Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 7)

Диагностические заключения по несвязанным подсистемам контролируемого трансформатора ранжируются по интенсивности развития выявленных дефектов, по степени их опасности для эксплуатации оборудования. Такие дефекты приводятся в виде простого списка.

Вся необходимая информация о работе трансформатора, как первичная, так и специально обработанная, отображается на экране компьютера АРМ в цифровом значении и в виде стандартных светофоров состояния - «зеленый», «желтый», «красный», предназначенных для оперативного персонала. Специальный диагностический персонал может проводить углубленную многофакторную обработку трендов и диагностических заключений.

Все используемые в «TDM» системы мониторинга и диагностики состояния трансформатора реализованы в виде отдельных модулей, связанных общей информационной шиной. Каждый модуль является законченным техническим устройством, реализующим поставленную диагностическую задачу.

Технически система «TDM» включает в себя 14 типов функциональных модулей:

Модуль PS - универсальный источник питания, предназначенный для питания модулей и датчиков.

Модуль M0 - главный модуль мониторинга. Управление модулями, интегрирование информации, архивирование, связь с системой АСУ-ТП. Информация от отдельных диагностических модулей системы мониторинга интегрируется в «нулевом» модуле, который сам является системой мониторинга минимального уровня и может регистрировать до 20 сигналов от первичных датчиков. В этом модуле локальная информация от модулей обобщается и передается в систему АСУ-ТП в виде диагностического заключения о техническом состоянии контролируемого трансформатора.

Модуль M1 - модуль контроля температуры трансформатора. Диагностика состояния маслонасосов и вентиляторов системы охлаждения. С системой может поставляться и независимый блок управления и диагностики системы охлаждения трансформатора.

Модуль M2 - модуль регистратора аварийных и переходных режимов. Регистрация режимов работы средств РЗА.

Модуль M3 - контроль и диагностики состояния изоляции вводов трансформатора как с БМ изоляцией, так и с твердой RIP изоляцией.

Модуль M4 - регистрация и анализ частичных разрядов в изоляции обмоток и вводов трансформатора.

Модуль 3F - контроль частичных разрядов внутри бака трансформатора в СВЧ диапазоне частот, контроль деформации обмоток.

Модуль M5 - LTC-Monitor - модуль контроля технического состояния и диагностики дефектов в РПН силового трансформатора.

Модуль M6 - акустическая локация дефектов в изоляции внутри бака трансформатора.

Модуль M7 - измерение вибрации бака, анализа вибрационных параметров маслонасосов.

Модуль M8 - контроль состояния ограничителей перенапряжения.

Модуль M9 - модуль расширения внешних интерфейсов системы «TDM».

Модуль M3.1 - модуль дополнительных разъемов для подключения переносных приборов измерения частичных разрядов в изоляции трансформатора.

Модуль БИТТ - комплект изолирующих трансформаторов тока 0,1 / 0,1А для гальванической развязки цепей контроля вводов.

Рисунок 5.2. – Общий вид модулей

5.3.2 Конструктивное исполнение системы «TDM»

Все модули системы «TDM» рассчитаны на работу в промышленном диапазоне температур от -40°С, что позволяет без подогрева монтировать оборудование непосредственно рядом с контролируемым трансформатором.

Система «TDM» поставляется в защитном шкафу, в котором монтируются все необходимые модули и устройства. При необходимости в шкафу может быть смонтирована дополнительная система подогрева.

В зависимости от технического задания предусмотрено использование для целей передачи информации в АСУ-ТП интерфейса RS-485 или радиоканала.

Рисунок 5.3. – Пример монтажа

системы «TDM»

Таблица 5.4 – Технические параметры системы «TDM»

Полнофункциональная система мониторинга силового трансформатора состоит из трех основных компонентов: - Система диспетчерского мониторинга и управления режимами работы трансформатора. Эта интегральная система рассматривает трансформатор как элемент единой технологической цепи энергосистемы, обеспечивающей снабжение потребителей. Особенно важна эта часть системы мониторинга для трансформаторов необслуживаемых подстанций.

