Какой параметр позволит диагностировать состояния высоковольтного ввода

Какой параметр позволит диагностировать состояния высоковольтного ввода

M. Крюгер, A. Кретге, M. Кох, K. Ретмайер, M. Пюттер, Л. Хулка, OMICRON Energy, г. Клаус К. Зуммередер, M. Мур, Технический университет, г. Грац Австрия

В настоящее время методы контроля электрической изоляции, основанные на измерениях поляризационных процессов, получают всё более широкое распространение. Наиболее используемыми сегодня являются методы частотной диэлектрической спектроскопии и измерения токов поляризации и деполяризации совместно с восстанавливающимся напряжением. Не менее эффективными оказываются методы, связанные с измерением характеристик частичных разрядов. Совместное использование этих методов открывает дополнительные возможности контроля электрической изоляции энергетического оборудования.
В статье австрийских авторов рассматриваются эти возможности применительно к контролю изоляции высоковольтных вводов. Диагностика высоковольтных вводов является весьма актуальной задачей, поскольку существующая система контроля, основанная на измерении диэлектрических потерь на напряжении промышленной частоты, не всегда обеспечивает своевременное выявление дефектов, зарождающихся в изоляции вводов. Для России особую актуальность имеют методы диагностики вводов с RIP-изоляцией, которая последние 5 лет стала широко применяться в отечественных сетях, а способы её контроля пока слабо отработаны.

ИЗМЕРЕНИЕ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ

Вот уже многие десятилетия для проверки изоляции высоко- вольтных вводов с успехом используют измерения емкостного сопротивления и тангенса угла диэлектрических потерь (tg δ). Раньше такие измерения практически всегда проводили на частоте сети (50/60 Гц).
В табл. 1 показаны предельные значения tg δ, коэффициента мощности и частичных разрядов для вводов с твердой изоляцией типа RIP (Resin Impregnated Paper – пропитанная смолой изоляционная бумага), RBP (Resin Bonded Paper – бумажная изоляция, склеенная эпоксидным компаундом) и OIP (Oil Impregnated Paper – бумажно-масляная изоляция) для частоты 50/60 Гц, описанные в IEC 60137 и IEEE C57.19.01. Вначале мосты уравновешивали вручную, например, по мостиковой схеме Шеринга, впервые упомянутой в 1928 году. Затем пришло время измерительных мостов, которые автоматически уравновешивались микропроцессорами. Эти методы хорошо себя зарекомендовали, особенно при измерениях на одной выделенной частоте.
Современная электроника позволяет проводить измерения в широком частотном диапазоне в течение очень короткого времени. Такой способ называют «измерением диэлектрического отклика», или «диэлектрической спектроскопией». Он дает гораздо более точные сведения, чем при использовании только промышленной частоты. На рис. 1 показан принцип проведения такого измерения.

ИЗМЕРЕНИЕ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОТКЛИКА НА НОВЫХ ВВОДАХ

На рис. 2 показаны кривые tg δ новых вводов с RIP, RBP и OIP-изоляцией. Измерения проводились при напряжении 2 кВ и частотном диапазоне от 15 до 400 Гц. Видно, что кривые относительно ровные, без резких перепадов, минимумы tg . наблюдаются при очень низких частотах – менее 15 Гц. При 50 Гц значения не превышают предельные показания табл. 1. Но подобное относится к совершенно новым вводам.

Ввод с твердой изоляцией типа RIP и композитным изолятором

Обычно в большинстве вводов с твердой RIP-изоляцией и композитным изолятором есть опорная трубка, армированная стекловолокном. Ее также называют волоконной трубкой. Она выполняет две задачи: обеспечивает высокую механическую прочность и за счет покрытия из чистой смолы препятствует проникновению влаги в активную часть, пропитанную эпоксидной смолой. В 80-е годы некоторые производители изготавливали вводы 245 кВ без волоконных трубок. Силиконовые экраны клеили прямо на активную часть. Со временем в таких вводах через силиконовые экраны влага попадает в активную часть и они выходят из строя. Синяя линия на рис. 4 показывает результаты измерения на вводе без волоконной трубки и с просочившейся влагой, желтая линия – без влияния влаги. Разница особенно заметна на низких частотах.

Ввод с твердой RBP-изоляцией

У ввода 123 кВ (рис. 5) с твердой RBP-изоляцией кривая диэлектрического отклика на фазе C имеет хорошо заметный изгиб. Особенно заметен резкий рост tg δ на высоких частотах.

Ввод с OIP-изоляцией

Вводы 33 кВ с бумажно-масляной изоляцией были заменены из-за большого tg δ при высоких температурах, что является признаком повышенного влагосодержания во внутренней изоляции. На рис. 7 показан tg δ у вводов с бумажно-масляной изоляцией на частоте 50 Гц при различном влагосодержании и температурах [2]. При высоких температурах tg δ резко возрастает при наличии влаги в изоляции.

СПЕКТРОСКОПИЯ ВВОДОВ

Измерение диэлектрических потерь можно проводить в частотной области (FDS – спектроскопия в частотной области), либо во временной области (PDC – измерение токов поляризации-деполяризации). Результаты могут быть преобразованы из временной области в частотную, и наоборот. FDS позволяет производить измерения на всех частотах, но для крайне низких частот время измерения значительно возрастает. PDC обеспечивает высокую скорость измерения, однако не применяется на частотах выше 1 Гц.
Новый способ использует преимущества обоих методов и измеряет частоты от 5 кГц и ниже до 0,1 Гц с помощью метода FDS, а частоты ниже 0,1 Гц — метода PDC. Результаты измерений PDC преобразуются в частотную область и отображаются как значения коэффициента потерь [3]. На рис. 8 показан принцип комбинированных измерений.

На результаты измерений оказывает влияние температура. При повышении температуры потери при низких частотах становятся выше, в то время как при высоких частотах они сокращаются; минимальное значение коэффициента потерь смещается в более высокие частоты (рис. 8). Это необходимо учитывать при сравнении результатов методов FDS и PDC различных измерений при различных температурах.
Были проведены эксперименты с вводом RIP. Его подвергали воздействию различных температур в условиях различной относительной влажности в климатической камере. Эксперимент начался при температуре 20°C и относительной влажности 38%. На второй день ввод был нагрет до 70°C при относительной влажности, равной 10% (зеленая кривая на рис. 9).

СУШКА ВВОДОВ

Как правило, вводы поставляются в деревянных ящиках с пакетом силикагеля, который поддерживает их в сухом состоянии на протяжении нескольких дней или недель. Однако часто вводы хранятся в этих ящиках много лет и даже десятилетий без принятия дополнительных мер в условиях высокой влажности окружающей среды, например, в подземных помещениях электростанций или на открытом воздухе.
Как уже упоминалось, открытая сторона ввода хорошо защищена, а конец со стороны трансформатора может быть поврежден в результате воздействия влаги. В прозрачной крепированной бумаге можно было увидеть включения воздуха. Вводы с повреждениями смолы такого рода нельзя больше использовать [4].

Ввод RBP на напряжение 145 кВ с масляной изоляцией

Ввод RBP на напряжение 145 кВ хранился в оригинальной упаковке в течение 30 лет в подземных помещениях электростанции. Коэффициент потерь при частоте 50 Гц составил 30%! На рис. 10 показан результат измерений после пробной сушки, проведенной в течение 12 недель в сушильной печи при температуре около 60 °С. Коэффициент потерь по-прежнему составлял более 20% при частоте 50 Гц. Вводы с такими высокими потерями нельзя больше подвергать сушке, а потому их нельзя продолжать использовать.

Ввод RBP на напряжение 45 кВ

Эти вводы также хранились в оригинальной упаковке в течение многих лет. На рис. 11 показаны результаты измерений FDS-PDC трех вводов во влажном состоянии и конструктивно идентичного ввода (красная кривая), который находился в сушильной печи в течение недели при температуре 70°C.

Ввод RBP на напряжение 145 кВ

Ввод RBP на напряжение 145 кВ сушили в сушильной печи в течение более 12 недель при температуре 60°C. На рис. 12 показаны результаты измерений до и после сушки. Коэффициент потерь при 50 Гц благодаря сушке уменьшился с 2,2 до 1,1%. Для ввода на напряжение 145 кВ это значение является все же относительно высоким. Было проведено измерение частичного разряда, для того чтобы установить, образовались ли во вводе трещины и полости в результате сушки.

На рис. 13 приводятся результаты испытаний частичного разряда (ЧР) на фазах без фильтрации через так называемую совмещенную диаграмму по трем центральным частотам (3CFRD). Здесь показана сумма всех сигналов частичных разрядов. Явно различимый, четкий рисунок отсутствует.

Для разделения сигналов частичного разряда различных источников частичного разряда была проведена фильтрация посредством 3CFRD. С ее помощью одновременно измерялись частичные разряды при трех различных частотах, в данном случае при частоте 500 кГц, 2,8 МГц и 8 МГц. Если источники частичных разрядов имеют различные частотные спектры, то благодаря данному методу их можно отделить друг от друга и таким образом выявить рисунок отдельных источников без наложения сигналов других источников. Кроме того, этот метод позволяет отделить ложные сигналы от событий частичного разряда, что является несомненным преимуществом при измерениях за пределами экранированных измерительных кабин. На рис. 14 показаны лучевая диаграмма 3CFRD и векторное сложение измеренных при трех частотах амплитуд частичных разрядов одного пробоя с частичным разрядом.

ВЫВОДЫ

Современные технологии позволяют проводить весьма эффективную диагностику высоковольтных вводов. Измерение диэлектрического отклика оказалось довольно перспективным. Этот метод предоставляет намного больше данных, чем использовавшиеся ранее методы измерений коэффициента потерь при частоте 50 Гц.
С помощью метода фильтрации 3CFRD появилась возможность проводить чувствительные измерения частичных разрядов на месте без экранированных измерительных кабин. Он также позволяет выделить различные источники частичных разрядов и проанализировать рисунок частичных разрядов отдельных пробоев изоляции без наложения друг на друга сигналов частичных разрядов от других источников частичных разрядов.

ЛИТЕРАТУРА

1. Hensler Th., Kaufmann R., Klapper U., Krьger M., Schreiner S. Portable testing device: US Patent 6608493, 2003.
2. Dissipation factor over the main insulation on high voltage bushings: product information. ABB, 2002.
3. Borsi H., Gockenbach E., Krьger M. Method and apparatus for measuring a dielectric response of an electrical insulating system: US2006279292.
4. Frei K., Koch N. Zustandsbeurteilung von Durchfьhrungen im Praxiseinsatz / OMICRON transformer conference. Bregenz, 2007.

