диагностика и эксплуатация оборудования - DiSpace
advertisement
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ГОУ ВПО НОВОСИБИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ДИАГНОСТИКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ, ЧАСТЬ 1 НОВОСИБИРСК - 2011 2 УДК 621.311.6 ББК Левин В.М. Диагностика и эксплуатация оборудования электрических сетей. Учебное пособие. Часть 1. – Новосибирск: изд-во НГТУ, 2010. – 97 с. В учебном пособии изложен материал курса, читаемого автором студентам НГТУ по специальности электроэнергетические системы и сети. Первая часть пособия содержит понятийный аппарат технической диагностики, методику анализа объектов диагностики с использованием принципов системного подхода, а также характеристику методов контроля и диагностирования оборудования электрических сетей, иллюстрированную рядом практических примеров. Пособие предназначено для студентов направления «Электроэнергетика и электротехника» в качестве базового конспекта лекций. Работа подготовлена на кафедре Автоматизированных электроэнергетических систем Новосибирского государственного технического университета Рецензенты доктор технических наук, профессор В.З.Манусов кандидат технических наук, доцент Э.М. Чекмазов © 3 СОДЕРЖАНИЕ Стр. ПРЕДИСЛОВИЕ………………………………………………………………….. 1. ВВЕДЕНИЕ В ТЕХНИЧЕСКУЮ ДИАГНОСТИКУ…………………….. 1.1. Анализ ситуации в электроэнергетике…………………………….. 1.2. О понятии диагностика»…………………………………................ 1.3. Предмет и задачи технической диагностики……………….......... 1.4. Словарь специальных терминов и определений (глоссарий)…… 2. ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ КАК ОБЪЕКТ ДИАГНОСТИКИ………. 2.1. Типология и классификация объектов диагностики в электроэнергетике………………………………………………………………. 2.2. Эксплуатационное состояние объектов диагностики……............. 2.3. Статистика и причины повреждаемости электрооборудования…………………………………………………………… 2.4. Конструктивные особенности объектов диагностики…………….. 2.5. Анализ процессов функционирования и изменений состояния электрооборудования…………………………………………………………… 2.6. Примеры системного анализа объектов диагностики ……………. 3. МЕТОДЫ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ…………………………....... 3.1. Классификация методов диагностирования……..……………....... 3.2. Нормативные требования к методам диагностирования электрооборудования…………………..……………………………………….. 3.3. Характеристика традиционных методов контроля и диагностирования электрооборудования…..………………………............. 3.4. Методы раннего обнаружения дефектов в электрооборудовании…………………………………………………………… ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………………. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ…………………………….. ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Контроль качества трансформаторных масел при их эксплуатации в электрооборудовании……………………………………….. ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Примеры применения методов контроля и диагностирования состояния обмоток трансформаторного оборудования…………………………………………………………………….. ПРИЛОЖЕНИЕ 3. Результаты испытаний ТДН-10000/110……………….. ПРИЛОЖЕНИЕ 4. Примеры оценки состояния трансформатора по методу ХАРГ (РД 153-34.0-46.302-00)……………………………………....... ПРИЛОЖЕНИЕ 5. Тепловизионный контроль электрооборудования.. ПРИЛОЖЕНИЕ 6. Примеры регистрации интенсивности ЧР в изоляции трансформаторов……………………………………………………………....... 4 6 6 7 8 12 15 15 15 18 23 32 39 45 45 48 51 58 72 73 75 77 84 86 90 95 4 ПРЕДИСЛОВИЕ Вхождение России в третье тысячелетие ознаменовалось проникновением рынка во все сферы производства, в том числе и в электроэнергетику. Одна из ключевых задач в направлении повышения эффективности электроэнергетики (то есть повышения надёжности и экономичности функционирования технических устройств) есть задача управления жизненным циклом работающего электрооборудования. Мировой опыт решения данной задачи предлагает выбор рациональной стратегии эксплуатации устройств на основе диагностики их текущего состояния. Всем известно, что технические устройства отличаются от живых организмов отсутствием в полном объёме процесса регенерации и самовосстановления. Воздействие внешней среды и внутренних процессов приводит к разрушению технического устройства и невыполнению требуемых от него функций (то есть к отказу). Перед человеком, эксплуатирующим оборудование, стоит задача обнаружить неисправность на основе её проявления, проследить процессы, вызывающие неисправности, выделить причину повреждения и принять решение по предотвращению этого нарушения. Поэтому диагностика должна включать в себя анализ множества вероятных возможностей состояния технических устройств и требует наличия у специалиста багажа знаний в различных областях. Учебное пособие "Диагностика и эксплуатация оборудования электрических сетей" предназначено, прежде всего, для студентов V курса специальности «Электроэнергетические системы и сети», но может быть полезным широкому кругу пользователей, ставящих перед собой следующие цели: • понимание сущности диагностики как процесса и как способа организации процессов распознавания различных состояний технического устройства; • понимание места и роли диагностики в современных условиях эксплуатации электрооборудования; • закрепление основ математического аппарата, используемого в задачах диагностики; • приобретение знаний и умений практического применения методов контроля параметров технических устройств, а также построения диагностических моделей и алгоритмов диагностирования; • умение формулировать и решать задачи в понятийном поле диагностики и эксплуатации электрооборудования; • проверку знаний норм и правил контроля и диагностирования технических устройств электроэнергетики. Учебное пособие в предлагаемом виде обобщает многолетний опыт научно-исследовательской работы автора по данной тематике, а также чтения курсов лекций «Основы технической диагностики», 5 «Теория эксплуатации электрооборудования» для студентов НГТУ. Пособие состоит из двух взаимосвязанных частей, каждая из которых в тоже время может быть использована в учебном процессе самостоятельно. В первой главе учебного пособия раскрывается понятийный аппарат технической диагностики, показана ее преемственность с другими вполне сформировавшимися областями знаний, приводится эволюция задач технической диагностики от момента становления до современного уровня развития. Во второй главе учебного пособия с позиций принципов системного подхода технические устройства электроэнергетики рассматриваются как объекты диагностики, характеризуемые рядом общих и особенных свойств. Третья глава посвящена описанию, и характеристике методов диагностирования электротехнического оборудования. Здесь приведена классификация существующего многообразия методов контроля и диагностирования, рассмотрены основные нормативные требования, регламентирующие область и порядок их применения, а также на примере трансформаторного оборудования дана характеристика ряда традиционных, широко используемых методов контроля и методов раннего (упреждающего) диагностирования. Учебное пособие «Диагностика и эксплуатация оборудования электрических сетей» снабжена разделом «Приложения», в котором наряду с информацией справочно-нормативного характера, приводятся реальные примеры диагностирования ВЛЭП и силовых трансформаторов с использованием некоторых наиболее эффективных методов. 6 1 ВВЕДЕНИЕ В ТЕХНИЧЕСКУЮ ДИАГНОСТИКУ 1.1 Анализ ситуации в электроэнергетике Ситуацию в отечественной электроэнергетике можно охарактеризовать рядом особенностей, значимых с точки зрения понимания роли и места диагностирования электрооборудования как процесса и как способа организации процессов. Отставание от мировых стандартов. В отечественной электроэнергетике по-прежнему ощутимо отставание уровня технологического оборудования электрических станций и электрических сетей, а также их диагностического обеспечения от мировых стандартов. Продукция ведущих мировых производителей электротехнического оборудования (Siemens, ABB и др.) отличается повышенной надежностью, износоустойчивостью, контролепригодностью, простотой обслуживания. Это определяет другой (по сравнению с отечественным) уровень эксплуатации электрооборудования и ее стоимость. Старение электрооборудования доминирует. Ежегодно в энергосистемах страны увеличивается парк электроэнергетического оборудования, отработавшего свой нормативный (номинальный) срок. Степень морального и физического износа эксплуатируемого оборудования увеличивается. Это обусловлено отсутствием у энергокомпаний достаточных финансовых средств для своевременной замены стареющего оборудования. Обеспечение надёжности стоит всё дороже. Электрооборудование, отработавшее нормативный срок, имеет повышенную степень износа, что ухудшает эксплуатационные характеристики и повышает вероятность аварийных отключений (отказов). На поддержание стареющего оборудования в работоспособном состоянии (для обеспечения надежного электроснабжения) требуется увеличение ежегодных затрат на техническое обслуживание и ремонты. Необходима корректировка нормативной базы ремонтов. Действующая сегодня нормативная система плановопредупредительных ремонтов (ППР) оборудования наряду с положительными качествами обладает рядом недостатков, главным из которых является производство ремонтов по истечении фиксированного межремонтного периода. Это зачастую приводит к необоснованному завышению объёмов ремонтно-восстановительных работ и величины ремонтного фонда энергокомпаний. Альтернативой ППР является ремонт по техническому состоянию оборудования (РТС), при котором назначается определённая периодичность и объем диагностического контроля, устанавливается межремонтный 7 ресурс оборудования и объем ремонтных работ по устранению выявленных дефектов. Состояние электрооборудования есть функция многих переменных. Состояние технических устройств определяется не только их сроком службы, но и условиями эксплуатации. Одной из ключевых задач в обеспечении надежного и экономичного функционирования объектов электроэнергетики является задача управления жизненным циклом оборудования. Мировой опыт решения данной задачи предлагает выбор (для определенной возрастной категории технических устройств) стратегии эксплуатации на основе контроля и оценки текущего состояния с выводом оборудования в ремонт по необходимости. 1.2. О понятии «диагностика» Диагноз в переводе с греческого «диагнозис» означает распознавание, определение. В медицине, например, это – определение состояния человека, а в технике – определение состояния объекта технической природы. Объект, состояние которого определяется, будем называть объектом диагностики. Диагноз представляет собой процесс исследования объекта диагностики. Завершением этого исследования является получение результата диагноза, то есть заключения о состоянии технического объекта. Характерными примерами результатов диагноза состояния технического объекта являются заключения вида: объект исправен, объект неисправен, в объекте имеется неисправность определенного вида. Диагностика есть область знаний, включающая в себя теорию и методы организации процессов диагноза, а также принципы построения средств диагноза. Когда объектами диагностики являются объекты технической природы, говорят о технической диагностике. Техническая диагностика выделилась из обособленной области измерительной техники и оформилась в самостоятельное научнотехническое направление в конце 50-х годов XX века. Первоначально это направление занималось изучением вопросов автоматического определения работоспособности технических устройств и прогнозирования их состояния в процессе эксплуатации [28]. При этом техническая диагностика теоретически и экспериментально опиралась на ряд наиболее оформленных и разработанных областей научных знаний (рис.1.1). Преемственность технической диагностики со смежными научными теориями на рисунке показана отмеченными сегментами. Так, например, из теории автоматического контроля техническая диагностика переняла совокупность алгоритмов и инструментальных средств контроля, а от медицинской диагностики принципы диагностического мышления, методы установления 8 диагноза. Теория надежности обогатила техническую диагностику математическим аппаратом и методиками для описания состояний систем диагностирования, а теория измерений и информации – методами измерений, обработки и отображения информации. Теория систем привнесла в техническую диагностику методы проектирования систем диагностирования. А - совокупность алгоритмов и инструментальных средств контроля; В - принципы диагностического мышления, методы установления диагноза; С - методы проектирования систем диагностирования; D - математический аппарат и методики для описания состояний систем диагностирования; Е - методы измерений, методы обработки и отображения информации. Рисунок 1.1. Преемственность технической диагностики и смежных научных теорий I.3 Предмет и задачи технической диагностики Для того чтобы более четко увидеть область, охватываемую технической диагностикой, рассмотрим три типа задач по определению состояния технических объектов [27]. К первому типу относятся задачи по определению состояния, в котором находится объект в настоящий момент времени. Это задачи диагноза. Задачами второго типа являются задачи по предсказанию состояния, в котором объект окажется в некоторый будущий момент времени. Это задачи прогноза. К третьему типу относятся задачи определения состояния, в котором объект находился в некоторый момент времени в прошлом. Это задачи генеза (от греческого «генезис» - происхождение, возникновение). 9 Задачи первого типа формально следует отнести к технической диагностике, а второго типа и третьего типа – к техническому прогнозированию и технической генетике соответственно. Задачи технической генетики возникают, например, в связи с расследованием аварий и их причин, когда настоящее состояние объекта отличается от состояния, в котором он оказался в прошлом в результате появления первопричины, вызвавшей аварию. Решаются эти задачи путем определения возможных (вероятных) предысторий, ведущих в настоящее состояние объекта. К задачам технического прогнозирования относятся, например, задачи, связанные с определением срока службы объекта или с назначением периодичности его профилактических проверок и ремонтов. Решаются эти задачи путем определения возможных или вероятных эволюций состояния объекта, начинающихся в настоящий момент времени. Таким образом, знание состояния объекта в настоящий момент времени является обязательным как для генеза, так и для прогнозирования. В «жизни» любого технического объекта всегда можно выделить два характерных этапа: этап производства, когда объект создается, и этап эксплуатации, когда объект применяется по назначению (выполняет предписанные ему функции), подвергается периодическим проверкам, ремонту и т.п. Иногда целесообразно выделить в качестве самостоятельного также этап хранения объекта или пребывания его в резерве. Для любого объекта на каждом этапе его жизненного цикла устанавливаются определенные технические требования. Желательно, чтобы объект всегда соответствовал этим требованиям. Однако в объекте могут возникать неисправности, нарушающие указанное соответствие. Тогда задача состоит в том, чтобы восстановить нарушенное неисправностью соответствие объекта заданным техническим требованиям. Решение этой задачи невозможно без периодического или непрерывного диагностирования объекта. Во многих случаях необходимо убедиться в том, что объект исправен, то есть, в нем нет ни одной неисправности. Эта проверка называется проверкой исправности объекта. На этапе производства, например, проверка исправности, позволяет узнать содержит ли данный объект дефектные компоненты (детали, блоки, узлы), а их монтаж – ошибки. В условиях ремонта проверка исправности позволяет убедиться, действительно ли при ремонте устранены все имеющиеся в объекте неисправности, а в условиях хранения – не возникли ли какие-либо неисправности за время хранения объекта. На этапе эксплуатации при профилактике объекта, пред применением его по назначению или после применения в ряде случаев необходимо убедиться в том, что объект в состоянии выполнять все функции, предусмотренные его рабочим алгоритмом 10 функционирования. Это – проверка работоспособности объекта. Проверка работоспособности может быть менее полной, чем проверка исправности, то есть может оставлять необнаруженными неисправности, не препятствующие применению объекта по назначению. Например, резервированный объект может быть работоспособным, не смотря на наличие неисправностей в резервных элементах и связях. На этапе эксплуатации в процессе выполнения объектом его рабочего алгоритма функционирования часто приходится осуществлять проверку правильности функционирования, то есть следить за тем, не появились ли в объекте неисправности, нарушающие его нормальную работу в настоящий момент времени. Проверка правильности функционирования позволяет исключить недопустимое для нормальной работы объекта влияние неисправностей, возникающих в процессе его применения по назначению. Следует отметить, что проверка правильности функционирования менее полна, чем проверка работоспособности, так как позволяет убедиться только в том, что объект правильно функционирует в данном режиме работы и в данный момент времени. Иначе говоря, в правильно функционирующем объекте могут присутствовать неисправности, не позволяющие ему правильно работать в других режимах. Работоспособный объект будет правильно функционировать во всех режимах и в течение всего времени его работы. Таким образом, исправный объект всегда работоспособен и функционирует правильно, а неправильно функционирующий объект всегда неработоспособен и неисправен. Правильно функционирующий объект может быть неработоспособным, и значит, неисправным. Работоспособный объект также может быть неисправным. Одной из важнейших задач диагностирования является поиск неисправностей [29], то есть указание мест и, возможно, причин возникновения имеющихся в объекте неисправностей. Поиск неисправностей необходим для выявления и замены дефектных элементов и связей в объекте, для устранения ошибок монтажа и т.п. После устранения неисправности объект становится исправным, работоспособным или правильно функционирующим. Исправное и все неисправные состояния объекта образуют множество N его технических состояний. Задачи проверки исправности, проверки работоспособности, проверки правильности функционирования и поиск неисправностей представляют собой частные случаи общей задачи диагностирования состояния объекта. На рисунке 1.2. множество возможных технических состояний объекта диагностирования условно ограничено замкнутой кривой, причем различные состояния обозначены по-разному. 11 Результатами проверок исправности, работоспособности, правильности функционирования является получение двух подмножеств технических состояний посредством проведения разграничительной линии (решающего правила), для чего требуется изучение свойств объекта в различных состояниях. При этом одно из подмножеств (левое) содержит либо только исправное состояние, либо кроме исправного содержит также те неисправные состояния, находясь в которых объект остается работоспособным или правильно функционирующим. Второе (правое) подмножество содержит либо все неисправные состояния, либо такие, пребывание в которых делает объект неработоспособным или неправильно функционирующим. Результатами поиска неисправностей являются разбиения на классы не различаемых между собой неисправных состояний вторых подмножеств. Число классов и, следовательно, числа входящих в них неисправных состояний (мощности классов) определяют достигаемую при поиске степень детализации мест и вида имеющихся в объекте неисправностей. Эту степень детализации принято называть глубиной диагностирования. Для этапа становления диагностики в электроэнергетике характерным являлось накопление статистики по отказам и видам неисправностей, обобщение опыта эксплуатации электрооборудования различных типов. При этом приоритетными задачами диагностики являлись: • анализ функционирования технических устройств электроэнергетики с целью определения информативных диагностических параметров и их предельно-допустимых значений; • выделение элементов технических устройств и связей между ними; • определение и описание возможных состояний объектов диагностики (возможных комбинаций отказов элементов); • анализ технических возможностей контроля признаков, характеризующих состояние объекта диагностики; • сбор и статистическая обработка информации, позволяющей определить распределение вероятностей возможных состояний объекта диагностики, а также закономерности отказов его отдельных элементов; • сбор экспериментальных данных о затратах, связанных с проведением диагностических испытаний электрооборудования; разработка методов и технических средств контроля и диагностирования оборудования. 