www.transform.ru
Сделать "домашней" страницей Порекомендовать друзьям Поместить в папку "Избранное" Новости
More информации о трансформаторах и электротехническом оборудовании
Теория Конструкция Технология Транспортировка Диагностика Обслуживание Замена
Теория Проектирование Производство Транспортировка Эксплуатация Ремонты Утилизация
Расчеты Проектирование Производство Монтаж Эксплуатация Ремонты Утилизация
 
Полный жизненный цикл силового трансформатора


  TRANSFORMаторы
  о проекте
  цены
  контакты
  выдающиеся представители
  карта станций ОГК
  Диагностика+
  Архив
  объявления
  библиография
  ресурсы отрасли
  новости
  выставки
  терминологический словарь
  часто задаваемые вопросы (FAQ)
  Охрана труда
  Банк данных
  предприятия
  зарегистрироваться
  разместить вакансию
  поиск резюме
  поиск вакансии
  Теория, расчеты
  Конструкция, проектирование
  Технология, производство
  Транспортировка, монтаж
  Эксплуатация
  Ремонты
  Утилизация
  Обучение
  очное
  дистанционное



НОВОСТИ
Системы мониторинга высоковольтного энергетического оборудования

Необходимость перехода к ремонтам по фактическому состоянию обусловлена в том числе выходом Распоряжения Правительства РФ от 9 июня 2017 года № 1209­р, и не может быть осуществлена без организации современных систем онлайн мониторинга и диагностики (далее — мониторинг) работающих в режиме 24/7.

Предлагаемый в статье подход к организации систем мониторинга первичного оборудования в состоянии существенным образом продлить регламентные сроки службы первичного оборудования, снизить расходы на организацию плановых ремонтных работ, а также путем централизации данных на верхнем уровне управления (SCADA) сформировать объективную модель энергорайона с выводом информации о проблемных точках (конкретном первичном оборудовании с указанием его дефекта) энергосистемы, которые являются угрозой бесперебойной поставке электроэнергии от мест её генерации до конечного потребителя.

Авторы: Разумов Р.В., Михайлов А.В., Соловьев М.Ю., ООО НПП «ЭКРА», г. Чебоксары, Россия.

Данная статья открывает цикл статей, которые посвящены всем известным, но порой обделенным должным вниманием системам мониторинга высоковольтного энергетического оборудования, а также предлагаемым решениям компании ООО НПП «ЭКРА». В первой статье цикла будут раскрыты основные цели создания собственных решений, преимущества перехода от используемых в настоящее время планово-предупредительных ремонтов оборудования к ремонту по техническому состоянию, виды контроля состояния оборудования, эффекты от внедрения систем мониторинга, а также представлен перечень наиболее востребованных данных, получаемых от систем мониторинга силового оборудования.

Характерной особенностью состояния основных фондов электроэнергетики в настоящее время является большое количество силового оборудования с исчерпанным нормативным ресурсом эксплуатации. Так, например, согласно Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2035 года, около 46% установленных мощностей в России были введены до 1980 года, то есть имеют возраст более 39 лет (рис. 1). При этом свыше 90 ГВт мощности паротурбинного оборудования выработали парковый ресурс, а до 2025 года парковый ресурс выработают еще 30 ГВт мощности тепловых электростанций [1].

Несмотря на программы по договорам о предоставлении мощности для традиционных и возобновляемых источников энергии, доля вновь введенного энергетического оборудования в России за последние годы остается невысокой (рис. 2).
 

Статистические данные и экономические показатели генерирующих и сетевых организаций говорят о необходимости принятия мер по увеличению сроков эксплуатации различного электротехнического оборудования. Одной из возможных мер обеспечения надежной, бесперебойной и безопасной работы такого электрооборудования является внедрение эффективных методов неразрушающего контроля и технической диагностики, позволяющих производить оценку технического состояния электрооборудования, своевременно выявлять и устранять возникающие в нем дефекты.

Поддержание должной степени надежности оборудования в процессе его эксплуатации в настоящее время обеспечивается преимущественно системой технического обслуживания и ремонтов (далее — ТОиР).

