Обнаружение неисправностей трансформаторов

Обнаружение неисправностей трансформаторов

Ради наибольшего увеличения срока службы и эффективности трансформатора, необходимо знать обо всех потенциальных неполадках, способных возникнуть, и знать, как выявить их заранее. Регулярный мониторинг и техническое обслуживание позволяют находить возникающие неисправности до нанесенния значительного урона.

Неисправности силовых трансформаторов делятся на четыре вида:

Дугообразование, или большие разрушающие токи

Легкое искрение, или небольшие разряды.

Местный перегрев, или горячие точки

Общий перегрев из-за недостаточного охлаждения или постоянной перегрузки

Эти неполадки могут вызвать термическое разрушение масла и бумажной изоляции в трансформаторе. Их можрно найти при помощи оценки количества газов углеводородов, водорода и окиси углерода, находящщихся в трансформаторе. Различные газы могут свидетельствовать о различных неисправностях. К примеру,

повышенное количество водорода и ацетилена (C2H2) могут говорить о дуговом пробое с большим током. Оксиды углерода также могут быть обнаружены, если искрение затрагиавает бумажную изоляцию.

Наличие водорода и низших углеводородов могут быть признаком небольших разрядов.

Крупные объемы метана и этана могут свидетельствовать о местных перегревах или горячих точках.

При перегреве бумажной изоляции могут выделяться СО и СО2, что происходлит в результате долгой перегрузки или нарушения теплообмена.

Методы обнаружения неисправностей:

газовое реле,

анализ растворенного газа,

тесты, определяющие качество масла и его загрязнение.

Также методы обнаружения неисправности трансформатора включают в себя реле Бухгольца, анализ растворенного газа (DGA) и ряд тестов для выявления присутствия примесей в масле с целью замера показателей качества (электрической прочности и сопротивления) масла.

Реле Бухгольца

Реле Бухгольца именуют также газовым реле. Как правило, это устройство безопасности устанавливается в середине трубы, ведущей от бака трансформатора к баку расширителя. Газовое реле может применяться для поиска как небольших, так и крупных неполадок в трансформаторе.

Данный прибор функционирует при помощи обнаружения объема газа, выделяемого в баке трансформатора. Газ, выделяющийся при мелких неисправностях, долго копится в камере реле. После того, как объем выделенного газа превышает определенный уровень, поплавок опускается и замыкает контакты, включая аварийный сигнал.

Анализ растворенного газа

Анализ растворенного газа — это тест, применяемый для оценки и техобслуживания электрических машин. В норме изолирующая жидкость трансформатора распадается с очень малой скоростью. Однако тепловые и электрические неполадки могут повысит скорость разложения диэлектрической жидкости и твердой изоляции. Все газы, выделяемые при этом процессе, имеют малую молекулярную массу и включают в себя водород, метан, этан, ацетилен, окись углерода и двуокись углерода. Эти газы растворяются в диэлектрической жидкости. Изучение количеств содержания каждого газа помогает в поиске дефектов. Коронирование, искрение, перегрев и дугообразование – все это может быть выявлено подобным образом.

Неисправности в работе трансформатора могут быть найдены путем изучения накапливаемых в нем газов. При применении правильных контрмер на ранней стадии неисправности, повреждения оборудования могут быть сведены к минимуму.

Другие тесты трансформаторного масла

Остальные тесты трансформаторного масла, применяемые для поиска неисправностей — это, например, тесты кислотности, тесты на электрическую прочность, тест по оценке волокнистой структуры масла, цветовой тест, тесты на содержание воды, анализ на наличие полихлорбифенилов (ПХБ), тесты на наличие фурфурола, исследование масла на присутствие металлов, тест удельного сопротивления.

Тест кислотности: кислотность жидкости трансформатора должна постоянно находиться под контролем. Повышенная кислотность способна усугубить распад бумажной изоляции и стать причиной ржавения стальных резервуаров.

Электрическая прочность: электрическая прочность изоляционной жидкости это ее способность выдерживать ток без возникновенияпробоя. Чем меньше электрическая прочность жидкости, тем хуже ее диэлектрические свойства. Если изоляционная прочность будет чересчур низкой, могут возникнуть неисправности трансформатора.

Тест по оценке взвесей в трансформаторном масле: Если в масле содержатся взвеси или другие загрязняющие вещества, они могут снизить электрическую прочность масла. Например, влажные взвеси способны вовлекаться электрическим полем, что может вызвать искрение. Прохождение поляризованного света через пробы масла позволяет увидеть взвеси и другие загрязнения видимыми и оценить их количество в образце. Отбор проб должен проводиться аккуратно, ведь взвеси и влага могут быть занесены в процессе отбора проб.

Цвет: Явные изменения в окраске масла (например, резкое потемнение) может свидетельствовать о более глубоких внутренних изменениях самого масла, требующих дальнейшего анализа.

ПХД Тест: анализ наличия полихлорбифенилов (ПХБ) тест выявляет концентрацию или наличие полихлорбифенилов в масле. В этих целях может быть использована капиллярная хроматография. Несмотря на то, что присутствие ПХБ не является показателем качества масла, ПХБ является запрещенным веществом, присутствие которого не допускается в новом заполненном жидкостью трансформаторе.

Анализ масла на присутствие металлов: концентрации различных металлов в масле трансформатора могут быть обнаружены такими способами, как атомно-абсорбционная спектроскопия (AA) и индуктивная связанная плазмой спектрометрия (ПМС).

Тесты на наличие фурфурола: процент фурфурола в образце масла может рассматриваться как степень разрушения бумаги. Фурфурол является одним из побочных продуктов распада бумаги. Это процесс, который определяетестественный срок действия трансформатора. Отслеживание уровня концентрации фурфурола может помочь вычислить оставшийся срок службы трансформатора.

Влажность: Избыток влаги в масле может резко понизить электрическую прочность масла, что вызывает отказтрансформатора. Поэтому необходимо тщательно следить за процентом влажности в трансформаторе.

Тест на сопротивление: Высокое сопротивление является индикатором низкого уровня свободных ионов и ионоформирующих частиц, а также низкий уровень токопроводящих загрязнений. Тесты на сопротивление обычно проводятся при комнатной температуре. Однако целесообразно проводить испытания и при более высокой температуре, после чего сопоставлять их результатыс теми, которые были получены при комнатной температуре.

Продление срока службы силовых трансформаторов

Продление срока службы силовых трансформаторов

Почти 25% силовых трансформаторов (около 1500 единиц) мощностью более 80 МВА, расположенных в странах СНГ, достигли нормированного срока эксплуатации — 25 лет или очень близки к нему. Здесь имеются в виду трансформаторы блоков 150-500 МВт, сетевые трансформаторы 220-500 кВ с уменьшенными размерами изоляции, на которые невозможно распространить положительный опыт эксплуатации конструкции 30- и 40-х гг., находящихся в эксплуатации более 40-50 лет.

При определении конца срока службы обычно оценивают 3 аспекта проблемы; 1) технический — опасность, кроящаяся в продолжении эксплуатации;

стратегический — появившееся несоответствие расчетных и действительных условий эксплуатации (рост нагрузки, токов КЗ и др.) и

экономический — повышение потерь, большие расходы на обслуживание.