12 Рисунок 1.2. Интерпретация задач диагностирования через разбиение множества технических состояний объекта I.4 Словарь специальных терминов и определений (глоссарий) Опираясь на нормативные источники [1,5], введем в рассмотрение ряд наиболее часто встречаемых в пособии терминов и определений технической диагностики. Это позволит в дальнейшем при изучении материала курса избегать некорректного, произвольного употребления специальной терминологии и искажения смыслов используемого понятийного аппарата. Таблица 1.2. Глоссарий технической диагностики и эксплуатации оборудования Специальный термин Определение Алгоритм диагностирования (контроля) - совокупность предписаний, определяющих последовательность действий при проведении диагностирования (контроля). Диагностирование - определение технического состояния объекта. Задачами диагностирования являются: контроль технического состояния, поиск места и определение причин отказа (неисправности), прогнозирование технического состояния. Диагностическая модель - формализованное описание объекта, необходимое для решения задачи диагностирования. Описание может быть представлено в аналитической, табличной, векторной, графической и других формах. 13 Диагностический (контролируемый) параметр - есть параметр объекта, используемый при его диагностировании (контроле). Измерение - нахождение значений физической величины опытным путём с помощью технических средств, имеющих нормированные метрологические свойства. Комплексные испытания - испытания в объёме, определяемом специальной программой. Контроль технического состояния - есть проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определению на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени. Видами технического состояния являются, например, исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т.п. в зависимости от значения параметров в данный момент времени. Контроль функционирования - контроль выполнения объектом всех или части свойственных ему функций. Объект технического диагностирования (контроля технического состояния) - изделие (его составные части), подлежащее (подвергаемое) диагностированию (контролю). Предельно допустимое значение параметра - наибольшее или наименьшее значение параметра, которое может иметь работоспособное оборудование. Прогнозирование технического состояния - это определение технического состояния объекта с заданной вероятностью на предстоящий интервал времени. Целью прогнозирования технического состояния может быть определение с заданной вероятностью интервала времени (ресурса), в течение которого сохранится работоспособное (исправное) состояние объекта или вероятности сохранения работоспособного состояния объекта на заданном интервале времени. Ремонт по техническому состоянию - ремонт, объем, и время проведения которого определяются состоянием электрооборудования по результатам контроля. 14 Ресурс - наработка объекта технического диагностирования от начала его эксплуатации или её возобновления после ремонта до перехода в состояние, при котором дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна. Техническое состояние объекта - состояние, которое характеризуется в определённый момент времени при определённых условиях внешней среды, значениями параметров, установленных технической документацией на объект. 15 2 ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ КАК ОБЪЕКТ ДИАГНОСТИКИ По определению [26] объектами технической диагностики (ОД) могут служить любые инженерно-технические устройства и системы, если они удовлетворяют двум условиям: • могут находиться в двух взаимоисключающих состояниях: работоспособном ( Cраб ) и неработоспособном ( Cнераб ); • в них могут быть выделены элементы, каждый из которых также характеризуется указанными состояниями. 2.1 Типология и электроэнергетике классификация объектов диагностики в Введем в рассмотрение следующую классификацию объектов диагностики: 1) по назначению технологическое оборудование электростанций и электрических сетей можно условно подразделить на тепломеханическое – котлы энергетические и водогрейные котлоагрегаты, турбины, насосы; электротехническое – генераторы, двигатели, трансформаторы, синхронные компенсаторы, коммутационная аппаратура; сетевые объекты (распределительные устройства), воздушные и кабельные линии электропередачи; средства управления, защиты и автоматики – технологические защиты, релейная защита, противоаварийная автоматика и пр.; 2) по принципу действия можно выделить непрерывные и дискретные объекты диагностики; 3) по структуре объекты диагностики подразделяются на элементарные, простые и сложные; 4) по количеству выполняемых функций следует различать однофункциональные и многофункциональные объекты. Вводимая классификация является достаточно условной, однако позволяет различать объекты, принадлежащие разным видам и типам оборудования по ряду разграничительных признаков, и тем самым существенно облегчить процедуру анализа. 2.2 Эксплуатационное состояние объектов диагностики Техническая диагностика базируется на положении, что ОД может находиться в конечном множестве возможных состояний – N, которое можно разделить на два подмножества N1 (работоспособных) и N2 (неработоспособных) состояний. Переход из подмножества N1 в подмножество N2, как правило, объясняется возникновением 16 неисправности (дефекта). На рисунке 2.1 показано множество возможных состояний ОД. Рисунок 2.1. Классификация состояний ОД Исправным состоянием [2] называют такое состояние объекта, при котором он соответствует всем требованиям нормативнотехнической и (или) конструкторской (проектной) документации. Находясь в исправном состоянии, ОД выполняет все возложенные на него функции с надлежащим качеством, то есть имеет функциональные характеристики на уровне норм технической документации (в дальнейшем НТД). В свою очередь неисправное состояние это состояние объекта, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации. В неисправном состоянии ОД может считаться работоспособным или неработоспособным. ОД считается работоспособным, если он по своему состоянию может выполнять возложенные на него функции и при этом имеет значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствующими требованиям НТД. На практике допускается некоторое отклонение относительно качества выполнения функций техническим объектом, позволяющее допускать некоторое изменение в состоянии ОД и говорить о наличии подмножества состояний N1, при которых ОД еще считается работоспособным. Анализ состояний ОД в подмножестве N1 позволяет осуществить определение характера изменения степени работоспособности (расходования ресурса) и предсказание (с 17 некоторой степенью точности) момента перехода ОД из подмножества состояний N1 в подмножество состояний N2, т.е. момент отказа ОД. Неработоспособным называют состояние объекта, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям НТД. Анализ состояний ОД в подмножестве N2 позволяет осуществить обнаружение возникшей неисправности (дефекта), ее место и характер. Говоря о возможных состояниях ОД недопустимо оставить без внимания термин предельное состояние – состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно [1]. В качестве критерия (критериев) предельного состояния ОД нормами устанавливается определенный признак или совокупность признаков. Данные термины используются в задачах оценки и прогнозирования остаточного срока службы (остаточного ресурса) оборудования и будут подробнее проиллюстрированы в последующих разделах пособия. Возможные неисправности ОД могут проявляться по-разному в зависимости от целого ряда факторов, к числу которых следует отнести конструктивные особенности, срок службы и условия эксплуатации. На рисунке 2.2 приведена обобщенная характеристика объекта с неисправностью. Рисунок 2.2. Обобщенная характеристика объекта с неисправностью Повреждением принято называть событие, заключающееся в нарушении исправного состояния объекта при сохранении работоспособного состояния [1]. Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта, принято называть отказом. Различают внезапный и постепенный, явный и скрытый отказы объектов. Отличие первой пары отказов состоит в 18 скачкообразном либо плавном изменении значений одного или нескольких параметров объекта. Вторая пара отказов различается способами обнаружения. Если явный отказ может быть обнаружен визуально или штатными методами и средствами контроля и диагностирования, то для скрытого отказа характерным является возможность обнаружения только в процессе проведения технического обслуживания или с помощью специальных методов диагностики. 2.3 Статистика и причины повреждаемости электрооборудования Повреждаемость воздушных линий электропередачи (ВЛЭП). Самым ненадежным элементом электрических сетей являются линии электропередачи из-за рассредоточенности по территории и влияния на них различных внешних воздействии. Так, в городских электрических сетях около 85 % отключений приходятся на долю ЛЭП. В сельских сетях эта цифра достигает 90...95 % [14]. Основными причинами повреждений ВЛЭП являются: грозовые перекрытия изоляции, гололедно-изморозевые отложения, нагрузки от ветра, вибрация и пляска проводов, возгорание деревянных опор, ослабление механической прочности деталей опор, повреждение опор и проводов автотранспортом и механизмами и пр. Внешние воздействия приводят к перекрытию изоляции, разрыву изоляторов, оплавлению металлических деталей, обрыву проводов, ослаблению их механической прочности при вибрации и пляске в результате разлома отдельных проволок, поломке деталей, падению стоек вместе с проводами. Наиболее тяжелые последствия вызывают гололедно-ветровые нагрузки. Технологические нарушения в нормальной работе ВЛЭП вызваны рядом факторов: превышением фактических внешних нагрузок расчетных значений; • дефектами, допускаемыми при изготовлении опор, проводов изоляции ВЛЭП (применение низких марок цемента и металла, нарушение центровки арматуры в железобетонных изделиях, некачественная пропитка древесины антисептиками, некачественное соединение проволок при изготовлении провода и т. д.); • неправильным применением типов проводов, опор, изоляторов по природно-климатическим зонам страны; использование глухих зажимов вместо зажимов ограниченной прочности заделки и т. д.; • нарушением правил монтажа и сооружения ВЛЭП (неправильная вывозка стоек железобетонных опор, недостаточное углубление опор при установке, раскатка проводов по траверсам опор; неправильная установка стрел провеса и т.д.); • 19 нарушениями при приемке линии в эксплуатацию (невыполнение проверки дефектных изоляторов и термо-сварных соединений, несоответствие примененных типов изделий заложенных в проектах); • недостатками эксплуатации (несоблюдение сроков, объемов и состава проверок, замеров, замены дефектного оборудования, текущих и капитальных ремонтов, окраски, подтяжки и других работ на ВЛЭП); • нарушениями сторонними организациями и лицами (наезды на опоры, проезды под ВЛЭП высокогабаритных механизмов, набросы и пр.). • На рисунке 2.3 приведена диаграмма распределения технологических нарушений на ВЛЭП по элементам конструкции. изоляция 10% провода и троссы 40% опоры 30% линейная арматура 20% Рисунок 2.3. Распределение отказов ВЛЭП по элементам конструкции Как следует из рисунка, элементом конструкции ВЛЭП, наиболее подверженным отказам, являются провода и грозозащитные тросы. Основной причиной их повреждений является превышение гололедных нагрузок, а также снижение несущей способности в результате износа от действия вибрации, пляски и коррозии стальных сердечников проводов и стальных тросов. К основным причинам нарушений нормального технического состояния элементов конструкции ВЛЭП относятся: • деформация частей опор (металлических, железобетонных); наклон опор сверх допустимых норм; трещины и повреждения приставок; коррозия металлических элементов опор; дефекты заклепочных, сварных и болтовых соединений; загнивание деталей деревянных опор сверх допустимых норм, обгорание и расщепление деталей опор; повреждение и ослабление оттяжек, внутренних связей опор; • заглубление фундаментов опор на величину менее предусмотренной проектом, неправильная установка ригелей, 20 оседание или вспучивание грунта вокруг фундамента; оседание, выдавливание фундамента; трещины, осыпание бетона оголовника фундамента; неправильное крепление основания металлической опоры к фундаменту; отсутствие защиты фундамента от действия агрессивных вод; • наличие оборванных, перегоревших проволок, следов перекрытия, перекручивание провода; вспучивание верхнего повива; коррозия проводов и тросов, неисправности в креплениях и соединениях проводов и тросов, следы перегрева в соединениях проводов; разрегулировка проводов фаз, проводов расщепленной фазы, изменение стрел провеса и расстояний от проводов до земли и инженерных сооружений сверх допустимых значений; отсутствие гасителей вибрации, предусмотренных проектом; • механические повреждения фарфора; отсутствие стеклодетали стеклянного изолятора; наличие дефектных изоляторов; следы перекрытия изолирующих подвесок, отклонение сверх нормы изолирующих подвесок от предусмотренного проектом положения; наличие загрязнения изолятора, отсутствие гаек, шплинтов, болтов; коррозия металлических элементов изоляторов и арматуры; перетирание, деформация элементов арматуры, наличие в них трещин; • повреждения или обрывы заземляющих спусков: неудовлетворительный контакт грозозащитного троса с заземляющими спусками или опорой; разрушение контура заземления коррозией; превышение сверх допустимого значения сопротивления заземления. Повреждаемость силового трансформатора. Этот вид оборудования повреждается значительно реже, чем линия электропередачи, однако отказ трансформатора ведет к тяжелым последствиям и восстановление его работоспособности требует длительного времени. Отказы трансформаторов среди оборудования подстанций и общего числа отказов в электрических сетях составляют относительно небольшую долю (рис.2.4) [16,25]. Рисунок 2.4. Статистика отказов трансформаторов по данным ФРГ 21 Статистические данные Российских энергокомпаний за 1996 1999 годы [15], свидетельствуют о достаточно высоком уровне повреждаемости силовых трансформаторов – 618 нарушений в год или 10,2 % от общего количества отказов электрооборудования высокого напряжения. Ниже приводится анализ повреждаемости силовых трансформаторов в зависимости от ряда важных факторов, таких как период эксплуатации (рис.2.5), класс номинального напряжения и др. Рисунок 2.5. Распределение отказов силовых трансформаторов в зависимости от периода эксплуатации На основании этих данных (рис.2.5) выдвигается два предположения: 1) в течение первых 10 лет эксплуатации проявляются заводские дефекты, и закладывается технологическая база резкого снижения эксплуатационных характеристик и роста числа повреждений трансформаторов в последующие два десятилетия; 2) тот факт, что на период четвертой и пятой десятилеток также приходится значительное число повреждений трансформаторов, может свидетельствовать о возможности существенного продления срока эксплуатации новых трансформаторов и трансформаторов с хорошими эксплуатационными характеристиками при условии правильной и четкой организации их обслуживания, качественного и полного выполнения диагностики и текущих ремонтов. Анализ распределения отказов силовых трансформаторов по их номинальному напряжению показывает, что почти половина (48,4%) технологических нарушений приходится на трансформаторы напряжением 110 кВ, в соответствии с рисунком 2.6. Из рисунка 2.7 видно, что распределение технологических нарушений по видам конструктивных узлов трансформаторов свидетельствует, что наибольшее их число связано с повреждениями высоковольтных маслонаполненных вводов, обмоток и устройств регулирования напряжения (РПН и ПБВ). 22 Рисунок 2.6. Распределение отказов силовых трансформаторов по номинальному напряжению Рисунок 2.7. Распределение отказов трансформаторов по узлам Приведенная на рисунке 2.8 классификация отказов трансформаторов по причинам возникновения технологических нарушений показывает, что наиболее распространенной из них является изменение свойств конструкционных материалов (старение) – 21,6%. Значительный «вклад» в снижение надежности трансформаторов вносят заводские дефекты конструкции и изготовления – 19,4% и недостатки эксплуатации – 16,8%. Рисунок 2.8. Классификация отказов трансформаторов по различным причинам 23 2.4 Конструктивные особенности объектов диагностики Конструкция ВЛЭП. Одним из элементов конструкции ВЛЭП является опора, предназначенная для поддержания проводов на определенной высоте от земли и на безопасном расстоянии друг от друга. В качестве материала для опор используются дерево (до 110 кВ включительно), металл (35 кВ и выше) и железобетон (до 500 кВ включительно). Применение железобетонных опор на ВЛЭП ограничивается грунтовыми условиями трассы, рельефом местности, наличием дорог и удаленностью заводов-изготовителей стоек. По конструкции опоры подразделяются на промежуточные и анкерные (концевые, угловые), плоские и пространственные фермы (свободностоящие, на растяжках, одно – и двухцепные, одно – и многостоечные) [11,12]. Многообразие конструкций ВЛЭП высокого напряжения отражено в таблице 2.2. Таблица 2.2. Многообразие конструкций ВЛЭП высокого напряжения Железобетонная свободностоящая опора 330 кВ с внутренними связями Промежуточная опора 1150 кВ типа «рюмка» Железобетонные свободностоящие опоры 330 кВ башенного типа Анкерно-угловая свободностоящая опора 500 кВ 24 Промежуточные опоры 1150 кВ: с V-образной стойкой; «рогатка»; стоечная V-образная опора четырех- Металлические опоры 330 кВ: промежуточная одноцепная свободностоящая; промежуточная на оттяжках; промежуточная двухцепная; анкерно-угловые одноцепные с двумя и с одним троссом Промежуточная металлическая опора 500 кВ на оттяжках Промежуточная свободностоящая опора 500 кВ Промежуточная опора 1150 кВ с Vобразной стойкой и треугольным расположением фаз Промежуточная опора 750 кВ типа «набла» Провода предназначены для передачи тока, напряжения, мощности потребителю. На ВЛЭП применяют неизолированные 25 провода. Наиболее распространены на ВЛЭП провода алюминиевые, сталеалюминевые, состоящие из сплава алюминия типа АН и АЖ. Провода подразделяются на однопроволочные, многопроволочные, пустотелые, биметаллические и монометаллические. От грозовых перенапряжений ВЛЭП защищают грозозащитными тросами. На опору провода крепятся с помощью изоляторов. Изоляция предназначена для крепления проводов на опорах и изоляции токопроводящих элементов от заземленных частей конструкции ВЛЭП. Изоляторы, чаще всего, изготавливают из фарфора или закаленного стекла. В настоящее время на ВЛЭП высокого напряжения находит применение полимерная изоляция. По конструкции различают изоляторы штыревые (0,4 - 35 кВ) и подвесные тарельчатого типа (35 кВ и выше) (рис.2.9.). а) б) в) Рисунок 2.9. Основные типы изоляторов ВЛЭП Линейная арматура обеспечивает подвеску и закрепление проводов и гирлянд изоляторов. В состав линейной арматуры входят: зажимы, сцепная арматура, соединители, гасители вибрации, различного вида распорки (рис.2.10). Рисунок 2.10. Конструкции Рисунок 2.11. Поддерживающая гирлянда дистанционных распорок: а – парная; изоляторов ВЛЭП 500 кВ б – многолучевая; в – рамная; г – шарнирная. 