Начиная с 60-х годов прошлого века наиболее распространенным методом профилактики и выявления неисправностей является применение системы планово-предупредительных работ (далее — ППР, рис. 3). В свое время эта система была хорошо отработана и отлажена, однако в настоящее время требует развития и адаптации, т.к. не отвечает современным тенденциям по увеличению процента оборудования с исчерпавшим нормативным ресурсом эксплуатации, а недостаточное экономическое обоснование рекомендуемых нормативов системы ППР снижает эффективность ее применения.

Как понятно из названия, ППР основывается на плановости и предупредительности. Плановость выражается в том, что для исключения неожиданного выхода оборудования из строя работы, входящие в ППР (рис. 4), осуществляются на основе заранее подготовленного плана. В советское время разработкой таких планов занимались централизованные научно-практические структуры - специализированные институты. Ими была подготовлена техническая документация, необходимая для регламентного обслуживания и ремонта самого разнообразного оборудования. После того, как не стало специализированных институтов, к собственникам оборудования полностью перешли задачи по разработке планов, перечней и объемов ППР, которые, как правило, опирались на уже существующие нормативные акты, корректировались незначительно, из года в год оставаясь без изменений. При этом не учитывалось ни изменение характера нагрузки на оборудование, ни техническое состояние и остаточный ресурс оборудования. Для нового оборудования нормативные акты, разработанные в то время, не учитывают тот факт, что сейчас в оборудовании применяются новые компоненты с иными характеристиками и свойствами. Современные материалы и технологии позволили существенно увеличить прочность и надежность оборудования и соответственно увеличить продолжительность межремонтных периодов работы оборудования.

Рис. 4. Состав планово-предупредительных работ
Рис. 4. Состав планово-предупредительных работ

Предупредительность ППР выражается в том, что техническое обслуживание и ремонты выполняются после отработки оборудованием определенного времени, независимо от текущего технического состояния и выработки. Учитывая то, что разработанные в советское время нормативы включали в себя избыточный «страховой» запас, зачастую в ремонт выводилось работоспособное оборудование, что приводило к неоправданному его простою и увеличению затрат на его содержание. Определив с помощью диагностических методов текущее техническое состояние оборудования, можно производить техническое обслуживание и ремонт не по календарному графику, а по графику, учитывающему реальное техническое состояние (далее - ТС) оборудования. Кроме того, появляется возможность продлить срок эксплуатации сверх нормативного, вплоть до выработки реального, заложенного изготовителем ресурса.

В настоящее время Министерство энергетики РФ своевременно предлагает отойти от планово-предупредительных ремонтов оборудования, а все работы по ремонту производить в зависимости от реального текущего ТС. Предполагается, что оценка ТС оборудования и решение о необходимости его ремонта или замены будет осуществляться на основании вычисляемого индекса ТС [4]. Благодаря современным системам диагностики, можно вычислить индекс ТС (рис.5) практически любого оборудования и, в зависимости от его значения, принять решение о необходимости использования соответствующих экономических и технических ресурсов, столь ограниченных в настоящее время.

Рис. 5. Порядок расчета оценки технического состояния оборудования [4]
Рис. 5. Порядок расчета оценки технического состояния оборудования [4]

Разработанные Министерством энергетики РФ «Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электрических станций и сетей» [5] уже сейчас предусматривают и ППР, и ремонты по ТС, что позволяет компаниям самим выбрать стратегию ТОиР.

ТОиР по фактическому ТС предполагает оценку состояния оборудования, которое может быть определено такими методами как контроль по предельным значениям параметров и контроль текущих значений параметров.