Можно выделить обратимое и необратимое изменение свойств и качеств оборудования.

Необратимое — термоокислительное разрушение изоляции обмоток, наличие развивающихся внутренних повреждений, требующих для ликвидации полной разборки трансформатора с заменой основных узлов, а также нереальность снижения внутренних потерь.

Наряду с этим большинство свойств и качеств может быть принципиально восстановлено на месте установки оборудования.

Сильное повышение цен на трансформаторы и их транспортирование выдвигает на первое место оценку технического риска продолжения эксплуатации изношенного оборудования. Здесь появляются два вопроса: «Какова вероятность отказа оборудования, к примеру, в следующем году?» и «Можно ли рассчитывать, что оборудование будет должным образом работать еще 10 или 15 лет?». Понятно, что комплекс работ по обновлению оборудования должен надежно исключить отказы в первый год и утвердительно ответить на второй вопрос.

Факторы, определяющие реальный срок службы оборудования

Если под жизнью трансформатора понимать степень износа изоляции, например, снижение степени полимеризации (СП) витковой изоляции до критических значений 200-300 ед., то легко вычислить, что в реальных температурно-нагрузочных условиях как подстанционные, так и блочные трансформаторы должны служить по меньшей мере в 1,5-2 раза больше нормы.

Отказы мощных трансформаторов из-за износа не превышают 10 % общего числа, причем возникают, как правило, или из-за ненадлежащей конструкции обмоток, или из-за неадекватных режимов. Наряду с этим проблема надежности старых трансформаторов высших классов напряжения не только имеется, но и становится в последнее время критической.

Исследование повреждаемости показывает, что ряд мощных трансформаторов, особенно с пониженным уровнем изоляции, без специальных мер может попросту не дожить до положенного срока. Основными причинами отказов являются: снижение электрической прочности изоляции из-за влаги, гярзи, скапливания продуктов старения; искривление обмоток под действием напряжения КЗ; нарушение прессовки и крепления обмоток; снижение электрической прочности внутренней изоляции вводов (особенно при воздействии коммутационных импульсов), нарушение конструкционной изоляции остова, разрушение поверхности контактов РПН и отводов.

Новая тенденция повреждаемости — уменьшение импульсной прочности изоляции, вызывающее перекрытие обмоток ВН при грозовых перенапряжениях.

Принятых способов и параметров диагностики зачастую не хватает для оценки реального состояния оборудования и тем паче для прогнозирования степени надежности на несколько лет вперед.

Опыт использования, а также результаты исследования моделей изоляции, например, ее ресурсные испытания, привели к выводу, что основными факторами, определяющими надежность мощных трансформаторов после долгой работы, являются изменения обратимого характера, и для гарантированного продления срока службы прежде всего нужны следующие меры:

замена изоляции с полным восстановлением ее электрической прочности и механического состояния действующей части;

максимальная ликвидация потенциальных причин неполадок, известных из опыта эксплуатации, с усилением узких мест в конструкции;

замедление последующего ухудшения состояния изоляции.

Программа продления срока службы

Техническая стратегия обновления мощных трансформаторов содержит комплекс мер по оценке реального состояния оборудования, замене его изоляционной системы, усовершенствования конструкции и улучшению последующих условий эксплуатации и обслуживания.

Оценка технического состояния оборудования.

Комплекс обследования технического состояния предполагает решение следующих важных задач:

обнаружение повреждений, возможных для данной конструкции в данных условиях эксплуатации;

оценка присутствия развивающихся необратимых дефектов (деформация обмотки, следы разрядов в изоляции и т.п.);

оценка остаточного ресурса изоляционных материалов, а также уплотнительных материалов и узлов, подвергающихся механическому старению;

выявление неисправностей в режимах предельных рабочих воздействий (функциональное тестирование).

Для оценки степени износа изоляции применяются следующие методы: расчетная оценка повышения температуры изоляции для конкретных условий работы; анализ растворенных газов и фурфурола; определение СП образцов картона и бумаги с отдельной оценкой степени ухудшения состояния поверхностных слоев.

Результаты проверки более 50 трансформаторов почти во всех случаях выявили дефекты, которые по данным нормированных профилактических испытаний не должны были присутствовать.

Наблюдается глобальный рост теплоэлектрических установок

Наблюдается глобальный рост теплоэлектрических установок

Согласно данным фирмы Navigant Research, коммерческие системы, комбинирующие производство тепловой и электрической энергии (comCHP) — от небольших до средних распределенных систем генерации электроэнергии с получением тепла – привлекают все больше внимания во многих государствах мира.

Энергетические компании начинают осознавать, что установки распределенного производства электроэнергии обладают достоинствами, такими, как более высокая скорость подсоединения к сети в сравнении с обычными крупными электростанциями. Они понижают прессинг спроса на электрическую сеть, и снижают неэффективность, которой зачастую характеризуется централизованная генерация электричества, его транспортировка и распределение. Более того, существует еще один плюс, актуальный для хозяев различных построек: технологии CHP производят тепловую энергию, которую можно применять собственно для обогрева, превратить в электричество или использовать для уменьшения температуры при подключении абсорбционного охлаждающего оборудования.

Разработка технологий, на которых базируются многие продукты comCHP, заняла свыше десяти лет, как утверждает Navigant Research. Однако на сегодняшний день темпы роста данного рынка стали расти, появляется все больше фирм, которые все сильнее стандартизируют и коммерциализируют этот метод.

Правительства стран во всем мире встревожены вопросами надежности электросетей, повышением спроса на электроэнергию, и проблемой выбросов в окружающую среду парниковых газов. Поэтому они все больше присматриваются к росту распределенных источников энергии, а также к другим идеям, способствующим принятию систем comCHP и связанных с ними технологиями энергоэффективности зданий. Компания Navigant Research ожидает, что мощность установленных систем comCHP во всем мире увеличится от 32.7 ГВт в 2015 году до 74.4 ГВт к 2024 году.

Рынок коммерческих систем CHP уже немного проник в мировую инфраструктуру зданий и демонстрирует значительный рост. Он вызван присутствием потенциала для сохранения энергии и гарантией снабжения энергией таких мест, как научно-исследовательские институты, госпитали, и центры обработки данных. А как известно, им крайне важны надежные, стабильные поставки электричества и тепла. Как прогнозирует Navigant, число установок CHP по всей Земле должно в 2015-2024 годах превысить суммарную цифру в 43 000.

Тенденции развития кабелей для ветроэнергетики

Тенденции развития кабелей для ветроэнергетики

Кабели охватывают всю индустрию ветряной энергии, от работы внутри гондолы, через ветряную установку и подстанции, и затем, по всей стране, работая в различных электрических сетях, под различными напряжениями.

Силовой кабель внутри гондолы выполняет гораздо более трудную работу, чем открытые провода в электрических линиях. В гондоле кабель, проведенный от генератора, должен претерпеть миллионы изгибаний, воздействие смазки и зимних холодов. Тенденции развития кабелей связаны с ростом устойчивости по отношению ко всем вышеперечисленным условиям.