26 Зажимы предназначаются для закрепления проводов и грозозащитных тросов. Зажимы подразделяются на поддерживающие (рис.2.11), которые подвешиваются на промежуточных опорах, и натяжные, применяемые на анкерных опорах. Заземляющие устройства, предназначены для заземления железобетонных и металлических опор и создания токопроводящего контура при пробое фазы на опору. Конструкция трансформатора. В основу работы трансформатора положен принцип взаимоиндукции. При подключении одной из обмоток трансформатора (первичной) на переменное синусоидальное напряжение в ее витках протекает переменный ток, создающий в магнитопроводе переменный магнитный поток. Замыкаясь в магнитопроводе, этот поток пронизывает все обмотки трансформатора и индуктирует в них ЭДС, пропорциональные по величине числу витков данной обмотки. Обмотки трансформатора гальванически не связаны между собой. К сети высшего напряжения подключается обмотка ВН, к сети низшего напряжения - обмотка НН. В обозначении схемы соединения обмоток первый знак относится к обмотке ВН, последний - к обмотке НН. Группа соединения обмоток трансформатора обозначена числом, которое, будучи умножено на 30% (угловое смещение, принятое за единицу), дает угол отставания в градусах векторов линейных электродвижущих сил обмотки НН по отношению к векторам соответствующих электродвижущих сил обмотки ВН. Основными элементами трансформатора являются остов и обмотки, в которых происходит электромагнитный процесс. Кроме того, трансформатор состоит из целого ряда конструктивных узлов и элементов, обеспечивающих нормальное прохождение процесса. К ним относятся: изоляционные конструкции, предназначенные для обеспечения изоляции токоведущих частей; фарфоровые вводы - для присоединения обмоток трансформатора к линии электропередачи; переключатель - для регулирования напряжения трансформатора; бак - для заполнения его трансформаторным маслом; радиаторы - для охлаждения трансформатора и другое (рис.2.12). Остов представляет собой магнитопровод в собранном виде совместно со всеми сборочными единицами и деталями, служащими для соединения его отдельных частей в единую конструкцию, и является основой активной части. Магнитопровод состоит из вертикальных стержней, перекрытых с верху и снизу ярмами, в результате чего образуется замкнутая магнитная цепь (рис.2.13). Магнитопровод изготовлен из холоднокатанной электротехнической стали. Поперечное сечение стержня - вписанная в круг многоступенчатая фигура, образованная пакетами различной ширины. Поперечное сечение ярм повторяет сечение стержня, но имеет более простую форму за счет объединения крайних пакетов. 27 Стяжка (прессовка) горизонтальных ярм осуществляется ярмовыми балками (консолями) при помощи шпилек, брусьев или скоб. Ярмовые балки и скобы изолируются электрокартонными и деревянными деталями от активной стали и соединены с ней заземляющими шинками, а через нижние опорные пластины (лапы) или через заземляющую шинку - с баком трансформатора. Прессовка стержней магнитопровода в трансформаторах мощностью до 1000 кВА включительно выполняется деревянными планками, забитыми между стержнями и обмоткой, свыше этой мощности выполняется бандажами из стеклоленты. Под каждый бандаж на активную сталь накладывается кольцо из полосы электрокартона, служащей изоляцией при стальных бандажах и защитой стеклобандажей от механических повреждений. 1–ввод ВН 110 кВ; 2–ввод НН 10 кВ; 3–крюк для подъема трансформатора; 4–бак; 5– радиатор; 6– фильтр термосифонный ; 7–скоба для подъема домкратом; 8–кран вертикальный для слива масла; 9–вентилятор; 10–каток; 11–полубандажные стяжки ярма; 12–вертикальная стяжная шпилька остова; 13–ярмовая балка; 14–устройство переключения ответвлений обмотки ВН; 15– бандажи стяжки стержня; 16–пластина с проушиной для подъема активной части; 17– расширитель; 18–маслоуказатель; 19–предохранительная труба. Рисунок 2.12. Трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-40000/110 Для точной установки активной части в баке нижние опорные пластины имеют отверстия или вырезы под шипы, приваренные к дну 28 бака. На верхних ярмовых балках имеются отверстия или специальные элементы для подъема активной части трансформатора, резьбовые втулки для винтов осевой прессовки, а также, при необходимости, устройства для раскрепления активной части в баке трансформатора. Рисунок 2.13. Магнитопровод трансформатора Обмотки трансформатора выполняются из алюминиевого обмоточного провода с бумажной изоляцией. Обмотки имеют круглую цилиндрическую форму и концентрически расположены на стержнях магнитопровода (рис.2.14). Для лучшего охлаждения обмоток и магнитопровода обмотки имеют вертикальные каналы, образующиеся деревянными или бакелитовыми рейками, и горизонтальные каналы, получаемые электрокартонными дистанционными прокладками, располагающимися между витками или катушками. Обмотки ВН в последнем слое имеют ответвления для изменения числа витков. Регулировочные ответвления с помощью отводов соединяются с переключающим устройством. Обмотки трансформатора подключены к съемным вводам. Переключатели типов ПТЛ и ПТР предназначены для регулирования коэффициента трансформации путем изменения числа включенных витков обмотки ВН при полностью отключенном от сети трансформаторе. Переключатели устанавливаются на активной части. Привод переключателя выведен на крышку или стенку трансформатора и имеет четкую фиксацию положений. Активная часть трансформатора состоит из обмоток с установленными отводами, переключателем и изоляцией, насаженных на магнитопровод. При изготовлении активной части особое внимание уделяется надежной изоляции обмоток от магнитопровода, изоляции обмоток друг от друга, механической прочности обмоток, а также соответствующей изоляции отводов. В качестве главной изоляции обмоток в трансформаторах принята маслобарьерная изоляция между обмотками ВН и НН, 29 которая представляет собой чередующиеся масляные каналы (продольные) с изоляционными цилиндрами; изоляция между обмотками и ярмом (или прессующим обмотку металлическим кольцом) выполнена в виде системы картонных колец и прокладок. Рисунок 2.14. Обмотки трансформатора Осевая стяжка (прессовка) обмоток у трансформатора мощностью свыше 400 кВА осуществляется при помощи нажимных колец и прессующих винтов. Прессовка обмоток в трансформаторах 30 мощностью до 630 кВА осуществляется прокладками и стяжками верхних и нижних ярмовых балок. Бак трансформатора – сварная конструкция из листовой стали, овальной или прямоугольной формы. Бак рассчитан на внутреннее давление 0,5 атмосфер и вакуум с остаточным давлением 380 мм ртутного столба (для трансформаторов мощностью 1000 кВА и выше). Этим обеспечивается возможность вакуумной сушки активной части в собственном баке при указанной величине давления и заливке маслом над вакуумом. Для продольного или поперечного перемещения трансформаторов предусмотрены специальные приспособления (каретки с катками, салазками). На баке предусмотрены крюки для подъема полностью смонтированного и заполненного маслом трансформатора. Фиксирование активной части в баке трансформатора осуществляется шипами, приваренными с внутренней поверхности дна бака. На баке располагаются краны (задвижки) для заливки в бак и слива масла из бака, кран для взятия пробы масла, пробка для спуска остатков масла из бака и другие детали, необходимые для закрепления отдельных узлов трансформатора. Внизу на стенке бака приварена бобышка, к которой крепится заземляющая шина. Крышка трансформатора – это верхняя часть бака, которая крепится к раме бака болтами. Крышка по разъему уплотняется прокладкой. На крышке устанавливаются: вводы, привод переключателя, расширитель. На трансформаторах мощностью свыше 1000 кВА на крышке устанавливаются: выхлопная (предохранительная) труба, кран для фильтропроцесса, датчик манометрического сигнализатора. Для уменьшения потерь в крышках от вихревых токов вводы при токах не более 630 А устанавливаются на немагнитные плиты. Расширитель служит для обеспечения постоянного заполнения бака маслом при изменении температуры масла во время работы трансформаторов и для уменьшения поверхности соприкосновения масла с воздухом с целью защиты масла от окисления и увлажнения (рис.2.15). Сообщение с атмосферой (дыхание) расширителя осуществляется через специальную трубку и воздухоосушитель, заполненный силикагелем. Для трансформаторов мощностью свыше 630 кВА расширитель соединен маслопроводом, на котором установлен кран для отсоединения расширителя от бака и газовое реле. Расширитель устанавливается на крышке трансформатора на специальных кронштейнах. Для подъема расширителя (без масла) на нем приварены специальные подъемные серьги (кольца). Расширитель снабжается указателем уровня масла. Маслоуказатель имеет приспособление, позволяющее производить смену стекла без спуска масла. На дне расширителя около маслоуказателя нанесены 31 три контрольные риски, соответствующие температуре +40ºС, +15ºС и -45ºС. Этими отметками следует руководствоваться при заливке масла. Трансформатор заливается маслом, стандарт которого указан в сертификате трансформаторного масла [10]. 1 - указатель уровня масла; 2 - пробка для заливки масла; 3 - труба для свободного обмена воздуха; 4 - грязеотстойник; 5 - кран для отсоединения расширителя; 6 - газовое реле; 7 выхлопная труба. Рисунок 2.15. Расширитель Выхлопная (предохранительная) труба служит для предохранения бака от разрыва при внезапном газовом толчке, возникающем вследствие интенсивного разложения масла во время повреждения внутри трансформатора. Выхлопная труба устанавливается на крыше бака и снабжается диафрагмой, разрушающейся при повышении давления внутри бака свыше 0,5 атм. С целью предотвращения ложного срабатывания газовой защиты полость и пространство под зеркалом масла в расширителе соединены между собой трубкой, при этом давление выравнивается, и стекло не испытывает разности давления. Клеммная коробка служит для присоединения внешних цепей от щита управления их для перехода проводов к сигнальной и измерительной аппаратуре (газовое реле, термометр манометрический сигнализирующий). Навешивается клеммная коробка на стенке бака на специальных кронштейнах или с помощью стяжек на радиаторе. Кроме выше указанных узлов трансформатор имеет: а) кран для присоединения фильтропресса (центрифуги), установленный на крышке с противоположной стороны от спускного крана; б) газовое реле для сигнализации и отключения трансформатора при внутренних повреждениях, сопровождающихся выделением газа; в) термометр манометрический сигнализирующий - для контроля температуры масла с двумя переставленными сигнальными контактами, рассчитанными на ток до 0,2 А при напряжении до 220 В; г) пробивной предохранитель (если он оговорен в заказе) - для защиты сети НН от появления высокого потенциала в случаях пробоя с обмотки ВН на НН при низшем напряжении трансформатора до 690В; д) термосифонный 32 фильтр - для непрерывной регенерации масла в трансформаторе; е) воздухоочистительный фильтр - для очистки от влаги и промышленных загрязнений воздуха, поступающего в расширитель трансформатора при температурных колебаниях уровня масла. Охлаждающее устройство трансформатора служит для интенсивного отвода тепла в атмосферу. На трансформаторах в зависимости от номинальной мощности и класса напряжения применяются системы охлаждения различных типов (М, Д, Ц, ДЦ) [9]. Так, например, система охлаждения типа М представляет собой естественное масляное охлаждение, где охлаждающей поверхностью служит стенка бака и система навесных радиаторов. Радиаторы навешиваются на стенке бака и соединяются с баком патрубками с плоскими кранами. Вводы высшего и низшего напряжения служат для присоединения обмоток трансформатора к электрической сети (к шинам подстанций) (рис.2.16). 1 – медная шпилька; 2 – латунная гайка; 3 – латунный колпак; 4,5 и 6 – стальная шпилька, гайка, шайба; 7 – резиновое кольцо; 8 – фарфоровый изолятор; 9 – стальной штампованный фланец; 10 – кулачок; 11 – резиновое уплотнение; 12 – токоведущая шпилька с изолирующей трубкой. Рисунок 2.16. Вводы 35 кВ для наружной установки Вводы изготавливаются из высококачественного фарфора. Вводы устанавливаются на крышке бака трансформатора и выполняются съемными, позволяющими производить замену изоляторов без снятия крышки. При токе 630 А токоведущие стержни вводов выполняются в виде шпилек с резьбой на концах, при токе свыше 630 А верхняя часть стержня имеет лопатки с отверстиями, позволяющими присоединить плоскую шину. 2.5 Анализ процессов функционирования и изменений состояния электрооборудования Диагностика, как совокупность способов мышления, присуща энергетику, находящемуся в любой профессиональной позиции 33 относительно объекта диагностики. При этом каждого профессионала отличает собственный набор знаний в своей предметной и деятельной области относительно технического устройства – объекта диагностики (модели, методы сбора, обработки информации и изучения отклонений). При изучении технических устройств электроэнергетики как объектов диагностики (ОД) используются два типа знаний: а) знания об объекте диагностики, содержащие знания морфологии (элементного состава и связей), конструкции, структуры процессов, протекающих в техническом устройстве при его нормальном функционировании; б) знания о процессе диагностирования, связанные с формированием правил оценки и принятия решений (вынесения диагноза) на основе выделения признаков дефектов, как определения факта отклонения контролируемого параметра (совокупности контролируемых параметров) процесса от нормы или эталона. Любой тип технических устройств электроэнергетики представляет собой сложную техническую систему и состоит из М структурных элементов, в которых протекают разные физические процессы: электрические, электромагнитные, тепловые, гидравлические, химические, механические и другие. Эти процессы взаимосвязаны и, в конечном счёте, обеспечивают процесс функционирования технического устройства и его отдельных подсистем (элементов). Сложность и взаимосвязанность этих процессов затрудняет нахождение причины отклонения контролируемых параметров процессов от их нормальных значений (причину выхода параметров за допустимую границу), а, следовательно, и анализ текущего состояния ОД. Задача анализа существенно упрощается при рассмотрении систем с малым числом элементов и связей. Поэтому одним из эффективных способов системного анализа состояний ТУ электроэнергетики является принцип декомпозиции, который заключается в разбиении ОД на множество простых, элементарных подобъектов и в выделении различительных признаков. Применяя декомпозицию ОД, можно выполнить анализ состояний и поведения каждого из подобъектов в условиях нормального функционирования технического устройства и при различных отклонениях этих условий от нормы. В таблице 2.2. приведена схема пошагового анализа ОД. Физические процессы, изменяющие место при функционировании технического устройства можно условно разделить на первичные, обусловленные его назначением, структурой элементов, конструктивным исполнением, и вторичные, вызываемые 34 протеканием первичных процессов и зависящие от условий эксплуатации объектов. Например, протекание тока нагрузки по элементам токоведущих частей электроустановки вызывает нагрев токоведущих частей, интенсивность которого определяется величиной переходного сопротивления в контактном соединении (т.е. качеством контактного соединения). Интенсивность и продолжительность вторичных процессов является функцией ряда факторов. Ивт = f (Ипер , τпер ,А в ,СОД ,Вср ) τвт = f (Ипер , τпер ,А в ,СОД ,Вср ) , где: Ипер , Ивт , τпер , τвт - интенсивности и продолжительности первичных и вторичных процессов в ОД; А в - аварийные возмущения (замыкания и обрывы фаз, пр.); СОД - текущее состояние ОД; Вср - воздействия среды (гроза, гололед, пр.). Таблица 2.2. Пошаговый анализ ОД № п/п Шаг анализа Результат 1 Морфология ОД Структура элементов и связей 2 Процессы в ОД Структура процессов 3 Вероятные нарушения процессов Перечень возможных неисправностей (дефектов) 4 Признаки дефектов Перечень признаков 5 Контролируемые параметры (браковочные значения) Перечень контролируемых параметров (с указанием браковочных значений) 6 Вероятные состояния Перечень состояний 7 Интерпретация возможных состояний ОД с учетом профессиональных позиций Экспертное заключение наиболее вероятных Рассмотрим физические процессы, протекающие в электрооборудовании высокого напряжения при нормальном функционировании, а также при возникновении неисправностей, вызывающих их отклонения от нормы. К указанной категории оборудования относятся силовые трансформаторы, коммутационные аппараты (выключатели, разъединители), измерительные трансформаторы тока и напряжения, ограничители перенапряжений. Перечисленные объекты существенно различаются своими функциями, условиями применения, видом эксплуатационных воздействий и характером типовых дефектов (табл.2.3) [24]. Это определило большое разнообразие применяемых методов и средств диагностики. Надежность функционирования оборудования высокого напряжения в значительной мере определяется процессами, протекающими в изоляции. В связи с этим основной объем диагностики относится к контролю изоляционных конструкций. Старение диэлектрика постепенное его изменение, сопровождающееся ухудшением или полной потерей изоляционных свойств, вызывается рядом процессов, связанных с химическими, 35 тепловыми, механическими и электрическими воздействиями. Эти процессы действуют одновременно и взаимозависимы; каждый из них может вызвать появление другого. К химическим процессам ухудшения органических изоляционных материалов относятся окисление и другие химические реакции с агрессивными компонентами окружающей среды, которым благоприятствуют наличие влаги и повышенная температура. Под воздействием нагрева, вызванного внешними причинами и диэлектрическими потерями, возникает износ, сопровождаемый распадом вещества, появлением хрупкости материала, снижением его электрической прочности. К основным явлениям старения, обусловленного причинами электрического характера, относятся физические и химические изменения органических изоляционных материалов, вызванные ионизационными процессами (частичными разрядами). Механические воздействия, вызывая нарушения целостности материала (разрывы, расслоения), снижают электрическую прочность изоляционной конструкции. Таблица 2.3. основные причины неисправностей в оборудовании высокого напряжения Вид оборудования Трансформаторы, автотрансформаторы, шунтирующие реакторы Элементы конструкций Причины повреждений Изоляция Увлажнение, термическое и электрическое разрушение (включая частичные разряды); изменение физико-химических свойств, насыщение газами и загрязнение масла Обмотки магнитопровод Динамическая неустойчивость при и токах короткого замыкания, перегревы, нарушение изоляции элементов (короткозамкнутые контуры) Устройства регулирования напряжения Перегревы, отказы функционирования Контактная система и Перегревы, отказы функционирования её привод (разрегулировка) Изоляция Увлажнение, пробой элементов, изменение характеристик масла (для маслонаполненных конструкций), частичные разряды (для КРУЭ) Изоляция Увлажнение, термическое и электрическое разрушение (включая частичные разряды), изменение физико-химических свойств, насыщение газами и загрязнение масла Выключатели и разъединители Вводы и трансформаторы измерительные Обмотки магнитопровод Ограничители разрядники Шунтирующие перенапряжений, рабочие элементы и Изменение характеристик, перегревы (в основном из-за витковых замыканий) и Износ, увлажнение Искровые промежутки Изменение разрядных напряжений 36 Изоляционное масло, являясь одним из элементов изоляционной конструкции, выполняет еще роль теплоотводящей и защитной среды. При старении масло окисляется, что приводит к образованию органических кислот, растворимых в масле или создающих осадки (шлам). Увлажнение снижает его электрическую прочность. Термические воздействия приводят к крекингу. Старение масла приводит к снижению надежности всей изоляционной конструкции, так как повышенная кислотность способствует старению твердой изоляции, а осаждение шлама увеличивает диэлектрические потери и ухудшает отвод тепла. Влага из масла, переходя в твердый диэлектрик, усиливает в нем процессы разрушения. Наличие в масле пузырьков газа способствует развитию частичных разрядов. Конечным результатом воздействия перечисленных факторов на изоляционную конструкцию является изменение структуры диэлектриков, их свойств, появление повреждений (дефектов). К наиболее часто встречающимся причинам повреждения внутренней изоляции оборудования высокого напряжения относятся увлажнение и частичные разряды [24]. Характер последующего развития дефекта при увлажнении изоляции может быть разным: снижение электрической прочности с последующим пробоем, возникновение частичных разрядов, разрушающих твердую изоляцию, тепловой пробой из-за увеличения диэлектрических потерь, перекрытие вследствие перераспределения напряжений и т. п. Возникновение частичных разрядов не обязательно связано с увлажнением; достаточно наличие местного увеличения напряженности электрического поля. В условиях эксплуатации одной из причин, вызывающих частичные разряды, является появление в толще изоляции газовых пузырей из-за плохой вакуумировки масла, наличия местных перегревов, вызывающих его разложение, и т. п. Другая группа причин ухудшения органической изоляции связана с тепловыми воздействиями. Процесс разрушения существенно ускоряется при наличии увлажнения. Перегревы изоляции приводят к резкому снижению ее механической прочности, что создает условия для развития повреждений. В настоящее время нет эксплуатационно-пригодных прямых методов определения влажности и степени старения твердой изоляции. Как правило, применяются косвенные методы контроля. Для этого используется ряд параметров изоляции, значения которых определяют процессы, происходящие в диэлектриках: поляризация, абсорбция, ионизация, проводимость. Для диагностирования используются также зависимости их от температуры, приложенного напряжения, времени и т. п. Значительное количество дефектов выявляется по изменению физико-химических свойств изоляционного масла и наличию в нем продуктов разложения материалов конструкции. Основные контролируемые явления в изоляции и 37 соответствующие им диагностические параметры приведены в таблице 2.4. К другой группе нарушений работоспособности оборудования относятся отказы функционирования, а также недопустимые нагревы токоведущих частей. Отказы функционирования, вызванные механическими дефектами элементов конструкции, характерны для коммутационных аппаратов (выключателей, отделителей, разъединителей и т.