Примером контроля по предельным значениям является испытание. Испытания проводятся в течении ограниченного времени, в ходе которого производятся измерения определенных для каждого оборудования параметров, таких как сопротивление изоляции, ток утечки, емкость, тангенс угла диэлектрических потерь, пробивное напряжение и т. д. Испытания не предполагают проведения аналитических исследований, полученные в результате испытаний контрольные величины сравниваются с предельными значениями, которые, как правило, представлены в нормативной документации или в инструкции завода-изготовителя оборудования. Недостатком испытаний является то, что испытания не позволяют определить качество текущего ТС оборудования, определить динамику развития дефектов, которые, возможно, имеются в оборудовании, но пока не оказывают существенного влияния на его работоспособность. Кроме того, положительные результаты испытаний не гарантируют дальнейшую продолжительную безаварийную работу оборудования. Так, например, после успешных испытаний повышенным напряжением кабельные линии нередко выходят из строя в ближайшие месяцы [6]. Само испытание повышенным напряжением на оборудовании с большим сроком эксплуатации может вызвать пробой изоляции или значительное уменьшение остаточного ресурса эксплуатации. Испытания проводятся с заданной периодичностью, определяемой системой ППР, при этом отсутствует возможность отследить изменение параметров оборудования в период времени между испытаниями, что так же не исключает появления в этот период аварийных ситуаций.

В отличие от контроля по предельным значениям, контроль текущих значений параметров оборудования, осуществляемый современными диагностическими методами, позволяет получить информацию о реальном ТС оборудования. Диагностика позволяет оперативно распознать и локализовать дефект в оборудовании, применяя неразрушающие методы контроля. Периодический контроль ТС оборудования диагностическими методами предоставляет возможность отследить динамику развития дефектов (тренд), оценить остаточный эксплуатационный ресурс оборудования, спрогнозировать дату и объем необходимого ТОиР, при этом производить ремонты исключительно дефектного оборудования (или его составных частей). Кроме того, с помощью современных автоматизированных систем можно обеспечить «непрерывный» контроль ТС (мониторинг) и контролировать ТС в режиме реального времени без вывода оборудования из работы, что позволяет обнаружить быстроразвивающиеся дефекты, исключить аварийные ситуации в период между проведениями диагностических исследований. Мониторинг, с точки зрения объема получения данных, является наиболее информативным, в то же время, для достижения требуемой степени детализации и достоверности состояний необходима установка большого количества различных стационарных датчиков, устройств сбора данных, организация каналов передачи данных к центрам сбора и анализа информации, что удорожает систему. Поэтому целесообразно устанавливать системы мониторинга на объекты электроэнергетики имеющие большую мощность и соответственно стоимость.

В соответствие с концепцией развития системы технического диагностирования ПАО «Россети» [7] предполагается, что данная система должна строится на трех основных уровнях диагностического контроля (рис. 6).

В основе концепции лежит идея диагностирования оборудования с помощью систем мониторинга (по возможности) под рабочим напряжением без отключения. Современные системы мониторинга позволяют оперативно оценить ТС любого элемента энергосистемы, любого узла, механизма, при этом степень новизны оборудования неважна. С помощью систем мониторинга удается не только продлить срок службы различного электрооборудования, сэкономить на планово-предупредительных ремонтах, но и не допустить аварийных ситуаций и избежать аварийных ремонтов — а значит сэкономить гораздо большие средства, чем затраченные на обслуживание.

Также экономический эффект от внедрения систем мониторинга достигается в результате:

  • предотвращения травматизма персонала из-за повреждений оборудования;
  • сокращения инвестиций на необоснованное обновление оборудования (!);
  • сокращения трудозатрат персонала при внедрении автоматизированных методов диагностики;
  • снижения эксплуатационных затрат и потерь за счет реализации индивидуального подхода к планированию ремонтов;
  • повышение достоверности данных о техническом состоянии оборудования и его отдельных узлов;
  • сокращения сроков проведения плановых остановочных ремонтов в связи со своевременной и целенаправленной подготовкой к его проведению;
  • уменьшения затрат на страхование оборудования;
  • сокращения случаев недоотпуска электроэнергии и штрафных санкций со стороны потребителей за причиненный ущерб (!);
  • увеличения допустимых перегрузок, либо, наоборот, продолжения рентабельной эксплуатации оборудования в условиях сниженных нагрузок.

Первоочередной целью систем мониторинга является выявление имеющихся в оборудовании дефектов, определение текущего технического состояния оборудования и его остаточного ресурса, что позволяет провести своевременные и целенаправленные работы по ремонту или замене оборудования, повысить надежность электроснабжения. При этом контролируемое оборудование может отличаться по своему назначению, условиями эксплуатации, сложностью конструкции, что требует применения различных методов диагностирования и влияет на исполнение и, соответственно, стоимость системы мониторинга.