Ветряные турбины передают энергию от своих генераторов к находящемуся на грунте оборудованию посредством толстых кабелей, способных выдержать много ампер. Но нет токосъемных колец, позволяющих забрать эту мощность из поворачивающейся гондолы. Для обеспечения необходимости вращения гондолы вокруг вертикальной оси, кабель проходит вдоль боковой поверхности вышки, имея крепление, дающее ему возможность изгибаться почти на 180°, затем он уложен в кольцо длиной около 3 метров, а потом входит в гондолу. Эта укладка кабеля в форме «петли» обеспечивает движение гондолы. Но очевидно, что при минусовых температурах кабель застывает, и именно поэтому многожильные медные проводники и изоляция являются тем сочетанием, которое должно сохранять гибкость. Испытания, проводимые производителем специальных кабелей, используют пять миллионов изгибаний кабеля при скорости вращения около 5 об/мин.

Основной тенденцией развития кабелей является повышение устойчивости к холодной погоде. При температуре -40°C изоляция кабеля может стать настолько хрупкой, что растрескается, оголив проводники. При одном испытании в лабораторных условиях на кабель, замороженный до -40°C, скидывался небольшой груз. Он разбивал изоляцию, как стекло. Эта температура является экстремальной, но вполне реальной для турбин, находящихся в северных регионах.

Другая тенденция — разработка изоляции, выдерживающей трансмиссионное масло. В зависимости от материала изоляции, при достаточно длительном воздействии на нее масла может произойти разбухание и отслоение изоляции, или она может стать хрупкой и раскрошиться. В обоих случаях обнажатся проводники. Хотя за последнее время конструкция коробок передач сильно усовершенствовалась, в них все еще применяется масло, которые нужно время от времени заменять. В этом процессе возникают капли и брызги, способные попасть на большую петлю кабеля под гондолой. По утверждению одной из компаний, разбрызгивание масла в гондоле избежать нереально.

Понятно, что поставщики оборудования ищут ценовые уступки, что, наверно, является самой распространенной тенденцией. Производители турбин, экспортирующие продукцию в США, часто требуют кабели, изоляция которых свободна от галогенов. Материалы без галогенов, часто предпочитают потому, что при возгорании они не выделяют вредных соединений, опасных для здоровья людей. Однако учитывая крайне небольшую вероятность того, что кто-то окажется в гондоле в момент возгорания, потребность в дорогостоящих материалах, не содержащих галогены, отходит на второй план. Изоляция, основанная на поливинилхлориде, дешевле и имеет требуемые характеристики по устойчивости к температуре и маслу.

Конечно, по мере того, как турбины увеличиваются, растет и выходное напряжение. (Современный генератор мощностью 3МВт выдает 12000 В.) Стандарт WTTC (открытые кабели ветряных турбин) 1227 Лаборатории по Техники Безопасности США, упоминал 600 В в описываемых им кабелях. Более новый стандарт, WTTC 2227 описывает уже кабели для 1,000В.

Что можно сказать о затратах срока эксплуатации? Здесь нет ничего необычного: не все кабели созданы равными. Для большинства нужд в транспортировке и распределении энергии, как правило, выбираются кабели для среднего или высокого напряжения. Они часто пролегают под землей или под водой (в этом случае они прокладываются при помощи подводных лодок), и соединяют ветряные станции с электрическими сетями. Материалы, из котовых сделаны силовые кабели, обычно состоят из нескольких различных веществ, в том числе полиэтилен с межмолекулярными связями (СПЭ или XLPE), этиленпропиленовый каучук (EPR), и полиэтилен с межмолекулярными связями, использующий водно-древесный замедлитель (TR-XLPE). Однако не все материалы, используемые в кабелях, ведут себя одинаково. Значит, для прогнозирования их работы необходимы стандарты производства. Очень важно, чтобы производители ветряных турбин знали, как различные материалы ведут себя в приложениях, связанных с силовыми кабелями.

Например, как утверждает один производитель кабелей, полевые исследования, проводимые более тридцати лет, показывают, что его кабели изнашиваются очень незначительно. Это вызвано тем, что материалы изоляции и оболочки кабеля водостойки. Принятые в отрасли испытания оценивают срок эксплуатации этих кабелей более чем в сорок лет. Такие показатели приемлемы для разработчиков ветряных станций, которые имеют схожий срок эксплуатации. Следует учесть и то, что лабораторные и полевые испытания компонентов кабеля проводились автономной организацией, такой как Национальный центр испытаний и прикладных исследований в области электроэнергетики (NEETRAC) при Технологическом институте Джорджии. Специально рекомендуется Тест Старения Кабелей, проект NEETRAC 97-409.

Наконец, похитители меди часто снимают наземные кабели, расположенные вокруг ветряных турбин, поскольку в большинстве таких кабелей применяются медные проводники, и украсть их достаточно просто. Один из производителей кабелей борется с этой тенденцией, покрывая две медные жилы тонким слоем олова, на котором лазером гравируется серийный номер и Web-сайт. Эти данные позволят переработчику меди выяснить, был ли этот кабель украден или нет.

Обновление изоляции силовых трансформаторов

Обновление изоляции силовых трансформаторов

Самыми важными в процессе обновления являются сушка, очистка и восстановление изоляции с растворением и удалением продуктов износа. Технология работ напоминает «oil-spray»; в циклическом режиме «нагрев, промывка, растворение шлама» — «сушка, удаление примесей» с изменяющимися показателями температуры, вакуума и продолжительности цикла в зависимости от состояния трансформатора.

В роли технологического масла выступает специальное регенерационное масло регенол.

Задачей обработки является восстановление состояния изоляции до уровня требований к новым трансформаторам.

Судя по результатам обновления 20 трансформаторов 400 кВ, во всех случаях оттуда было удалено значительное количество различных примесей, влаги и шламов. Свойства трансформаторов после обновления отвечали самым строгим международным требованиям, предъявляемым к новому оборудованию.

Модернизация конструкции.

Стандартными решениями при модернизации являются герметизация трансформаторов с установкой пленочной защиты масла и улучшенных адсорбционных фильтров, модернизация системы охлаждения и контрольно-измерительной аппаратуры.

Реконструкция активной части, как правило, предполагает устранение потенциальных очагов повышенного нагрева, изменение схемы заземления, повышение надежности контактных токоведущих соединений.

Планируемый подход к модернизации оборудования предусматривает разработку особого проекта, включающего в себя полное обновление комплектующих узлов, модернизацию средств контроля под напряжением и максимальное упрощение обслуживания.

Улучшение условий эксплуатации.

Меры по улучшению предусматривают приспособление старой конструкции к новым условиям эксплуатации при помощи улучшения защиты оборудования от перенапряжений и воздействий токов КЗ. Такая работа включает исследования фактических воздействий, в том числе замеры амплитуды и формы напряжений на трансформаторе при имитации грозовых и коммутационных перенапряжений. Для оценки запасов прочности производят расчеты трансформаторов по современным методикам.