п.), а также для устройств регулирования напряжения (РПН) силовых трансформаторов. Таблица 2.4. Контролируемые явления и диагностические параметры изоляционных конструкций Контролируемое явление Диагностический параметр Изменение диэлектрических Ток через изоляцию, комплексная проводимость изоляции, характеристик диэлектрические потери, емкость Возникновение разрядов Изменение напряжения частичных Импульс напряжения на объекте, ток переходного процесса, импульс давления распределения Разность потенциалов между элементами, потенциал относительно земли, интенсивность поверхностных разрядов Электрическая прочность, диэлектрические Изменение физико-химических потери,прозрачность (цвет), содержание механических характеристик изоляционного примесей, температура вспышки, содержание масла водорастворимых кислот и щелочей, кислотное число, газосодержание, влагосодержание Горючесть газов в газовом реле (в газовой подушке), состав Образование продуктов газов в газовом реле (в газовой подушке), горючесть газов, разложения изоляции растворенных в масле, и состав газов, растворенных в масле Основным способом оценки работоспособности и выявления дефектов коммутационных аппаратов является комплексное опробование, при котором производятся проверки и измерения, характеризующие готовность оборудования к нормальной работе. При опробовании выключателя производятся измерения времени включения и отключения, а также разновременности замыкания и размыкания контактов, проверка работы приводов (напряжение срабатывания электромагнитов, работоспособность при нижнем пределе давления воздуха и т.п.). О правильной регулировке и функционировании узлов судят по осциллограмме выполнения рабочих циклов. Ненормально высокие нагревы токоведущих частей обычно являются следствием дефектов контактных соединений и обнаруживаются путем контроля их температуры. Разработано значительное количество методов диагностирования, ориентированных на выявление определенных дефектов (табл.2.5 и 2.6). Некоторые методы дополняют или даже дублируют друг друга. Для более полного диагностирования целесообразно использование всех возможных методов. При этом совпадение результатов, полученных разными методами, позволяет более уверенно идентифицировать дефект. 38 Таблица 2.5. Основные методы диагностирования и выявляемые дефекты силовых и измерительных трансформаторов Метод диагностирования Выявляемые дефекты Измерение изоляции Сильное увлажнение, загрязнение сопротивления Измерение комплексной проводимости, Увлажнение, местное диэлектрических потерь и характеристик масла ёмкости изоляции разрушение разрядами, ухудшение Измерение абсорбционных Увлажнение характеристик изоляции Определение физикоУвлажнение, старение, перегревы, загрязнение, термическое химических характеристик разложение материалов масла Анализ газов, растворённых Термическое в масле конструкции Измерение разрядов и электрическое разрушение элементов частичных Местные дефекты (включения), изменение распределения напряжения по конструкции, электрическое разрушение Измерение сопротивления Повреждение соединений токоведущих элементов постоянному току переключателей устройств регулирования напряжения токоведущих частей и Измерение потерь холостого Нарушение изоляции элементов магнитопровода хода Измерение напряжения Деформации обмоток короткого замыкания Измерение частотных Деформации обмоток характеристик обмоток Таблица 2.6. Основные методы диагностирования и выявляемые дефекты коммутационных аппаратов Метод диагностирования Выявляемые дефекты Ослабление контактного давления, повреждение или загрязнение контактных поверхностей, ослабление болтовой затяжки соединений Измерение сопротивления постоянному токоведущих частей току Повреждения активных делителей напряжения дугогасящих устройств Повреждения управления обмоток Измерение тока и напряжения Повышенное трение срабатывания механических приводов разрегулировка Измерение скоростных масляных выключателей электромагнитов в узлах характеристик Разрегулировка контактной повышенное трение объекта, системы и Определение временных характеристик Разрегулировка контактной системы, повышенное работы контактной системы воздушных трение, поломка пружин выключателей Измерение сопротивления изоляции и ее Загрязнение, увлажнение, диэлектрических характеристик изоляционного масла Измерение частей температуры токоведущих ухудшение Перегревы токоведущих частей свойств 39 2.6 Примеры системного анализа объектов диагностики Пример 1: ОД – опора ВЛЭП. 1). Морфология: – вертикальные стойки (ствол); – траверсы (горизонтальные части для крепления изоляторов); – фундаменты (подземные части, обеспечивающие устойчивость опор в грунте). 2). Процессы (физические): – вертикальные и горизонтальные механические усилия (нагрузки); – усталость (старение) материала; – химические реакции. 3). Вероятные нарушения процессов (дефекты): – механические деформации вертикальной стойки (ствола), разломы, трещины, изгибы. – падение стоек вместе с проводами; – возгорание деревянных опор; – трещины фундаментов, выпучивание из грунта; – ослабление механической прочности деталей опор (старение материала). 4), Признаки дефектов: – наклонное положение стойки опоры; – хрупкость бетона (выкрашиваемость); – окисление металлических деталей опор (белый налет окислов, ржавчина); – падение провода с креплениями. 5). Контролируемые параметры состояний: – размер разрушения материала (фаза развития дефекта), площадь распространения; – изменение положения стационарных частей конструкции опоры относительно нормального; – скорость развития дефекта; – эпицентр (место возникновения дефекта). 6). Анализ состояния опоры: По анализу признаков и соотношению параметров выделяются ведущие патологические процессы, возмущающие состояние (синдромы), например: трещина и окисление, т.е. коррозия. 40 Численно оценивается наиболее информативный параметр, характеризующий % износа ОД и динамика его изменения, например: скорость разрастания трещины. Определяется прогнозируемое состояние (интервал времени до его наступления), например: падение стойки опоры. Формулируется заключение, т.е. выявление причин нарушения нормального состояния с учетом профессиональных позиций, например: проектирование: неправильное применение типов опор по природно-климатическим зонам; неправильный учет характера грунта при выборе фундаментов, что приводит к превышению фактических внешних нагрузок их расчетных значений. изготовление: нерасчетные (низкие) марки цемента, металла, нарушение центровки арматуры в железобетонных конструкциях, некачественная пропитка древесины антисептиками. монтаж: нарушена технология вывозки, установки и закрепления стоек опор (недостаточное заглубление опор при установке); несоответствие применяемых типов изделий заложенным в проекте. эксплуатация: нарушение сроков осмотров, ревизий, испытаний (окраски металлических, пропитки деревянных частей опор, подтяжки креплений), а также количества восстановительных ремонтных работ. Пример 2. ОД – провода (тросы) 1). Морфология: – проволока из алюминия или меди; – стальной канат. 2). Процессы: – механическая усталость (хрупкость, текучесть) материала; – механические усилия (нагрузки гололёдно-ветровые и прочие); – выделение тепловой энергии (нагрев); – электрохимическая коррозия (полиметаллических конструкций); – электромагнитное излучение. 3). Вероятные нарушения процессов: – изломы отдельных проволок; – обрыв провода или троса в пролёте (пролётах); – вибрация; – пляска; – гололёдообразование; 41 – перегрузка по условию допустимого нагрева (повышение температуры нагрева); – пробой воздушного промежутка (провод-опора). 4). Признаки дефектов: – увеличение стрелы провеса провода (троса); – появление пленки окислов алюминия (белый налёт); – появление гололёдно-изморозевых образований; – появление свечения воздушного промежутка вокруг провода; – отключение ВЛЭП устройствами РЗиА; – наблюдение разрядов с провода на другие части конструкции ВЛЭП. 5). Контролируемые параметры состояний: – механическое сопротивление на разрыв σ [кг/мм2] σ ≤ σпр , где предельное сопротивление на разрыв σпр : • для холоднокатанной проволоки из: меди = 39 кг/мм2 алюминия = 15-16 кг/мм2 стали = 60 − 70 кг/мм2 • сердечники и тросы = 120 кг/мм2; – ток нагрузки Iнагр ≤ Iпр.доп , где Iпр.доп = µ ⋅ F ⋅ ( θ − θ0 ) ; R – величина стрелы провеса в пролёте L ≤ Lдоп , где Lдоп - расчетное значение; – величина разрядной напряжённости U Eраз = раз s где Eраз − средняя разрядная напряженность электрического поля, Uраз − среднее разрядное напряжение, s − длина промежутка разного типа (стержень - стержень; стержень - плоскость и др.)*; – превышение температуры провода (либо соединения) над температурой окружающей среды ∆θC контактного * СКО для всех типов промежутков и изменений метеоусловий σΣ ≈ (0,03 – 0,035) ⋅ Uраз 42 ' – переходное сопротивление Rпр участка проводника с контактным соединением (Ом) и такого же по длине цельного провода Rпр (эталона). kд = ' Rпр Rпр ≤ k д.норм - коэффициент дефектности 6). Анализ состояния провода (троса): Ведущие процессы, возмущающие состояние провода, например: увеличение стрелы провеса и появление разрядов на другие части конструкции ВЛЭП. Наиболее информативный параметр и динамика его изменения, например: Eраз − разрядная напряженность электрического поля. Вероятный прогноз состояния, например: короткое замыкание и отключение ВЛЭП устройствами РЗиА. Выявление вероятных причин нарушения нормального состояния ОД (экспертное заключение): проектирование: неправильное применение типов проводов (тросов) по природно-климатическим зонам; монтаж: некачественное закрепление провода в зажимах подвески к изоляторам; неправильная стрела провеса (несоответствие расчётной); эксплуатация: нарушение периодичности осмотров, ревизий; низкое качество ремонтно-восстановительных работ (в частности для контактных соединений: сварка, обжим и др.) оперативно-диспетчерское управление: превышение предельных токовых нагрузок. Пример 3: ОД – Изоляция СМТ 1). Морфология: Рисунок 2.17. Структура элементов и связей 43 2). Процессы (физические): – химические (восстановление, окисление, образование твердых и газообразных веществ, кислот и щелочей); – механические (нарушение целостности); – электрические (разряды, искрение); – гидравлические (перенос давления, гидроудар); – тепловые (перегревы). 3). Вероятные нарушения процессов: – увлажнение; – перегрев элементов конструкции; – деформации обмоток (расслоение изоляции); – загрязнение твёрдыми примесями (шламом); – газовые включения; – частичные разряды; – старение. 4). Признаки проявления нарушений (дефектов): – дымный выхлоп; – наличие твердых примесей (шлама) в масле; – снижение электрической прочности масла; – наличие кислот и щелочей в масле; – наличие пузырьков газов в масле (образование газообразных продуктов разложения); – помутнение (изменение цвета) масла; – увеличение температуры нагрева элементов конструкции; – увеличение давления масла и ударной волны в масле; – работа газовой защиты на сигнал; – отключение трансформатора РЗ; – изменение температуры вспышки масла (пробы); – изменение состава газов, растворенных в масле; – изменение состава газов в газовом реле; – изменение горючести газов в газовом реле; – изменение диэлектрических характеристик твердой изоляции. 5). Контролируемые параметры (характеристики): 44 – удельное объемное сопротивление изоляции ρV ; – ток и емкость абсорбции i абс , Сабс ; – тангенс угла диэлектрических потерь tg δм , tg δи ; – электрическая прочность масла Uпр (пробивное напряжение); – кислотное число K ч ; – температура вспышки масла θвспС ; – влагосодержание W % ; – газосодержание (CH4 – метан, Н2 – водород, С2Н6 – этан, С2Н4 – этилен, С2Н2 – ацетилен, СО – оксид углерода, СО2 – диоксид углерода, О2 – кислород, N2 – азот, С3Н6 – пропилен, С3Н8 – пропан). 6). Анализ возможных состояний изоляции СМТ (на примере МБИ): • Масло имеет пониженную электрическую (локальный перегрев части барьера МБИ); прочность • Наличие частичных разрядов в масляном канале между обмоткой и ближайшим к ней картонным барьером; • Разряд искровой по (поверхностный разряд по МБИ); • всей длине масляного канала «Ползущий» разряд в барьере МБИ; • Прогорание материала барьера МБИ вследствие перемыкания части витков обмотки сетью науглероженных следов «ползущего» разряда; • Короткое дуговое замыкание части витков обмотки. 45 3 МЕТОДЫ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ 3.1 Классификация методов диагностирования Различие в назначении, конструктивном исполнении и принципах действия технических устройств электроэнергетики определяет многообразие методов и средств диагностирования [24]. Для того чтобы понять их различие и определить область наиболее эффективного применения, введем следующую классификацию [23]. По назначению диагностирование можно разделить на текущее и прогнозное. При текущем диагностировании определяют состояние объекта в какой-то определенный момент времени функционирования. Цель текущего диагностирования – определение правильности и возможности выполнения объектом определенных функций до следующего диагностического воздействия. Цель прогнозного диагностирования – определение (предсказание) правильности и возможности функционирования объекта в будущем, либо определение момента времени прекращения нормального функционирования (момент отказа). В зависимости от способа воздействия на объект методы диагностирования подразделяют на функциональные, тестовые, комбинированные. При функциональном диагностировании на объект подаются только рабочие воздействия. При тестовом диагностировании на объект подаются тестовые воздействия, то есть воздействия, определенные специальной испытательной программой. При комбинированном диагностировании используют как рабочие. Так и тестовые воздействия на объект. Функциональное диагностирование дает возможность на работающем объекте выявить нарушения правильности функционирования отдельных узлов и немедленно реагировать путем включения резерва, повторного выполнения операций, перехода на другой режим работы. Функциональное диагностирование во многих случаях обеспечивает нормальное или частичное выполнение объектом возложенных на него функций даже при наличии в нем неисправности. Недостаток функционального диагностирования в том, что оно выявляет правильность функционирования только в данный момент и только в данном режиме. При этом могут быть не выявлены неисправности, мешающие работе объекта в другом режиме. Тестовое диагностирование дает возможность получить полную информацию о техническом состоянии объекта, дать оценку его работоспособности и исправности, однако его применение возможно только при выполнении профилактики или ремонта объекта. 46 Комбинированное диагностирование представляет собой сочетание функционального и тестового и дает наиболее точную информацию, как при эксплуатации, так и при ремонте объекта. По режиму работы методы диагностирования можно разделить на постоянно действующие (непрерывные), периодически действующие и разовые. Непрерывные методы характеризуются постоянным контролем за выбранными параметрами в процессе работы объекта, поэтому с помощью этих методов выполняется в основном функциональное диагностирование. Периодически действующие методы базируются на контроле рабочих параметров при функциональном или тестовом диагностировании, которые осуществляются через определенные, строго повторяющиеся промежутки времени, определенными нормативными требованиями. Разовые методы применяют только при необходимости получения дополнительной информации, когда информация от постоянного и периодического контроля недостаточна. По степени автоматизации методы диагностирования можно разделить на автоматические, автоматизированные, ручные. Автоматические обеспечивают диагностирование объекта, включая и выдачу заключения (диагноза), без участия человека. При этом автоматически реализуется весь алгоритм диагностирования, задающий совокупность элементарных проверок, последовательность их реализации, правила обработки и анализа информации. При решении задач диагностирования автоматизированными методами человек не исключается из процесса диагностирования – он реализует часть алгоритма, например обработку или анализ результатов элементарных проверок, в то время как автомат выполняет измерения и обеспечивает поддержание контролируемых параметров объекта в заданной области. При ручном методе диагностирования все алгоритма выполняет человек. По характеру контролируемой информации существующие методы диагностирования подразделяются на параметрические и физические. Параметрические методы диагностирования базируются на контроле основных (входных, выходных и внутренних) параметров объекта, характеризующих его правильное функционирование по прямому назначению. В отличие от них физические методы основаны на контроле характеристик тех явлений в объекте, которые являются следствием его основного функционирования. Признаком наличия дефекта в этих методах является искажение дефектом характеристик физического поля объекта (магнитного, теплового и пр.). Достоинством физических методов диагностирования является возможность раннего обнаружения дефектов, поскольку искажения физического поля объекта начинают проявляться гораздо раньше, чем возникает изменение параметров его функционирования. 47 Классификация методов диагностирования электрооборудования в различных режимах (во время эксплуатации и ремонта) показана на рис.3.1. Рисунок 3.1. Классификация методов диагностирования электрооборудования 48 3.2 Нормативные требования электрооборудования к методам диагностирования Нормативные требования к использованию методов диагностирования электрооборудования устанавливают категории контроля, периодичность и предельные значения контролируемых параметров. Одним из главных документов, регламентирующих использование методов диагностирования для различных типов электрооборудования, является «Объем и нормы испытаний электрооборудования» (РД 34.45-51.300-97) [1]. Наряду с традиционными испытаниями РД предусматривают применение испытаний, подтвердившие свою эффективность в течение последних лет (например, хроматографический анализ газов, растворенных в масле, инфракрасная диагностика, оценка старения бумажной изоляции и др.), как правило, не требующие вывода оборудования из работы и позволяющие определять степень развития и опасность возможных дефектов на ранних стадиях. В РД приняты следующие категории контроля электрооборудования: П – при вводе в эксплуатацию нового или отремонтированного оборудования; К, С, Т – при капитальном, среднем и текущем ремонте; М – между ремонтами. Периодичность межремонтного контроля электрооборудования, если она не указана в ПТЭ или в соответствующих разделах РД, устанавливается техническим руководителем энергопредприятия с учетом условий и опыта эксплуатации, технического состояния и срока службы электрооборудования. В РД приведен перечень испытаний и предельно допустимые значения контролируемых параметров. Техническое состояние электрооборудования определяется не только путем сравнения результатов конкретных испытаний с нормируемыми значениями, но и по совокупности результатов всех проведенных испытаний, осмотров и данных эксплуатации. Значения, полученные при испытаниях, во всех случаях должны быть сопоставлены с результатами измерений на других фазах электрооборудования и на однотипном оборудовании. Однако главным является сопоставление измеренных при испытаниях значений параметров электрооборудования с их исходными значениями и оценка имеющих место различий по указанным в РД допустимым изменениям. Выход значений параметров за установленные границы (предельные значения) следует рассматривать как признак наличия дефектов, которые могут привести к отказу оборудования. В качестве исходных значений контролируемых параметров при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования принимают значения, указанные в паспорте или протоколе заводских испытаний. При эксплуатационных испытаниях, включая испытания при выводе в капитальный ремонт, в качестве 49 исходных принимаются значения параметров, определенные испытаниями при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования. В пособии подробнее рассмотрены нормативные требования к методам испытаний и диагностирования силовых маслонаполненных трансформаторов и ВЛЭП (табл.3.1, табл.3.2). Таблица 3.1. Нормативный объем и предельные отклонения контролируемых параметров при диагностировании силовых трансформаторов Элемент конструкции Метод диагностирования Категория контроля Периодич ность Обмотки 1. Сопротивление короткого П, К, М после возд-вия на тр-р тока КЗ, ≥ 70% расчетного значения, а также в объеме комплекс. испытаний 2. Вибродиагностика* – – – 3. Сопротивление П, К – не более 2% П, К – не более 2% П, К – соответствие паспорту – П, К – при неудовл. рерульт. ХАРГ 1 раз в 6 месяцев – не более 5% исходных значений замыкания ZK Rобм постоянному току 4. Коэффициент трансформации Магнитопровод 5. Группа соединения обмоток. 