня 1997 по листопад 2000 року були проаналізовано в цілому по актам, що надійшли до Департаменту генеральної інспекції з експлуатації електричних станцій і мереж РАО "ЄЕС Росії", 712 відмов і технічних порушень силових трансформаторів напругою 35 - 750 кВ.

У табл. 1 наведено розподіл пошкоджень силових трансформаторів по вузлах і класам напруги, при цьому їх число склало: 29% для 35 кВ; 47% для 110 кВ; 19% для 220 кВ; 2% для 330 кВ; 3% для 500 кВ; 0% для 750 кВ.

Як випливає з табл. 1, найбільшу повреждаемость мають: високовольтні вводи - 22%, обмотки - 16%, пристрої РПН - 13,5%. Значна частка відмов припадає на течі (11%) і випускаючи трансформаторного масла (23%).

Таблиця 1

Розподіл пошкоджень силових трансформаторів по вузлах і класам напруги за період січень 1997 року - листопад 2000 р

У табл.2 наведено розподіл пошкоджень силових трансформаторів по вузлах, для яких в актах вказана тривалість їх експлуатації. Як видно з табл. 2, пошкодження обмоток мають місце у трансформаторів з будь-якими термінами експлуатації, для РПН найбільше число ушкоджень у трансформаторів з термінами експлуатації 10-30 років, для високовольтних вводів - після 10 років експлуатації. Однак наявні дані не дозволяють зробити оцінку залежності пошкоджуваності трансформаторів від терміну експлуатації, так як для цього необхідно враховувати число експлуатованих трансформаторів в кожному діапазоні часу служби.

Найбільш важким пошкодженням трансформатора є внутрішнє коротке замикання (КЗ). Як показав аналіз, пошкодження, викликані внутрішніми КЗ, мали місце при пошкодженнях обмоток в 80% випадків загального числа пошкодженні обмоток, при пошкодженнях високовольтних вводів - 89%, при пошкодженнях РПІ -25% і при пошкодженнях інших вузлів - 36% відповідно, включно з помилками при монтажі, ремонті та експлуатації.

При обробці даних актів виявлено ряд випадків неправильного застосування [3] в частині вимог до складання актів розслідування технологічних порушень в роботі електростанцій, мереж і енергосистем. Укладачі актів не завжди виконують при їх заповненні вимоги всіх пунктів. Так, за період 1997-1998 рр. 23,4% актів були оформлені в повному обсязі. У 2000 р частка в повному обсязі оформлених актів скоротилася до 10,4%. Зокрема, в ряді випадків відсутні дані про Недовідпуск, недовиробітку енергії і економічний збиток від наслідків відмови, як того вимагає [4].

Основні пошкодження трансформаторів і високовольтних вводів із зазначенням причин їх виникнення, характером і наслідками їх розвитку наведені в табл. 3.

Аналіз пошкоджень трансформаторів з внутрішніми короткими замиканнями за періодами, зазначеним в [1] (перший - протягом перших 12 років експлуатації до першого капітального ремонту, другий - за повний нормований термін служби не менше 25 років, третій - за термін служби понад 25 дет) , представлений далі.

За період експлуатації до 12 років мали місце такі види пошкоджень:

· Внутрішні пошкодження трансформаторів через тривале невідключення при наскрізних КЗ на стороні 10 кВ;

· Пошкодження обмоток вищої напруги через виникнення виткового замикання;

· Пошкодження негерметичних вводів, які тривалий час зберігалися на складі до установки в трансформатор;

· Перекриття масляного каналу герметичних вводів по внутрішній поверхні нижньої порцелянової покришки;

· Порушення цілісності контактної системи і токоограничивающих опорів контактора РПН, що призвели до утворення електричної дуги і викиду масла.

За період 12-25 років експлуатації мали місце такі пошкодження:

· Пошкодження обмоток нижчої напруги при різко змінних навантаженнях дугових електричних печей заводу;

· Пошкодження через зволоження і забруднення ізоляції обмоток;

· Зволоження бакелітовій ізоляції контактора РПН;

· Пошкодження негерметичних вводів через зволоження і забруднення внутрішньої ізоляції;

· Перекриття, масляного каналу герметичних вводів по внутрішній поверхні нижньої порцелянової покришки.

Таблиця 2

Розподіл пошкоджень силових трансформаторів по вузлах із зазначенням тривалості їх експлуатації за період січень 1997 року - листопад 2000 р

Т а б л і ц а 3

Основні пошкодження трансформаторів високовольтних вводів

За період після 25 років експлуатації мали місце пошкодження:

· Внутрішні пошкодження трансформаторів через тривале їх невідключення при наскрізних КЗ на стороні 10 кВ;

· Пошкодження РПН і обмоток трансформаторів при перемиканні РПН;

· Пошкодження трансформаторів через порушення контактів відведення обмотки, обриву частини провідників гнучкого зв'язку від вступного ізолятора до обмотці, отгоранія відведення обмотки в баку трансформатора з замиканням на ярмова балку;

· Пошкодження негерметичних вводів через зволоження і забруднення внутрішньої ізоляції;

· Знос ізоляції обмоток.