Состояние оборудования после обновления

Общая обработка трансформаторов, прошедших комплекс мероприятий по реконструкции и усовершенствованию, занимает 42 трансформаторогода. Техника работает надежно. Например, свойства масла остаются на уровне, достигнутом на заводе-изготовителе масла.

Главные направления развития трансформаторного оборудований связаны с требованиями уменьшения потерь электроэнергии в трансформаторе, сокращения габаритов и массы, пожара- и взрывобезопасности, снижения стоимости и повышения экологичности.

Данные требования выполняются усовершенствованием технологии изготовления, применением новых магнитных и изоляционных материалов, модернизацией методов контроля качества и испытаний, улучшением эксплуатации.

Электротехнические стали магнитопроводов силовых трансформаторов должны отличаться такими свойствами, как низкий уровень шума, малая магнитострикция, небольшая кажущаяся мощность перемагничивания и магнитных потерь. В последние годы свойства электротехнической стали значительно улучшены за счет повышения ориентации, регулирования размеров кристаллов структуры, уменьшения толщины листов до 0,75- 0,87 Вт/кг.

Модернизация конструкции активной части проводится в следующих направлениях: оптимизации соотношений площадей стержней и ярм магнитопровода; применения оригинальных конструкций косых стыков с нахлесткой; использования витых конструкций магнитопровода; улучшения коэффициента заполнения окна магнитной системы; применения обмоток из фольги.

Много вниания уделяется и технологии изготовления магнитопроводов. Автоматизация продольного и поперечного раскроя рулонной стали, выпуск пластин без отверстий, с прямым и косым стыком, технология сборки бесшпилечных магнитопроводов с фиксацией стеклобандажами сократили коэффициент увеличения потерь XX в собранных магнитопроводах на 45-50 %.

Одним из важнейших путей развития пожаробезопасных трансформаторов являются трансформаторы с элегазовым охлаждением. Главные достоинства элегазовых трансформаторов: высокая пожаробезопасность; безвредность для окружающей среды; низкий уровень шума (малая звукопроницаемость газа); надежность и небольшие расходы на эксплуатацию. Элегазовые трансформаторы мощностью до 2500 кВА имеют естественную циркуляцию газа в баке. В более мощных (до 30-40 МВЛ) нужна принудительная циркуляция элегаза и размещение наружных вентиляторов для обдува воздухом. В более крупных элегазовых трансформаторах предполагается применять испарительное или жидкостное охлаждение. Например, в новейшие разработки заложено четыре технологических принципа: использование элегаза под давлением, обмоток из фольги, пленочной полимерной изоляции, отдельной герметичной системы охлаждения.

Многообещающей может быть конструкция трансформатора с экологически безопасной, почти инертной негорючей перфторорганической жидкостью, выполняющей одновременно функции изолирующей и охлаждающей среды. Жидкость имеет свойство повышенной текучести, заполняет мелкие полости в элементах конструкции, а в точках максимальной концентрации потерь, где имеет место наибольший местный перегрев активных частей, она переходит в кипящее состояние с особо интенсивным съемом тепловой энергии.

Плотность тока в конструкциях может доходить до 50 А/мм, электрическая прочность — до 50 кВ/мм, что дает возможность обеспечить нормальный тепловой режим активных частей трансформатора. Снижение массогабаритных показателей удается получить при разработке специальной конструкции каждой части, приспособленной к применению перфторорганической жидкости.

Распределительные трансформаторы (РТ).

Как известно, цена потерь электроэнергии вследствие гистерезиса и вихревых токов в течение службы РТ равна первоначальной стоимости РТ. Применение в РТ сердечника из аморфных магнитных сплавов способно сократить потери в 4 раза. Аморфные сплавы на основе железа, никеля, кобальта, титана, магния, кальция, углерода и других элементов в различных сочетаниях не имеют кристаллической структуры. Ленты из аморфных сплавов толщиной 5-50 мкм получают путем непрерывной разливки жидкого металла в виде плоской струи и быстрого (до миллиона градусов в секунду) охлаждения на поверхности вращающегося диска. Этот новый класс материалов характерми потерями. Но они имеют и негативные стороны. Аморфные сплавы насыщаются при относительно небольших индукциях 1,5-1,6Тл, что требует увеличения массы магнитопровода. Согласно результатам исследований, оправдано только тогда, когда они удовлетворяют требованиям рабочей индукции В > 1,35 Тл, потерям 0,3 Вт/кг, отсутствию охрупчивания при термообработке. Пока из всего диапазона марок аморфных сплавов не существует ни одной, которая отвечала бы сразу всем этим требованиям. Несмотря на это, многие известные компании освоили промышленный выпуск РТ.

Малая толщина лент из аморфных сплавов, высокая твердость, относительная хрупкость после термической обработки, нужной для создания в сердечнике благоприятной магнитной текстуры, чувствительность к напряжениям, вызванная высокой магнитострикцией создают определенные трудности при изготовлении РТ. Поэтому стандартные конструкции и схемы производства РТ малопригодны. Для решения этой проблемы используются следующие конструкции магнитопроводов:

Тороидальная — для трансформаторов и автотрансформаторов сравнительно малых мощностей. В магнитопровод вматываются обмотки, но используется и технология вмотки ленты магнитопровода в изготовленные обмотки.

Навитая (стержневые и броневые трансформаторы), где магнитопровод прямоугольного сечения обладает П-образной формой. Обмотка вматывается вокруг стержней или вокруг двух тороидов броневого обращенного трансформатора.

Магнитопровод П-образный разрезной. Пакеты верхнего ярма навитого магнитопровода разрезаются с определенным сдвигом таким образом, чтобы после сборки ярма полученные стыки были разнесены в пространстве.

Шихтованные магнитопроводы, где слои амфорной стали чередуются со слоями ориентированной текстурованной электротехнической стали, для трансформаторов больших мощностей.

Вопросом охраны окружающей среды и разработкам в области создания малогабаритных трансформаторов также придается большое значение.

В большинстве стран мира исползуются в основном два вида подстанций на среднем напряжении 6-35 кВ столбовые трансформаторные и отдельно стоящие закрытые подстанции. Стандартам экологоической безопасности отвечают трансформаторы с кремни органической жидкостью, элегазовой изоляцией и с обмотками, залитыми в смолу. Однако такие трансформаторы занимают много места по сравнению с масляными и более дороги. Работы по уменьшению массы и габаритов распределительных трансформаторов проводятся в следующих направлениях: улучшение коэффициента заполнения окна магнитной системы; применение обмоток прямоугольной формы; изготовление фольговых обмоток; использование проводов с эмалевым или эпоксидным покрытием; совершенствование системы охлаждения.

В целях повышения коэффициента заполнения окна магнитной системы нужно уменьшить количество катушек, расстояние между ними, расстояние в катушке между слоями, то есть модернизировать технологию изготовления, характеристики изоляции обмоток и провода, диэлектрические характеристики и снизить вязкость масла.

На сегодняшний день разработано и выпущено множество изоляционных и синтетических материалов, которые имеют по сравнению с изоляцией из целлюлозы более низкую диэлектрическую постоянную, менее гигроскопичны, стойки к воздействию масла и механическим воздействиям, имеют более высокую рабочую температуру. Наибольшую популярность получила полиамидная бумага (номекс). Различные эмали на основе полиэстра и эпоксидных смол используются для изоляции проводов трансформаторов небольших мощностей.