1. Вибродиагностика* 2. Потери ХХ Изоляция КТ ∆PХ Предельная отклонения параметра не более 3% норма 1. Хроматографический анализ растворенных газов (ХАРГ) 2. Сопротивление изоляции П, К, М П, К, Т, М при неудовл. рерульт. ФХА, ХАРГ не менее 50% исходных значений (приведенных к температуре испытаний) 3. Тангенс угла диэлектрических потерь П, К, Т, М при неудовл. рерульт. ФХА, ХАРГ не более 50% исходных значений (приведенных к температуре испытаний). П, К, М первый раз - через 10-12 лет после включения далее - 1 раз в 4-6 г. после капремонта – не более 2%; В эксплуатации – не более 4% tg δ 4. Степень увлажнения W – 50 5. Фурановые соединения М 0,0015 (0,001)% 1 раз в 12 лет, а после 24 лет эксплуатации - 1 раз в 4 года 6. Степень полимеризации К 250 ед. при выводе в капремонт 7. Интенсивность частичных разрядов (ЧР)* 1. Сопротивление изоляции – – – П, К, М при вводе в эксплуат. ≥1000МОм в процессе эксплуат. ≥ 500Мом 110-220 кВ - 1 раз в 4 года; 330-750 кВ - 1 раз в 2 года 2. Тангенс угла диэлектрических потерь П, К, М при вводе в эксплуат. 110 кВ – 0,7%; в эксплуат. 110 кВ – 1,5% 110-220 кВ - 1 раз в 4 года; 330-750 кВ - 1 раз в 2 года C П, К, М Система охлаждения Устройство РПН 1. Тепловизионный контроль* 1. Последовательность переключения отпаек П, К, Т ≤ 5% значения при вводе в эксплуат. – 110-220 кВ - 1 раз в 4 года; 330-750 кВ - 1 раз в 2 года – П, К – Бак, расширитель 1. Проверка на плотность П, К – в соответствии с инструкцией заводаизготовителя в соответствии с инструкцией заводаизготовителя – Вводы tg δ 3. Емкость изоляции Трансформатор ное масло 1. Хроматографический П, К, М анализ растворенных газов (ХАРГ) 2. Физико-химический – анализ (ФХА) *нормативные требования к методам приведены в [3,4] 1 раз в 6 месяцев – 1 раза в 2 года Таблица 3.2. Нормативный объем и предельные отклонения контролируемых параметров при диагностировании ВЛЭП Элемент конструкции Метод диагностирования Категория контроля Периодич ность Трасса 1. Измерения просеки ВЛЭП П, М Фундаменты 1.Контроль состояния П, М Опоры 1. Контроль положения П 1 раз в 3 года 1 раз в 6 лет по результ осмотров Предельная норма отклонения параметра в соответствии с ПУЭ и ПТЭ в соответствии с типовой инструкцией В соответствии со СНиП 3.05.06-85 2. Контроль состояния П, М по результ осмотров 1:300 длины траверсы 1:750 длины стойки 51 Провода и грозозащитные троссы Изоляторы Линейная арматура 3. Контроль оттяжек опор П, М по результ осмотров 1 раз в 6 лет ≤ 10% площади сечения троса оттяжки в соответствии с ПУЭ 1. Измерение расстояний от проводов и тросов. П, К, М 2. Контроль стрел провеса П, М 1 раз в 6 лет ≤ 5% первоначального значения 3. Контроль сечения М 4. Контроль контактных соединений* 1. Измерение сопротивления П, К, М по результ осмотров – в соответствии с типовой инструкцией – П, К при установке ≥ 300 Мом 2. Измерение распределения напряжения М – 1. Контроль состояния П, М – ≥ 50% нормативного (в соответствии с типовой инструкцией) расстояние между деталями ≤ ±10% первоначального не более 10 – 30 Ом Заземляющие устройства 1. Измерение П, К, М сопротивления 2. Измерение напряжения П, К, М прикосновения *нормативные требования к методам приведены в [1,3] 1 раз в 6 лет 1 раз в 12 лет при длительности ≥ 1 с ≤ 65 В 3.3 Характеристика традиционных методов контроля и диагностирования электрооборудования Диагностирование состояния активной части трансформатора Нарушение геометрии обмоток силового трансформатора в результате воздействий при протекании больших токов или нарушения механизма прессовки является серьезным дефектом, приводящим к отказам из-за витковых замыканий или потери устойчивости обмоток. При протекании по обмоткам трансформатора больших токов (например, токов внешних КЗ) возникают электродинамические силы, которые могут вызвать деформацию отдельных проводников, катушек или всей обмотки (рис.3.2). а) типовое направление сил в обмотках двухобмоточного трансформатора при КЗ; а) б) Рисунок 3.2. Эпюра электродинамических сил в обмотках трансформатора при внешнем КЗ б) Типичный вид обмотки, потерявшей устойчивость, при действии радиальных электромагнитных сил 52 Вероятность повреждений при таких воздействиях зависит не только от значения тока, но и от числа внешних КЗ, создавших броски тока через трансформатор. Ослабление усилий прессовки приводит к повышенным вибрациям обмотки и как следствие к витковым замыканиям из-за истирания изоляции. К числу опасных дефектов относятся осевые смещения отдельных катушек и радиальные их деформации. Более 80% повреждений мощных силовых трансформаторов при коротких замыканиях связано с потерей радиальной устойчивости обмоток [24]. Диагностирование описанных дефектов возможно как электрическими, так и вибрационными методами контроля. Деформация обмотки изменяет ее локальные (частичные) емкости, а также собственные и взаимные индуктивности ее катушек. При этом меняется частотная характеристика обмотки. Изменение взаимного расположения обмоток создает соответствующие изменения их взаимной индуктивности и, следовательно, сопротивления короткого замыкания Zк . Существенные изменения частотной характеристики обмотки связаны, как правило, с осевыми деформациями. Изменение Zк значимо при радиальных смещениях обмотки. Вибрация обмотки создает повышенную вибрацию бака трансформатора. Таким образом, диагностическими признаками, связанными с вышеперечисленными дефектами, являются частотная характеристика обмотки, сопротивление короткого замыкания между обмотками и вибрационная характеристика трансформатора. Развитие дефектов вызывает соответствующие изменения А В С указанных характеристик. К 1 наиболее широко используемым электрическим методам контроля следует отнести метод низковольтных импульсов (НВИ) [21], метод частотного анализа и метод измерения сопротивления R короткого замыкания [22]. 2 R Метод НВИ заключается в том, что на одну из обмоток а в с расшинованного трансформатора 2 подается короткий прямоугольный зондирующий импульс низкого Рисунок 3.3. Общая схема измерений напряжения величиной около метода низковольтных импульсов 100–600 В, длительностью около 1 – генератор импульсов; 2 – осциллограф; R - 1 мкс и одновременно измерительный шунт 53 наблюдается ток на измерительных шунтах, подключенных к другим обмоткам (рис.3.3). Таким образом, исследуется переходный процесс, возникающий в обмотках как реакция на воздействие прямоугольного импульса. Предварительно производится паспортизация реакции исправного (или нового) трансформатора на НВИ. Сравнение осциллограмм, записанных до КЗ (нормограмм) и после КЗ (дефектограмм), позволяет оценить состояние трансформатора. Изменения в осциллограммах свидетельствуют о появлении электрических или механических повреждений. Спектр частот переходной характеристики трансформатора, несущий диагностическую информацию, охватывает область до 1 МГц. В качестве примера на рис.П.2.1. (Приложение 2) приведены схемы дефектографирования автотрансформатора АТДЦТН 125000/220 по методу НВИ, а также осциллограммы сигналов реакций обмоток на прямоугольный импульс (рис.П.2.2.-П.2.4) и результаты сравнения идентичности фаз обмоток АТ по коэффициенту парной корреляции. Эксплуатационное применение метода НВИ осложняется трудностями, связанными с обеспечением необходимой воспроизводимости результатов: • погрешность установки амплитуды и формы зондирующих импульсов; • изменение скорости развертки осциллографа; • изменение схемы измерения; • неоднозначность получаемых результатов из-за того, что разные по характеру дефекты могут дать похожие дефектограммы. Метод частотного анализа (FRA – Frequency Response Analysis) является одним из наиболее чувствительных методов диагностики механического состояния обмоток трансформаторов. Метод частотного анализа является развитием метода низковольтных импульсов, предложенного в 60-х годах Лехом и Тыминским и получившего широкое распространение в мире для диагностики деформаций обмоток силовых трансформаторов вследствие воздействия токов короткого замыкания [20,21]. Суть метода частотного анализа заключается в следующем. От специального генератора на ввод обмотки (или в нейтраль) подается зондирующий сигнал (импульсный или синусоидальный), а с вводов других обмоток регистрируются отклики - реакции обмоток на воздействие зондирующего сигнала. Любые изменения геометрии обмоток из-за деформаций, смещения, распрессовки приводят к изменению соответствующих емкостей и индуктивностей, а значит, к изменению реакции обмоток на воздействие зондирующего сигнала. Характер изменения частотного спектра отклика зависит от величины и характера деформаций. 54 При реализации данного метода могут быть использованы два подхода: импульсный и частотный (см. Приложение 2). Высокая чувствительность метода объясняется тем, что даже незначительные локальные изменения положения элементов обмотки (витков, катушек, отводов) приводят к резкому изменению соответствующих емкостей и индуктивностей и, соответственно, к изменению собственных частот колебаний обмотки. Разные виды деформаций приводят к изменениям в разных диапазонах спектра частот. В подавляющем большинстве случаев неисправности магнитопровода или обмоток отражаются в низко- и среднечастотной областях спектра частотных характеристик. Высокочастотная область спектра ответственна за специфичные изменения, такие как смещения обмоток. Проблемы с сердечником ведут к изменению отклика на низких частотах. Проблемы с заземлением сердечника или замыканиями ламинированных листов типично изменяют вид кривой на сверхнизких частотах. Средние частоты характеризуют осевое и радиальное смещение обмоток. Высокие частоты характеризуют проблемы, вовлекающие соединения обмоток, вводы, отпайки РПН, ПБВ. Метод измерения сопротивления короткого замыкания основан на измерении тока через одну из обмоток трансформатора при замыкании выводов другой [20]. Измерение производится при подаче на возбуждаемую обмотку трехфазного напряжения 380 В промышленной частоты. Вторая обмотка при этом закорачивается медным проводом определенного сечения (см. приложение 2). РД 34.45-51.300-97 регламентировано измерение ZК на всех трансформаторах и автотрансформаторах мощностью 63 МВА и более, класса напряжения 110 кВ и выше перед вводом в эксплуатацию, при капитальных ремонтах либо при протекании через трансформатор токов 0,7 и более расчетного тока КЗ трансформатора. Измеренные значения ZК сравниваются с базовым значением. Следует отметить, что диагностическим параметром в данном методе является относительное изменение сопротивления короткого замыкания: ∆ZК∗ = ∆ZК ZК − ZК.б = ⋅ 100% . ZК.б ZК.б Здесь ZК.б - исходное (базовое) значение сопротивления. В качестве базового значения ZК следует принимать значение, измеренное на месте установки при вводе трансформатора в эксплуатацию. При его отсутствии – значение ZК , вычисленное по паспортным данным трансформатора: 55 Uном ⋅ UК , 100 ⋅ Iном где Uном , Iном - номинальные фазные значения напряжения и тока обмотки, на которую подается испытательное напряжение, UК (%) паспортное значение напряжения короткого замыкания для проверяемой пары обмоток. Предельное (браковочное) значение изменения сопротивления короткого замыкания ∆ZК∗ = 3% . При использовании для расчетов паспортных значений ZК.пасп. , браковочный норматив увеличивается до 5% [21]. Методика вибрационного обследования применяется к силовым трансформаторам напряжением 35 кВ и выше в процессе эксплуатации под рабочим напряжением, а также в отключенном состоянии. Вибрационное обследование проводится на баке и корпусах маслонасосов силового трансформатора. Цель обследования – определение состояния прессовки обмоток и магнитопровода. Вибрационное обследование трансформаторов позволяет оперативно оценить текущее техническое состояние активной части трансформатора (без вскрытия бака), а также маслонасосов, определить причины повышенной вибрации и, что особенно важно, своевременного выявить тенденции ухудшения технического состояния, как всего трансформатора, так и отдельных фаз обмотки и сердечника. Существует несколько методов вибрационной диагностики технического состояния активной части трансформатора: • измерение уровня вибрации на стенке бака трансформатора; • спектральный метод вибродиагностики; • частотный метод контроля уровня прессовки обмоток. Измерение уровня вибрации на стенке бака трансформатора и спектральный метод вибродиагностики применяются на работающем трансформаторе. Частотный метод контроля применяется на отключенном и расшинованном трансформаторе [24]. Вибрационные характеристики определяются путем измерения наибольших амплитуд вибрации поверхности бака, проводимых в 10-15 точках по периметру и 3-4 сечениях по высоте (Приложение 2). Вибрация трансформатора зависит от большого количества факторов, в том числе и от его нагрузки. Измерение уровня вибрации на стенке бака трансформатора обычно проводится в двух режимах работы: в режиме холостого хода и в нагрузочном режиме. Если сравнивать вибрационные характеристики трансформатора, снятые при одинаковых режимах, могут быть выявлены такие дефекты, как ослабление креплений, уменьшение усилий прессовки обмоток и магнитопровода и т.п. Для сравнения могут быть использованы усредненные данные для группы однотипных трансформаторов, работающих в одинаковых условиях. ZК.пасп. = 56 Измерение тока и потерь холостого хода производится для выявления дефектов магнотопровода силового трансформатора при вводе в эксплуатацию, во время проведения капитального ремонта, а также в период между ремонтами [1]. Метод измерения потерь холостого хода основан на том, что при нарушении межлистовой изоляции пластин магнотопровода, а также при замыкании этих пластин токопроводящими частицами или предметами, в магнитопроводе возникает короткозамкнутый контур для вихревых токов. Эти токи вызывают местный нагрев магнитопровода, чем ускоряет дальнейшее разрушение изоляции пластин. Развитие процесса может привести к «пожару в стали» и повреждению трансформатора. При нарушении изоляции металлических элементов крепления активной части трансформатора или неправильном выполнении заземления элементов трансформатора возникает замкнутый токопроводящий контур вокруг основного магнитного потока. Перечисленные дефекты, а также повышенное переходное сопротивление контактных соединений токопроводящих элементов, вызывают увеличение потерь холостого хода. Измерения потерь холостого хода производятся у трансформаторов Sном ≥ 1000кВА при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряжения, равном указанному в протоколе заводских испытаний (паспорте). Рисунок 3.4. Схемы измерения ∆Pх трансформатора 57 Для рассматриваемого метода оно составляет 5-10% номинального. У трехфазного трансформатора потери холостого хода измеряются при однофазном возбуждении по схемам, показанным на рис.3.4. Согласно нормативным требованиям для трехфазных P P P трансформаторов Uном ≥ 110кВ соотношение потерь А , В , В , PС PА PС измеренных по указанным схемам, не должны отличаться больше чем на 5% от таких же соотношениях потерь, полученных при заводских испытаниях. Опыт холостого хода, как правило, производят со стороны обмотки НН. Перед измерениями согласно требованиям ГОСТ 3484-77 необходимо снять остаточное намагничивание магнитной системы трансформатора. Для правильного определения действительных потерь в трансформаторе, необходимо из суммарных потерь ( Pизм ) исключить мощность, потребляемую измерительными приборами ( Pпр ) . Измерение потерь в приборах производят по той же схеме, что и суммарные потери, но при отключенном трансформаторе и одинаковом значении входного напряжения. Потери в испытуемом трансформаторе вычисляют по формуле: P = Pизм − Pпр . Приведение потерь холостого хода к номинальному напряжению производится по формулам: • в случае соединения возбуждаемой обмотки НН в треугольник – n Uном Pприв = P ⋅ ; U • в случае соединения возбуждаемой обмотки НН в звезду – n U Pприв = P ⋅ ном , 3 ⋅U 2 где Uном ,U - номинальное и приложенное к обмотке напряжение, n – показатель степени, зависящий от характеристик электротехнической стали магнитопровода (для горячекатаной стали n = 1,8; для холоднокатанной стали n = 1,9). Если приложенное к возбуждаемой обмотке напряжение менее 5% номинального, то для нахождения Pприв показатель степени n следует рассчитывать по формуле: 58 P0н P0'' n= , где P0н , P0'' - потери холостого хода, соответствующие Uном lg U номинальным условиям и измеренные при заведомо исправном трансформаторе. При пофазном измерении каждая фаза участвует в измерениях дважды, поэтому общие потери трансформатора составят: lg P= PА + PВ + PС . 2 3.4 Методы раннего обнаружения дефектов в электрооборудовании Хроматографический анализ растворенных в масле газов Зачастую повреждению в трансформаторе сопутствует повышенная температура или повышенная напряженность электрического поля внутри изоляции. Следствием этого является разрушение электрической изоляции, сопровождающееся выделением различных газов, так называемых характеристических газов. Выделившиеся газы растворяются в трансформаторном масле, поэтому трансформаторное масло является наиболее информативным объектом для диагностики. Также масло является доступным объектом для диагностики силового маслонаполненного оборудования. Отбор пробы масла можно производить без отключения оборудования, поэтому выделение растворенных газов и проведение диагностики маслонаполненного оборудования можно проводить дистанционно. На основе анализа газов разработаны диагностические схемы, способные дать четкое указание на развивающийся дефект и темпы его развития. Хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле, является эффективным и достаточным способом определения состава и концентрации всех растворенных газов [3]. Хроматография (от греч. chroma, родительный падеж chromatos - цвет, краска), физико-химический метод разделения и анализа смесей, основанный на распределении их компонентов между двумя фазами - неподвижной и подвижной (элюент), протекающей через неподвижную. 