Із зафіксованих випадків пошкоджень трансформаторів з внутрішніми короткими замиканнями 15% супроводжувалися вибухами і пожежами. Ці ушкодження в основному були викликані пошкодженнями РПН, обмоток і високовольтних вводів.

Так, зокрема, при перекритті ізоляції масляного каналу герметичного введення ГМТА-110 сталося пошкодження автотрансформатора АТДЦТН-125000/220/110 1985р. виготовлення. Трансформатор пошкоджений повністю і відновленню не підлягає.

Через сильний зносу ізоляції обмоток сталося пошкодження з пожежею трансформатора ПТД-60000/220/110 1958р. виготовлення з повним руйнуванням трансформатора і вводів 220, 110 і 10 кВ.

В результаті пошкодження РПН автотрансформатора АОДЦТН-267000/500/220 1973 р виготовлення і подальшої пожежі сталися: розрив бака, руйнування фарфорових покришок вводів 220 кВ, корпусу контактора пристрою РПН, отгоранія спуску гнучкою зв'язку 220 кВ від впливу полум'я пожежі, пошкодження обладнання шаф обдування (ШАОТ) і кабельних зв'язків системи охолодження, а також трьох охолоджувачів.

Проведений аналіз показав, що внутрішні КЗ в трансформаторах 110-500кВ пов'язані, в першу чергу, з ушкодженнями РПН, високовольтних вводів і обмоток. При цьому найбільш важкі наслідки мають місце при розвитку таких дефектів, як:

· Зниження електричної міцності масляного каналу високовольтних герметичних вводів через відкладення осаду на внутрішній поверхні фарфору та на поверхні внутрішньої ізоляції, а також з-за колоїдного старіння масла;

· Зниження електричної міцності паперово-масляної ізоляції високовольтних негерметичних вводів через зволоження і забруднення;

· Зволоження, забруднення і знос ізоляції обмоток трансформаторів;

· Вигоряння витковой ізоляції і витків обмоток через тривале невідключення наскрізного струму КЗ на стороні нижчої напруги трансформатора;

· Помилки монтажу, ремонту і експлуатації.

Необхідно відзначити, що більша частина зазначених дефектів могла б бути своєчасно виявлено застосуванням існуючих методів і засобів технічної діагностики.

З виходом шостого видання [5] для силових трансформаторів, автотрансформаторів і масляних реакторів істотно розширено перелік контрольованих параметрів. При цьому принципова відмінність чинного документа [5] від попереднього [6] полягає в тому, що поряд з традиційними випробуваннями, що лежать в основі оцінки стану трансформаторів, де контрольовані параметри в своїй основі мають зв'язок з електричною міцністю ізоляції, введені нові, що не мають безпосередній зв'язку, але націлені на раннє виявлення розвитку дефектів. До них відносяться: хроматографический аналіз газів, розчинених в маслі; контроль вмісту фуранових з'єднань в маслі; вимір ступеня полімеризації; тепловізійний контроль; вимір опору короткого замикання. Також з'являються пропозиції щодо подальшого розширення цього переліку, зокрема: контроль рівня часткових розрядів; ІК-спектрометричний аналіз; контроль каламутності і поверхневого натягу масла; вібраційний контроль стану пресування обмотки і ін.

Таблиця 4

Вид діагностичної цінності методів контролю

Один з найбільш об'єктивних показників, що дозволяють оцінити інформативність використовуваного ознаки, - діагностична цінність. При наявності статистичних даних йот показник являє собою чисельну оцінку інформації про стан обладнання, якою володіє інтервал значень вимірюваного параметра.

Слід зазначити, що при аналізі діагностичної цінності тієї чи іншої ознаки принципово важливе значення мають такі аспекти:

· Чи є контрольований показник функцією фізико-хімічного стану ізоляції або він відстежує супутні зміни при розвитку процесів, що призводять до пошкоджень;

· Наявність монотонності зміни значення вимірюваного показника в часі при розвитку характеризується їм процесу;

· Наявність значущих відмінностей між значеннями вимірюваного показника і ступенем розвитку процесу.

Виконання або невиконання цих умов визначає вид діагностичної цінності (наявність детермінованої або випадкової, діагностичної цінності) у використовуваних ознак.

У табл. 4 наведена оцінка виду діагностичної цінності методів контролю процесів, що призводять до пошкоджень трансформатора. Необхідно підкреслити, що ознаки з випадковою діагностичною цінністю, яка визначається відсутністю монотонності зміни значень при розвитку контрольованого їм процесу, не можуть бути використані для прийняття рішень про стан обладнання, а лише в деяких випадках можуть свідчити про необхідність більш повного обстеження.