Самой оптимальной признана конструкция, состоящая из фольговой обмотки низкого напряжения, на которой находитсямногослойная обмотка высокого напряжения с эмалевыми проводами.

Фольговая обмотка по сравнению со спиральной занимает меньше места, более устойчива к токам КЗ и несложна в изготовлении. Кроме того, плоская форма листов обмотки улучшает теплопередачу и снижает температуру наиболее нагретых точек; потери на вихревые токи в обмотках из фольги минимальны и на порядок меньше, чем в обычных обмотках.

Применение более качественных трансформаторных масел с низкой вязкостью позволяет снизить изоляционные промежутки между активной частью и баком трансформатора и сузить каналы охлаждения. Вместе с гофрированным герметичным баком обеспечиваются минимальная масса и размеры трансформатора.

В области научно-исследовательских работ трансформаторостроения сохраняют свою значимость следующие направления:

гибкая и точная методика расчета магнитного поля силовых трансформаторов как основа для расчета потерь, динамических усилий, нагревов;

методика расчета вибрации;

методика расчета и методы повышения сейсмической стойкости трансформаторов;

повышение надежности высоковольтных вводов;

устройства регулирования напряжения под нагрузкой;

пожаробезопасные трансформаторы;

трансформаторы с магнитопроводами из аморфных сплавов;

силовые трансформаторы с элегазовой изоляцией;

— диагностические устройства, способные интегрироваться в

современную систему диагностики станций и подстанций;

— специальное технологическое оборудование, в том числе для производства, монтажа, эксплуатации и ремонта трансформаторов.

Пути разработки безопасных, надежных и эффективных промышленных подстанций

Пути разработки безопасных, надежных и эффективных промышленных подстанций

Защита от электрической дуги

Возникновение электрической дуги — одна их самых рискованных ситуаций в промышленной окружающей среде. Дугостойкое коммутационное оборудование содержит внутренние подавители дуги, направляющие ее в дугогасильные камеры, безопасно выводящие образовавшиеся газы через клапаны, открывающиеся под давлением воздуха, вызванного появлением дуги.

Передние, задние и боковые панели дугостойкого оборудования спроектированы так, чтобы они могли выдержать высокое давление до открытия предохранительных клапанов и понижения давления. Соединительные фланцы и материал прокладок, имеют термическую герметизацию и удерживают горячие газы, не давая загореться легковоспламенимым материалам, находящимся вблизи оборудования.

Еще одна технология, помогающая обезопаситься от возникновения электрической дуги — это система дуговых выключателей, ослабляющих дугу. Такие системы применяют для поиска дуги оптоволоконные датчики. Самые быстрые системы такого рода могут выявлять наличие дуги со скоростью света (за 2.5 миллисекунды) перед отключением главного выключателя, сводя к минимуму вспышку дуги. Дуговые выключатели способны во многих случаях сократить энергию дуги на 80 процентов. Это значительно снижает риск травматизма и повреждения собственности.

Многие промышленные операторы также используют ультрабыстрые выключатели, которые при появлении дуги переводят ее на землю. Это моментальное срабатывание первичных выключателей (менее чем 1.5 миллисекунды), вместе с оперативным и надежным обнаружением замыкания, гарантирует, что дуга исчезнет почти сразу после появления.

Дистанционный мониторинг

Пользуясь дистанционным наблюдением, обслуживающий персонал может выполнять большую часть прогнозирования и профилактики, не входя внутрь подстанции. Интегрированные системы управления впервые могут объединить данные о функционировании компании и подстанции в единое, целостное представление. Точно так же объединенная система управления энергией с системами управления топками на электростанции самостоятельно предпринимает требуемые действия и реагирует на появляющиеся проблемы.

Не применяя интегрированные системы мониторинга и контроля, операторы рискуют сильнее, ведь им необходимо вручную выполнять задачи обслуживания оборудования.

Встраивание надежности и эффективности в конструкцию подстанции

Изготовители могут улучшить надежность и эффективность своих подстанций, используя инновационные технологии. Загрязненный воздух, птицы, жующие кабели животные, или налетевший ураган — все это представляет риск для открытых силовых компонентов оборудования.

Уменьшение обслуживания увеличивает период безотказной работы

Достижения технологии выключателей-разъединителей также повышают надежность при помощи уменьшения числа компонентов, которые предстоит установить промышленным пользователям. Это, в свою очередь, минимизирует риск отказов. Например, современные выключатели, рассчитанные на 550 кВ, требуют только одного прерывателя, в то время как раньше они имели до четырех прерывателей, установленных последовательно. Каждый их них обладал своими собственными механическими и электрическими соединениями. Помимо этого, выключатели-разъединители устраняют потребность в отдельных разъединяющих выключателях. Вместо создания явного разрыва цепи, решение на основе выключателя-разъединителя обеспечивает наглядное заземление при помощи встроенного переключателя заземления. Отказ от использования разъединяющих выключателей также сокращает суммарную площадь подстанции и делает ее безопаснее.

Использование магнитного привода вместо пружинного механизма в выключателях для среднего напряжения также повышает надежность подстанции. Магнитный привод обычно имеет семь движущихся частей, а стандартный пружинный механический привод — более 100. Уменьшение числа движущихся частей не только сводит к минимуму риск поломки, но и ускоряет работу, а также облегчает борьбу с неисправностями.

Повысить надежность и решить многие проблемы, связанные с обслуживанием, может помочь интеграция рабочего процесса и системы автоматизации подстанций. Это вызвано предоставлением большей видимости состояния оборудования подстанции. Применяя интегрированные системы, операторы производства могут без труда получать сведения о состоянии электрического оборудования, имея доступ к данным от защитных реле, а также о состоянии выключателей. Интегрированная архитектура дает промышленным пользователям возможность добавлять состояние электрического оборудования компании в процесс управления всей системой оптимизации основных фондов. Это обеспечивает им целостную картину всего электрического процесса и электрического оборудования предприятия. Операторы, инженеры и обслуживающий персонал могут вести наблюдение за оборудованием, выполняющего обрабатывающие функции, такие как инструментовка и теплообмен, вместе с мониторингом силового оборудования (включая трансформаторы и выключатели) на одном экране. Централизованная система помогает персоналу организации избегать аварий и предсказывать отказы оборудования.

Необходимы новые подходы к передаче электроэнергии

Необходимы новые подходы к передаче электроэнергии

Федеральной регуляционной комиссией США (FERC) издано Требование за № 1000, которое предполагает при планировании учитывать «альтернативы передачи электроэнергии». В ответ по заказу журнала WIRES было проведено специальное исследование. Оно выявило, что хотя распределенное производство энергии, увеличение ее эффективности, системы ее накопления и хранения, микро-сети и другие нововведения на самом деле повышают гибкость и динамичность электросетей, им все равно не удается ликвидировать нужду в серьезном расширении больших высоковольтных энергетических систем.