59 Хроматографический анализ является критерием однородности вещества: если каким-либо хроматографическим способом анализируемое вещество не разделилось, то его считают однородным (без примесей). Принципиальным отличием хроматографических методов от других физико-химических методов анализа является возможность разделения близких по свойствам веществ. После разделения компоненты анализируемой смеси можно идентифицировать (установить природу) и количественно определять (массу, концентрацию) любыми химическими, физическими и физикохимическими методами [2]. Хроматографический анализ растворенных в масле газов (ХАРГ) проводится в соответствии с методикой «Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле» (РД 153-34.0-46.302-00) и включает в себя определение концентраций и анализ следующих газов, растворенных в масле: водорода (H2), метана (CН4), ацетилена (С2Н2), этилена (С2Н4), этана (C2H6), оксида углерода (СО), диоксида углерода (СO2). При этом предел обнаружения определяемых в масле газов (Мai) должен быть не выше: для водорода 0,0005 % объема для метана, этилена, этана 0,0001 % объема для ацетилена 0,00005 % объема для оксида и диоксида углерода 0,002 % объема С помощью метода ХАРГ уверенно выявляются следующие постепенно развивающиеся дефекты: замыкание параллельных проводников в обмотке; дефекты потенциальных соединений экранирующих колец и других деталей с образованием «плавающего» потенциала и искрения; частичные разряды между дисками или проводниками из-за загрязнения масла; дефекты болтовых соединений; скользящих и подвижных контактов; образование замкнутых контуров тока через стяжные болты с двойным заземлением сердечника; дефекты контактов избирателя РПН; дефекты межлистовой изоляции сердечника; последствия усадки обмотки в виде образования деталей с «плавающем» потенциалом. Однако в трансформаторах могут возникать быстро развивающиеся дефекты, которые нельзя предупредить с помощью ХАРГ. К ним относятся: мгновенно развивающиеся перекрытия с общими серьёзными последствиями; 60 перекрытия, развивающиеся в течение короткого времени – от секунд до минут (дефекты контакта токоведущих частей, замыкания витковой изоляции после динамических воздействий КЗ, повреждения во вводе). С помощью ХАРГ выявляются также дефекты, не приводящие непосредственно к повреждениям, но интерпретируемые как неполадки, например, попадание ацетилена из бака РПН в основной бак. Этот процесс может быть выявлен при одновременном взятии проб и анализа газов из основного бака и из расширителя. Рассмотрим места и причины образования основных газов в масле трансформатора [23]: Этан (C2H6) – обычно образуется при сниженных сечениях проводников, наличие длинных нетранспонированных проводников, недостаточном сечении контактов соединений. Этилен (С2Н4) – газ более высокого порядка, образуется при ослабленных зажимах и соединениях или циркуляции токов при наличии в схеме сердечника двойных замыканий на землю. Водород (Н2) – выделяется из-за короны, это вызывают острые углы и заусеницы на проводе, резкие изгибы провода. Ацетилен (С2Н2) – газ высокого порядка, возникает при наличии «плавающей» земли или при повреждениях изоляции. Метан (СН4) – возникающий, в первую очередь, при перегревах, его выделение маловероятно и наличие в масле может быть следствием перегрузок, низкого уровня масла, дефектов радиаторов и вентиляторов системы охлаждения. Наличие метана чаще других является следствием ошибок эксплуатационного персонала. В последующие годы работы начальные дефекты проявляются все меньше, все большее значение приобретают внешние воздействия на трансформатор, которые и следует контролировать. Прежде чем искать источник неприятностей, надо ответить на следующие вопросы: насколько и как долго трансформатор перегружали; какова была температура верхних слоев масла и воздуха; не произошло ли снижение уровня масла относительно верха радиатора; действуют ли радиаторы и вентиляторы трансформатора; как расположен трансформатор относительно лучей солнца; не закрыт ли трансформатор с трех сторон, без обдува. Каждый фактор такого рода может вызвать интенсивное выделение метана (СН4). Дискретные горячие точки вызывают рост концентрации этана (С2Н6) или этилена (С2Н4), однако если основным газом является метан (СН4), причиной этого становится дефект системы охлаждения или перегрузок трансформатора по вине персонала. 61 Критерии диагностики развивающихся дефектов в маслонаполненном оборудовании С помощью ХАРГ в трансформаторе могут быть обнаружены две группы дефектов – дефекты электрического и термического характера. Для дефектов электрического характера ключевыми газами являются [2]: водород, который характеризует наличие частичных разрядов, дуговых и искровых разрядов; ацетилен – электрическая дуга, искрение. Для дефектов термического характера: этилен – нагрев масла и бумажно-масляной изоляции выше 600°С; метан – нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (400600)°С или нагрев масла и бумажно-масляной изоляции, сопровождающийся разрядами; этан – нагрев масла и бумажномасляной изоляции в диапазоне температур (300-400)°С; оксид и диоксид углерода – старение и увлажнение масла и/или твердой изоляции; диоксид углерода – нагрев твердой изоляции. 1. Критерий граничных концентраций газов Критерий граничных концентраций позволяет выделить из общего количества трансформаторного парка трансформаторы с возможными развивающимися дефектами. Такие трансформаторы следует взять под хроматографический контроль с учащенным отбором проб масла и проведением ХАРГ. Рекомендуется уточнять граничные концентрации растворенных газов в масле нормально работающих трансформаторов как минимум через 5 лет. Значения граничных концентраций газов, учитывая различные условия их эксплуатации в разных регионах, рекомендуется определять для каждой энергосистемы по группам однотипных трансформаторов (блочные, сетевые, с регулированием напряжения или без регулирования, одного класса напряжения и т.д.). Рекомендуется, чтобы в каждой группе было не менее 50 трансформаторов. За граничную концентрацию любого газа следует принимать такое значение, ниже которого оказывается концентрация этого газа у 90% общего числа обследованных трансформаторов принятой группы. Граничные концентрации определяются по интегральной функции распределения (Fi) следующим образом: измеренные концентрации i-го газа от 0 до Аmах по всем трансформаторам, кроме тех, которые были выведены в ремонт по результатам ХАРГ, следует разбить на L интервалов (можно принять L= 10-15); 62 nLi , где - nLi N интервал, N - общее на каждом интервале определяем вероятность PLi = количество измерений, попадающих в Li количество измерений в выборке; значения интегральной функции распределения находятся как i=k FLi = ∑ PLi i =1 граничная концентрация i-го газа (Arp.i) определяется при FLi = 0,9 наиболее просто графически (рис.3.5). Рисунок 3.5. Определение граничной концентрации газа по интегральной функции распределения При отсутствии достаточных статистических данных для определения граничных концентраций растворенных в масле трансформаторов газов можно пользоваться данными специальных таблиц, в которых приведены средние значения граничных концентраций газов для различного оборудования (Приложение 4). Определение основного и характерных газов по результатам хроматографического анализа растворенных в масле газов производится следующим образом: по значениям измеренных концентраций диагностических газов Ai , где i – название газа, A рассчитываются относительные концентрации ai = i . По расчетным Aгр.i относительным концентрациям максимальное значение amaxi соответствует основному газу (кроме СO2); ai> 1– характерный газ с высоким содержанием; 0,1 <ai< 1 – характерный газ с малым содержанием; ai<0,1 – нехарактерный газ. 2. Критерий отношения концентраций пар характерных газов 63 Участвуют газы: Н2, CH4, C2H2, С2Н4 и С2Н6. Критерий применяется, если концентрация хотя бы одного из перечисленных газов в 1,5 раза превышает соответствующее граничное значение. Вид развивающихся в трансформаторах дефектов (термический или электрический) можно ориентировочно определить по отношению концентраций пар из четырех газов: Н2, CH4, C2H2, С2Н4. C2H2 CH 4 Условия прогнозирования "разряда": ≥ 0,1 и ≤ 0,5 . C2H 4 H2 CH CH 4 Условия прогнозирования "перегрева": 2 2 < 0,1 и > 0,5 . C2H 4 H2 Если при этом концентрация СO < 0,05% об., то прогнозируется "перегрев масла", а если концентрация СО > 0,05 % об. – "перегрев твердой изоляции". Условия прогнозирования "разряда" и "перегрева": C2H2 CH 4 C2H2 CH 4 ≥ 0,1 и > 0,5 или < 0,1 и ≤ 0,5 . C2H 4 H2 C2H 4 H2 Отношение СО2/СО дополнительно уточняет характер прогнозируемых дефектов: если 5 ≤ СO2/СO ≤ 13 – повреждением не затронута твердая изоляция; если СO2/СО < 5 или СO2/СО > 13 – повреждением затронута твердая изоляция. Следует иметь в виду, что СО2 и СО образуются в масле трансформаторов при нормальных рабочих температурах в результате естественного старения изоляции. Содержание СО2 в масле зависит от срока работы трансформатора и способа защиты масла от окисления. В трансформаторах со "свободным дыханием" СO2 может попасть в масло из воздуха приблизительно до 0,03% об. 3. Критерий скорости изменения концентрации газов Критерий определяет степень опасности развивающегося дефекта для работающих трансформаторов. Изменение во времени концентрации отдельных газов в масле бездефектных трансформаторов может происходить под воздействием различных факторов, а также вследствие естественного старения изоляции. Наличие развивающегося дефекта в трансформаторе, накладываясь на эти факторы, приводит, как правило, к заметному росту концентрации одного или нескольких газов. Абсолютная скорость нарастания i-го газа определяется по формуле: A - A(m -1) Vабсi = mi (%об./мес.) Td Относительная скорость нарастания i-го газа определяется по формуле: V абсi Vотнi = ⋅ 100 (%/мес.) A(m -1) 64 Степень опасности развития дефекта устанавливается по относительной скорости нарастания газа (газов): Vотнi < 10 %/мес – нормально работающее оборудование; Vотнi ≥ 10 %/мес – оборудование следует поставить на учащенный контроль с проведением отбора пробы масла на ХАРГ через интервал времени, определяемый по формуле 5 ⋅ Mai Td' = ; Vабсi Vотнi ≥ 15 %/мес – оборудование срочно выводится из работы для комплексного обследования и ремонта. Отбор проб масла для определения скорости нарастания газов рекомендуется проводить 1 раз в 7-10 дней в течение месяца для медленно развивающихся дефектов и через 2-3 дня - для быстро развивающихся дефектов. В приложении 4 приведены характерные примеры диагностирования трансформаторов по методу ХАРГ. Метод тепловизионного контроля электрооборудования Физической основой метода тепловизионного контроля является выделение тепла в электрооборудовании, вызванного потерями энергии в токоведущих, магнитных и изоляционных элементах конструкции. Возникновение дефектов в указанных элементах приводят к увеличению потерь энергии. Выделившееся тепло частично отводится, а оставшаяся часть вызывает изменение теплового состояния объекта, т.е. его нагрев. Одним из проявлений этого является изменение распределения температур на поверхности соответствующего элемента конструкции объекта [17,18,19]. Спектр излучения произвольно делят на области по признаку функциональных особенностей источников или приемников излучения. Практический интерес для тепловизионной диагностики имеет излучение в инфракрасной области (ИК-излучение). ИКизлучение имеет диапазон волн, который расположен между видимым и радиодиапазоном и занимает область от 0,75 до 750 мкм. Применение ИК-излучения имеет свои ограничения, которые обусловлены главным образом тем, что в отличие от радиоволн ИКизлучения претерпевают значительное затухание вследствие поглощения и рассеяния. Для обнаружения ИК-излучения в приборах ИКТ используются различные виды приемников: тепловые, фотоэлектрические и др. [17]. По своему построению и принципу действия большинство приборов ИКТ представляет собой оптикоэлектронные и оптико-механические устройства. Приборы ИКТ по принципу действия могут быть разделены на пассивные и активные. 65 В энергетике получили применение тепловизоры (термовизоры), и радиационные пирометры. С помощью радиационного пирометра определяется только температура объекта контроля. В нем (пирометре) инфракрасное излучение попадает на кристалл, который выдает напряжение, пропорциональное температуре источника излучения. Электронные преобразователи формируют цифровую запись температуры на жидкокристаллическом дисплее. Тепловизоры обеспечивают возможность получения картины теплового поля исследуемого объекта и его температурного анализа. В тепловизоре как бы сосредоточен быстро перемещающийся пирометр. Специальное вибрирующее зеркало создает перемещающуюся по горизонтали и по вертикали точку, которая направляется на кристалл, определяющий температуру этой точки. Объектив сделан из материала, который хорошо пропускает инфракрасные лучи, несущие информацию о температуре, а кристалл выдает напряжение, пропорциональное температуре точки. В [19] описан пример формирования искусственного ИК-изображения объекта контроля с помощью прибора Thermovision 470 по температурам точек реального объекта. В энергетике термография может применяться по всему циклу производства и распределения электроэнергии от электростанций и высоковольтных линий передач до подстанций и технологического оборудования потребителей электроэнергии. Термограмма быстро и четко укажет на возникшие неполадки задолго до того, как они превратятся в крупные эксплуатационные проблемы, потому что контроль проводится в реальных условиях эксплуатации, измерения являются бесконтактными, раннее обнаружение неисправностей дает лучшие возможности для проведения ремонтных работ и заказа запасных частей. Нормативные требования к тепловизионному контролю оборудования электростанций и электрических сетей в части объемов и периодичности контроля, предельных значений контролируемых параметров устанавливают документы [1,3]. В частности при ИКконтроле трансформаторного оборудования выявляются: 1. Очаги возникновения магнитных полей рассеяния (по температурным градиентам на поверхности бака). 2. Нарушения в работе охлаждающих устройств и оценка их эффективности. 3. Работоспособность маслонасосов, фильтров, вентиляторов и т.п. 4. Нарушения внутренней циркуляции масла в баке трансформатора (образование застойных зон) в результате шламообразования, разбухания изоляции, конструктивных просчетов и т.п. 66 5. Состояние маслонаполненных и фарфоровых вводов контактных соединений токоведущих частей. При ИК-контроле ВЛЭП с помощью тепловизионной аппаратуры, установленной в вертолете, выявляются дефектные контактные соединения проводов. Для контактных соединений (КС) токоведущих частей нормируются наибольшая допускаемая температура при номинальном токе ( θн С ) и ее превышение над температурой окружающей среды ( ∆θнС ) (табл.П.5.1). Пересчет температур от номинальной нагрузки к рабочей при близких их значениях можно производить исходя из отношения 2 I ∆θ = ∆θн , Iн где ∆θ и I - соответственно превышение температуры и ток при рабочей нагрузке; ∆θн и Iн - то же при номинальной нагрузке. Возможна постановка обратной задачи – определение допустимого значения тока Iд, соответствующего текущему состоянию присоединения. Так темпера поверхности соединения не будет превышать нормированной при токе: ∆θн Iд = I ⋅ . ∆θ В качестве диагностического параметра также применяется коэффициент дефектности [3], определяемый как отношение превышений температур нагрева контакта и находящегося около него участка провода над температурой окружающего воздуха: ∆θ Кд = к . ∆θп Дефектными считаются контактные соединения, для которых К д > 1 ÷ 2 (для разных соединений и требований надежности). Так, например, при оценке теплового состояния КС по коэффициенту дефектности различают степени неисправности: • К д не более 1,2 – начальная степень неисправности, которую следует держать под контролем; • К д равен 1,2-1,5 – развившийся дефект; следует принять меры к устранению неисправности при ближайшем выводе электрооборудования из работы; • К д > 1,5 – аварийный дефект, требующий немедленного устранения. При рабочих токах через контактное соединение меньших 0,7Iн точность оценки его состояния существенно снижается. В тех случаях, когда токовая нагрузка находится в пределах (0,3-0,6) Iн, во избежание 67 существенных ошибок при пересчете измеренного значения температуры к нормированному, рекомендуется оценку теплового состояния контактов и болтовых КС проводить по избыточной температуре с использованием в качестве норматива температуры, соответствующей 0,5Iн. 2 ∆θ0,5 0,5 ⋅ Iн = , ∆θ I где ∆θ0,5 - избыточная температура при токе нагрузки 0,5Iн. Предельное значение избыточной температуры ( ∆θ0,5 ) при токе нагрузки 0,5Iном составляет 30°С; ∆θ- избыточная температура при токе нагрузки, отличном от 0,5Iн. При оценке теплового состояния контактов и болтовых КС по избыточной температуре различают следующие области неисправности (табл.3.2). Таблица 3.2. Области неисправности КС и рекомендации по обслуживанию Значения избыточной Степень температуры, °С, при Рекомендация неисправности токе нагрузки 0,5 Iн 1 5-10 Обнаруженную неисправность следует держать под контролем, предусмотренным графиком 2 10-30 Учащенный контроль, один раз в месяц 3 Аварийный дефект, требующий ≥ 30 немедленного устранения Оценка теплового состояния электрооборудования (силовые и измерительные трансформаторы, маслонаполненные аппараты и др.), а также контактов и КС, находящихся в объеме масла или газа, изолированном от окружающего воздуха металлическими или изоляционными материалами, производится косвенным способом. В этом случае возможность непосредственного измерения температуры нагрева контролируемого узла с помощью тепловизора или иным способом, по существу, исключена. Суждение о тепловом состоянии контролируемого объекта осуществляется путем выявления температурных аномалий на поверхности его бака или покрышки, измерения значений температуры и анализа характера ее распределения, сопоставления мест нагрева с аналогичными участками фазы или других фаз, анализа причин возникновения температурной аномалии с учетом конструктивных особенностей электрооборудования и токоведущих частей. Нормативами [1,3] предусматривается следующая периодичность тепловизионного контроля электрооборудования и ВЛЭП. Электрооборудование распределительных устройств: 68 а) на напряжение 330-750 кВ - ежегодно; б) на напряжение 110-220 кВ - один раз в два года; в) на напряжение 35 кВ и ниже - один раз в три года; г) при усиленном загрязнении электрооборудования РУ всех напряжений - ежегодно; д) контактных соединений высокочастотных заградителей, не имеющих специальных устройств, разгружающих шлейф от воздействия ветровых нагрузок - ежегодно; е) внеочередной ИК-контроль электрооборудования РУ всех напряжений проводится после стихийных воздействий (значительные ветровые нагрузки, КЗ на шинах РУ, землетрясения, сильный гололед и т.