© ЗАО «Новости Электротехники»
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Эффективность и целесообразность диагностики высоковольтных вводов

С. Д. Кассихин, К. Г. Сипилкин, А. 3. Славинский, В. Н. Устинов, Завод «Изолятор » Ю. С. Пинталь, М. Б. Верещагин, ГОУ ВПО «Московский энергетический институт (ТУ)»
В настоящее время в энергосистемах эксплуатируется значительное количество вводов разных типов исполнения и разных годов выпуска, иногда с наработкой 40 лет и более. Большое количество установленных в эксплуатации вводов имеют наработку, превышающую нормативный срок службы 25 лет, установленный требованиями действующих стандартов [ 1]. При этом необходимо отметить, что подавляющее количество эксплуатируемых вводов в России, странах СНГ, Прибалтики и странах бывшего СЭВ — это вводы производства завода «Изолятор», старейшего предприятия электротехнической промышленности России, имеющего более чем 100-летнюю историю.
Выпускались следующие типы вводов: с маслобарьерной изоляцией (МБ) на 110-500 кВ с 1936 по 1960 г., с бумажно-масляной изоляцией (БМИ) негерметичного исполнения на 110-220 кВ с 1956 по 1994 г. и герметичного исполнения 110-1150 кВ с 1962 г. по настоящее время, с твердой изоляцией типа RBP 110 кВ/800 А (по лицензии фирмы «Микафил») с 1973 г., на 110 кВ/2000 А и 150 кВ/800 А — с 2000 г.
В 80-е гг. и до середины 90-х основной продукцией завода «Изолятор» являлись герметичные маслонаполненные вводы с БМИ на напряжение 110- 1150 кВ. В этот период вводы с твердой изоляцией составляли порядка 20 % от общего объема выпуска. С 1999 по 2002 г. при резком сокращении выпуска вводов с БМИ на 330 кВ и выше доля вводов до 110 кВ с твердой изоляцией типа RBP увеличилась до 90 % от общего количества. В 2003-2004 гг. началось серийное производство вводов с твердой изоляцией типа RIP. Таким образом, структура производства в последнее время определяется потребностями и возможностями рынка, когда введение новых мощностей невелико, а количество вводов 110 кВ, находящихся в эксплуатации, составляет наибольшую долю от числа установленных.
Встает вопрос о надежности вводов разных годов выпуска, так как очевидно, что вводы разных типов исполнения имеют различные показатели надежности в зависимости от длительности эксплуатации.
Абсолютное число отказов в 60, 70 и 80-е гг. составляло в среднем соответственно 25, 45 и 84 отказов в год. Однако можно утверждать, что удельная повреждаемость существенно не менялась, поскольку рост числа отказов соответствовал росту числа установленных вводов и, более того, удельная повреждаемость имела тенденцию к снижению с конца 80-х — начала 90-х гг. Среднее количество отказов в год на протяжении 80-х гг. вводов различных номинальных напряжений приведено ниже.
Средние значения числа отказов в год и их средние квадратичные отклонения σ для вводов 110-750 кВ (80-е гг.)

Наибольшее количество повреждений приходится на вводы 110 кВ. Но это связано не с низкой их надежностью, а с тем, что от общего количества вводов, находящихся в эксплуатации, доля вводов 110 кВ составляет более 50 %. С точки зрения анализа надежности и выявления причин отказов необходимо рассматривать распределение поврежденных вводов разных типов по сроку службы до отказа.
На основании опыта эксплуатации интенсивность отказов вводов λ качественно может быть представлена «классической» кривой 1 на рис. 1, которая содержит три характерных участка — Тъ Т2, ‘/’;. Участок Ί\ соответствует периоду приработки; Т2 — периоду нормальной эксплуатации; Г3 — периоду «старости». На участке Т2 интенсивность отказов минимальна и составляет 0,025-0,1 % от числа установленных для разных типов вводов [2-4]. Недостатком кривой 1 является то, что она построена на основе обобщения данных по генеральной совокупности вводов, содержащих разнородные объекты исследования: герметичные и негерметичные конструкции вводов 110-220 кВ, герметичные конструкции вводов 330-500 кВ, вводы с разными марками масла. Возрастание отказов на участке Ί\ связано главным образом с наличием заводских и монтажных дефектов, на участке Т3 — с естественным старением изоляции (электрическим, тепловым, механическим). Значительное снижение отказов на участке Ί\ может быть достигнуто за счет повышения эффективности приемосдаточных испытаний при выпуске вводов с завода (кривая 2 на рис. 1).

Рис. 1. Зависимость интенсивности отказов вводов λ от длительности эксплуатации t
В технике высоких напряжений изоляция любого узла высоковольтной конструкции выбирается по наиболее тяжелому воздействию (напряжением промышленной частоты, грозовым или коммутационным импульсами), и, следовательно, испытание именно одним из этих определяющих напряжений может подтвердить достаточность выбора изоляции. Однако, как показывают результаты разборок поврежденных вводов с БМИ и специальные исследования на моделях [5, 6], процессы, приводящие к повреждению вводов, определяются рабочим напряжением со специфическими механизмами нарушения изоляции, не воспроизводимыми при кратковременных воздействиях испытательных напряжений. По общепризнанному мнению, наилучшим способом подтверждения качества технологической обработки и в конечном итоге запаса прочности при эксплуатации в хорошо скоординированной конструкции изоляции являются измерения уровня частичных разрядов (ЧР) при контрольных испытаниях на заводе наибольшим рабочим напряжением.
Это подтверждается сравнительным анализом повреждений вводов разных годов выпуска до и после введения в объем испытаний измерений уровня ЧР и ряда других современных методов контроля. Анализ однозначно показывает, что причина повреждений в ряде случаев — низкий технический уровень эксплуатации. Но в большинстве случаев причина — в ухудшении изоляционных свойств в процессе эксплуатации, в первую очередь из-за качества и снижения электрической прочности масла. Лишь незначительное число аварий могло быть с определенностью отнесено к несовершенству технологии изготовления.
Так, до внедрения современных методов контроля, в том числе с измерением уровня ЧР, зависимость количества повреждений вводов от длительности эксплуатации характеризуется данными, представленными в табл. 1.
Таблица 1

Количество поврежденных вводов (пробой пни перекрытие внутренней изоляции)

Длительность эксплуатации, лет

Таблица составлена по данным отчета ПО «Союзтехэнерго» (ОРГРЭС) [2], в котором обобщен опыт эксплуатации маслонаполненных вводов с БМИ от начала их производства в 1956 г. до 1972 г.
Характер интенсивности отказов λ (7) от времени эксплуатации для вводов с БМИ с начала освоения их производства представлен гистограммой на рис. 2.
Таблица 2

Наработка до отказа

Наибольшее число отказов на вводы, служившие свыше 5 лет

Такое изменение типа зависимости интенсивности отказов с конца 70-х гг. находит вполне определенное объяснение. В 60-е гг. основным типом являлись вводы негерметичной конструкции с недостаточно совершенной защитой от увлажнения, применялось трансформаторное масло без присадок. В конце 60-х гг. на заводе были проведены организационно-технические мероприятия, влияющие на качество изготовления: создана лаборатория масел, введен контроль влагосодержания масла, проведена модернизация вакуумно-сушильных печей, удлинен процесс сушки вводов 500 кВ, введено измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции (tg5) при более высоком напряжении и т. п.
В 1981 г. была введена практика измерения ЧР вначале как факультативное требование ГОСТ 10693-81 с нормой 100 пК при Г/нрф.
В 1991 г. ГОСТ 10693-81 для вводов с БМИ введены как обязательные нормы приемосдаточных испытаний при выпуске:

1. уровень ЧР <10 иКл при 1,5 Г/нрф;
2. общее газосодержание масла ОГС < 1 %;

Рис. 2. Гистограмма интенсивности отказов λ (60-е гг.) в относительных единицах
Существенно другой характер зависимости количества повреждений от длительности эксплуатации имеет место с конца 70-х гг. (табл. 2, рис. 3).
Гистограммы (рис. 2, 3) построены с учетом различия в количестве вводов N(t) с разными сроками эксплуатации.

Рис. 3. Гистограмма интенсивности отказов λ (80-е гг.) в относительных единицах

1. после высоковольтных испытаний прирост содержания углеводородных газов в масле Σ(,Ι Ιν -> 0;
2. содержание механических примесей (МП) стали оценивать не по абсолютному значению МП <10 г/т, а по количеству микрочастиц (мкч) в единице объема масла (установлено соответствие 200 мкч/мл ξ 10 г/т, по данным ЗТЗ).

Следует отметить, что с 1985-1986 гг. для заливки вводов вместо масел типа Т-750 с высоким содержанием ароматики (

30 %) стало использоваться масло типа ГК с низким содержанием ароматики (

6 %). Эти масла существенно различаются по своим свойствам, таким, как газостойкость, стабильность и совместимость с конструкционными материалами. Эти свойства характеризуют масла с точки зрения устойчивости к воздействию ЧР по газообразованию и степени физико-химического взаимодействия с конструкционными материалами по образованию продуктов уплотнения масла, в том числе твердого осадка. Их количественная оценка производится измерениями:

1. газосодержания (методом ХАРГ);
2. содержания твердого осадка (методом фильтрации);
3. величины диэлектрических потерь (методом электрических измерений tg δ).

По степени устойчивости к воздействию напряженности электрического
поля Ε (устойчивости к ЧР) масла условно разделяют на газопоглощающие и газовыделяющие. Масла с большим содержанием ароматики типа Т-750 являются газопоглощающими (при расчетных значениях Е), а с низким содержанием ароматики типа ГК — газовыделяющими. Условность разделения масел на газопоглощающие и газовыделяющие заключается в том, что при достаточно высокой напряженности все они являются газовыделяющими [5]. В связи с различием свойств масел изменился и характер отказов для вводов разных годов выпуска и разных типов.
Для герметичных вводов с маслом Т-750 отмечалось с начала 80-х гг. повышение интенсивности отказов уже после 4-10 лет эксплуатации из-за пробоя в нижней части по поверхности фарфора. Пробой происходил при рабочем фазном напряжении Г/ф в результате развития ползущих разрядов по желто-буро- му налету (осадку), отложившемуся в процессе эксплуатации на внутренней поверхности покрышки. Этот факт подтверждают случаи разборок вводов с неповрежденных фаз трансформатора, когда обнаруживались следы незавершенных разрядов (см. рис. 1) [6, 7]. Основной причиной образования осадка, осаждения его на поверхности и снижения электрической прочности является ускоренное старение масла, связанное как с режимом работы (Ε, Т), так и с увеличением размеров частиц в процессе их коагуляции от 10 до 2000 А [8] при воздействии температуры и напряженности электрического поля.
Для герметичных вводов с маслом ГК выпуска с 1986 г., по имеющимся данным, число аварий в 90-е гг. стало незначительным, но, несмотря на снижение удельной повреждаемости, возникла проблема высокой отбраковки. Отбраковка производилась после непродолжительной эксплуатации:

1. в основном из-за неудовлетворительных результатов ХАРГ;
2. иногда из-за повышения давления в результате резкого газообразования;
3. очень редко из-за роста тангенса угла диэлектрических потерь (tg δ) изоляции.