 

ТС оборудования описывается совокупностью диагностических параметров, число которых отличается для различного оборудования. Например, количество измеряемых параметров для силовых трансформаторов (рис. 7) и шунтирующих реакторов может достигать 38, масляных выключателей — 29, элегазовых выключателей — 25, ограничителей перенапряжения и разрядников — 10, разъединителей (с приводом) — 14, маслонаполненных измерительных трансформаторов и конденсаторов связи — 9 [8]. Достоверность оценки технического состояния оборудования напрямую зависит от количества контролируемых параметров, однако после определенного значения, информативность новых параметров снижается, а относительные затраты на установку и эксплуатацию системы увеличиваются. При таком многообразии параметров всегда встает вопрос выбора наиболее эффективных методов и здравых компромиссов при построении систем. Решение об установке и выборе вида и состава систем мониторинга оборудования целесообразно применять по результатам оценки экономической эффективности от их применения (см. выше преимущества внедрения систем мониторинга).

Наиболее востребованными данными, получаемыми от систем мониторинга силового оборудования, являются [9]:

  • контроль качества изоляции вводов ВН, СН с регистрацией абсолютных значений тангенса угла диэлектрических потерь (tgδ1), емкости основной изоляции (С1) и их изменений (Δtgδ1, ΔС1);
  • регистрация и анализ температурных показателей (обмотки, верхних/нижних слоев масла);
  • регистрация и контроль выделяемых газов и влагосодержания в трансформаторном масле;
  • регистрация и контроль допустимых систематических и аварийных перегрузок;
  • регистрация и анализ пусковых токов двигателей привода РПН, маслонасосов, вентиляторов;
  • регистрация высокочастотных импульсов для контроля интенсивности и локации ЧР в секциях КРУЭ и КЛ в изоляции из сшитого полиэтилена.

В настоящее время перед современными системами мониторинга ставятся два вида задач:

  • определение в режиме «on-line» текущего состояния оборудования, выявление дефектов на ранней стадии их развития, прогнозирование остаточного ресурса;
  • решение технико-экономических задач, таких как управление производственными активами сетевых компаний.

Для решения данных задач применяются решения НПП «ЭКРА» со средствами визуализации и аналитики, реализуемые в ПК «EKRASCADA», которая входит как элемент верхнего уровня ПТК Диамонт (программно-технический комплекс диагностики и мониторинга) производства НПП «ЭКРА». ПТК позволяет собирать данные с локальных систем мониторинга и в реальном времени отображать комплексную информацию по текущему состоянию оборудования (рис. 8) на всех уровнях управления сетевой компании: от оперативного персонала на подстанции, до руководящих сотрудников на уровне исполнительного аппарата.

Рис.8. Пример отображения информации в виде мнемосхем в ПК «EKRASCADA»
Рис. 8. Пример отображения информации в виде мнемосхем в ПК «EKRASCADA»

В качестве источника данных ПТК Диамонт выступают первичные измерительные датчики, локальные системы мониторинга собственного производства, а также сторонних производителей. Так, например, в настоящее время одним из прогрессивных современных методов диагностики первичного оборудования, который хочется выделить отдельно, выступает метод измерения частичных разрядов (далее — ЧР). Технические решения по мониторингу ЧР и другим методам диагностики системы ПТК Диамонт будут рассмотрены в следующих статьях данного цикла.

Хранение собранной информации в единой базе данных позволяет с легкостью сравнивать текущие показания параметров оборудования с архивными данными, строить и анализировать тренды, в том числе учитывать скорости изменения трендов по годам (или иным временным интервалам), выявлять тенденции изменения параметров контролируемого оборудования по сравнению с однотипным оборудованием на других объектах эксплуатирующей компании, формировать сигналы предупредительной и аварийной сигнализации при выявлении выхода полученных значений за заданный диапазон отклонений.

