Энергетики и электрификации «еэс россии» департамент стратегия развития и научно-технической политики основные положения
|
Скачать 1.71 Mb.
|
|
Рис.3-1. График определения глубины залегания очага нагрева По значению t1 и найденному значению глубины залегания дефекта rx определяют параметр т (рис.3-2). Тогда мощность тепловыделения в дефекте определяется как:  Вт. Найденное значение Рх не должно превышать 100 Вт. Рис.3-2. График определения параметра т  Температура в точках: 1 - 53,9 °С; в исправной зоне стали статора - 45,2 °С. Тепловизионная съемка производилась при испытании стали статора, при временно отключенной намагничивающей обмотке. Оператор с тепловизором при съемке находился на верхней кромке статора. Температура окружающего воздуха - 25 °С. Фрагмент термограммы нагрева стали статора гидрогенератора (при вынутом роторе)  Температура в точках: 1 - 50,0 °С, 2 - 46,5 °С. Температура окружающего воздуха - 25 °С. Тепловизионная съемка зубцов стали статора турбогенератора производилась при вынутом роторе, при наложенной на статор намагничивающей обмотке как со стороны возбудителя, так и со стороны турбины. Термограмма зубцовой части стали статора турбогенератора типа ТВМ-300 в процессе тепловых испытаний  Ввиду небольшой мощности генератора контроль осуществляется без применения специальных устройств, путем просмотра тепловизором поверхности стали статора со стороны возбудителя и со стороны турбины. Контроль тепловизором теплового состояния стали статора турбогенератора при вынутом роторе  Термограмма участка стали статора с выявленным аномальным нагревом (по данным фирмы АГЕМА) Следует отметить, что приведенная выше методика оценки состояния стали статора разработана применительно к инфракрасной камере с погрешностью 0,5 °С. Применение современных тепловизионных систем с компьютерной обработкой результатов измерения позволяет повысить точность определения дефекта с выявлением его на более ранней стадии развития. ИСПЫТАНИЕ НА НАГРЕВ Испытание генераторов на нагревание проводится в соответствии с Методическими указаниями, разработанными ВНИИЭ (Л.4). Определение картины теплового поля генератора, выявление температурных аномалий на поверхности статора, оценка эффективности работы газоохладителей и теплообменников, охлаждения подшипников и др. с выдачей термограмм позволяет получить дополнительный информационный материал. ПРОВЕРКА ПАЕК ЛОБОВЫХ ЧАСТЕЙ ОБМОТКИ СТАТОРА Проверка качества паек согласно (Л.1) проводится у генераторов, пайки лобовых частей обмотки статора которых выполнены оловянистыми припоями. ИК-контроль паек рекомендуется осуществлять при питании обмотки статора постоянным током, при снятых торцевых щитах у турбогенераторов. В качестве источников постоянного тока следует использовать установки, применяемые при сушке генераторов, методом потерь в меди обмоток. Значение тока, протекающего по обмотке статора, не должно превышать 0,5-0,7Iном. Измерение температуры осуществляется с помощью пирометра с лазерной наводкой. В качестве репера используется поверхность изолирующей коробочки паяного контактного соединения стержня, который имеет термопару на меди. В процессе ИК-контроля составляется теплокарта с температурами на поверхности коробочек паяных контактных соединений. Снятие коробочек с паяных контактных соединений и ревизию последних начинают с паек, имевших максимальные значения температур. ПРОВЕРКА РАБОТЫ ЩЕТОЧНОГО АППАРАТА Контроль температуры щеток с помощью инфракрасного пирометра, лучше с лазерной наводкой, обеспечивает возможность своевременного принятия мер по регулировке их нажатия, выравниванию токов в параллельно работающих щетках, более точно выбрать уставки по температуре в щеточных аппаратах с непрерывным автоматическим контролем. Согласно (Л.5) отношение уровней токов максимально и минимально нагруженных параллельно щеток 4:1 считается достаточным. Таким же следует принять и разброс по температуре щеток. Предельно допустимое превышение температуры для щеточного аппарата составляет 60 °С. СИСТЕМА ТИРИСТОРНОГО ВОЗБУЖДЕНИЯ Проверяется тепловое состояние контактных соединений токоведущих проводников, тиристоров, резисторов, устройств АГП, коммутационных аппаратов и др. Температура нагрева контактных соединений токоведущих проводников не должна превышать 75 °С (или  <35 °С).Измеренные значения температур нагрева тиристоров системы возбуждения не должны отличаться более чем на 30%. При ИК-контроле обращается внимание на равномерность нагрева тиристоров параллельных ветвей. Силовые трансформаторы* ________________ * Под термином "Силовые трансформаторы" понимаются силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные реакторы. Таблица 3-4