В то же время для негерметичных вводов, особенно вводов 220 кВ для масляных выключателей (MB) с маслом ГК, уже через 1-2 года эксплуатационная надежность была неудовлетворительной по причине браковки из-за высоких значений tg δ изоляции пли роста повреждений из-за пробоя остова. Опыт эксплуатации выявил, что во вводах негерметичного исполнения, заполненных маслом марки ГК, особенно вводов для масляных выключателей (выпуск 1985-1994 гг.), наблюдаются явления образования воскообразных отложений в изоляционном остове. Этот процесс приводит к росту измеряемых значений tg δ изоляции, росту концентрации горючих газов в масле и соответственно к повышенной отбраковке при профилактических испытаниях. При несвоевременной отбраковке развитие этих процессов заканчивается пробоем изоляции и аварией.
Специально проводимые исследования специалистами СКТБ завода «Изолятор» и ВЭИ объяснили механизм и причины появления и развития процессов воскообразования, которые обусловлены свойствами масла марки ГК при его применении в негерметичных конструкциях при условиях резкого изменения температуры, что характерно для режимов работы MB в отличие от силовых трансформаторов, имеющих большую тепловую инерцию.
В связи с вышеизложенным завод «Изолятор» предлагает:

1. заменить вводы для MB устаревших конструкций на современные, которые завод в настоящее время выпускает с твердой изоляцией типа RIP;
2. производить планомерную замену вводов любых типов с маслом Т-750, выработавших установленный срок службы 25 лет.

Необходимо также отметить, что с учетом свойств масла марки ГК заводом с 90-х гг. активно проводится модернизация конструкций вводов, направленная на повышение надежности и снижение материалоемкости. Следует признать, что до проведения модернизации ряд вводов по определенным чертежам имел конструкционные недостатки, которые снижали эксплуатационную надежность. Особенно это проявилось при использовании негазостойкого масла типа ГК. В первую очередь это касалось герметичных вводов с /ном = 2000 А на 220 и 500 кВ для трансформаторов и вводов с /ном = 315 А на 500, 750 кВ для реакторов. Применялись недостаточно надежный контакт центральной трубы с первой конденсаторной обкладкой, что приводило к явлениям электроэррозии с разложением масла; недостаточная экранировка стяжного узла в верхней части ввода и узлов крепления изоляционного остова, что приводило к ЧР (искрению) между деталями в этих узлах и повышению значений ХАРГ (см. рис. 2). Особенно низкую надежность имел ввод 500 кВ/2000 А по черт. 085, где в нижнем узле крепления существовала как возможность ЧР (искрения) между двумя смежными деталями, так и пробоя с нижней подпорной гайки на фарфор при воздействии перенапряжений [9]. Именно с началом использования масла ГК эти явления проявились наиболее ярко (рис. 3). На заводе были проведены организационно-технические мероприятия, направленные на повышение технического уровня высоковольтных вводов, начались разработка и поэтапный переход на выпуск модернизированных конструкций. Одновременно были пересмотрены и усовершенствованы технологические режимы ТВО: установлен более глубокий вакуум при сушке изоляции до 1,0 мм рт. ст. и ниже, при вакуумировке вводов на участке 500 кВ достигли вакуума 0,5 мм рт. ст., на всех сборочных участках начали использовать дегазационные установки шла ВДУ, что позволило снизить ОГС, и т. д.
Модернизированные вводы обладают более высокой эксплуатационной надежностью по следующим причинам:

1. улучшен характер распределения электрического поля (конусная подрезка, выбор экранировки, радиусов закругления деталей по результатам расчета электрического поля и т. д.);
2. изменена конструкция узлов крепления остова для исключения явления электроэрозии посредством разделения функций электрических контактов и механического закрепления (1998);
3. изменена конструкция верхнего стяжного узла вводов 500-750 кВ для исключения искрения между деталями с плавающим потенциалом и введено экранирование этого узла для реакторных вводов (конец 2002 г.).

Очевидно, для эксплуатации встает вопрос о выработке стратегического решения: что является более целесообразным и выгодным — произвести замену вводов, превысивших нормативный срок службы, на модернизированные или усилить контроль за установленными вводами старых конструкций. Безусловно, на принятие решения влияют такие факторы, как финансовые ограничения, ограничения численности квалифицированного персонала, трудоемкость и т. д.
В связи с этим необходимо рассмотреть вопрос об эффективности проведения профилактических испытаний. В период нормальной эксплуатации ее, например, характеризуют данные распре деления числа отказов в период между очередными профилактическими испытаниями вводов 110 кВ, представленные в табл. 3 и на рис. 4 (данные ТВН МЭИ, Пинталь, Мосэнерго, Кассихин и ОРГРЭС, Локшин).
Таблица 3

Здесь I — время от начала эксплуатации, I = iТн + τ; i = 0, 1,2 и т. д. — номер очередной профилактики; ТИ — период между профилактиками; τ — время от момента очередной г-й профилактики; 0 < τ < 3; Δпа — число аварий за промежуток времени Δτ = 0,5 года; n(t) — число установленных вводов в этом промежутке времени (τ — At, τ).

Рис. 4. Зависимость вероятности отказов вводов 110 кВ с БМИ в интервалах между профилактическими испытаниями с периодом 3 года (выпуск 60-70-х гг.)
Статистический анализ на больших выборках вводов 110 кВ показал следующее.

1. Зависимость суммарного числа аварий с момента проведения очередных профилактических испытаний в период стабильной работы после 3-6 лет эксплуатации можно аппроксимировать формулой

(1)
Соответственно интенсивность отказов
(2)

Вероятность отказа до и после проведения профилактических испытаний существенно различается. Например, для 110 кВ с БМИ различие

На основании (1) и (2) можно оценить количественные показатели надежности и экономической целесообразности проведения профилактических испытаний. Существование зависимости (2) свидетельствует о том, что отказы в основном носят характер постепенных, и их число можно было бы значительно сократить при Тл -» 0. В этом случае необходимо рассматривать условие экономической целесообразности.
Суммарные эксплуатационные затраты с учетом расходов на профилактические испытания и ущерб от аварий в общем виде

где Оио — стоимость испытания одной изоляционной конструкции; Сб0 — стоимость замены одной забракованной ИК; Са0 — ущерб от отказа (аварии) одной

Отсюда может быть получено условие экономической нецелесообразности
(Ти -> бесконечность ) [9]:
Если это условие не выполняется, то

где— среднее число дефектов, возникающих в единицу
времени, отнесенное к одной ИК; τ0 — случайная величина оставшегося срока службы ИК с момента развития (появления) дефекта; τ 0 — средний срок службы ИК с дефектом.
Так как для состаренной изоляции возрастает величина а, соответственно возрастают число аварий нл и число отбраковок пъ, суммарные эксплуатационные затраты резко возрастают независимо от значения выбранного периода между испытаниями Тш.
Можно показать, что даже в случае практически непрерывного контроля число аварий за малый промежуток времени At непосредственно после проведения i-ιϊ профилактики
ИК; η — общее число установленных ИК; на- число аварий между испытаниями; пъ — число забракованных ИК при испытании.

Рис. 5. Качественная зависимость суммарных эксплуатационных затрат и ее составляющих от периодичности Тж между испытаниями
Условие минимума удельной стоимости эксплуатации ИК:
где Ρ = P\Pi, Р\ — вероятность пропуска дефектной ИК (контролируемые параметры были меньше нормы); Рг вероятность того, что оставшийся срок жизни дефектной ИК τ0 < iTw
По имеющимся данным аварийности, обработанной методами математической статистики, для вводов с БМИ P1 = 0,12 τ0 max < 9 лет. Тогда для времени эксплуатации t3 > τ0 max следует Рг 1 Таким образом, даже при непрерывном контроле абсолютное число аварий вводов с большими сроками эксплуатации может быть оценено величиной на = 210 hit.
Интересно сравнение с зарубежными фирмами данных по аварийности трансформаторов из-за повреждений вводов (вводы для масляных выключателей 110-220 кВ они не выпускают). В настоящее время на российском рынке и рынках стран СНГ стараются расширить свое присутствие инофирмы — производители вводов, такие, как ABB, BUSHING, АББ Электроизолит Бушинг, TRENCH, PASSONI У1ГГА. По данным СИГРЭ и материалов, приводимых на международных симпозиумах, доля аварий трансформаторов из-за повреждений вводов составляет 11-30 % в зависимости от типа трансформатора [11- 13]. Доля аварий трансформаторов из-за повреждений вводов производства ЗАО «Мосизолятор» в среднем не превышала этот показатель, а колебания составляли, по нашей оценке, в разные годы -15 40 % в зависимости от типа трансформатора по данным, предоставляемым производителями трансформаторов (ЗТЗ, Тольятти).
Обратим внимание и на известные факты отказов высоковольтного оборудования с вводами инофирм, имеющие место в последние годы. Если отнести их к суммарному числу, не превышающему несколько сотен вводов поставок инофирм, то сравнение говорит само за себя.
В настоящее время заводом освоено серийное производство вводов с самой современной RIP-изоляцией до 500 кВ включительно. В общем объеме продукции их доля составляет более 90 %. С начата серийного производства в 2004 г. их выпущено порядка 30 000 шт. В 2006-2009 гг. удельная повреждаемость в год составляла 0,027 % от числа установленных, что по крайней мере в 2 раза меньше, чем для вводов с БМИ в период приработки. Не отмечены случаи повреждений вводов с наработкой более двух лет. Это может быть связано с высокой надежностью вводов с RIP-изоляцией в период нормальной эксплуатации после окончания периода приработки. Однако следует отметить, что это может быть обусловлено недостаточным объемом выборки вводов, эксплуатируемых более двух лет. Достоверную оценку надежности вводов с RIP-изоляцией в период нормальной эксплуатации можно сделать позже, по мере увеличения числа вводов с наработкой 3-4 года.
Из приведенного анализа следуют основные выводы:

Особенности организации защиты и мониторинга трансформаторных вводов с RIP изоляцией

Участившиеся в последнее время случаи аварий трансформаторного оборудования, оснащенного вводами с твердой RIP изоляцией, заставляют снова возвращаться к вопросу организации защиты и диагностического мониторинга. Причем, это необходимо делать не только с учетом общих методических проблем мониторинга высоковольтных вводов вообще, а с детализацией особенностей защиты вводов с твердой RIP изоляцией.