Исследование проводилось под эгидой компании London Economics International (LEI), и по его результатам был составлен отчет, получивший название «Рынок альтернативных ресурсов: Изучение новых технологий в процессе планирования передачи электроэнергии». Там говорится, какие виды технологий относятся к рынку альтернативных ресурсов (MRA), изучаются их возможности, а также то, как эти новые (в плане и спроса, и предложения) возможности могут применить энергетические системы и потребители. Немаловажным является тот факт, что анализ LEI, рассматривающий плюсы для обеих сторон, демонстрирует, что, в сравнении с достоинствами повышения или модернизации мощностей передачи электроэнергии, предлагаемых в тех или иных условиях, «MRA редко могут послужить полноценным альтернативным способом передачи электроэнергии». Скорее, MRA «обеспечивают определенные выгоды, и могут стать дополнением к передаче энергии, и наоборот».

В предисловии к отчету, WIRES утверждает, что MRA не несут рисков для инвестиций в передачу электричества, и нечасто могут ирать роль настоящей альтернативы. Издание заключает, что при планировании передачи электроэнергии нужно постараться усовершенствовать оба вида инвестиций, а не выбирать какой-то один, ведь выгоды MRA и передачи электроэнергии различаются между собой.

«LEI проделала первоклассную работу. Ее отчет демонстрирует планировщикам, что MRA и передача электроэнергии не исключают друг друга, а наоборот, могут служить отличным взаимодополнением, — убежден Филлип Григсби (Phillip Grigsby), президент WIRES. — На мой взгляд, эта работа — весомый аргументом в пользу модернизации систем передачи электроэнергии ради достижения финансовой выгоды и надежности, как стабильной инфраструктуры, так и многогранных, более действенных и более экологичных вариантов».

Журнал WIRES попросил LEI исследовать выдвигаемую некоторыми специалистами версию, что MRA могут полностью заменить передачу электроэнергии. Было также предложение оценить MRA и передачу электроэнергии по одним и тем же критериям, в рамках регионального и межрегионального процесса планирования передачи электроэнергии, в соответствии с Требованием № 1000. Анализируя, как MRA рассматриваются на данный момент планировщиками и регуляторами, специалисты-исследователи выдвинули набор аналитических приемов и способов построения моделей для должной оценки MRA и инвестиций в передачу электроэнергии.

«В соответствии с поставленной задачей нам было необходимо понять и сопоставить работу множественных технологий, и достоинства, которыми они обладают», — утверждает Джулия Фрейер, возглавляющая группу в Лондонском Экономическом Университете. — Результаты изучения конкретных случаев продемонстрировали, что свойства передачи электроэнергии и MRA различны, и у каждого способа — свои собственные сильные стороны. Планировщики на практике нечасто приходится выбирать между ними в проектах передачи электроэнергии и наборах инвестиций в MRA».

«Исследование LEI внесло значительный вклад в понимание функционирования MRA и его положительных качеств. Оно дает понимание того, как они должны учитываться при региональном и межрегиональном планировании передачи электроэнергии, — считает Джим Хоеккер (Jim Hoecker), советник WIRES и экс-глава FERC. —

И без того весьма непростое региональное и межрегиональное планирование, которое обязывает выполнять Требование № 1000, затрудняется низкими ожиданиями и спорами насчет того, как лучше оценивать передачу электроэнергии. Поэтому такие исследования, как вышеуказанная работа LEI, показывают, что мы при желании можем достичь куда лучших результатов».

«В моем понимании политические цели FERC состоят в уделении большего внимания региональным различиям при планировании сетей. Но они также делают жестче процесс оценки оптимального решения для нашей энергетической системы, — добавил Хоеккер. — В своем окончательном анализе, исследование LEI является призывом к действию».

Тенденции электрических компонентов ветроэнергетики

Тенденции электрических компонентов ветроэнергетики

Поломки запчастей, а также вопросы, касающиеся эксплуатации и технического обслуживания, являются проблемами любого узла ветряной турбины, особенно ее электрических составляющих. К счастью, производители обратили внимание на частые отказы и начали искать решение данной проблемы.

Ультраконденсаторы

Ультраконденсаторы в ветряных турбинах управляют системами контроля угла наклона и регуляторами напряжения. Они обеспечивают броски мощности для электрических систем, контролирующих угол наклона лопастей, тем самым, позволяя сохранять скорость ротора в пределах безопасных рабочих значений и оптимизируя выходную мощность ветряной турбины. Фирменные ультраконденсаторы имеют длительный срок службы (один миллион циклов зарядки-разрядки), а также гарантию бесплатного техобслуживания, что обеспечивает дешевизну жизненного цикла и надежный резерв питания. Например, фирменные 56-V UPS модули обеспечивают бесперебойное питание промышленных узлов во время сбоев в подаче электроэнергии. При серьезных неполадках, модули переносят питание на автономные источники с более длительным ресурсом работы, например, на дизель-генераторы или топливные элементы. Они уже доказали свою эффективность в промышленности, и предприятие уверено, что некоторые модели могут быть также действенны и в ветряной отрасли.

Другой отраслевой тенденцией является снижение затрат при помощи интеграции. Небольшие конденсаторные модули заменяют более объемными. Это вызывает уменьшение числа модулей на турбину а значит, и уменьшение затрат и времени сборки.

Выключатели

Выключатели позволяют работать с оборудованием, находящимся под высоким напряжением, отключая его от сети, когда это нужно. Последние компактные выключатели позволяют производителям размещать их в верхнем отсеке распределительного устройства, что сокращает площадь его основания и дает больше места старому оборудованию. В одной из моделей полюсные единицы инкапсулируются, чтобы оградить детали, находящиеся под высоким напряжением от среды, и механизировать рычажный подъем, позволяющий удаленно перемещать (устанавливать или снимать) выключатель для повышения безопасности. В последних приборах также отсутствует SF6 – потенциально опасный газ, использующийся как диэлектрик вместо воздуха в некоторых распредустройствах.

Дистанционное управление с помощью реечной передачи дает возможность вкатывать и выкатывать выключатели, находясь вне границы дуговой вспышки (скачок напряжения через воздушный зазор может вызвать короткое замыкание), и увеличить расстояние между обслуживающим персоналом и передней панелью распредустройства во время операций.

Более того, выключатели, предназначенные для ветровой индустрии, могут быть сделаны по индивидуальному заказу. Это позволяет облегчить установку выключателя в распределительное устройство. Заказные особенности включают наличие самоустанавливающихся и связанных первичных и вторичных устройств отключения, а также ограничивающих блокираторов, предотвращающих движение закрытых выключателей в положение соединения или наоборот.

Трансформаторы

Исторически сложилось так, что в начале на ветряных установках применялись классические модели силовых трансформаторов. Но после довольно частых отказов их изготовители изменили свою стратегию и начали создавать модели, специально рассчитанные для ветряных турбин. Основные параметры новых устройств содержат изменения в трансформаторной нагрузке, гармонических и несинусоидальных токах, нормах напряжения, в размерах и в специальных требованиях по обработке ошибок. По словам Тома Стибера из Pacific Crest Transformers, «Трансформаторы, разработанные специально для конкретной отрасли, будут работать в ней весьма надежно, в то время как стандартные распространенные модели могут дать сбой, если, конечно, не будут адаптированы под потребности этого направления».