Опыт проведения ИК-диагностики силовых трансформаторов показал, что можно выявить с ее помощью следующие неисправности: - возникновение магнитных полей рассеяния в трансформаторе за счет нарушения изоляции отдельных элементов магнитопровода (консоли, шпильки и т.п.); - нарушение в работе охлаждающих систем (маслонасосы, фильтры, вентиляторы и т.п.) и оценка их эффективности; - изменение внутренней циркуляции масла в баке трансформатора (образование застойных зон) в результате шламообразования, конструктивных просчетов, разбухания или смещения изоляции обмоток (особенно у трансформаторов с большим сроком службы); - нагревы внутренних контактных соединений обмоток НН с выводами трансформатора; - витковое замыкание в обмотках встроенных трансформаторов тока; - ухудшение контактной системы некоторых исполнений РПН и т.п. Возможности ИК-диагностики применительно к трансформаторам недостаточно изучены. Сложности заключаются в том, что: - во-первых, тепловыделения при возникновении локальных дефектов в трансформаторе "заглушаются" естественными тепловыми потоками от обмоток и магнитопровода; - во-вторых, работа охлаждающих устройств, способствующая ускоренной циркуляции масла, как бы сглаживает температуры, возникающие в месте дефекта. При проведении анализа результатов ИК-диагностики необходимо учитывать конструкции трансформаторов, способ охлаждения обмоток и магнитопровода, условия и продолжительность эксплуатации, технологию изготовления и ряд других факторов. Поскольку оценка внутреннего состояния трансформатора тепловизором осуществляется путем измерения значений температур на поверхности его бака, необходимо считаться с характером теплопередачи магнитопровода и обмоток. Кроме того, источниками тепла являются: - массивные металлические части трансформатора, в том числе бак, прессующие кольца, экраны, шпильки и т.п., в которых тепло выделяется за счет добавочных потерь от вихревых токов, наводимых полями рассеяния; - токоведущие части вводов, где тепло выделяется за счет потерь в токоведущей части и в переходном сопротивлении соединителя отвода обмотки; - контакты переключателей РПН. Условия теплопередачи, характер распределения температур в трансформаторах различного конструктивного исполнения весьма подробно освещены в технической литературе. Применительно к наиболее распространенной конструкции трансформаторов с естественной циркуляцией масла (системы охлаждения М и Д) характер изменения температуры по высоте трансформатора и в горизонтальном сечении приведен на рис.3-3 (Л.6).  Рис.3-3. Изменение температуры по высоте трансформатора и в горизонтальном направлении: а - изменения температуры по высоте; б - распределение температуры в горизонтальном сечении; 1 - температура масла; 2 - температура стенок бака; 3 - температура обмотки; 4 - температура магнитопровода; 5 - магнитопровод; 6 - обмотка НН; 7 - обмотка ВН; 8 - стенка бака; 9 - масло; 10 - воздух  Системы охлаждения трансформатора: а - типа М; б - типа Д; в - типа ДЦ; 1 - выемная часть; 2 - бак; 3 - охлаждающая поверхность; 4 - коллектор; 5 - трубки радиаторов; 6 - бессальниковый насос; 7 - радиаторы, 8 - электровентиляторы Отвод тепловых потерь от магнитопровода и обмоток к маслу и от последнего к системе охлаждения осуществляется путем конвекции. Зоны интенсивного движения масла имеются только у поверхностей бака трансформатора, где происходит теплообмен. Остальное масло в баке трансформатора находится в относительном покое и приходит в движение при изменении нагрузки или температуры охлаждающего воздуха. В соответствии с п.5.3.12 ПТЭ (Л.7) температура верхних слоев масла при номинальной нагрузке должна быть не выше: - у трансформаторов и реакторов с охлаждением ДЦ - 75 °С; - с естественным