Конструкция высоковольтных трансформаторных вводов

Начнем с краткого описания конструкции высоковольтных трансформаторных вводов, показанной на рисунке «a». Основным элементом высоковольтного ввода является токопроводящая труба «1», при помощи которой обмотка трансформатора подключается к внешней линии. На проводящую трубу, через изоляционные промежутки в 2 – 5 мм, намотаны слои фольги «2».

В маслонаполненных вводах изоляционные промежутки создаются слоями бумаги, находящимися в среде масла. В современных вводах между слоями фольги, называемых обкладками, расположены слои RIP изоляции (Resin Impregnate Paper), которая состоит слоев специализированной бумаги, пропитанной специальными компаундами.

Конструктивно ввод напоминает концентрический коаксиальный конденсатор, в котором высокий потенциал, от токопроводящего стержня до крышки бака трансформатора, равномерно распределен между обкладками. Последней, внешней обкладкой такого конденсатора, является металлическое конструкционное кольцо «3» ввода, при помощи которого сам ввод монтируется в отверстии бака трансформатора «4».

По мере удаления от проводящего стержня ширина (высота) проводящих обкладок уменьшается. Это сделано для того, чтобы высокий потенциал рабочего напряжения обмотки трансформатора распределялся по максимально длинному пути. Этот поверхностный путь начинается от верхнего и нижнего концов токопроводящего стержня, и до крышки бака трансформатора, конструктивное кольца «3». Кроме того необходимо, чтобы емкость отдельных элементарных конденсаторов была одинаковой, что важно для равномерного распределения напряжения в радиальном направлении.

С точки зрения электрической схемы замещения трансформаторный ввод представляет собой цепь из последовательно включенных конденсаторов, образованных проводящими обкладками ввода. Верхний конец этой последовательной цепи конденсаторов подключен к высокому потенциалу — проводящему стержню, а нижний конец соединен с корпусом бака трансформатора. От последней обкладки, перед корпусом трансформатора, сделан специальный вывод, который на рисунке обозначен цифрой «5». В литературе этот вывод называется «Test Tap», т. е. вывод, при помощи которого производятся измерения параметров изоляции ввода, согласно общепринятой терминологии «измерительные тесты». Во время работы ввода этот вывод должен быть всегда заземлен. В отечественной литературе его просто называют «измерительный вывод, иногда называя просто «ПИН», что не совсем правильно.

В некоторых конструкциях вводов предусматривается возможность отбора энергии для работы систем и защит трансформатора, например, для работы РПН. С этой целью используется специальный вывод от предпоследней обкладки ввода. Этот вывод в литературе называется «Potential Tap», к нему может быть подключено устройство для преобразования энергии тока проводимости ввода в одно из стандартных напряжений. Если отбор мощности от ввода не планируется, то и этот вывод в процессе работы трансформатора необходимо заземлять. Конструктивно вывод «potential tap» обычно отличается от вывода «test tap».

Схема замещения ввода

Полная схема замещения ввода с двумя выводами приведена на рисунке «b», она состоит из трех емкостей C1, C2 и C3. В подавляющем большинстве конструкций вводов отбор мощности не предусматривается, поэтому вывод «potential tap» в них отсутствует. В этом случае в схеме замещения ввода емкости C1 и C2 объединяются в одну. В результате в схеме замещения ввода остаются только две емкости, которые в литературе обозначаются как C1 и C2. В отечественной литературе емкость C2 достаточно часто обозначается как C3, что в некоторой мере соответствует логике, но не соответствует международным стандартам. Ниже мы везде будем пользоваться общепринятым термином C2.

Дефекты изоляции ввода

Рассмотрим наиболее характерные дефекты изоляции высоковольтных трансформаторных вводов, особенности зарождения и развития этих дефектов, а также причины, приводящие к аварийным ситуациям. При этом основное внимание уделим проблемам, которые возникают с емкостью C1, наиболее часто повреждающейся в маслонаполненных вводах, а тем более во вводах с RIP изоляцией.

Емкость C2 практически полностью зависит от состояния масла во вводе, так как весь изоляционный промежуток между последней обкладкой ввода и конструктивным кольцом «3» заполнен именно маслом. Это очень важный диагностический параметр состояния ввода, однако, нам не известны какие-либо успешные технические решения, позволяющие определять параметры C2 на работающем трансформаторе, поэтому данный вопрос мы не будем рассматривать.

Первым признаком ухудшения технического состояния ввода является изменение параметров изоляции, причем обычно не всего объема, а только одного из концентрических изоляционных слоев. Это происходит из-за возникновения какого-либо локального дефекта изоляции, так или иначе обусловленного технологией производства ввода, реже особенностями эксплуатации. Это может быть или вкрапление в изоляцию проводящей частички, газовый или жидкостный пузырек, или просто дефект, возникший по причине нарушения технологического процесса при изготовлении изоляции, как это показано на рисунке «a». Возможным дефектом изоляции ввода может явиться общее увлажнение ввода.

Возникновение любого из перечисленных дефектов всегда приводит к увеличению активных потерь в изоляции, т. е. к увеличению тангенса угла потерь изоляции. Необходимо хорошо понимать, что если речь идет о дефекте только одного слоя изоляции, то общий тангенс угла потерь всего ввода может измениться незначительно. При одинаковой степени развития дефекта тангенс угла потерь в изоляции измениться тем больше, чем больше будет зона дефекта, чем больше слоев он захватит.

Появление практически всех дефектов в изоляции ввода, за исключением случаев общего увлажнения масла и твердой изоляции, приводит к возникновению частичных разрядов, которые можно зарегистрировать на измерительном выводе ввода. При этом уровень частичных разрядов будет зависеть только от типа дефекта и степени его развития, а суммарная интенсивность разрядов будет определяться объемом зоны, в которой эти разряды возникают.

Третий диагностический признак наличия дефектов в изоляции вводов, который заключается в контроле изменения величины емкости C1, на данном этапе никак не работает, ток проводимости через ввод практически еще не изменился. В данном случае мы назвали этот диагностический параметр третьим. Хотя на самом деле он является основным, и наиболее важным, особенно в системах защиты трансформаторов от повреждения вводов, что покажем чуть ниже.

В результате мы можем сказать, что все основные дефекты, зарождающиеся в изоляции вводов, можно диагностировать по изменению величины тангенса угла потерь, и по наличию частичных разрядов. Наиболее информативным диагностическим параметром являются частичные разряды, их амплитуда всегда связана с типом и степенью развития дефекта. Вне зависимости от размеров зоны дефекта в изоляции, амплитуда импульсов частичных разрядов будет соответствовать интенсивности процессов разрушения изоляции.

С мониторингом тангенса угла потерь в изоляции вопрос стоит несколько иначе. Например, двукратное увеличение активных потерь в одном слое изоляции приведет к увеличению общих потерь во всей изоляции ввода всего лишь на единицы процентов. Очевидно, что это не позволит правильно оценить степень опасности при возникновении локальных дефектов. Наибольшая польза от мониторинга тангенса угла потерь будет при контроле степени увлажнения изоляции, хотя этот дефект будет виден и при контроле токов проводимости вводов.

Второй этап развития дефектов в изоляции вводов, показанный на рисунке «b», заключается в том, что дефект развивается настолько, что может трансформироваться не только по своей локализации, но и по своей физической природе. Классическим примером этого является случай, во многом свойственный только высоковольтным вводам, когда развившийся локальный дефект захватывает весь слой изоляции между двумя проводящими обкладками ввода. В этом случае происходит перекрытие всего изоляционного промежутка, т. е. замыкание двух обкладок емкости C1, со всеми вытекающими из этого последствиями, основными из которых являются два.

• Во-первых, исчезают все диагностические признаки дефекта, характерные для первой фазы его возникновения и развития (!). Повышенная величина тангенса угла потерь изоляции, свойственная первой фазе развития дефекта, уменьшается практически до нормального значения, исчезают все частичные разряды. Причина такого «улучшения состояния изоляции ввода» проста и понятна, дефектная зона изоляции, которая генерировала эти диагностические признаки, зашунтирована зоной пробоя, и к зоне дефектов «первой фазы развития» приложено нулевое напряжение. При проведении измерений параметров изоляции ввода на этой фазе развития дефекта, скорее всего, возникнет иллюзия улучшения состояния изоляции, что на самом деле не соответствует реальной картине.
• Во-вторых, изменение количества последовательно включенных в схему замещения ввода элементарных конденсаторов, на единицу, приведет к скачкообразному увеличению емкости C1, на величину, обратно пропорциональную общему количеству обкладок во вводе. В результате увеличения емкости ввода произойдет пропорциональное увеличение тока проводимости, протекающего через изоляцию ввода.

В результате на этом этапе развития дефектов в изоляции мы имеем только один информативный диагностический признак – увеличенный ток проводимости дефектного ввода, других «внешних» признаков ухудшения состояния изоляции нет.

Дальнейшее разрушение изоляции ввода будет происходить по сценарию «ухудшения состояния изоляции по спирали». К оставшимся обкладкам остова ввода прикладывается повышенное напряжение, так как общее количество последовательно включенных конденсаторов в схеме замещения ввода уменьшилось на единицу. Чаще всего это приводит к тому, что на одном из оставшихся изоляционных промежутков, из-за повышенного напряжения, появляется и начинает развиваться новый дефект, как показано на рисунке 2.c. Снова увеличивается тангенс угла потерь в изоляции, снова возникают частичные разряды, дефект развивается, расширяться в объеме. В конечном итоге все это снова завершается пробоем изоляционного промежутка, исчезновением первичных диагностических признаков, увеличением тока проводимости ввода, и т. д.