После наработки базы данных по однотипным видам оборудования ПТК Диамонт средствами верхнего уровня на базе ПК «EKRASCADA» позволяет применять методы автоматического определения индекса ТС (см. рис.5), прогнозировать остаточный ресурс оборудования за счет анализа технического состояния за длительный период времени и интегрировать полученные данные в систему управления производственными активами.

Рис.9. Определение «слабого звена» технологического транзита от точки «А» до точки «Б»
Рис. 9. Определение «слабого звена» технологического транзита от точки «А» до точки «Б»

Вычислять индекс ТС первичного оборудования возможно не только для однотипного вида оборудования, но и для группы последовательно соединенных объектов, обеспечивающих транзит мощности от точки «А» до точки «Б» (рис.9). Зная индекс ТС каждого оборудования объекта, можно выявить «слабое звено» технологической цепи транзита электроэнергии как на уровне объекта, так и на уровне сетевой компании (рис.10). Это позволяет точечно направить материальные средства на проведение ремонтных работ или замену единицы первичного оборудования, повышая при этом общую надежность технологической цепи транзита.

Рис.10. Определение «слабого звена» технологического транзита на уровне сетевой компании
Рис. 10. Определение «слабого звена» технологического транзита на уровне сетевой компании

Наличие комплексной информации по контролируемому оборудованию, как на уровне объекта, так и на уровне сетевой компании, позволяет более эффективно планировать инвестиции, оперативно выявлять оборудование, требующее организации работ по техническому обслуживанию и ремонту, определять очередность технического перевооружения объектов, имеющих выработавшее свой нормативный ресурс оборудование (рис.11).

Рис.11. Схема принятия решения о виде технического воздействия на оборудование [4]
Рис. 11. Схема принятия решения о виде технического воздействия на оборудование [4]

Выводы

  1. Хорошо отработанная и отлаженная в свое время система ППР в настоящее время требует развития и адаптации, т.к. не отвечает современным тенденциям по увеличению процента оборудования с исчерпанным нормативным ресурсом эксплуатации, а недостаточное экономическое обоснование рекомендуемых нормативов системы ППР снижает эффективность ее применения. Решением в настоящее время видится направление развития новой технологии эксплуатации и ремонта электрических сетей через внедрение систем мониторинга, позволяющих выполнять автоматическую оценку ТС электрооборудования в режиме «on-line» неразрушающими диагностическими методами.
  2. Комплексная оценка ТС позволяет выявлять «слабое звено» в цепи технологического транзита от производителя электроэнергии до конечного потребителя, направлять соответствующие материальные и технические ресурсы на проведение ТОиР, поддерживая при этом уровень надежности электроснабжения на высоком уровне при невысоких затратах.
  3. Современные программные комплексы совместно с системами мониторинга позволяют решать такую технико-экономическую задачу, как управление производственными активами электросетевых компаний.

 




Источник: https://energybase.ru/news/articles/monitoring-systems-for-high-voltage-power-equipment-2020-03-16

18.03.2020
- среда
Лента новосткй
28.03.2024, четверг
Три новых трансформатора
-Старые трансформаторы работали более 60 лет. При том, что по всем нормам срок их эксплуатации равен тридцати годам. Поэтому их ремонт был попросту нецелесообразен,-отметил Андрей Слепнёв, корреспондент Первая тяговая подстанция вырабатывает электричество для того, чтобы трамваи могли ездить по проспекту 50 летия Октября, улицам Гагарина, Ербанова, Коммунистической и Балтахинова.
 
27.03.2024, среда
На Северскую ТЭЦ прибыли пять новых силовых трансформаторов (Томская область).
Трансформаторы с навесным оборудованием (радиаторами охлаждения, переключающим устройством, расширительным баком и др.), произведённые Уфимским трансформаторным заводом для Северской ТЭЦ (филиал АО "Русатом Инфраструктурные решения"), находятся на станции и готовы к установке.
 
26.03.2024, вторник
"МЭТЗ ИМ. В.И.КОЗЛОВА": получено положительное заключения аттестационной комиссии ПАО "Россети" на выпускаемое оборудование.
В феврале 2024 года по итогам процедуры проверки качества (аттестации) получено положительное заключения аттестационной комиссии ПАО "Россети" на выпускаемое ОАО "МЭТЗ ИМ. В.И.КОЗЛОВА" оборудование: – трансформаторы масляные типа ТМГ мощностью до 2500 кВА включительно напряжением до 35 кВ включительно; – трансформаторы сухие с литой изоляцией (катушки собственного изготовления) мощностью до 1600 кВА включительно на напряжение до 10 кВ включительно.
 