Затраты, связанные с действием трансформаторов, являются также актуальным вопросом в этой сфере. Специалист по разработке трансформаторов компании ABB Даг Гетсон заглянул в перспективу. «Трансформаторные потери есть как при нагрузке, так и без нее, – говорит он. – Даже при неработающем устройстве, трансформатор потребляет мощность, оцениваемую от 2 до 8 $ за Ватт, при более чем 20-летней эксплуатации. Рост потребления в 0,5 или 1 % на первый взгляд не звучит внушительно, однако если учесть, сколько трансформаторов в одной ветряной установке, становится очевидно, что электросетевая компания может потерять значительные суммы».

Предприятия обычно оценивают общий расход на трансформаторную собственность, как цену самого устройства плюс стоимость его работы. Поэтому, даже, несмотря на то, что более эффективные трансформаторы стоят гораздо выше, более чем 20-летняя эксплуатация такого устройства может обеспечит экономию примерно $ 11,000. А теперь умножьте эту сумму на количество работающих турбин, и станет очевидно, что экономия весьма существенна.

Определение теплопотерь через ограждающие конструкции зданий при допуске тепловых энергоустановок

Определение теплопотерь через ограждающие конструкции зданий при допуске тепловых энергоустановок

Одна из главных Ростехнадзора — забота об экологии касательно ограничения вредного техногенного воздействия в целях обезопасить людей при плохих окружающих условиях. Одна из составляющих этой работы — контроль за надлежащим применением тепловой энергии теплопотребляющими установками зданий и сооружений. Для начала должны быть обеспечены комфортные и безопасные условия проживания и работы людей во всех вновь вводимых в эксплуатацию объектах недвижимости. Не менее важной задачей является наблюдение за энергоэффективностью теплопотребляющих установок зданий и строительных объектов.

Причины для проведения контроля и главные параметры диагностики прописаны в федеральных и региональных нормативах. Обязательный контроль теплозащитных свойств ограждающих конструкций в процессе тепловых испытаний на всех вводимых в эксплуатацию объектах установлен в «Правилах технической эксплуатации тепловых энергоустановок». Нормы по уровню теплозащиты установлены в СНиП 23-02-2003 «Тепловая защита зданий», а требования к микроклимату в ГОСТ 30494-96 «Параметры микроклимата в помещениях». Помимо этого, действуют региональные нормы по энергосбережению. В указанных нормах требования к теплозащите зданий и климату внутри них призваны обеспечить комфортные условия жизни и труда людей при оптимальном расходовании энергоресурсов.

Очевидно, что при отсутстсвии действенных механизмов контроля не удастся обеспечить выполнение норм по потреблению энергии и комфортным условиям жизни. Сотрудники Ростехнадзора, главным образом инспектора, обязаны вынудить собственника выполнять законы, нормы и правила по безопасности объектов, в частности энергетической. Осуществление такого контроля требует решения технических и организационных задач.

В г. Санкт-Петербурге работа по созданию и внедрению на практике системы обязательного контроля теплозащиты вводимых в эксплуатацию зданий ведется при быстрых обследованиях теплозащиты зданий и сооружений. Компания ЗАО «ТТМ» действует в этой сфере с 1993 года. Проверка строительных объектов являлась и является одним из ключевых направлений работы. В 2000 г., фирма начала проводить работы по обеспечению контроля качества теплозащиты зданий на стадии их приемки. Партнерство Ростехнадзора с ЗАО «ТТМ» привело к реализации методических документов в сочетании с практическим опытом этой фирмы.

Для обеспечения нормативно-методической базы тепловизионного анализа экспертами компании вместе со специалистами ГУ «Петербурггосэнергонадзор» была спроектирорвана «Комплексная методика контроля качества теплоизоляции ограждающих конструкций зданий и сооружений». Методика была одобрена Департаментом государственного энергонадзора и энергосбережения России, а также Управлением стандартизации, технического нормирования и сертификации Госстроя России.

Способ проверки основан на том, что большая часть конструктивных, технологических, эксплуатационных и строительных неполадок теплозащиты вызывают деформацию температурного поля конструкций и выявляются при помощи тепловизора. Хотя тепловизор обладает высокой чувствительностью, для точного выявления всех возможных неисправностей ограждений нужен перепад температур между внутренним и наружным воздухом не ниже 20°С. Вот почему диагностика осуществляется во время отопительного периода, когда система отопления работает в штатном режиме.

Тепловизионное обследование состоит из наружной и внутренней тепловизионной съемки здания. Наружная тепловизионная съемка фасадов позволяет определить части ограждающих конструкций, сильнее всего теряющие тепло. Съемка осуществляется исключительно при полном отсутствии дневного света. Ее результат — термограммы фасадов, на которых отмечены участки с нарушенной теплозащитой. Но в нормативах прописаны критерии дефектации, касающиесявнутренних температур зданий. Соответственно, не все виды повреждений теплозащиты заметны на тепловой картине фасадов.

При внутреннем обследовании с применением тепловизора осуществляется съемка наружных стен, окон и перекрытий в инфракрасном спектре. Анализ проводится в помещениях с наружными стенами. На полученных термограммах становятся видны дефекты стен, окон и перекрытий, приводящие к нарушениям теплозащиты, а также зоны с повышенной фильтрацией воздуха и высокими потерями тепла.

Существующие требования устанавливают ряд параметров тепловой защиты зданий. Один из них — ограничение температуры внутренних поверхностей ограждающих конструкций при расчетных условиях. На внутренней поверхности непрозрачных ограждающих конструкций не должно быть участков с температурой ниже температуры точки росы. Также определен наибольший разрешенный диапазон между теплотой внутреннего воздуха и общей температурой поверхности ограждающих конструкций. Соответствие стандартам необходимо не только для удобства, но и здоровья людей. В частнсти, на участках с повежденной теплозащитой может появиться конденсат, что способно вызвать рост токсичных грибков.

Вышеназванные тербования являются критериями дефектности конструкций. Тепловизор четко фиксирует все уязвимые места теплозащиты. Проведя расчет по методике обработки данных, профессионал может вычислить, можно ли отнести найденную температурную аномалию к нарушениям или нет. Из опта подобных проверок становится понятно, что главными причинами дефектовявляются: мостики холода в стеновых панелях; недостаточное утепление стен, перекрытий, покрытий, цокольных этажей; нарушения швов и стыков между сборными конструкциями; несоблюдение технологии при внутреннем утеплении и устройстве пароизоляции.

Еще один немаловажный индикатор тепловой защиты здания — приведенное сопротивление теплопередаче отдельных элементов ограждающих конструкций. Для отслеживания данного параметра осуществляется многостороннее тепловизионное обследование. Оно состоит из тепловизионной съемки и мониторинга теплового режима ограждающих конструкций с применением ососбого измерительного комплекса и набора контактных датчиков. Основываясь на собственном опыте, мы можем посоветовать использование многоканальных измерительных комплексов. Одно такое устройство способно измерять и время от времени регистрировать в своей памяти целый ряд важных характеристик: температуру воздуха в здании и на улице, температуру и тепловые потоки на поверхностях различных частей ограждающих конструкций. Исследование проводится в течение нескольких суток и показывает, как конструкция действует при разных погодных условий. Данные, полученные в результате измерений, обрабатываются по особой методике наряду с данными тепловизионной съемки.