После пробоя очередного изоляционного промежутка напряжение на оставшихся обкладках возрастает еще больше, что рано или поздно приведет к лавинообразному разрушению всей изоляционной структуры ввода, и аварийному выходу трансформатора из эксплуатации. При этом изменение (увеличение) тангенса угла потерь изоляции и появление частичных разрядов будет происходить только периодически, без видимой связи с условиями эксплуатации ввода.

Наиболее достоверным признаком наличия опасных и развивающихся дефектов будет являться последовательное увеличение емкости ввода C1. Если же речь идет о диагностике развивающихся дефектов ввода при помощи систем защиты, или диагностического мониторинга, то основным диагностическим признаком разрушения ввода будет увеличение тока проводимости изоляции.

Диагностические признаки дефектов ввода

Повторим еще раз основные диагностические признаки, позволяющие выявлять дефекты состояния высоковольтных трансформаторных вводов:

• Тангенс угла диэлектрических потерь в изоляции — «tg d». Это наименее информативный параметр, позволяющий проводить диагностику, а тем более осуществлять защиту трансформатора от повреждения вводов. Причины этому две – слабое влияние потерь в локальной зоне дефекта на параметры всей изоляции ввода, и периодическое снижение параметра при шунтировании зоны дефекта пробоем изоляционного промежутка.
• Частичные разряды в изоляции. Сложность использования этого диагностического параметра заключается также в периодическом появлении и исчезновении разрядов в зоне дефекта, обусловленном пробоем дефектного изоляционного промежутка. Использование диагностических систем, работающих на основе регистрации и анализа частичных разрядов, также ограничивается низкой помехозащищенностью многих имеющихся на рынке измерительных приборов.
• Величина емкости ввода C1. Это наиболее информативный параметр, позволяющий наиболее эффективно организовать защиту трансформаторов от повреждения вводов. Только проводя сравнительные измерения токов проводимости вводов можно предотвратить аварии вводов, обычно имеющих тяжелые последствия. Величина тангенса угла потерь и частичные разряды этого не обеспечивают, так как могут иметь значения, соответствующие номинальным, даже в том случае, когда уже идет необратимое разрушение изоляции ввода.

Использование на практике современных вводов с твердой RIP изоляцией, выявило увеличение аварийности, особенно в случаях совместной эксплуатации с релейной системой КИВ-500, предназначенной для защиты вводов. Причем случаи аварийного выхода из строя наблюдались с вводами различных производителей.

Конструктивные параметры ввода

Рассмотрим конструктивные и эксплуатационные особенности работы вводов с RIP изоляцией, влияющие на конфигурацию технических средств защиты и мониторинга. Анализ особенностей эксплуатации вводов с RIP изоляцией начнем с рассмотрения схемы замещения высоковольтного ввода, к которому подключено защитное устройство КИВ-500, применение которого в российской энергетике для напряжения 500 кВ и выше является обязательным. При этом внимательно проанализируем влияние каждого параметра эквивалентной схемы замещения, показанной на рисунке.

Ввода с RIP изоляцией стали более компактными, и как следствие уменьшилось значение емкости С2, «включенной» между последней обкладкой в остове ввода, и «землей трансформатора» в виде опорного фланца ввода. У большинства вводов с RIP изоляцией наблюдается примерное равенство емкостей С1 и С2.

Уменьшение величины емкости С2 приводит к изменению коэффициента деления емкостного делителя ввода С1/С2 и как следствие – возможности возникновения большего перенапряжения на измерительном выводе (позиция 5 на первом рисунке «a»), особенно при коммутационных и грозовых воздействиях на линию, к которой подключен трансформатор. На измерительный вывод может быть приложено до половины внешнего импульсного напряжения U1, что недопустимо много.

Для справки, у вводов с изоляцией «бумага – масло» величина С2 может быть больше величины емкости С1 даже в десять раз. У таких вводов на измерительном выводе, даже при самых неблагоприятных условиях, максимально может быть «всего лишь» до 10% от приложенного импульсного напряжения U1, т. е., по сравнению с вводами с RIP изоляцией меньше в пять раз.

Соединительный кабель от ввода к шкафу ТПС

Согласно существующим нормам соединение измерительного вывода и прибора контроля должно выполняться изолированным одиночным проводом с сечением жилы не менее 6 мм2. Такой провод обладает необходимой надежностью, жесткостью, и невысоким электрическим сопротивлением, что, на первый взгляд вполне достаточно для практических условий эксплуатации систем КИВ-500.

Недостатком такого соединения является то, что одиночный провод обладает сравнительно высокой удельной индуктивностью (зависящей от условий его прокладки по трансформатору), что резко повышает его сопротивление Zk для высокочастотных грозовых и коммутационных импульсов. Величину и опасность такого увеличения сопротивления соединительного кабеля мы оценим ниже.

Защитный варистор (ограничитель перенапряжений)

Этот очень важный защитный элемент, ограничивающий импульсное напряжение до величины UТПС, раньше монтировали рядом с контролируемым вводом, но для снижения количества ложных срабатываний системы КИВ-500, особенно во влажную погоду, его сначала негласно, и иногда, а теперь уже практически всегда, монтируют в шкафу ТПС.

Схемотехнически это привело к тому, что от совместной защиты измерительного вывода ввода, и прибора КИВ-500, перешли к защите только прибора КИВ-500. Нормальной защите измерительного вывода ввода теперь мешает сопротивление соединительного кабеля Zk, включенного между измерительным выводом и варистором. Величина этого сопротивления особенно велика при импульсных высокочастотных перенапряжениях, которые наиболее опасны для изоляции ввода.

Устройство КИВ-500

На схеме оно показано в виде сопротивления Z_ТПС. Не будем повторять известные всем недостатки КИВ-500, все они связаны с тем, что реально это устройство не модернизировалось очень давно. Дополнительным недостатком, применительно к контролю вводов с RIP изоляцией, является то, что исходя из условий надежной работы прибора КИВ-500 в неполнофазном режиме, напряжение на входе в прибор в некоторых режимах может достигать 750 – 1000В. Это автоматически «поднимает» порог срабатывания защитного варистора USA иногда до 2 кВ, и снижает импульсную стойкость контролируемого ввода.

Оценка работоспособности схемы замещения при воздействии напряжения различной частоты.

Для сравнения используем следующие входные параметры:

• Частота приложенного напряжения – от 50 Гц до 50 МГц.
• Длина соединительного кабеля – 50 метров.
• Тип кабеля – стандартный проводник сечением 6 мм 2 , или высокочастотный кабель марки RG-213.

Оценочные результаты анализа напряжения U2 на измерительном выводе ввода с RIP изоляцией, в функции частоты приложенного напряжения

Из таблицы хорошо видно, что при частоте приложенного напряжения 50 Гц схема ведет себя полностью предсказуемо, все параметры находятся в норме, защита измерительного вывода и прибора КИВ-500 не вызывает нареканий.

Иначе все выглядит на частоте 50 МГц, а такие импульсы возможны в энергосистеме, особенно из-за все более широко распространения элегазовых коммутационных устройств. Из-за резкого возрастания индуктивного сопротивления соединительного кабеля, и столь же сильного уменьшения внутреннего сопротивления емкостного делителя напряжения (ввода с RIP изоляцией), напряжение на измерительном выводе определяется только соотношением величин емкостей С1 и С2. Цепь защиты от перенапряжений с варистором, из-за возросшего сопротивления соединительного кабеля, уже больше не защищает ввод.

При использовании вместо соединительной одиночной жилы высокочастотного коаксиального кабеля марки RG-213 результаты получаются несколько лучшими из-за его меньшего индуктивного сопротивления, но они все равно неудовлетворительны при самых высоких частотах.

Основным выводом из вышесказанного можно считать заявление, что существующая схема подключения прибора КИВ-500, до сих пор надежно работавшая с маслонаполненными вводами, не обеспечивает надежной защиты высоковольтных вводов с RIP изоляцией. Особенно актуально это заключение в том случае, когда коммутации высоковольтных цепей трансформатора, на котором смонтированы контролируемые ввода, выполняются элегазовыми коммутационными устройствами, активно генерирующими при своей работе импульсы высокой частоты и амплитуды.

С учетом того, что при эксплуатации высоковольтных вводов всех типов, особенно на рабочее напряжение 500 кВ и выше, по имеющимся нормативным документам необходимо однозначно использовать устройство контроля изоляции марки КИВ-500, необходимо рассмотреть все имеющиеся возможности его технической модернизации, применительно к использованию с вводами с твердой изоляцией.

Во-первых, необходимо переходить от простых устройств присоединения, монтируемых на измерительных выводах вводов, к полноценным датчикам, оснащенных встроенной дублированной защитой от импульсных высокочастотных перенапряжений. Такие датчики должны также иметь внутри себя защиту от обрыва сигнального кабеля. Датчики должны надежно и герметизировано устанавливаться на измерительном выводе, что достаточно сложно обеспечить, учитывая наличие у каждого производителя вводов уникальной конструкции измерительного вывода.



В настоящее время наиболее полно таким требованиям отвечают датчики токов проводимости вводов, имеющие торговую марку «DB-2», производимые фирмой «DIMRUS». Наличие в производственной номенклатуре указанной фирмы более 30 модификаций датчиков DB-2 позволяет оперативно монтировать их на вводах любого типа и рабочего напряжения.

Во-вторых, желательно от использования одиночной изолированной жилы 6 мм 2 , монтируемой между вводом и прибором КИВ-500, переходить к применению коаксиального кабеля с необходимыми параметрами, например к кабелю марки RG-213. Это также позволит снизить вероятность выхода RIP вводов из строя. При этом необходимо стараться максимально уменьшить общую длину соединительного кабеля.

В-третьих, желательно из алгоритма работы схемы КИВ-500 исключить реле РТ2, предназначенное для выявления неполнофазного режима работы трансформатора. При этом сигнал о наличии такого режима, блокирующий работу отключающей функции КИВ-500, можно «брать» из системы РЗА, где он также формируется в реле напряжения нулевой последовательности, включенного в цепи измерительного ТН. Это позволит снизить рабочее напряжение используемого защитного варистора в несколько раз, что также повысит устойчивость работы системы ограничения перенапряжений.

Для справки. Только отечественная система защиты вводов марки КИВ-500 требует наличия защитных варисторов на рабочее напряжение не менее чем на 1000В, во всех других системах, эксплуатируемых в мире, используются защитные устройства на напряжение не более 150В. Это сделано благодаря тому, что эти устройства не отслеживают наличие неполнофазного режима работы трансформатора, эта функция в них не заложена.