масляным охлаждением М и охлаждением Д - 95 °С; - у трансформаторов с охлаждением Ц - 70 °С (на входе в маслоохладитель). Согласно (Л.8) в трансформаторах с системами охлаждения М и Д разность между максимальной и минимальной температурами по высоте трансформатора составляет 20-35 °С. Перепад температур масла по высоте бака в трансформаторах с системами охлаждения ДЦ и Ц находится в пределах 4-8 °С. Однако, несмотря на такое выравнивание температур масла по высоте бака, теплоотдача от обмоток все же осуществляется путем естественной конвекции масла. Это означает, что температура катушек в верхней части обмоток будет значительно выше, чем в нижней. Таким образом, если в трансформаторах с естественной циркуляцией масла температура верхних слоев масла и температура в верхних каналах обмотки примерно одинаковы, то в трансформаторах с принудительной циркуляцией масла в баке будет иметь место значительный перепад между температурой масла в верхних каналах обмоток и температурой верхних слоев масла в баке. Таким образом, в трансформаторах с естественной и принудительной циркуляцией масла наиболее нагретыми являются верхние катушки обмоток, изоляция которых стареет быстрее, чем нижних катушек. В (Л.8) отмечается, что при оценке нагрева масла в трансформаторах следует считаться с возможностью застоя верхних слоев масла и его повышенных нагревов, если расстояние между крышкой бака и патрубками радиаторов или охладителей велико (больше 200-300 мм). Так, при исполнении крышки "гробиком" температура масла под верхней частью крышки может превышать температуру масла на уровне верхних патрубков охладителей примерно на 10 °С. Приведенные выше параметры температур для отдельных конструкций трансформаторов характерны для установившегося режима работы. При проведении ИК-диагностики трансформаторов необходимо считаться с тем, что постоянная времени обмоток относительно масла различных исполнений трансформаторов находится в пределах 4-7 мин, а постоянные времени всего трансформатора - в пределах 1,5-4,5 ч. Установившийся тепловой режим трансформатора по обмоткам наступает через 20-30 мин, а по маслу через 10-20 ч. С учетом рассмотренных выше температурных режимов работы трансформаторов ниже сделана попытка определить условия оценки их состояния при проведении ИК-диагностики. Определение местоположения дефектов в магнитопроводах трансформаторов Как известно, состояние магнитопровода трансформаторов весьма эффективно оценивается по результатам хроматографического анализа состава газов в масле (Л.9). По составу и содержанию газов в масле определяется вид дефекта. При наличии повреждения в магнитопроводе трансформатора, обусловленного перегревом, основными при анализе растворенных в масле газов являются этилен (С2Н4) или ацетилен (С2Н2) при нагреве масла. Характерные газы: водород (Н2), метан (СН4) и этан (С2Н6). Образование указанных газов в масле может быть обусловлено: нарушением изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок, амортизаторов, прессующих колец; местными нагревами от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих кольцах; неправильным заземлением магнитопровода и др. Инфракрасное обследование трансформаторов, проведенное лабораторией ИКТ, показало, что, являясь вспомогательным средством контроля, оно позволяет при наличии газообразования в трансформаторе оценить зону образования дефекта в магнитопроводе, а при наличии заводской технологической документации сузить место поиска дефекта. Для получения более полных данных о характере развития дефекта целесообразно проводить ИК-контроль при х.х. трансформатора и дополнительно при двух-трех ступенях нагрузки. Ниже рассмотрены некоторые данные, которые были получены при ИК-контроле двух автотрансформаторов АОДЦТН-267000/500 и АТДЦТН-135000/330. В первом случае во всех трех фазах автотрансформатора были обнаружены газы метан, этан, этилен, прогрессирующие с течением времени (табл.3-5). Таблица 3-5