Нужно указать, что такое многостороннее тепловизионное обследование — наиболее действенный способ измерения приведенного сопротивления теплопередаче ограждающих конструкций в реальных условиях. Данные комплексного тепловизионного обследования используются для заполнения строчки фактических показателей в энергетическом паспорте здания, после чего вычисляется класс его энергоэффективности.

Большая часть найденных дефектов не предстваляют серьезной угрозы несущей способности конструкций зданий в целом, но значительно влияют на микроклимат отдельных помещений. Низкая степень теплозащиты ограждающих конструкций и местные дефекты теплозащиты могут вызвать нарушение комфортности и повысить энергозатраты на обогрев здания. Зимой на поверхности стен зачастую конденсируется влага, температура в помещениях может опуститься ниже нормы.

Строительный комплекс России за последние годы перешел на новые федеральные и территориальные строительные нормы, везде используются новые стройматериалы, изделия и технологии. В Санкт-Петербурге в 2004 г. построено примерно 2 млн. кв. м. жилья. Очевидно, что качество строительных объектов повышается, хотя не так быстро, как хотелось бы.

Подводя итоги, следует выделить как позитивные, так и негативные моменты. К плюсам относится тот факт, что комплексное тепловизионное обследование показало себя как действеный и надежный метод выявления теплопотерь через ограждающие конструкции зданий. Обязательный контроль дает возможность обеспечить безопасные условия жизни и деятельности при нормируемом потреблении тепловой энергии. Однако нужно скзать что, что такая налаженная система тепловизионного контроля зданий, как в г. Санкт-Петербурге, на данный момент присутствует далеко не во всех регионах. Мы наблюдаем роль органов Ростехнадзора в обеспечении повсеместного контроля требований действующих нормативов, тем более что это касается как безопасности и здоровья людей, так и энергетической безопасности страны в общем.

Пять технологий увеличения эффективности систем передачи и распределения электроэнергии

Пять технологий увеличения эффективности систем передачи и распределения электроэнергии

Если рассмотреть меры, имеющие наибольший потенциал в повышении эффективности, то на первое место закономерно выходит передача электроэнергии. Есть большое количество технологий, которые уже сейчас используются для повышения эффективности передачи электроэнергии, и еще больше технологий в этой области пока еще не дошли до того уровня реализации, чтобы быть их имело смысл использовать коммерчески.

Ниже будут рассмотрены некоторые из таких технологий

1. HVDC — HVAC

линия HVDC

Большая часть линий передачи электроэнергии является высоковольтными линиями переменного тока (HVAC).

Однако линии постоянного тока имеют, по сравнению с линиями переменного тока, некоторые преимущества:

— снижение потерь на 25%;

— повышенная в 2-5 раз пропускная способность при сохранении напряжения;

— предоставление возможности точного управления потоком энергии;

Ранее достаточно высокие затраты на строительство терминальных станций линий HVDC отводили этой технологии место для применения только в магистральных приложениях. В частности, построенные еще при Советском Союзе линии постоянного тока 800 кВ.

С появлением инновационной технологии HVDC, созданной фирмой ABB и получившей название HVDC Light, положительные стороны передачи постоянного тока высокого напряжения стало можно применять и на меньших расстояниях.

2. Устройства FACTS (Гибкие системы передачи переменного тока)

Устройства FACTS

Гибкие системы фирмы ABB для передачи переменного тока (FACTS), установленные в Канаде

Семейство устройств силовой электроники, известные, как гибкие системы передачи переменного тока, или FACTS, предоставляют ряд преимуществ, увеличивая эффективность передачи энергии. Возможно, самым очевидным таким преимуществом является их возможность повышать нагрузку линий переменного тока на 20-40%. Устройства FACTS делают напряжение стабильнее, тем самым, преодолевая некоторые ограничения безопасности, мешающие операторам увеличивать нагрузку линии.

Вдобавок к совей эффективности эти устройства также значительно увеличивают надежность.

3. Подстанции на базе КРУЭ

Большая часть подстанций занимают крупные площади ради соответствия конкретным проектным требованиям. Но всегда, когда поток энергии проходит через подстанцию для понижения напряжения, теряется много энергии, так как энергия проходит через трансформаторы, распределительную и прочую технику. Эффективность выходящих из подстанции линий низкого напряжения тоже гораздо меньше, чем у высоковольтных линий.

Если электроэнергию можно было бы передавать с более высоким напряжением на подстанции, приближенные к местам ее потребления, то эффективность бы серьезно повысилась.

Подстанции с оборудованием на элегазе, по сути, помещают в герметичный металлический кожух все оборудование, которое можно наблюдать внутри обыкновенной подстанции, находящейся вне помещения. Воздух внутри этого кожуха заменяется особыминертным газом, позволяющим размещать компоненты оборудования на более близком расстоянии друг от друга, не рискуя вызвать искрение.

В результате сейчас стало возможным размещать подстанцию в подвале строения или в другом замкнутом пространстве, что позволяет полностью воспользоваться эффективностью передачи электроэнергии высокого напряжения.

4. Сверхпроводники / кабели HTS

Сверхпроводящие материалы при температуре, приближенной к температуре жидкого азота, могут проводить электричество с сопротивлением, близким к нулю.

На сегодняшний день разрабатываются так называемые высокотемпературные сверхпроводящие кабели (HTS), которые, хотя и нуждаются в определенном охлаждении, могут передавать в 3-5 раз больше мощности, чем стандартные кабели.

Потери энергии в кабелях HTS намного меньше, чем в обычных линиях электропередачи, даже с учетом затрат на охлаждение. Основные поставщики сверхпроводников утверждают, что потери в кабелях HTS занимают всего полпроцента от передаваемой электроэнергии, в то время как у обычных кабелей этот показатель равен 5-8%.

Сверхпроводящие материалы могут также служить альтернативой меди в трансформаторных обмотках, что поможет снизить на 70% потери по сравнению с существующими устройствами.

5. Системы регионального мониторинга

Большая часть систем передачи электроэнергии вполне могла бы функционировать с более высокой нагрузкой, если бы это не было сопряжено с определенными рисками. Но если оператором предоставить возможность точнее наблюдать состояние сети, и делать это в реальном времени, то этих рисков можно было бы избежать.

Один из примеров этого относится к довольно простому факту. При нагреве линии электропередачи составляющий ее металл мягчеет, в результате чего линия провисает. Это может вызвать короткое замыкание, если провода линии войдут в контакт с деревьями или другими заземленными объектами.

Системы регионального мониторинга (WAMS) обладают широкими возможностями, такими, как, например, мониторинг температуры проводников линии. С использованием этой функциональности, операторам сетей передачи электроэнергии будет легче правильно изменять нагрузку линий электропередачи, благодаря четкому пониманию того, как близко данная линия подходит к своим температурным лимитам.