В-четвертых, необходимо провести корректировку уставок по току небаланса и по времени нахождения реле КИВ-500 в различных режимах. Практической информации по процессу выхода вводов с RIP изоляцией из работы пока немного, и это не позволяет оптимально скорректировать весь набор параметров работы КИВ-500. Ясно пока одно, что необходимо снижать аварийный порог срабатывания реле, и максимально уменьшать задержку на отключение трансформатора в этом режиме.

Кроме реле КИВ-500 в практике достаточно широко используются системы диагностического мониторинга, предназначенные для выявления дефектов изоляции вводов на ранних стадиях развития. Наибольшее применение имеют системы R1500 фирмы DIMRUS, и НКВВ производства фирмы АСУ-ВЭИ.

В технической литературе (и даже в нормативной!) встречается информация о том, что их можно применять в качестве защитных реле, предназначенных для защиты трансформаторов от повреждения вводов. Эта информация является некорректной. Системы R1500 и НКВВ хорошо работают в качестве средств диагностического мониторинга, но как защитные реле применяться не могут, особенно для вводов с RIP изоляцией.

Основной причиной является то, что время одного полного расчета и анализа токов проводимости трех вводов в них может занимать до нескольких минут. Для того, чтобы было принято решение об отключении трансформатора необходимо хотя бы дважды, а лучше трижды, провести измерение и расчет параметров вводов, чтобы избежать ложных срабатываний системы. Поскольку развитие опасных дефектов в RIP изоляции может происходить за время от несколько единиц или десятков секунд, эффективность работы R1500 и НКВВ в качестве защитного реле является практически нулевой.

Реле КИВ-500/110



Наиболее интересными являются современные модификации реле КИВ-500, работающие на современной элементной базе. Это позволяет, сохранив положительные аспекты работы КИВ-500, существенно сократить влияние отрицательных свойств релейной автоматики. Примером современной реализации прибора КИВ-500 является микропроцессорный прибор КИВ-500/110. Внешний вид этого прибора показан на рисунке 5.

По реализованным функциям защитное реле марки КИВ-500/110, с одной стороны, повторяет возможности прибора КИВ-500. С другой стороны, применение современного микропроцессора позволило в максимальной степени исключить недостатки КИВ-500. Это касается следующих параметров защитного реле:

• Применение высокочувствительных средств регистрации токов проводимости позволило создать универсальное устройство, которое максимально эффективно может работать как с вводами на рабочее напряжение 750 кВ, так и с вводами 110 кВ, и даже меньше, если они оснащены измерительными выводами.
• Встроенные технические средства и алгоритмы отстройки от помех значительно снизили вероятность ложных срабатываний защитного реле.
• При наличии нескольких устройств КИВ-500/110, объединенных в единую информационную среду, можно практически однозначно отстраиваться от влияния перекосов питающей сети.
• Наличие микропроцессора позволяет уже на стадии возникновения дефекта определять проблемный ввод, а в большинстве случаев даже указывать тип возникшего в изоляции дефекта.
• Стоимость системы КИВ-500/110 обычно оказывается меньше, чем стоимость релейного устройства КИВ-500.

Завершим рассмотрение эффективных приборов мониторинга и защиты вводов с RIP изоляцией краткой информацией о системах, решающих вопрос диагностики состояния вводов комплексно, с использованием нескольких методов диагностики.

Наиболее часто дополнительным методом, при помощи которого производится диагностика состояния изоляции вводов, является измерение и анализ частичных разрядов. У этого метода есть сторонники, и есть противники, доводы этих специалистов различаются, но не лишены практического смысла. Наибольший практический опыт в этом направлении имеет фирма DIMRUS, поэтому рассмотрим систему TIM-3.

Система TIM-3



Микропроцессорная система TIM-3 предназначена для реализации функций мониторинга и защиты трансформаторных вводов. Измерительный прибор включает в себя три взаимосвязанные подсистемы:

• Диагностического контроля параметров вводов по токам проводимости;
• Анализа состояния изоляции по параметрам частичных разрядов, диагностика типа и степени развития дефектов;
• Непрерывной защиты трансформатора от повреждения вводов.

Все эти три подсистемы работают взаимосвязано, повышая информативность диагностических заключений встроенной экспертной системы, выявляющей признаки дефектного состояния вводов, тип возникшего дефекта, прогнозирующей его скорость развития.

Объединить несколько методов диагностики в одном приборе удалось потому, что первичные датчики марки DB-2 являются комплексными, позволяющими одновременно измерять токи проводимости вводов и частичные разряды.

Методы комплексной диагностики и контроля элементов силовых трансформаторов



Вопрос-ответ

Контрольные, оценочные мероприятия заключенные в определенную методику испытаний такого сложного электротехнического устройства, как трансформатор для выявления его скрытых дефектов, сложных неисправностей, их своевременное устранение без нарушения основного режима эксплуатации – основная суть выполнения обязательной диагностики и контроля элементов силовых трансформаторов.

Преобразователи напряжения в составе распределительных установок выполняют важные и масштабные функции трансформации электроэнергии. Обеспечивают объемами ее мощностей большинство социальных и промышленных потребителей. Четкий регламент, методика проверок и испытаний главных узлов преобразователя энергии, по которым удается проводить его диагностику, контроль, как на заводе после сборки, так и на объекте в момент монтажа или в последующие периоды его эксплуатации имеет свое содержание, структуру, подробности которых освещаются ниже в упорядоченном списке.

Анализ данных, документации и результатов испытаний

Эффективный контроль в любой среде невозможно осуществить без мониторинга по периодам времени того или иного предмета, его контроля и среза параметров, контролируемых значений. Их сохранение в надежном месте с быстрым доступом позволяет реализовать архивный блок, который, при новом снятии показаний устройства или агрегата необходимо проанализировать, сравнить с полученными данными, оперативно выявить дифферент между ними. Эти действия дают направления последующих действий по предмету или оборудованию.

Именно на этом основан первый пункт диагностики силовых трансформаторов, главный уклон которого состоит или в создании первой параметрической базы данных элементов преобразователя – если это контроль, испытания нового, только выпущенного оборудования или анализ показателей из архива, сравнение с текущими значениями результатов диагностики, проверки испытания узлов энерго агрегата.

Выводы анализа позволяет определить дальнейшие действия по устройству:

1. В случае номинальной дельты между текущими и прошлыми параметрами диагностики устройства – происходит фиксация и датировка новых опытных величин, в том же архиве до следующей проверки трансформатора.
2. В результате появления высоких разночтений, широких дифферентов между параметрами того или иного узла оборудования производится своевременная наладка, ремонт или замена частей трансформатора с целью возвращения к базовым значениям и нормальной работе электрооборудования.

Документация в архиве по устройству должна содержать все необходимые нормативные акты, паспорта элементов трансформатора, выводы и испытательные значения прошлой проверки необходимых узлов преобразователя. В настоящее время получать доступ к такому архиву возможно с помощью компьютерной техники и сети Интернет.

Электронное сохранение параметрической базы силового устройства позволяет выполнить анализ оперативно, с высокой точностью, а значит и текущую диагностику провести в полном формате, сделав верные выводы по ее окончанию. В России контрольные проверки регламентируются специальным ПО – «Диагностика +», с помощью которого получить доступ к архиву, провести оценку его данных и сравнение их с нынешним состоянием трансформатора еще проще и точнее.

Методы комплексного анализа масла

Комплекс опытно-оценочных мероприятий с маслом энергоагрегата это первые практические испытания в рамках проведения диагностики силового трансформатора. Такой анализ производится при помощи специальной физико-химической лаборатории и научно-исследовательского оборудования.

Для его реализации требуется выполнить взятие проб масла из тестируемого устройства в нескольких частях разных по уровню высоты.

Выводы, которые можно сделать по результатам проведения опытов способны сказать о состоянии многих характеристик силового агрегата, его исправности внутренних механизмов и скрытых устройств. Ведь трансформаторное масло исполняет роль не только изолирующего компонента преобразователя, но и является его охлаждающей жидкостью.

Основных методов диагностирования электроустройства два:

Хромотографический анализ

Определяется по средством сложного технического оборудования для взятия проб и проведения процедуры контроля, испытания жидкого вещества. Анализ опыта сможет рассказать о наличии дефектов на ранней стадии их развития, опытные диагностические элементы подробно опишут степень развития неисправности, причины повреждения масла трансформатора, а значит проецируя их на сам агрегат, предварительно исправить состояние устройства, провести недопущение серьезной поломки и еще более серьезного по потерям, простоя оборудования. Заложен контроль по перегреву токоведущих частей и магнитопровода трансформатора.

Основная цель анализа данным способом состоит в оценки и диагностики газов в составе жидкости масла, определения их типов, их количественный уровень загрязнения. Основные газы, которые не только ухудшают состояние и рабочие характеристики жидкого масла преобразователя напряжения — это водород, ацетилен, этан, метан. Их анализ и сравнение с прошлым состоянием устройства позволяет сделать вполне точные прогнозы по общему состоянию живучести силового электроагрегата, а также подсказать решение с учетом всех возможных факторов.

Физико-химическая диагностика

Путем пробирочных проб части масляной жидкости трансформатора, диагностики ее в лабораторных условиях резолюция по испытаниям открывает всю правду по изоляционной составляющей устройства. Диэлектрические свойства масла в трансформаторе ухудшаются за счет увеличения количества примесей в его составе, от ежедневной работы или стрессовых режимах работы устройства.

Анализ путем физико-химических проб помогает занести точные данные о состоянии твердой изоляции преобразователя, работе системы охлаждения, старения участков с бумажной изоляцией и оценить риски полного отказа от рабочего процесса всего устройства в целом.

Оценочные параметры масла заносят в рабочий журнал плановой диагностики, сравнивают с прошлыми архивными данными, оставляя в конце диагностики трансформатора один из выводов по контролю охлаждающей и изолирующей жидкости:

• если состояние диэлектрика полностью низкого качества, наличие газовых структур превышает все допустимые эквиваленты, однако сам трансформатор еще не вышел из строя – следует в срочном порядке производить смену масла в устройстве во избежание возникновения более серьезных и технически сложных проблем с преобразователем;
• в случае если аналитика масляной структуры не выявила большого количества газовых примесей и нет отклонений в исследуемом составе охлаждающей жидкости – делается письменный вывод-заключение, который подтверждает допуск оборудования по масляному параметру диагностики.