25.03.2024, понедельник
Трансформаторы AKELCAST LS мощностью 4000 кВА для индивидуального заказа. Источник:
Компания "АКЭЛ" начала отгрузку трансформаторов AKELCAST LS 4000 кВА в рамках долгосрочного проекта. В рамках долгосрочного проекта компания ООО ПТК "АКЭЛ" на базе линейки AKELCAST LS разработала трансформаторы мощностью 4000 кВА с медными обмотками и номинальным напряжением 10,5 кВ по техническому заданию заказчика.
 
24.03.2024, воскресенье
МЕТРОЛОГИ «ПЕНЗАЭНЕРГО» ПРОВЕДУТ КАЛИБРОВКУ И ПОВЕРКУ БОЛЕЕ ДВУХ ТЫСЯЧ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ
Служба метрологии и контроля качества электроэнергии в филиале ПАО «Россети Волга» - «Пензаэнерго» намерена откалибровать 2458 средств измерений и провести поверку 2481 средств измерений (СИ) в 2024 году, сообщила пресс-служба энергокомпании. Средства измерений филиала включает в себя 575 измерительных трансформаторов тока и напряжения, а также 615 приборов учёта электроэнергии. За прошлый год метрологи «Пензаэнерго» успешно откалибровали и поверили 5609 средств измерений, включая 632 измерительных трансформатора тока и напряжения, а также 1031 прибор учёта электроэнергии.
 
23.03.2024, суббота
На строящейся в Уфе подстанции 110 кВ «Инорс» установлены силовые трансформаторы
Председатель правления – генеральный директор АО «БЭСК» Сергей Гурин проинспектировал ход строительства подстанции 110 кВ «Инорс» в Уфе. Возведение энергообъекта началось летом 2022 года. Новый центр питания обеспечит развитие микрорайона Инорс, в котором проживает около 75 тыс.
 
22.03.2024, пятница
В Ростовской области в ближайшие годы введут почти 600 МВт мощности электростанций.
В утвержденную приказом Министерства энергетики РФ от 30.11.2023 № 1095 Схему и программу развития электроэнергетических систем России (далее – СиПР ЭЭС) на 2024–2029 годы включен прогноз потребления электрической энергии и мощности и основные технические решения по развитию энергосистемы Ростовской области.
 
21.03.2024, четверг
Завершилась реконструкция подстанции «Элекмонарская»
Филиал ПАО «Россети Сибирь» – «Алтайэнерго» завершил реконструкцию крупнейшей подстанции 110 киловольт (кВ) «Элекмонарская». Здесь установили два новых трансформатора по 16 МВА, тем самым увеличив мощность питающего центра в 2,5 раза. Подстанция «Элекмонарская» обеспечивает электроэнергией 21 населенный пункт, в которых проживает 8,5 тысяч человек.
 
20.03.2024, среда
«Россети Сибирь» добавили мощности Республике Алтай
Филиал ПАО «Россети Сибирь» – «Алтайэнерго» завершил реконструкцию крупнейшей подстанции 110 киловольт «Элекмонарская». Здесь установили два новых трансформатора по 16 МВА, тем самым увеличив мощность питающего центра в 2,5 раза. Подстанция «Элекмонарская» обеспечивает электроэнергией 21 населённый пункт, в которых проживает 8,5 тысяч человек.
 
19.03.2024, вторник
Группа СВЭЛ изготовила трансформаторы для Московского Кремля.
Продукция СВЭЛ используется в энергоинфраструктуре основных зданий Кремля. Компания в сжатые сроки поставила на стратегический объект 25 сухих трансформаторов с литой изоляцией мощностью от 630 до 1600 кВА на напряжение 10 кВ. Новое оборудование установлено взамен устаревшего, отслужившего 20-30 лет.
 