п.). Проверка всех видов контактных соединений проводов ВЛЭП: а) на вновь вводимых в эксплуатацию ВЛЭП - в первый год ввода их в эксплуатацию; б) на ВЛЭП, находящихся в эксплуатации 25 лет и более, при отбраковке 5% контактных соединений - ежегодно, при отбраковке менее 5% контактных соединений - не реже одного раза в 3 года; в) на ВЛЭП, работающих с предельными токовыми нагрузками или питающих ответственных потребителей, или работающих в условиях повышенных загрязнений атмосферы, больших ветровых и гололедных нагрузок - ежегодно; г) на остальных ВЛЭП - не реже одного раза в 6 лет. Приложение 5 содержит некоторую информацию справочнонормативного характера, а также протоколы тепловизионного обследования электрооборудования. Метод регистрации частичных разрядов В процессе эксплуатации изоляция оборудования высокого напряжения подвержена воздействиям электрического поля, изменениям температуры, вибрации, увлажнению и пр. При длительном воздействии указанных факторов в изоляции образуются расслоения и полости, заполненные газом или воздухом. Напряженность электрического поля в газовом включении превышает напряженность поля в окружающем твердом или жидком диэлектрике, поскольку диэлектрическая постоянная твердого и жидкого диэлектрика выше, чем диэлектрическая постоянная газа. Эти процессы создают условия для возникновения пробоя или перекрытия изоляции в месте дефекта, которое и представляет собой частичный разряд [7]. Частичные разряды, являясь следствием дефектов изоляционной конструкции, сами запускают процессы дальнейшего разрушения диэлектрика. Согласно ГОСТ 20074-83 частичным разрядом (ЧР) называется локальный электрический разряд, который шунтирует только часть 69 изоляции в электроизоляционной системе [6]. ЧР возникают в виде импульсов тока, имеющих продолжительность намного меньше 10-6 с. Процесс возникновения и развития ЧР существенно зависит от типа и конструктивных особенностей изоляции объекта. Каждая изоляционная конструкция характеризуется напряжением возникновения и напряжением погасания ЧР. Если изоляция не разрушается ЧР, напряжения возникновения и погасания разрядов близки друг к другу, а их значения практически не зависят от длительности воздействия напряжения. У оборудования с изоляцией, разрушаемой частичными разрядами, напряжение погасания разрядов ниже напряжения возникновения и зависит от длительности воздействия напряжения и его значения. Часто при анализе ЧР пользуются термином «интенсивность», который отражает количественную сторону процесса и употребляется в сочетании с указанием одной из характеристик ЧР. К характеристикам ЧР, применяемым при оценке состояния изоляции, относят [4,8]: • кажущийся заряд (q, Кл) абсолютное значение такого заряда, при мгновенном введении которого на электроды испытуемого объекта напряжение между его электродами кратковременно изменится так же, как изменилось бы при ЧР. • временной интервал одного цикла измерения (t1ц, с) – промежуток времени непрерывного измерения ЧР, выраженный в секундах. • средний ток (I, Кл/с, А) – сумма абсолютных значений кажущихся зарядов ЧР от минимального значения регистрируемого заряда q0 до максимального qmax за интервал времени t1ц, деленная на этот интервал I = ( q0 + q1 + q2 + ... + qmax ) / t1Ц , где q0 , q1, q2,..., qmax - абсолютные значения кажущихся зарядов ЧР, зарегистрированных за время t1ц. • мощность (Р, Вт) – сумма произведений значений кажущихся зарядов ЧР за интервал времени одного цикла измерения, на мгновенные значения воздействующего на изоляцию напряжения в момент образования соответствующих ЧР, деленная на интервал времени измерения P = (q0 ⋅ U0 + q1 ⋅ U1 + q2 ⋅ U2 + ... + qmax ⋅ Umax ) / t1ц , где U0 ,U1,U2...Umax - мгновенные значения воздействующего на изоляция напряжения в момент образования соответствующих ЧР. Различают ЧР двух видов – начальные и критические [8]. Начальные ЧР – это разряды слабой интенсивности, не приводящие к заметному разрушению изоляции при длительном (тысячи часов) воздействии и не снижающие при кратковременном воздействии 70 значения напряжения погасания разрядов. При длительном существовании таких ЧР происходит старение изоляции. Критические ЧР – разряды большой интенсивности, вызывающие быстрое разрушение изоляции и снижение значения напряжения погасания разрядов. Внешними проявлениями ЧР в изоляции электрооборудования являются эффекты, связанные с протеканием тока разряда, а также вызванные перераспределением зарядов элементов схемы из-за нейтрализации некоторого заряда в зоне дефекта. Импульс тока ЧР создает быстрые изменения электромагнитного поля и излучение в широкой области частот, а также скачки давления в окружающей среде. При перераспределении зарядов в схеме измерений протекают токи переходного процесса. Для диагностирования изоляции оборудования широко используются электрические методы, основанные на измерении тока переходного процесса в схеме контроля, а также акустические методы обнаружения импульсов давления, вызванных частичными разрядами. Достоверность акустических методов контроля ЧР существенно зависит от мест возникновения разрядов, условий прохождения сигналов и от затухания их в элементах изоляционной конструкции. В связи с этим акустические методы контроля в настоящее время преимущественно используются для обнаружения наличия ЧР. Основная область применения акустических методов – определение мест возникновения ЧР в оборудовании (в основном в трансформаторах). Основным источником помех при применении электрических методов измерений ЧР являются разряды короны на проводах, шинах и в оборудовании. Импульсы коронных разрядов имеют высокую интенсивность. Исключение таких помех из результатов измерений связано с большими трудностями [8,24]. При акустических методах индикации ЧР основными источниками помех являются шумы системы циркуляции и охлаждения масла трансформатора, а также магнитострикция его сердечника. Влияние этих помех можно достаточно просто снизить. Поэтому применение акустических методов не ограничивается помехами так сильно, как при электрических методах, что является их существенным преимуществом. Измерение ЧР в оборудовании может производиться без его отключения, под рабочим напряжением, однако при этом требуется оптимизация условий измерений и повышение чувствительности измерительных устройств (Приложение 6). На рис.3.6. показана структурная схема измерительного устройства. 71 1 – первичный измерительный преобразователь; 2 – регулятор чувствительности; 3 – фильтр; 5 – усилитель; 6 – измеритель. Рисунок 3.6. Структурная схема устройства регистрации ЧР Основное назначение фильтра – подавление напряжения промышленной частоты и его высших гармоник, а также формирование полосы частот пропускания измерительного устройства. Нормативные документы [4,6] в случае нахождения источника ЧР в главной изоляции устанавливают следующие предельные уровни кажущегося заряда ЧР: • бездефектное состояние, пКл ................................................. < 100 • нормальное состояние, пКл.................................................... ≤ 1000 • состояние, требующее выяснения причин возникновения ЧР (например, увлажнение, примеси и пр.), пКл………….. 1000 ≤ q ≤ 25000 • дефектное состояние, нКл................................................. 5 ≤ q ≤ 25 • необратимые повреждения (ползущий разряд), нКл.................≥ 25 • критическое (опасное) состояние, нКл.................................... ≥ 100 В случае, когда результаты локации выявляют место очага ЧР в изоляции ввода, указанные предельно допустимые значения кажущегося заряда в основной изоляции должны быть снижены примерно на порядок. 72 ЗАКЛЮЧЕНИЕ Предлагаемое учебное пособие не претендует на исчерпывающую полноту описания методов контроля и диагностирования применительно ко всем типам оборудования электростанций и электрических сетей. Цель пособия – показать существующее многообразие методов диагностирования, привести их классификацию с выделением характерных особенностей и обозначением области эффективного применения. Все практические примеры, включенные в пособие, относятся к диагностированию ВЛЭП и силовых трансформаторов разных классов номинального напряжения. Однако в большинстве случаев особое внимание в пособии уделяется оборудованию высокого напряжения (110 кВ и выше), так как протекающие в нем физические процессы имеют более интенсивных характер, что отражается на изменении его эксплуатационного состояния. Учебное пособие «Диагностика и эксплуатация оборудования электрических сетей» будет иметь продолжение. Вторая часть пособия будет включать такие разделы как: методы оценки и прогнозирования состояния электрооборудования, задачи эксплуатации электрических сетей и методы их решения, управление ремонтно-восстановительными процессами оборудования электрических сетей. Включение указанных разделов позволит, по мнению автора, сформировать у студентов целостное представление о надежной и экономичной эксплуатации электросетевого комплекса страны, средством которой служит эффективная диагностика. 73 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Объем и нормы испытаний электрооборудования/ Под общей редакцией Б.А. Алексеева, Ф.Л. Когана, Л.Г. Мамиконянца. – 6-е изд. – М.: НЦ ЭНАС, 1998.256с. 2. РД 153.340.46.302-00. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле трансформаторного оборудования: /Разраб. ВНИИЭ. – М., 2000. 3. РД 153-34.0-20.363-99 Основные положения методики инфракрасной диагностики электрооборудования и ВЛ. – М.: РАО «ЕЭС», 2000, 136 с. 4. Трансформаторы силовые. Измерения частичных разрядов при испытаниях напряжением промышленной частоты. Руководящие технические материалы. Главтрансформатор. РТМ ОАА.688.015 -71. 5. ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Основные термины и определения. – М.: Изд-во стандартов,1989. 6. ГОСТ 20074-83. Электрооборудование и электроустановки. Методы измерения характеристик частичных разрядов. – Изд-во стандартов, 1983. 7. Кучинский Г.С. Частичные разряды в высоковольтных конструкциях. – М.; Л.: Энергия, 1979. 8. Вдовико В.П. Частичные разряды в диагностировании высоковольтного оборудования. – Новосибирск: Наука, 2007. – 155 с. 9. Голоднов Ю.М. Контроль за состоянием трансформаторов. – М.: Энергоатомиздат, 1988. 10. Цирель Я.А., ПоляковВ.С. Эксплуатация силовых трансформаторов на электростанциях и в электросетях. – Л.: Энергоатомиздат, 1985. 11. Барг И.Г., Эдельман В.И. Воздушные линии электропередачи. Вопросы эксплуатации и надежности. – М.: Энергоатомиздат,1985, 248 с. 12. Справочник по сооружению линий электропередач напряжением 35 – 750 кВ / Под ред. М.А. Реута. – М.: энергоатомиздат,1990, 496 с. 13. Яковлев Л.В. Оценка технического состояния ВЛЭП напряжением 35 – 750 кВ // Электрические станции, 1998, №6. 14. Яковлев Л.В. Техническое состояние элементов ВЛ по данным об отказах / Энергетик, 2003, №4. 15. О повреждениях силовых трансформаторов напряжением 110 – 500 кВ в эксплуатации / Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю. и др. – Электрические станции,2001, №9, С. 16. Повреждаемость, оценка состояния и ремонт силовых трансформаторов / Долин А.П. и др. – Энергетик,2001, №7, С. 17. Бажанов С.А. Инфракрасная диагностика электрооборудования распределительных устройств. – М.: НТФ "Энергопрогресс", 2000. – 76 с. 18. Практика тепловизионного обследования линий электропередачи 110 – 330 кВ / Скворцов Е.А. – Энергетик, 2002, №7, с.14 – 17. 19. Тепловизионный контроль при организации ремонтов электротехнического оборудования по его состоянию / Обложин В.А. – Электрические станции, 2000, №6, С. 58 – 63. 20. Электродинамическая стойкость трансформаторов и реакторов при коротких замыканиях / Под ред. А.И. Лурье. – М.: Знак, 2005, 520 с. 21. Диагностика механического состояния обмоток трансформаторов в эксплуатации / Дробышевский А.А., Панибратец А.Н. – IX Симпозиум «Электротехника 2030», 2007, доклад 4.20. 74 22. Силовые трансформаторы. Методы диагностики механического состояния обмоток / Хренников А.А. – Новости электротехники, 2009, 3 (57). 23. Скляров В. Ф., Гуляев В. А. Диагностическое обеспечение энергетического производства. – К.: Техника, 1985, 184 с. 24. Сви П.М. Методы и средства диагностики оборудования высокого напряжения. – М.: Энергоатомиздат, 1992, 240 с. 25. Алексеев Б.А. Контроль состояния (диагностика) крупных силовых трансформаторов. – М.: НЦ ЭНАС, 2002, 216 с. 26. Мозгалевский А.В., Гаскаров Д.В. Техническая диагностика. – М.: Высшая школа, 1975, 206 с. 27. Пархоменко П.П., Сагомонян Е.С. и др. Основы технической диагностики. – М.: Энергия, 1976, 319 с. 28. Верзаков Г.Ф., Киншт Н.В., Рабинович В.И., Тимонен А.С. Введение в техническую диагностику. – М.: Энергия, 1968, 224 с. 29. Левин В.М. и др. Электронный учебник «Диагностика в энергетике». – В кн. Качество образования: концепции, проблемы оценки, управление: Тезисы Всероссийской научно-методической конференции / Под общ. Ред. А.С. Вострикова.- Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998.-Часть 3.-201 с. 75 ПРИЛОЖЕНИЕ 1 КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ ПРИ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ В ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИИ На основании результатов лабораторных испытаний масла определяют области его эксплуатации: • область "нормального состояния", когда состояние качества масла гарантирует надежную работу электрооборудования и при этом достаточно минимально необходимого контроля показателей 1-3 из табл.П.1.1. (сокращенный анализ); • область "риска", когда ухудшение даже одного показателя качества масла приводит к снижению надежности работы электрооборудования и требуется более учащенный и расширенный контроль для прогнозирования срока его службы и (или) принятия специальных мер по восстановлению эксплуатационных свойств масла с целью предотвращения его замены и вывода электрооборудования в ремонт [1]. Таблица П.1.1. Требования к качеству эксплуатационных масел Показатель качества масла и номер стандарта на метод испытания Категория электрооборудования Значение показателя качества масла ограничивающее область нормального состояния Примечание предельно допустимое 1. Пробивное напряжение по ГОСТ Электрооборудование: 6581-75, кВ, не менее до 15 кВ включительно 20 до 35 кВ включительно 25 от 60 до 150 кВ включительно 40 35 от 220 до 500 кВ включительно 50 45 750 кВ 60 55 2. Кислотное число по ГОСТ 5985- Силовые и измерительные трансформаторы, 0,10 0,25 79, мг КОН/г масла, не более негерметичные маслонаполненные вводы 3. Температура вспышки в Силовые и измерительные трансформаторы, Снижение более чем на 5°С 125 закрытом тигле по ГОСТ 6356-75, негерметичные маслонаполненные вводы в сравнении с предыдущим °С, не ниже анализом 4. Влагосодержание: Трансформаторы с пленочной или азотной 0,0015 (15) 0,0025 (25) Допускается определение по ГОСТ 7822-75, % массы (г/т), не защитой, герметичные маслонаполненные данного показателя методом более вводы, герметичные измерительные Карла Фишера или трансформаторы хроматограСиловые и измерительные трансформаторы 0,0030 (30) фическим методом по РД без специальных защит масла, 34.43.107-95 негерметичные маслонаполненные вводы по ГОСТ 1547-84 (качественно) Электрооборудование, при отсутствии Отсутствие Отсутствие 76 требований предприятий-изготовителей по количественному определению данного показателя 5. Содержание механических примесей: ГОСТ 6370-83, % (класс чистоты по ГОСТ 17216-71, не более); РТМ 34.70.653-83, %, не более (класс чистоты по ГОСТ 17216-71, не более) 6. Тангенс угла диэлектрических потерь по ГОСТ 6581-75, %, не более, при температуре 70°С/90°С Электрооборудование до 220 кВ включительно Электрооборудование свыше 220 до 750 кВ включительно Отсутствие (13) 0,0020 (11) Отсутствие (13) 0,0030 (12) Силовые и измерительные трансформаторы, высоковольтные вводы: 110-150 кВ включительно 220-500 кВ включительно 750 кВ 7. Содержание водорастворимых Силовые трансформаторы, герметичные кислот и щелочей, мг КОН/г, не высоковольтные вводы, герметичные более измерительные трансформаторы до 750 кВ включительно Негерметичные высоковольтные вводы и измерительные трансформаторы до 500 кВ включительно 8. Содержание антиокислительной Трансформаторы без специальных защит присадки АГИДОЛ-1 (2,6масла, негерметичные маслонаполненные дитретбутил-4-метилфенол или вводы свыше 110 кВ ионол) по РД 34.43.105-89, % массы, не менее 9. Содержание растворимого Силовые и измерительные трансформаторы, шлама, % массы, не более негерметичные высоковольтные вводы, свыше 110 кВ 10. Газосодержание в соответствии Трансформаторы с пленочной защитой, с инструкциями предприятиягерметичные маслонаполненные вводы изготовителя, % объема, не более 11. Содержание фурановых Трансформаторы и вводы свыше 110 кВ производных, % массы, не более (в том числе фурфурола)* 8/12 5/8 2/3 0,014 10/15 7/10 3/5 - 0,030 - 0,1 - - 0,005 2 4 0,0015 (0,001) - Проба масла дополнительной обработке не подвергается Норма tgδ при 70°С факультативна Определение данного показателя производится по РД 34.43.105-89 Определение данного показателя производится по РД 34.43.105-89 Допускается определение хроматографическим методом по РД 34.43.107-95 Определение данного показателя производится хроматографическими методами по РД 34.43.206-94 или РД 34.51.304-94 77 ПРИЛОЖЕНИЕ 2 ПРИМЕРЫ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ И ДИАГНОСТИРОВАНИЯ СОСТОЯНИЯ ОБМОТОК ТРАНСФОРМАТОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ Метод НВИ. Цель испытаний: снятие нормограмм реакций обмоток автотрансформатора на прямоугольный импульс, определение наиболее отличающейся фазы*. ВН ВН ВН 1,2 кОм НН НН НН 1,2 кОм СН СН СН НН НН N N НН N 1,2 кОм Рисунок П.2.1. Схемы импульсного дефектографирования обмоток АТДЦТН-125000/220 Амплитуда, ое Фаза А Фаза В Фаза С 250 200 150 Рисунок П.2.2. Осциллограммы сигналов реакций обмотки ВН АТ на прямоугольный импульс 100 50 Время, мкс 0 0 1 2 3 4 5 6 7 Амплитуда, ое Фаза А Фаза В Фаза С 250 200 150 Рисунок П.2.3. Осциллограммы сигналов реакций обмотки СН АТ на прямоугольный импульс 100 50 Время, мкс 0 0 1 2 3 4 5 6 7 78 250 Фаза А Амплитуда, ое Фаза В Фаза С 200 150 Рисунок П.2.4. Осциллограммы сигналов реакций обмотки НН АТ на прямоугольный импульс 100 50 Время, мкс 0 0 2 4 6 8 10 12 Таблица П.2.1. Сравнение идентичности фаз АТ по коэффициенту парной корреляции Схема дефектоСравниваемые фазы Идентичные «Худшая» Отклонение графирования фазы фаза худшей фазы, А-В А-С В-С % 1 (НН) 0,9998 0,9948 0,9946 АиВ С менее 1 2 (СН) 0,9952 0,9924 0,9966 ВиС А менее 1 3 (ВН) 0,9243 0,9189 0,9975 ВиС А 8,2 Анализ данных табл.П.2.1 показывает, что механическое состояние обмоток СН и НН автотрансформатора АТ-1 хорошее. Имеется некоторая деформация обмотки ВН фазы А, возможно, связанная с небольшим смещением витков относительно друг друга. Не рекомендуется коммутировать данный трансформатор по стороне ВН с нагрузкой более 80% от номинальной. * Результаты испытаний предоставлены НСПБ «Электросетьсервис» Метод частотного анализа В импульсном методе частотного анализа (IFRA – Impulse Frequency Response Analysis) в качестве источника зондирующих сигналов используется генератор низковольтных импульсов (стандартный, двойной экспоненциальный, прямоугольный); двухканальный АЦП одновременно записывает два сигнала: 1-й канал - входной прямоугольный зондирующий импульс, 2-й канал – переходный импульсный ток - реакцию обмотки на приложенный импульс (рис.П.2.5). Далее, в зависимости от выбранного алгоритма анализа, для записанных входного сигнала x(t) и отклика y(t) производится расчет их спектральных плотностей. В частотном методе (SFRA – Sweep Frequency Response Analysis) в качестве источника зондирующих сигналов используется генератор синусоидального напряжения изменяющейся в широком диапазоне частоты от нескольких герц до нескольких мегагерц. Двухканальный АЦП по каналу 1 записывает сигнал, подаваемый на ввод обмотки, по каналу 2 – реакцию обмотки на приложенное воздействие (рис.П.2.6). Далее аналогично рассчитывается передаточная функция как отношение спектров входного и выходного сигналов. Степень отличия 79 передаточных функций, рассчитанных до и после воздействия на трансформатор электродинамических сил короткого замыкания, выявляется с помощью разных средств анализа, заложенных в программное обеспечение. Рисунок П.2.5. Импульсный метод частотного анализа Рисунок П.2.6. Частотная реализация метода Метод измерения ZК При проведении измерений рекомендуется учитывать следующее: 80 1) измерение ZК производится с использованием амперметров и вольтметров, включенных в измерительную схему, на отключенном и полностью расшинованном трансформаторе. Напряжение питающей сети 380 В, класс точности применяемых приборов не ниже 0,5. Можно использовать при проведении измерений комплект приборов К505 или К50. В случае отсутствия измерительных комплектов К505 или К50 измерения можно производить, имея один вольтметр, путем поочередного подключения их к фазам (после отключения напряжения питания). 2) измерение ZК трехфазных трансформаторов необходимо производить со стороны обмотки, соединенной в «звезду» и имеющей нулевой провод (рис.П.2.7). А А а B в C с V Рисунок П.2.7. Схема измерений 3) при измерениях напряжения следует подать на все три фазы, измерений напряжения и тока производить пофазно с обязательным использованием нулевого провода. При всех измерениях ZК «треугольник» на обмотках НН должен быть собран. 4) необходимое значение тока для проведения измерений следует определять, исходя из обеспечения нормального отсчета показаний по приборам, стрелка приборов должна быть на второй половине шкалы. Значения ZК определяются по формуле U ZК = (Ом) . I 5) сечение закоротки, устанавливаемой на выводах, должно составлять не менее 30% сечения проводов обмотки трансформатора. Сечение проводов обмотки следует проверять по значению ее номинального тока, исходя из средней плотности тока в обмотке, равной 3 А/мм2. Все присоединения питающих проводов и закоротки должны быть выполнены «под болт». При использовании в качестве закоротки алюминиевых проводов (шин) из сечение должно быть увеличено по сравнению с медными на 30%. Длина закоротки должна быть минимальной. 6) в целях более полного контроля состояния трансформатора, измерения ZК следует производить на трех ступенях регулирования 81 напряжения: номинальной и двух крайних. Номинальный ток ответвления отв обмотки ( Iном ) при необходимости определяется по формуле Sном отв Iном = , отв 3 ⋅ Uном отв где Sном , Uном - номинальная мощность и номинальное линейное напряжение ответвления обмотки. 