Оценка состава трансформаторного масла позволяет выявить и наличие электрических разрядов в его составе, которые возникают в результате постоянно возникающих дуговых разрядов в конструкции оборудования или распределительной системы.

Тепловизионное обследование

Сложная процедура в составе контрольного диагностирования электротехнического оборудования. Производится по средствам дорогостоящей компьютерной техникой совмещенной с тепловизионной аппаратурой для съемки. Ее проведение связано с рядом технических трудностей, которые образуются в результате обычной работы силового трансформатора. Трудно выявлять скрытые дефекты локального типа в устройстве из-за его естественного выделения тепла после нормальной работы, также мешает процессу теплосъёме процессы циркуляции масла внутри устройства преобразователя.

Тепловизор с объективом 8-13 0 устанавливают на штативе для съемок в нескольких точках в максимальной близости к трансформатору.

Рисунок 1. Схема установки тепловизора для испытаний

В программу оказывающую синхронизацию, обработку полученных снимков забивают большое количество индивидуальных параметров трансформатора, его точную марку, мощность, даты выпуска и проведения последней диагностики, другие необходимые показатели связанные с его внешним и внутренним конструктивом, после чего ведут съемочную процедуру, обработку полученных снимков и аналитику на возможные неисправности. С помощью тепловизионного метода возможно установить несколько серьезных диагнозов неисправности внутри преобразователя:

1. Витковые замыкания в обмотках энергоагрегата.
2. Целостность и электродинамическую стойкость, исправность работы контактной части.
3. Работу в правильном формате регуляторов переключателей системы РПН, охлаждающей системы.
4. Выявить возможные скрытые обрывы, целостность шинок заземления.

Кадрированная съемка с нескольких точек по технологии наложения около 12% каждого последующего снимка на предыдущий обеспечивает точный диагноз неисправности внутренностей агрегата, если проведена подготовка перед выполнением операции.

В случае не обнаружения неисправности трансформатора – все параметры метода отражаются в виде положительных выводов по проведенному типу контроля.

Определение уровня частичных зарядов

Разрушение изоляции высоковольтных частей силового трансформатора производится в результате возникновения искровых зарядов малой мощности внутри изоляции оборудования и называемых частичными зарядами. Их определение, тест на уровень разрушения от их воздействия в методики контроля силовых трансформаторах напряжения производится преимущественно двумя методами.

Электрический способ

Такие варианты диагностики возможны с применением специального регистрационного оборудования, а также использования датчиков частичных зарядов, которые в момент проверки устанавливаются на высокую сторону оборудования. Используются соединительные конденсаторы внутри схемы, чтобы полностью обеспечить ее работоспособность. Этот способ выявляет степень разрушения изоляции внутри контактных частей преобразователя.

На сегодня это очень точный и качественный метод позволяющий посредством современных компьютерных систем определить многочисленные параметры и неисправности трансформатора напряжения путем оценки его качества изоляции. Единственным его недостатком является необходимость установки датчиков частичных зарядов на высоковольтные контактные части оборудования.

Способ может разделяться на два типа мониторинга: при постоянной подаче напряжения или частичном напряжении сети в момент проверки.

Рисунок 2. Изображение тестового оборудования целостности изоляции частичными зарядами

Контролируемые опыты по средством датчиков для измерения электрических зарядов применяется в диагностики с начала 80-х годов прошлого века. В настоящее время с развитием прогресса технологии значительно изменились в лучшую сторону и позволяет таким методом проверки частичных зарядов быстро и удобно вести диагностику за качеством и текущим состоянием изоляции проверяемого трансформатора.

Акустический метод

Проверка и тест энерго агрегата происходит с использованием микрофонной техники с очень повышенной чувствительностью восприятия волны звука.

Плюс такого способа – возможность дистанцироваться от тестируемого оборудовании. Но есть и некоторые недостатки. В отличии от электрического точного способа определения частичных зарядов – тест акустикой имеет значительные погрешности на конкретный сектор, где они возникают. Добиться примерной точки их возникновения таким путем возможно, но достаточно сложно и трудоемко. К тому же нет возможности отделять заряды от электромагнитного фона, исходящего от устройства. Тем самым существует вероятность ошибочного определения зоны обнаружения.

В случае если провести более глубокое сравнение и установить, как способ приоритетнее и выгоднее в разрезе диагностике силового оборудования – то, конечно же стоит применять электрический метод с установкой заводских датчиков.

Как определить вибрационные характеристики оборудования

К такому опытному действию необходима в обязательном порядке высокоточная, технически-сложная аппаратура измерений и контроля, снабженная специфическим программным обеспечением, позволяющим решать многофункциональные задачи в одной интерактивной измерительной оболочки.

Диагностика уровня вибрации производится спектральным анализом основных узлов корпусной части трансформатора, обмоток, стяжек, отдельных шпилек и других элементов крепления. Оценка ведется на понимание уровня их изношенности, «усталости» в рабочем режиме, отклике операторной части.

Проведя высокотехнологический опыт по вибрационному воздействию контрольный персонал получает:

• информационные параметры о соответствии фактической установки дальше участвовать в работе полного цикла, или какие есть предпосылки на замену;
• спектральная система позволяет определить и глубину механического воздействия вибрации на изоляционные части, общую металлоконструкцию, вспомогательную систему аксессуаров;
• снимаются значения изношенности этих элементов, способен определить промежуток времени, после прошествии которого – инструментарий станет не неремонтопригодным к такой деятельности.

В случае, если испытания заканчиваются значениями выходных величин номинального уровня вибраций – устройство официально допускается к дальнейшей эксплуатации и работе.

Но если уровни показателей слишком высокие – накладывается административный запрет дальнейшего использования оборудования, а официальная резолюция по этому поводу с подробным описанием причин направляется в районные, областные, городские электрические сбытовые сети для полного исполнения решения по нему, оказания поддержки помощи в момент сдачи агрегата, питающего целые районы жилых домов.

Все методика и шаги испытаний электротехнического устройства должны проходить с высокой тщательностью и ответственностью персонала его производящую. В противном случае экономические риски, простои бытовых и промышленных потребителей, очень велик.

Оно и понятно: основой произведения полезной работы таких приборов и устройств является электрическая энергия и ток. Ставки очень высоки, если силовой трансформатор возможно починить на месте, справившись с незначительным, но заведомо необнаруженным в плановую диагностику дефектом части устройства, не говоря уже о возможных вариантах, где необходим демонтаж преобразователя и отправка его в ремонтные мастерские.

Техника безопасности проверяющего персонала – это второй постулат диагностических мероприятий трансформаторного оборудования. Группа по электробезопасности у младших квалификационных групп работников должна быть не меньше 3 до и выше 1000В, а основной и старший состав должны иметь 4 группу допуска до и выше 1 киловольта.

Как проверить маслонасосы и системы охлаждения

Система охлаждения в силовом трансформаторе напряжения делится на две основных разновидности. В зависимости от их типа строятся регламентированные работы по контролю и проверки их работоспособности.

Естественное воздушное охлаждение

Такая разновидность обеспечения охлаждения силового агрегата строится на эффекте лучеиспускания тепла в окружающий воздух в процессе работы трансформатора, а так же основной ее уклон делается на естественную конвекцию воздуха – то есть ее циркуляцию между рабочими элементами преобразователя напряжения и окружающей средой. Отсюда агрегаты напряжения, к которым применяется воздушное охлаждение в электротехнике именуются «сухими».

Эффективность этого вида охлаждения в сравнении с масляным остужением работающего под напряжением устройства крайне неэффективна и применяется к ограниченному по мощности числу трансформаторов. Их предел с воздушным охлаждением заканчивается на преобразователе мощностью 1600 кВа.

В зависимости от классов стойкости изоляции по нагреву трансформаторных элементов определяется номинальный температурный допуск воздушного охлаждения, при котором работа сухого трансформатора считается нормальной:

• 60 0 С для классов А;
• 75 0 С для классов Е;
• 80 0 С для классов B;
• 125 0 С для классов

На корпусе сухих трансформаторов с внешней стороны выведен специальный термометр со шкалой в градусах Цельсия, который соединен внутри с температурными датчиками. Рабочий персонал производящий диагностику системы охлаждения в воздушной системе охлаждения визуально снимает показания с данной шкалы термометра, сравнивает их с номинальными значениями и отмечает фактические результаты в рабочем журнале, делая соответствующие выводы, при наличии или отсутствии дельты между этими показаниями.

Проводится визуальный осмотр внешних систем воздушного охлаждения на наличие или отсутствие повреждений видимого характера, данные о которых так же отмечаются в журнале текущей диагностики.

Естественное масляное охлаждение

Более эффективная база охлаждения силовых энерго агрегатов, в которую входят многочисленные подсистемы – масляно-воздушного охлаждения с применением целой автоматической системы управления внутреннего контура охлаждения в патрубках, стабильной работе маслонасосов и вентиляторов. Управление такой охлаждающей автоматизацией происходит силами специальных шкафов с аббревиатурой ШАОТ, которые устанавливаются на корпусе силового трансформатора и отвечают за номинальную работу всей элементной базой внутреннего охлаждающего корпуса, которая завязана с внешними конструктивными элементами охлаждения в виде расширительного бака, радиаторных элементов корпуса трансформаторов, трубопроводов и других деталей.

Внешняя база масляного охлаждения диагностируется визуально рабочим персоналом на целостность и отсутствие механических дефектов, протечек и прочих неисправностей, которые могут стать причиной неправильной работы охлаждения трансформатора маслом или же привести к полному выходу его из строя в следствии перегрева. Снимаются температурные показатели со шкалы термометра на расширительном баке, значение плюсовой температуры на котором не должна быть выше – 95 0 С. Все замечания или повреждения обязательно фиксируются в журнал диагностики, на основе которых в целом делается итоговое заключение по окончании всей проверки силового преобразователя напряжения.

Закончив с внешним контуром, переходят к диагностике внутренних систем масляного охлаждения, путем тестового запуска автоматической системы прокачки масла в шкафах ШАОТ и отслеживанием выходных температурных и других показателей их работы. По итогу, при отличительных данных их работы от номинально-допустимых, работу трансформатора из состава энерго установки исключают, давая начало детальной диагностике, наладке и ремонту всех внутренних элементов масляного охлаждения устройства.

Особенное внимание в таких тестовых запусках обращают на работоспособность, износостойкость масляных насосов в связи с их коротким сроком службы в агрессивных средах. В случае малейших неполадок по датчикам автоматики или другим показателям работы – требуется их обязательная наладка, ремонт или полная замена.