Додатково необхідно зазначити, що в даний час в експлуатації ще перебуває досить багато трансформаторів, виготовлених відповідно до [7], що мають недостатню електродинамічну стійкість до зрослим рівням струмів короткого замикання в енергосистемах. Згідно [1] розрахункова потужність трифазного короткого замикання в мережах 6 - 750 кВ приблизно в 2,5 рази більше прийнятої в [I]. Пошкоджуваність трансформаторів, розроблених до 1970 року, згідно [8] перевищує 1%, в той час як у нових вона близько 0,2% (без урахування пошкоджень через високовольтних вводів). Для трансформаторів, виготовлених відповідно до [I], має місце підвищений ризик їх пошкоджень. Ризик в цьому випадку представляє собою матеріальні і соціальні втрати від коротких замикань.

Об'єктивне наявність фактора ризику в умовах експлуатації вимагає застосування цілеспрямованих заходів, що дозволяють знизити ризик як в частині ймовірності пошкодження трансформатора, так і в частині можливих збитків. До першої частини слід віднести використовувані в практиці координації рівнів струмів короткого замикання різні заходи по обмеженню наскрізних струмів короткого замикання автотрансформаторів енергосистем при досягненні струмами значень 80% і більше нормованого рівня [9, 10]. Ця зміна схеми мережі (схемні рішення), що забезпечує зниження струмів короткого замикання; стаціонарне і автоматичне розподіл мережі; введення реакторів в нейтраль трансформаторів і автотрансформаторів; обмеження небезпечних впливів струмів короткого замикання на обмотки автотрансформаторів шляхом вибору черговості АПВ ліній і навіть блокування АПВ; застосування методів і засобів діагностики.

Потрібна підвищена увага до заходів, що надають прямий вплив на зниження можливих збитків у разі виникнення аварійної ситуації: дії персоналу відповідно до нормативних інструкціями, ефективність роботи автоматичної системи пожежогасіння, чітка робота релейного захисту і наявність необхідного резерву електроустаткування.

висновки

1. Внутрішні короткі замикання в трансформаторі обумовлені найчастіше ушкодженнями РПН, високовольтних вводів і обмоток. Ці ушкодження самі по собі є найбільш частими.

2. Доцільно внесення доповнень і змін до РД 34.45-51.300-97 "Обсяг і норми випробувань електроустаткування" в частині оцінки стану паперової ізоляції обмоток на основі аналізу діагностичної цінності нормованих показників для трансформаторів, які відпрацювали певний стандартами мінімальний нормований термін служби 25 років.

3. Доцільно розробити методичні вказівки щодо підвищення надійності герметичних вводів в експлуатації для продовження терміну служби трансформаторів.

4. Для трансформаторів, у яких можливі перевищення допустимих для них значень струмів короткого замикання, має місце підвищений рівень ризику їх пошкоджень, який слід враховувати в експлуатації. Важливою складовою частиною заходів при оцінці технічного стану таких трансформаторів є виявлення наявності небезпечних деформацій обмоток, втрати механічної міцності витковой ізоляції і розпресування обмоток.

5. Необхідно підвищити вимоги до електротехнічної промисловості в частині підвищення надійності роботи РПН, вводів і обмоток (конструкція та ізоляція).

Схеми електрообладнання дільниці (цеху, відділу)

Захист від шкідливих речовин в промисловості: Вентиляція. Призначення, види

Вентиляцією називається сукупність заходів і пристроїв, що використовуються при організації повітрообміну для забезпечення заданого стану повітряного середовища в приміщеннях і на робочих місцях відповідно до СНиП. (Будівельними нормами).

Системи вентиляції забезпечують підтримку допустимих метеорологічних параметрів в приміщеннях різного призначення.

Розрізняють такі види вентиляційних систем:

1. Природна вентиляція (Переміщення повітря в системах природної вентиляції відбувається внаслідок різниці температур, тисків зовнішнього повітря і повітря в приміщенні).

2. Механічна вентиляція (В механічних системах вентиляції використовуються устаткування і прилади, що дозволяють переміщати повітря на значні відстані).

3. Припливна вентиляція (Припливні системи служать для подачі у вентильовані приміщення чистого повітря замість видаленого).

4. Витяжна вентиляція (Витяжна вентиляція видаляє з приміщення забруднене або нагріте відпрацьоване повітря). І т.д.

Вентиляційні системи, як правило, складаються з певного набору компонентів:

1. Воздухозаборная решітка (через неї надходить повітря в систему)

2. Повітряний клапан (запобігає попадання в приміщення зовнішнього повітря при вимкненому вентиляційній системі).

3. Фільтр (фільтрує вступник повітря від механічних забруднень).

4. Калорифер або повітронагрівач (підігріває повітря, що надходить в систему вентиляції в зимовий період).

5. Шумоглушитель (запобігає поширенню шуму по воздуховодам).

6. Вентилятор (подає або викидає повітря з системи).

7. Кондиціонери (розподіляють повітряні потоки по приміщенню).

8. Повітророзподільники (решітки або дифузори: через них здійснюється подача (паркан) повітря з приміщення).

9. Автоматика (управління елементами вентиляційної системи).

На сьогоднішній день найбільш поширеним вентиляційним обладнанням є вентиляційне обладнання фірм Ostberg (Швеція), Systemair (Швеція).