18.03.2024, понедельник
Контроль технического состояния сетей. Спецвыпуск журнала «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» для группы компаний «Россети» № 1(32), март 2024
      В спецвыпуске журнала «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» для группы компаний «Россети» № 1(32) за март 2024 г. опубликованы статьи:    1. «Визуализация и локализация дефектов изоляции высоковольтного оборудования акустическим методом»       Авторы: Мягких Константин (Филиал ПАО «Россети Ленэнерго» — «Санкт-Петербургские высоковольтные электрические сети»), Иванов Дмитрий, Галиева Татьяна, Садыков Марат, Вагапов Айдар (ФГБОУ ВО «Казанский государственный энергетический университет»).       Стр.
 
17.03.2024, воскресенье
«Россети» увеличили мощность крупнейшей подстанции севера Кузбасса
Филиал ПАО «Россети» – МЭС Сибири завершил ключевой этап реконструкции подстанции 500 кВ «Ново-Анжерская», которая является одним из основных центров питания Кемеровской области. Энергетики ввели в работу новый силовой автотрансформатор, что позволило увеличить мощность объекта почти на 20% – до 1 752 МВА.
 
16.03.2024, суббота
220 ТОНН ТРАНСФОРМАТОРОВ ДОСТАВЛЕНО НА СЕВЕРСКУЮ ТЭЦ
Компания ERSO успешно поставила пять силовых трансформаторов на Северскую теплоэлектроцентраль (ТЭЦ). Электростанция обеспечивает энергией и теплом город Северск и Сибирский химический комбинат, сообщает пресс-служба компании. Пять трех ...
 
15.03.2024, пятница
ПРЕДСТАВИТЕЛИ «РОССЕТЕЙ» ОЦЕНИЛИ РАБОТУ УФИМСКОГО ТРАНСФОРМАТОРНОГО ЗАВОДА
Представители ПАО «Россети Северный Кавказ» посетили Уфимский трансформаторный завод (УТЗ), где получили полное представление о производственных процессах и возможностях предприятия, сообщила пресс-служба энергокомпании. Директор дивизиона трансформаторов АО «Холдинг ЭРСО» Константин Бочкарев провел экскурсию по цехам завода, показав весь цикл производства трансформаторного оборудования от проектирования до испытаний. Константин Бочкарев отметил, что УТЗ сегодня является одним из самых современных трансформаторных заводов в России.
 
14.03.2024, четверг
В Москве применили новый метод очистки трансформаторов
Поддержание трансформаторов в чистом виде – это не только эстетический момент. По словам специалистов, наличие грязи и пыли на стенках трансформатора может способствовать утечке тока и приводит к сбоям в работе. Однако очистка приборов связана с определенными трудностями в силу того, что применение стандартных методов с использованием воды невозможно.
 
13.03.2024, среда
Осторожно! Под напряжением: в Светлогорске прошли тактико-специальные занятия
Правильная оценка обстановки, повышение слаженности и выучки личного состава, демонстрация готовности к ведению боевых действий и навыков работы с имеющимся оборудованием – в Светлогорске прошли тактико-специальные учения на подстанции «Якимова Слобода-110».   Справочно: Трансформатор № 1 содержит 11 тонн трансформаторного масла, трансформатор № 2 содержит 8,44 тонн трансформаторного масла. Вокруг каждого трансформатора имеется обвалование, размерами 9 х 6 м в объеме, достаточном для предотвращения распространения розлива всего имеющегося в трансформаторе масла. Всего шесть трансформаторов тока ТФЗМ-110, каждый содержит по 0,153 тонны трансформаторного масла. В каждом высоковольтном масляном выключателе ВМТ-110Б-25 УХЛ1 содержится трансформаторное масло под избыточным давлением по 0,250 тонны.   От сотрудника Светлогорских электросетей поступает сообщение о загорании трансформатора №1.
 
TRANSFORMаторы | Библиография | Предприятия | Спрос-Предложение | Теория, расчеты |Конструкция, проектирование | Технология, производство | Транспортировка, монтаж | Эксплуатация | Ремонты | Утилизация

Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика ??????????? ????

  ©  TRANSFORMаторы 2005—2011