7) при измерении необходимо фиксировать частоту питающей сети. Если при выполнении измерений частота сети (f) отличается от номинальной (50 Гц), измеренные значения ZК' необходимо привести к номинальной частоте по формуле 50 ⋅ ZК' ZК = . f 8) для трехобмоточных трансформаторов при деформации средней по расположению обмотки знак ∆ZК∗ положительный при измерении ZК пары, где средняя обмотка является внутренней, и отрицательный при измерении пары, где средняя обмотка является наружной. Метод измерения уровня вибрации на стенке бака трансформатора С физической точки зрения вибрация на поверхности бака мощного трансформатора качественно и количественно хорошо коррелируется с состоянием прессовки обмотки и магнитопровода. Изменение степени прессовки в процессе эксплуатации приводит к изменению общей вибрационной картины, усилению вибрации, изменению ее частоты, появлению модулированных колебаний. Техническое состояние активной части трансформатора контролируется следующими вибрационными характеристиками: виброускорение, виброскорость и виброперемещение. Виброперемещение показывает максимальные границы перемещения контролируемой точки и характеризуется обычно двойной амплитудой и показывает перемещение от одного крайнего положения до другого, противоположного. Измеряется в “мкм”. Виброскорость показывает максимальную скорость перемещения контролируемой точки в процессе ее прецессии. Измеряется в “мм/с”. В практике измеряется обычно не максимальное значение виброскорости, а ее среднеквадратичное значение СКЗ. Виброускорение характеризует то силовое воздействие в агрегате, которое вызвало данную вибрацию. 2 Измеряется в “м/с ”. Для измерений виброускорения, виброскорости и виброперемещения используют переносные спектроанализаторы, регистрирующие сигнал с вибродатчика. Эти приборы достаточно легки, имеют вес менее 3 кг, оснащены вибродатчиками с магнитным креплением. Перед измерениями производится разметка бака трансформатора. Поверхность по высоте делится на несколько уровней. Уровень с меньшим порядковым номером находится в нижней части бака, уровень с большим 82 порядковым номером – непосредственно под крышкой бака (или колокола бака) трансформатора. По периметру бак трансформатора разбивается на сектора, привязка которых осуществляется к ребрам жесткости. Отсчет номеров секторов удобно проводить от левого сектора на стороне ВН трансформатора (фаза А) в сторону фазы С и далее против часовой стрелки. Для измерения вибрации используется переносной виброанализатор в режиме измерения виброускорений, виброскоростей или среднеквадратичных значений виброперемещений. При обследовании датчик последовательно устанавливается в каждом секторе, и снимаются показания прибора. Результаты вибрационного обследования сводятся в таблицу (табл.П.2.2). По значениям таблицы строится эпюра среднеквадратичных значений виброперемещений поверхности бака (рис.П.2.8). В таблице и на рисунке в качестве примера приведены результаты вибрационного обследования шунтирующего реактора. Зоны (см. табл.П.2.2) в которых обнаружено превышение предельно допустимых значений выделяются цветом. Таблица 2.2. Среднеквадратичное значение (СКЗ) виброперемещения Сектор СКЗ виброперемещения на уровне по высоте, мкм I II III IV V 1 13 71 59 58 26 2 14 116 81 59 31 3 - 167 95 67 21 4 18 83 26 132 53 5 24 43 37 73 60 6 23 93 73 58 19 7 20 62 87 41 37 8 17 87 75 46 20 9 22 53 43 55 45 10 31 44 78 70 27 11 32 50 81 77 19 12 14 110 100 31 21 13 22 34 52 49 32 14 24 29 56 55 23 15 36 48 20 27 24 16 7 32 26 24 39 17 8 68 47 24 43 18 12 56 21 23 15 Предельно допустимое значение 60 83 Рисунок П.2.8. Эпюра среднеквадратичных значений виброперемещений 84 ПРИЛОЖЕНИЕ 3 РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ ТДН-10000/110 Таблица П.3.1. Измерение потерь холостого хода при малом напряжении Напряжение подано на выводы Закорочены выводы (замкнута накоротко обмотка) Напряжение, В Ток, А Потери XX, Вт Потери в приборах, Вт Потери XX Вт, приведенные к 220 В Соотношение потерь XX в-с а - с (а) а-с а - в (в) 246,8 0,092 7,8 а-в в- с ( с) 246,0 0,141 10,05 0,5 7,724 1,03 1,32 1,28 5,860 Р а - в /Р Ра-в Р а-с /в-с Рв-с / Р 247,0 0,095 8,0 6,019 Нарушений в магнитной системе трансформатора нет. Таблица П.3.2. Определение сопротивления короткого замыкания обмоток Фаза Положение Напряжени е, РПН В А В С А В С А В С 1 10 19 247,5 274,8 252,0 246,9 247,5 252,0 246,9 273,6 250,5 Ток, Zк ( между фазами) Zк А Ом измеренные норма 1,180 1,335 1,210 1,790 2,0 1,81 2,825 3,115 2,830 209,75 205,84 208,26 137,93 137,25 139,22 87,40 87,83 88,52 0,75 между А и С 1,18 между В и С 1,90 между А и В 0,94 между А и С 0,50 между В и С 1,44 между А и В 1,28 между А и С 0,78 между В и С 0,50 между .4 и В 3 3 Ом 138,87 изизмеренн ые 0,68 1,18 0,25 норма 3 3 ∆ZK* - отклонение измеренных значений ZK от базового значения вычисленного по паспортному U* = 10,5% По результатам испытаний недопустимых деформаций обмоток нет. Таблица П.3.3. Измерение сопротивления изоляции и tg δ обмоток трансформатора Схема измерений НН-(ВН+бак) ВН-(НН+бак) (ВН+НН)-бак R60’ МОм 1100 760 670 Результаты измерений, Данные предыдущих Результаты измерений, приведенные к t = +20 измерений, при при температуре t = +35 ° °С R60’ температуре t = ° tgб, С R15’ tgб, R60’ Кабс С, tgб, МОм % пФ МОм % МОм % 1700 1,55 0,30 11240,53 1133 0,39 1200 1,57 0,31 8694,33 800 0,41 1100 1,64 0,40 10152,74 733 0,52 - По характеристикам изоляции трансформатор в норме. Таблица П.3.4. Определение сопротивления постоянному току обмотки НН Обмот ка НН Измеренные при t = +35°C O м а-в в-с 0,0476 0,0476 с-а 0,0474 Данные предыдущих измерений, приведенные к температуре t = +20° С а-в - Сопротивление обмоток НН в норме. в-с - с-а - Максимальное отличие измеренного сопротивления, % между от предыдущих норфазами ма измерений 0,42 - 2 85 Таблица П.3.5. Измерение сопротивления постоянному току обмотки ВН Положение РПН 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 Измеренные при t = +35°C, Ом А—0 4,538 4,446 4,357 4,265 4,177 4,086 3,995 3,904 3,813 3,720 3,707 3,617 3,524 3,440 3,348 3,255 3,164 3,070 2,978 В—0 4,536 4,448 4,357 4,264 4,171 4,080 3,991 3,900 3,810 3,721 3,697 3,591 3,521 3,430 3,348 3,256 3,169 3,072 2,982 С—0 4,554 4.443 4,350 4,261 4,166 4,071 3,997 3,889 3,810 3,711 3,710 3,620 3,520 3,431 3,337 3,249 3,160 3,074 2,969 Данные предыдущих измерений, приведенные к температуре t=_+ ° С А—0 - В-0 - С—0 - Максимальное отличие измеренного сопротивления, % между фазами от предыдущих норма измерений 0,39 0,32 0,16 0,09 0,26 0,37 0,15 0,39 0,08 0,27 0,35 0,81 0,11 0,29 0,33 0,22 0,28 0,13 0,44 - 2 Наибольшее отличие измеренного сопротивления составляет 0,81% на 12-ом положении переключающего устройства между фазами В и С. Сопротивление обмоток ВН в норме. Таблица П.3.6. Проверка коэффициента трансформации при однофазном возбуждении Положение РПН 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 Измеренный коэффициент трансформации пары обмоток А-0 / а-с В-0 / а-в С-0 / в-с 6,99 6,98 6,94 6,83 6,86 6,84 6,73 6,74 6,73 6,65 6,65 6,64 6,55 6,53 6,54 6,43 6,44 6,43 6,33 6,32 6,31 6,20 6,21 6,21 6,13 6,13 6,10 6,0 6,01 5,99 5,89 5,88 5,88 5,79 5,78 5,78 5,67 5,67 5,67 5,57 5,56 5,57 5,46 5,47 5,47 5,35 5,35 5,38 5,24 5,24 5,26 5,17 5,17 5,17 5,05 5,05 5,05 Коэффициент трансформации , расчетный 7,0 6,89 6,79 6,68 6,57 6,47 6,36 6,25 6,14 6,04 5,93 5,82 5.71 5,61 5,50 5,39 5,28 5,18 5,07 Максимальное отличие измеренного коэффициента трансформации, % между фазами от расчетного норма 0,72 0,15 2 0,44 0,88 0,15 0,89 0,15 0,60 0,31 0,61 0,16 0,62 0,32 0,79 0,16 0,64 0,49 0,66 0,33 0,83 0,17 0,85 0,17 0,69 0 0,70 0,18 0,90 0,18 0,73 0,56 0,75 0,38 0,76 0 0,19 0 0,40 Наибольшее отличие измеренного коэффициента трансформации от расчетного значения составляет 0,9% на 14-ом положении переключающего устройства на фазе В. Коэффициент трансформации трансформатора в норме. 86 ПРИЛОЖЕНИЕ 4 ПРИМЕРЫ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ ТРАНСФОРМАТОРА ПО МЕТОДУ ХАРГ (РД 153-34.0-46.302-00) Предприятие: ВЭС Группа подстанций: Восточная Подстанция: Мясокомбинатская Трансформатор: 1Т Тип: ТДТН -25000/110 Год ввода в эксплуатацию: 1980 Таблица П.4.1. Протокол хроматографического анализа растворенных в масле газов Концентрации газов объемные % Дата анализа H2 водород CH4 метан C2H4 этилен С2H6 этан С2H2 ацетилен CO2 диоксид углерода CO оксид углерода Iнагр A 20.08.2002 0.00032 0.0001 0.008 0.00033 0.00029 0.141 0.024 50 06.03.2003 0.0001 0.00005 0.01292 0.001 0.00092 0.192 0.025 50 Гр.кон-я 0.01 0.01 0.01 0.005 0.001 0.4 0.06 Отн.кон- я 0.01 0.005 1.292 0.2 0.92 0.48 0.4167 Vотн%мес -10.5 -7.64 9.39 31 33.17 5.52 0.64 Vабс об/м -3Е-5 -1Е-5 0.00075 0.0001 9.6Е-5 0.0078 0.00015 Пара газов С2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6 CO2/CO отношение 0.07 1.9 37.79 1.71 диапозон <0.1 >=1 >=3 <5 Заключение по РД 153-34.0-46.302-00 Рисунок П.4.1. Ретроспектива изменений концентрации С2H4 обследуемого трансформатора 87 Прогнозируется дефект первой группы: перегрев токоведущих соединений и элементов конструкции остова; разряды большой мощности и термический дефект высокой температуры (нагрев масла и бумажномасляной изоляции выше 600 °С), не затрагивающий твердую изоляцию. Следующий отбор пробы масла через 4,5 месяца, т.е. 22.07.2003. Предприятие: ВЭС Группа подстанций: Северная Подстанция: Северная Трансформатор: 1Т Тип: ТДТН -40000/110 Год ввода в эксплуатацию: 1980 Таблица П.4.2. Протокол хроматографического анализа растворенных в масле газов Концентрации газов объемные % Дата анализа H2 водород CH4 метан C2H4 этилен С2H6 этан С2H2 ацетилен CO2 диоксид угледа CO оксид углерода Iнагр A 05.12.1996 0.00189 0.00056 0.00727 0.00101 0.00022 0.011 0.022 130 05.06.1997 0.0011 0.00078 0.01045 0.00274 0.00236 0.147 0.046 80 Гр.кон-я 0.01 0.01 0.01 0.005 0.001 0.4 0.06 Отн.кон- я 0.11 0.078 1.045 0.548 2.36 0.3675 0.7667 Vотн%мес -6.97 6.55 7.29 28.55 162.12 206.06 18.18 Vабс об/м -0.0001 -3.7Е-5 0.00053 0.00028 0.000357 0.02267 0.004 Пара газов С2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6 CO2/CO отношение 0.23 0.71 3.81 3.2 диапозон >0.1 <1 >=3 <5 Заключение по РД 153-34.0-46.302-00 Рисунок П.4.2. Ретроспектива изменений концентрации С2H4 обследуемого трансформатора 88 Рисунок П.4.3. Ретроспектива изменений концентрации C2H2 обследуемого трансформатора Прогнозируется дефект первой группы: перегрев токоведущих соединений и элементов конструкции остова (дефект электрического характера: электрическая дуга, искрение); разряды малой и большой мощности, дефектом затронута твердая изоляция. Следующий отбор пробы – 13.08.97. Предприятие: ВЭС Группа подстанций: Северная Подстанция: Учительская Трансформатор: 1Т Тип: ТДН -16000/110 Год ввода в эксплуатацию: 1982 Таблица П.4.3. Протокол хроматографического анализа растворенных в масле газов Концентрации газов объемные % Дата анализа H2 водород CH4 метан C2H4 этилен С2H6 этан С2H2 ацетилен CO2 диоксид углерода CO оксид углерода Iнагр A 01.10.2002 0,00082 0,00064 0,00243 0,00018 0,0002 0,183 0,03 100 31.03.2003 0,0838 0,00011 0,00114 0,00019 0,00045 0,115 0,009 100 Гр.кон-я 0.01 0.01 0.01 0.005 0.001 0.4 0.06 Отн.кон- я 8,38 0,011 0,114 0,038 0,45 0,2875 0,15 Vотн%мес 1695,7 -13,88 -8,9 0,93 20,95 -6,23 -11,73 Vабс об/м 0,01390 -9E-5 -0,00022 2E-6 4,2E-5 -0,0114 -0,0035 Пара газов С2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6 CO2/CO отношение 0,39 0 6 12,78 диапозон 0,1 - 3 < 0,1 >=3 5 - 13 89 Заключение по РД 153-34.0-46.302-00 Рисунок П.4.4. Ретроспектива изменений концентрации H2 обследуемого трансформатора Прогнозируется дефект второй группы: частичные разряды в масле; разряды большой мощности; провести повторный анализ проб масла на следующий день, т.е. 1.04.2003. 90 ПРИЛОЖЕНИЕ 5 ТЕПЛОВИЗИОННЫЙ КОНТРОЛЬ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ Таблица П.5.1. Допустимые превышения температур Наибольшее допустимое значение Контролируемые узлы Температура Превышение нагрева, °С температуры, °С 1. Токоведущие (за исключением контактов и контактных соединений) и нетоковедущие металлические части: не изолированные и не соприкасающиеся с 120 80 изоляционными материалами изолированные или соприкасающиеся с изоляционными материалами классов нагревостойкости по ГОСТ 8865-93: Y 90 50 А 100 60 Е 120 80 В 130 90 F 155 115 Н 180 140 2. Контакты из меди и медных сплавов: - без покрытий, в воздухе/в изоляционном 75/80 35/40 масле 120/90 80/50 - с накладными серебряными пластинами, в воздухе/в изоляционном масле - с покрытием серебром или никелем, в 105/90 65/50 воздухе/в изоляционном масле - с покрытием серебром толщиной не менее 24 120 80 мкм - с покрытием оловом, в воздухе/в 90/90 50/50 изоляционном масле 3. Контакты металлокерамические вольфрамо85/90 45/50 и молибденосодержащие в изоляционном масле: на основе меди/на основе серебра 4. Аппаратные выводы из меди, алюминия и их сплавов, предназначенные для соединения с внешними проводниками электрических цепей: - без покрытия 90 50 - с покрытием оловом, серебром или никелем 105 65 5. Болтовые контактные соединения из меди, алюминия и их сплавов: - без покрытия, в воздухе/в изоляционном 90/100 50/60 масле - с покрытием оловом, в воздухе/в 105/100 65/60 изоляционном масле 115/100 75/60 - с покрытием серебром или никелем, в воздухе/в изоляционном масле 6. Предохранители переменного тока на напряжение 3 кВ и выше: 91 соединения из меди, алюминия и их сплавов в воздухе без покрытий/с покрытием оловом - с разъемным контактным соединением, осуществляемым пружинами - с разборным соединением (нажатие болтами или винтами), в том числе выводы предохранителя металлические части, используемые как пружины - из меди - из фосфористой бронзы и аналогичных сплавов 7. Изоляционное масло в верхнем слое коммутационных аппаратов 8. Встроенные трансформаторы тока: - обмотки - магнитопроводы 9. Болтовое соединение токоведущих выводов съемных вводов в масле/в воздухе 10. Соединения устройств РПН силовых трансформаторов из меди, ее сплавов и медесодержащих композиций без покрытия серебром при работе на воздухе/в масле: - с нажатием болтами или другими элементами, обеспечивающими жесткость соединения - с нажатием пружинами и самоочищающиеся в процессе переключения - с нажатием пружинами и не самоочищающиеся в процессе переключения 11. Токоведущие жилы силовых кабелей в режиме длительном/аварийном при наличии изоляции: - из поливинилхлоридного пластика и полиэтилена - из вулканизирующегося полиэтилена - из резины - из резины повышенной теплостойкости - с пропитанной бумажной изоляцией при вязкой/обедненной пропитке и номинальном напряжении, кВ: 1и3 6 10 20 35 12. Коллекторы и контактные кольца, незащищенные и защищенные при изоляции классов нагревостойкости: А/Е/В F/H 13. Подшипники скольжения/качения 75/95 35/55 90/105 50/65 75 105 35 65 90 50 - 10 15 85/65 - 40/25 - 35/20 - 20/10 70/80 - 90/130 65/90/- - 80/80 65/75 60/55/50/- - 80/100 60/70/80 90/100 - 92 ПРИМЕРЫ ТЕПЛОВИЗИОННОГО КОНТРОЛЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ВЛЭП Объект Место установки: ПС 35/6кВ "Восточная" Дополнительная информация: Оборудование Тр-р 6/35кВ Фаза С Нагр. 0,32 Дата 14.05.10г Нагрев контактного соединения на шпильке тр-ра 6кВ Анализ Т Вид обслуживания: Метка Значение C R01 Max R02 Min R03 Max R04 Max Рекомендации Начальная степень дефекта Развитый дефект Аварийный дефект Рекомендации к устранению дефекта 33,9 10,2 23,7 10,2 #ЗНАЧ! #ЗНАЧ! Темп. окр.сред. Ток нагрузки Ток номин. 10 183 577 Вычисленные параметры анализа Температура нагрева Избыточная температура при реальных токах нагрузки Нормированное превышение температуры при Iном. Превышение температуры область1 над область2 Превышение температуры область3 над область2 Избыточная температура при 0,5Iном Темп.разность C РД153-39Р121-02 Значения 33,9 23,7 235,61 23,7 РД153-39Р121-02 58,90 Устранить при плановом ремонте Устранить при первой возможности Устранить немедленно Да Зачистить и протянуть контактное соединение на шпильке тр-ра 6кВ ф С. 93 Объект Место установки: К-152А КТП №1 Дополнительная информация: Оборудование Тр-р 630кВА Фаза А Вид обслуживания: Метка R01 Max R02 Min R03 Max R04 Max Темп. окр.сред. 2 Т Значение C Темп.разность C 72 46,29 25,71 25,71 Ток нагрузки 486 Вычисленные параметры анализа Рекомендации Начальная степень дефекта Развитый дефект Аварийный дефект Рекомендации к устранению дефекта Дата 07.06.10г Нагрев контактного соединения на шпильке тр-ра 0,4кВ. Анализ Температура нагрева Избыточная температура при реальных токах нагрузки Нормированное превышение температуры при Iном. Превышение температуры область1 над область2 Превышение температуры область3 над область2 Избыточная температура при 0,5Iном Нагр. 0,53 Ток номин. 910 РД153-39Р121-02 Значения 72 46,29 162,29 46,29 РД153-39Р121-02 40,57 Устранить при плановом ремонте Устранить при первой возможности Устранить немедленно ДА Зачистить и протянуть контактное соединение на шпильке тр-ра 0,4кВ ф.А. 94 Объект Место установки: ВЛ-6кВ Ф-81-14 оп.62/21 Дополнительная информация: Оборудование ЛР-6кВ Фаза С Нагр. 0,03 Нагрев контактного соединения на вводе и выводе ЛР-6кВ Т Вид обслуживания: Анализ Метка Значение C Темп.разность C R01 Max R02 Min R03 Max R04 Max 65,4 13,1 Темп. окр.сред. Ток нагрузки Ток номин. 12 10 400 Вычисленные параметры анализа Температура нагрева Избыточная температура при реальных токах нагрузки РД153-39Р121-02 Нормированное превышение температуры при Iном. Превышение температуры область1 над область2 Превышение температуры область3 над область2 Избыточная температура при 0,5Iном РД153-39Р121-02 Рекомендации Начальная степень дефекта Развитый дефект Аварийный дефект Рекомендации к устранению дефекта Дата 10.06.10г Устранить при плановом ремонте Устранить при первой возможности Устранить немедленно Выполнить соединения с помощью наконечников. 52,3 13,1 #ЗНАЧ! #ЗНАЧ! Значения 65,4 52,3 83680 52,3 20920 Да 95 ПРИЛОЖЕНИЕ 6 ПРИМЕРЫ РЕГИСТРАЦИИ ИНТЕНСИВНОСТИ ЧР В ИЗОЛЯЦИИ ТРАНСФОРМАТОРОВ Цель испытаний – определение интенсивности ЧР в изоляции автотрансформатора АОДЦТН-167000/500/220 и его вводов*. Определение интенсивности ЧР производится с помощью электрического метода регистрации ЧР. В качестве измерительного средства используется цифровой осциллограф TDS-220 "Tektronix". Схема регистрации ЧР в каждой фазе АТ представлена на рис.П.6.1. Am Rи X Cв Cпин Rс Ф ЦО Спин Ф Rи АЧР Rc BH2 BH1 Cв A Rи – измерительное сопротивление, 1 кОм; Rc – согласующее сопротивление, 50 Ом; Ф – фильтр ВЧ; Cв – емкость вводов 500 и 220 кВ; Cпин – емкость измерительной обкладки вводов 220 и 500 кВ; ЦО – цифровой осциллограф; АЧР – цифровой анализатор ЧР. Рисунок П.6.1. Схема регистрации ЧР При измерении интенсивности ЧР с помощью цифрового осциллографа методика определялась возможностями схемы регистрации: исследовались измеренные сигналы с датчиков разных фаз. При этом производилась фильтрация сигналов путем последовательного включения в цепь фильтров верхних частот, согласование волнового сопротивления кабеля с нагрузкой, изменения полярности и уровня запуска развертки, масштабов по осям осциллограмм и т.д. В результате 96 были определены характерные отличительные признаки сигналов различного рода помех, в том числе короны и ЧР. На рис.П.6.2.-П.6.4. представлены результаты измерения импульсов ЧР в каждой из фаз АТ, которые подвергались анализу. 1- сигнал ЧР на стороне 220 кВ; 2- сигнал от того же ЧР на стороне 500 кВ; 3- сигнал ЧР на стороне 220 кВ; 4- сигнал от того же ЧР на стороне 500 кВ; 5 и 6 – сигналы от короны с датчиков 220 и 500 кВ, соответственно. Рисунок П.6.2. Сигналы ЧР фазы «А» 1 и 2, 3 и 4, 5 и 6 – сигналы от ЧР с датчиков 220 и 500 кВ, соответственно. Рисунок П.6.3. Сигналы ЧР фазы «В» 97 1 и 2, 3 и 4, 7 и 8 – сигналы от ЧР с датчиков 220 и 500 кВ, соответственно; 5 – сигнал от ЧР с датчика 500 кВ на более короткой развертке. Рисунок П.6.4. Сигналы ЧР фазы «С» Заключение 1. Согласно нормам [4,6] предельно допустимый кажущийся заряд частичных разрядов при заводских испытаниях трансформаторов с классом напряжения 150 -500 кВ определен как 0,3 нКл при наибольшем рабочем напряжении. Для трансформаторов 110 кВ и выше, и тем более для условий эксплуатации и состаренного оборудования, предельные величины заряда ЧР пока не установлены. Исходя из опыта эксплуатации, для этих условий можно принять величину 3-5 нКл. Поэтому можно считать, что обнаруженный уровень разрядной активности в изоляции АТ можно отнести к повышенному. 2. Повышенный уровень ЧР в изоляции АТ, вероятно, связан с наличием полостей с повышенной напряженностью электромагнитного поля в частично распрессованном магнитопроводе. Обнаруженные дефекты должны оказывать влияние на характеристики масла в баках РПН. Однако, при начальном развитии дефекта и расположении очагов в глубине магнитопровода, контакт с маслом может отсутствовать и, как следствие, отсутствовать следы разрядных процессов при анализе проб масла на ХАРГ. Для оценки скорости развития дефекта рекомендуется провести измерения ЧР, снятие виброграмм и ХАРГ масла. * Результаты испытаний предоставлены НСПБ «Электросетьсервис».