Второй тест по работе масонасосов производят по оценке качества промывки всех патрубков и внутренних трубопроводов, по которым циркулирует охлаждающее масло. Оценивают сливные излишки масла, его качество и содержание сторонних примесей. Насколько они будут чистыми – настолько насосные системы находятся в нормальной работе.

Диагностика системы охлаждения и ее главных движущих элементов – это серьезный и важный момент во всей проверки силового трансформатора напряжения. Так как насколько подробно, качественно и внимательно пройдет ее диагностика, настолько будет уменьшена вероятность сбоя в дальнейшей работе трансформатора.

Проверка работы переключающего устройства

Прежде всего тестируемому персоналу в обязательном порядке необходимо знать, что подобная диагностика проводится в соответствии с требованиями по ГОСТ 8008-75. Как правило, испытания всех переключающих устройств на их целостность, работоспособность и соответствие номинальным значениям исходя от типа и мощности силового трансформатора производятся на заводе производителе. После чего регламент проведения вместе с данными о заводской диагностики вкладывается в паспортную документацию устройства.

Все последующие проверки, тесты устройств переключения диагностирующей бригадой требуется проводить, следуя предписаниям и в четком исполнении согласно озвученной выше документацией. Только такой алгоритм гарантирует получение правильных данных по общей диагностике преобразователя напряжения, а также не сможет вывести рабочий электроагрегат из строя или как-то ему навредить.

Объем работ и тип проверок переключающих устройств в процессе диагностики зависит от конструктивного исполнения, мощностных, токовых и характеристик класса напряжения силового трансформатора. Может включать в себя диагностику переключения ответвлений без возбуждения, или испытания переключателей под напряжением. Производится согласно документации производителя, по всем ступеням переключения.

По итогу проведения тестов идет построение графической круговой диаграммы по данным в момент диагностики. Фактический график полученной круговой диаграммы в обязательном порядке сравнивается с заводской круговой диаграммой. Нормальная работа устройств переключения считается при отсутствии отличий между обеих диаграмм.

Список испытаний при отключенном питании

В момент первой установки на объекте в состав энерго системы или в ходе планово-предупредительных осмотров производится определенный список контрольных испытаний трансформатора до подачи на контакты его первичной обмотки напряжения согласно предписаниям и регламенту, подробно описанному в инструкции по проведению диагностики силового трансформатора, и не выходя из допусков методики приемо-сдаточных испытаний электротехнического оборудования подобного рода.

Для проведения таких мероприятий персонал проходит специализированный инструктаж по технике безопасности, ограждает зону проведения работ сигнальными лентами, барьерами. Устанавливает предупредительные и охранные плакаты во избежание образования несчастных случаев в связи с непреднамеренной подачей напряжения на диагностируемый узел или прочих внештатных моментов. Рабочая бригада в момент таких испытаний использует специальный измерительный инструмент, защитный инструмент и при необходимости лабораторные стенды и механизмы. Выводы бригада строит из результатов выполнения основных пунктов диагностики.

Потери холостого хода

Дефект связанный с появлением замкнутого проводящего контура вокруг основного магнитного потока, который вызывает дополнительный нагрев внутри трансформатора, искрение в обмотках и его контактных частях, и другие менее глобальные неисправности, которые могут привести к аварийной работе или полностью выходу из строя силового трансформатора, диагностируют путем измерением потерь холостого хода устройства. Подробная инструкция, схема проведения испытаний описаны в приемо-сдаточной документации. Выполнение производится при обязательном заземлении токоведущих частей трансформатора. Типы измерительных приборов, участвующих в части такой диагностики – амперметр, вольтметр и ваттметр.

Основная суть проведения заключается в замыкания накоротко одной из фаз трансформатора и подачи возбуждения на две других. В этот момент технический персонал производит контрольные снятия показаний по подключенным измерительным приборам. С помощью полученных данных по формулам производится расчет потерь холостого хода трансформатора.

Допустимые показатели потерь для трехфазных устройств – не превышение 50% от заданных значений. Если тест проводится для однофазного агрегата – критическим считается дельта свыше 10%.

Параметры короткого замыкания

Определяются путем измерения сопротивления короткого замыкания на всех силовых трансформаторах и тестируемых автотрансформаторов согласно регламентам и ГОСТам проведения работ, с участием необходимой измерительной техники и расчетов по формулам в ручном режиме или при использовании компьютерной вычислительной техники.

Приборы измерения, используемые в таком методе диагностики: вольтметр, амперметр.

Диагностика основана на измерении токового значения, проходящего через одну обмотку при накоротко замкнутой другой обмотки и последующего расчета сопротивления, номинал которого сравнивается с допуском из паспортной документации агрегата.

Коэффициент трансформации

Здесь производится измерение с помощью двух вольтметров по специализированной схеме значения напряжения на обмотке высокого и низкого напряжения. Отношение одного значения (напряжения ВН) к другому (напряжению НН) и дает значение коэффициента трансформации. Измерив значения напряжения на обоих обмотках, производится расчет коэффициента трансформации конкретного тестируемого устройства.

Фактический показатель сравнивается с допустимым паспортным, заносится в рабочий журнал, и по его номиналу определяется наличие или отсутствие дефектов преобразователя напряжения. Подробный расчет и измерения излагаются в методике приемо-сдаточных испытаний трансформаторов напряжения.

Сопротивление обмоток постоянного тока

Проверка качества всех внутренних соединений трансформирующего устройства, всех внутренних паек на предмет возможного или будущего обрыва, который может привести к возникновению более серьезной неисправности. Подробности проведения методики доподлинно изложены в ГОСТ 3484.1—88.

Производятся с помощью применения специального лабораторного стенда, позволяющего реализовать схему мостового подключения к обмоткам трансформатора и проведения замеров величин напряжения и тока при подаче на них постоянного тока. После чего формулами производится расчет напряжения и сравнительный анализ его значения с паспортным и допустимым.

Сопротивление изоляции обмоток и высоковольтных вводов

Такая диагностика производится с применением специальной измерительной аппаратуры способной подавать на обмотки трансформаторов сигнал высоковольтного напряжения – мегаомметр. Он имеет определенный допустимый диапазон по сопротивлению и напряжению, необходимые для корректного проведения испытаний, и измерительную шкалу в Омах, по которой технический специалист из бригады диагностов способен получить сопротивление изоляции обмоток, а так же его значение на высоковольтных вводах.

Практические значения сопротивления способны сказать о качестве изоляции обмоток, степени увлажненности обмоток в текущий момент и определить величину коэффициента абсорбции, по которым в совокупности с остальными тестовыми параметрами бригада электротехнического персонала способна сделать общий вывод о возможности дальнейшей нормальной эксплуатации трансформирующего устройства или о необходимости его перевода в ремонт.

Как диагностировать механическое состояние обмоток силового оборудования

С учетом того, что электротехническое хозяйство в настоящее время содержит устройства в эксплуатации старого и нового образца для проведения опытного теста состояния обмоток трансформатора напряжения обязательным требованием является определение года выпуска тестируемого устройства.

Если диагностике подвергается устройство прошлых годов выпуска – механическое состояние обмоток проводят на основе анализа всех данных, значений величин, полученных ранее. Такой анализ достаточно длительный и трудоемкий, но не имеет альтернативы.

Применения метода низковольтных импульсов с участием измерительного осциллографа к трансформаторам прошлых выпусков невозможен и может привести к пробоям изоляции обмоток устройств и полному выходу из строя.

Диагностика современных трансформаторов в этом классе испытаний легко проводится при помощи метода НВИ, оценки полученных диаграмм из осциллографа, их оценки и сравнения с нормативными допусками.

Импульсным устройством в таком случае вполне оперативно возможно получить три значения состояния обмоток, провести их сравнительный анализ и сделать соответствующий вывод. Работу с измерительной техникой должен проводить обученный персонал, имеющий практический опыт проведения таких испытаний ранее.

Определение влаги в изоляции

Важный диагностический метод проводится путем измерения сопротивления обмоток при подаче высокого напряжения на обмотки трансформатора в двух интервальном временном значении 15 и 60 секунд. Измерения производятся при помощи специального прибора мегаомметра, позволяющего реализовать данный тест. Отчет начинается с первого оборота рукоятки прибора. Трансформатор при этом обязательно заземляется.

Значения сопротивлений, их отношения дают тестируемому персоналу значение коэффициента абсорбции обмоток силового трансформатора – понимание о необходимости проведения работ по сушки обмоток трансформатора или допуска устройства к дальнейшей эксплуатации. Практические значение этого коэффициента сравниваются с нормативами табличных значений, фиксируются в журнале диагностики устройства и являются основными при формировании итогового вывода по диагностике устройства.



Правила проведения испытаний

Мероприятия по проведению диагностических испытаний связаны с четким алгоритмом работ, соблюдение очередности которых обязательна и регламентируется, как и сами тесты «Правилами Устройства Электроустановок» в главах 1.8 и 1.8.16.

Алгоритм диагностики, следующий:

1. Тестируемый персонал перед началом работ проходит обязательный инструктаж по технике безопасности согласно проведенным работам.
2. Рабочий персонал проверяет всю необходимую технику, приборы и инструменты, которые будут участвовать в тестах, на исправность, актуальность проверок и точность.
3. Производится освобождение рабочей зоны проведения работ, выставления всех оградительных, предупредительных и указательных лент, барьеров, плакатов, позволяющих предупредить и предотвратить возникновение несчастных случаев в момент диагностики.
4. Проводится внешний осмотр и оценка силового оборудования с занесением всех данных в рабочих журнал испытаний.
5. Соблюдаются остальные организационно-технические мероприятия перед началом работ по плановые или первичные проверки выбранного электрооборудования.
6. Соблюдая все предписания завода изготовителя, инструкции по проверки трансформаторов напряжения, документации в которой подробно описана методика испытаний силовых агрегатов, руководствуясь ссылками на ГОСТы, «ПУЭ» и прочую техническую базу персонал приступает к выполнению диагностики выбранного силового трансформатора.

По окончании работ, производят уборку рабочего места, освобождение от лишней аппаратуры зоны проведения работ и выполнения итоговых заключений рабочего журнала, оценка на основании диагностики определяющая дальнейшие действия диагностируемого агрегата – допуск его в эксплуатацию или перевод в ремонтную зону работ.

Похожие публикации:
1. Когда должна проводиться специальная подготовка
2. Лампа для чего разводят
3. Где найти трансформатор
4. 2n3055 чем заменить