Термографическое обследование фаз автотрансформаторов выявило температурные аномалии на баках фаз автотрансформатора, нагрев большого количества болтов крепления нижнего разъема колокола бака. Вскрытие баков фаз автотрансформаторов выявило следующие дефекты: - потемнение от перегрева пластин в месте присоединения швеллера к нижним консолям магнитопровода; - заземление направляющего шипа днища бака на нижнюю консоль НН в районе регулировочного стержня AT; - потемнение от перегрева и частичное оплавление шайб, пластины и болта в месте касания его к нижней консоли НН. Проверка схемы заземления магнитопровода мегаомметром показала, что сопротивление изоляции на участке "магнитопровод-бак" равно нулю, а между пакетами магнитопровода - 6 Ом - 5 кОм. В автотрансформаторе АТДЦТН-135000/330 в течение длительного времени происходило газообразование в масле. Хроматографический анализ газов в масле показал их следующее содержание (табл.3-6). Таблица 3-6
Скорость нарастания углеводородных газов за 2 мес составляла для метана 7%, для этилена - 13% в месяц. В результате термографического обследования было выявлено: нагрев болтов крепления нижнего разъема колокола AT в средней его части, аномальные нагревы стенок бака AT фазы С, как со стороны 110 кВ, так и со стороны 330 кВ. Проводившийся до термографического обследования внутренний осмотр AT выявил около десятка шпилек магнитопровода с нарушенной изоляцией, часть из которых не была восстановлена к моменту тепловизионной съемки.</35> |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Похожие:
 |
Энергетики и электрификации «еэс россии» департамент научно-технической... Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей... |
 |
Приказ 13. 07. 2006 №490 Об утверждении и вводе в действие Стандарта ОАО рао «еэс россии» Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации «еэс россии» |
|
Инструкция по проектированию городских электрических сетей рд 34. 20. 185-94 Утверждена: Министерством топлива и энергетики Российской Федерации 07. 07. 94, Российским акционерным обществом энергетики и электрификации... |
|
Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации... Оэтс и экспертными организациями, выполняющими профильные работы по противокоррозионной защите и базируется на применении международных,... |
|
Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного... Разработано: Департаментом научно-технической политики и развития рао "еэс россии", Научно-исследовательским институтом электроэнергетики... |
|
Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации... Необходимые изменения в настоящий стандарт (вызванные новым опытом противокоррозионной защиты трубопроводов тепловых сетей, внедрением... |
|
Методические указания по организации учета топлива на тепловых электростанциях рд 34. 09. 105-96 Утверждено Российским акционерным обществом энергетики и электрификации "еэс россии" 12. 05. 96 г |
|
Согласовано Департаментом экономики рао "еэс россии" Инструкция предназначена для персонала акционерных обществ энергетики и электрификации (энергосистем) Российской Федерации, проектных... |
|
И электрификации СССР главное научно-техническое управление энергетики и электрификации Производственное объединение по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей "союзтехэнерго" |
|
Департамент научно-технической политики и развития Разработано открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей... |
|
Справочник содержит новые квалификационные характеристики, связанные... Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации "еэс россии" |
|
Приказ 08. 10. 2003 №521 Об обеспечении сбора данных коммерческого... Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации ОАО рао «еэс россии» |
|
Департамент научно-технической политики и развития технические требования... Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей... |
|
Департамент научно-технической политики и развития технические требования... Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей... |
|
Стратегия развития здравоохранения Российской Федерации на долгосрочный период 2015 – 2030 гг Положения настоящей Стратегии определяют приоритеты и основные направления государственной политики и нормативно-правового регулирования... |
|
Стратегия Российской Федерации в области развития науки и инноваций... Использование результатов научно-технической деятельности и объектов интеллектуальной собственности имеет первостепенное значение... |