Система диагностического мониторинга предназначена для ранней диагностики внутренних дефектов подсистем трансформатора. Задача системы диагностического мониторинга – предупредить возникновение аварийных ситуаций, для чего она должна оперативно и эффективно планировать сервисные и ремонтные воздействия на трансформатор. Наличие в составе системы комплексного мониторинга трансформатора экспертных и диагностических функций позволяет, в идеальном случае, полностью предупредить возникновение аварий по причине внутренних дефектов трансформатора.

Целью работы систем диагностического мониторинга является оценка технического состояния контролируемых трансформаторов, выявление опасных и развивающихся дефектов. Важным является понимание того, что необходимо не только зарегистрировать некоторый набор параметров, но и проводить оценку их опасности, подготовив конкретную информацию для эксплуатационного персонала. В самом общем случае работа системы мониторинга определяется четырьмя информационными потоками, показанными на рисунке 5.4:

Рисунок 5.3. – Состав первичных

информационных потоков, определяющих работу

системы мониторинга силового трансформатора

Выходные потоки информации от системы диагностического мониторинга силовых трансформаторов, наряду со всей необходимой первичной информацией, направляются в интегральную систему АСУ-ТП подстанции и узла энергосистемы более высокого информационного уровня. В состав этой информации включается первичная информация от датчиков, журнал превышения пороговых значений и результаты работы экспертного ядра системы мониторинга.

Для передачи выходной информации о состоянии трансформатора используются, в зависимости от технических возможностей на конкретной подстанции, интерфейс RS-485 или стандартные сетевые протоколы. В качестве физических каналов передачи информации применяются «медная витая пара» или оптоволокно.

5.3.3 Состав технических средств системы мониторинга силовых трансформаторов 220 (330) кВ

Оптимальный набор функциональных модулей системы TDM и дополнительных приборов, предназначенных для организации мониторинга силового трансформатора с рабочим напряжением 220 (330) кВ на стороне ВН, приведен в таблице 5.5.

В таблице Д,1 приведен перечень рекомендуемых диагностических модулей и первичных датчиков. Реальное количество датчиков для системы мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов с рабочим напряжением 220 (330) кВ может отличаться от рекомендованного. Количество датчиков должно корректироваться с учетом следующих параметров: - Особенностей конструктивного исполнения контролируемого трансформатора. - Требований технического задания на создание системы мониторинга. - Технологической значимости и стоимости трансформатора.

6 ВЫБОР ОСНОВНОГО СИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

6.1 Расчет токов короткого замыкания

Выбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих элементов по электродинамической и электрической устойчивости производителя по току трехфазного короткого замыкания, поэтому необходимо произвести расчет токов короткого замыкания для всех распределительных устройств(РУ) и однофазного замыкания на землю для РУ, питающего напряжения.

Расчет токов короткого замыкания представлен в Приложении Г, результаты расчёта сводим в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 –Результаты расчета токов короткого замыкания

6.2 Расчет максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции

При расчете максимальных рабочих токов, принимается наибольший рабочий ток присоединения с учетом допустимой нагрузки длительностью не менее 30 минут, но более 6 часов, в течение не более 5 суток.

Расчет максимальных рабочих токов основных писоединений подстанции представлена в табличной форме(таблица 6.2). Все используемые величины для расчета максимальных рабочих токов основных присоединений постанции приведены после таблици.

Рисунок 6.1 – Расчетная схема максимальных

рабочих токов присоединений ТП тяговой подстанции

Величины используемые при нахождении максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции:

к_пр – допустимый коэффициент перегрузки трансформатора;

n – количество понижающих трансформаторов на тяговой подстанции;

S_н.т – номинальная мощность трансформатора, кВА;

U_ст – напряжение ступени, кВ;

S_н.дпр – номинальнамощность фидера ДПР, кВА;

к_рн – коэффициент распределения нагрузки на шинах вторичного напряжения .

Таблица 6.2 – Максимальные рабочие токи основных присоединений подстанции

6.3 Проверка электрических аппаратов и токоведущих элементов по термической стойкость в режиме КЗ

Согласно [11] расчетную продолжительность КЗ при проверке проводников и электрических аппаратов на термическую стойкость при КЗ следует определять сложением време­ни действия основной релейной защиты, в зону действия которой входят проверяе­мые проводники и аппараты, и полного времени отключения ближайшего к месту КЗ выключателя.

Характеристики

Список файлов ВКР