диагностика оборудования. Электрических станций
 Скачать 1 Mb.
|
|
Нормативная документация Метод НК Нормативная документация Магнитный ГОСТ 24450–80. Контроль неразрушающий магнитный. Тер- мины и определения ГОСТ 21105–87. Контроль неразрушающий. Магнитопорош- ковый метод ГОСТ 30415–96. Сталь. Неразрушающий контроль механиче- ских свойств и микроструктуры труб. Магнитный метод ГОСТ Р 52005–2003. Контроль неразрушающий. Метод маг- нитной памяти металла. Общие требования Электрический ГОСТ 25315–82. Контроль неразрушающий электрический. Термины и определения Вихретоковый ГОСТ 24289–80. Контроль неразрушающий вихретоковый. Термины и определения Радиоволновой ГОСТ 23480–79. Контроль неразрушающий. Методы радио- волнового вида. Общие требования Тепловой ГОСТ 25314–82. Контроль неразрушающий тепловой. Терми- ны и определения ГОСТ 25314–82. Контроль неразрушающий. Методы тепло- вого вида. Общие требования Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.45– 51.300–97. РАО «ЕЭС России». М.: ЭНАС, 1998 Основные положения метода ИК диагностики электрообору- дования и высоковольтных линий. РД 153-34.0-20.363-99 Оптический ГОСТ 23479–79. Контроль неразрушающий. Методы оптиче- ского вида. Общие требования Радиационный ГОСТ 20426–82. Контроль неразрушающий. Методы радиа- ционные. Общие требования ГОСТ 24034–80. Контроль неразрушающий. радиационный. Термины и определения Акустический ГОСТ 20415–82. Контроль неразрушающий. Методы акусти- ческие. Общие положения Проникающи- ми веществами (капиллярный и течеискания) ГОСТ 18442–80. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования ГОСТ 24522–80. Контроль неразрушающий капиллярный. Термины и определения ГОСТ 26182–84. Контроль неразрушающий. Люминесцент- ный метод течеискания ГОСТ 28517–90. Контроль неразрушающий. Масс- спектрометрический метод течеискания 14 4. Тепловые методы контроля 4.1. Тепловые методы контроля: основные термины и назначение Тепловые методы контроля (ТМК) основаны на измерении, оценке и анализе температуры контролируемых объектов. Главным условием при- менения диагностики с помощью тепловых МНК является наличие в диа- гностируемом объекте тепловых потоков. Температура — самое универсальное отражение состояния любо- го оборудования. При практически любом, отличном от нормального режиме работы оборудования изменение температуры является самым первым показателем, указывающим на неисправное состояние. Темпе- ратурные реакции при разных режимах работы в силу своей универсаль- ности возникают на всех этапах эксплуатации электротехнического обо- рудования [11]. Инфракрасная диагностика является наиболее перспективным и эф- фективным направлением развития в диагностике электрооборудования. Она обладает рядом достоинств и преимуществ по сравнению с традицион- ными методами испытаний, а именно: 1) достоверность, объективность и точность получаемых сведе- ний; 2) безопасность персонала при проведении обследования оборудова- ния; 3) отсутствие необходимости отключения оборудования; 4) отсутствие необходимости подготовки рабочего места; 5) большой объем выполняемых работ за единицу времени; 6) возможность определения дефектов на ранней стадии развития; 7) диагностика большинства типов подстанционного электрообору- дования; 8) малые трудозатраты на производство измерений на единицу обо- рудования. Применение ТМК основано на том, что наличие практически всех видов дефектов оборудования вызывает изменение температуры дефект- ных элементов и, как следствие, изменение интенсивности инфракрасного 15 4. Тепловые методы контроля (ИК) излучения, которое может быть зарегистрировано тепловизионными приборами [12]. ТМК для диагностики электротехнического оборудования на электри- ческих станциях и подстанциях может использоваться для следующих ви- дов оборудования: 1) силовых трансформаторов и их высоковольтных вводов; 2) коммутационного оборудования: силовых выключателей, разъ- единителей; 3) измерительных трансформаторов: трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН); 4) разрядников и ограничителей перенапряжения (ОПН); 5) ошиновки распределительных устройств (РУ); 6) изоляторов; 7) контактных соединений; 8) генераторов (лобовых частей и активной стали); 9) линий электропередачи (ЛЭП) и их конструктивных элементов (например, опоры ЛЭП) и т. д. ТМК для высоковольтного оборудования как один из современных методов исследования и контроля был введен в «Объем и нормы испыта- ний электрооборудования РД 34.45–51.300–97» в 1998 году, хотя во многих энергосистемах применялся намного раньше [13]. 4.2. Основные приборы для обследования оборудования ТМК Для проведения обследования электрооборудования ТМК использует- ся тепловизионный измерительный прибор (тепловизор). Согласно ГОСТ Р 8.619–2006, тепловизор — оптико-электронный прибор, предназначен- ный для бесконтактного (дистанционного) наблюдения, измерения и реги- страции пространственного / пространственно-временного распределения радиационной температуры объектов, находящихся в поле зрения прибора, путем формирования временной последовательности термограмм и опре- деления температуры поверхности объекта по известным коэффициентам излучения и параметрам съемки (температура окружающей среды, пропу- скание атмосферы, дистанция наблюдения и т. п.). Иначе говоря, тепло- визор — это своего рода телекамера, снимающая объекты в ИК-излучении, позволяющая в реальном времени получить картину распределения тепло- ты (разницы температур) на поверхности. Тепловизоры бывают различных модификаций, но принцип работы и конструкции у них примерно одинаковы. Ниже, на рис. 2 представлен внешний вид различных тепловизоров. 16 Диагностика электрооборудования электрических станций и подстанций а б в Рис. 2. Внешний вид тепловизора: а — профессиональный тепловизор; б — стационарный тепловизор для систем непрерыв- ного контроля и мониторинга; в — простейший компактный переносной тепловизор Диапазон измеряемых температур, в зависимости от марки и типа те- пловизора, может быть от –40 до +2000 °C. Принцип работы тепловизора основан том, что все физические тела нагреты неравномерно, вследствие чего складывается картина распределе- ния ИК-излучения. Другими словами, действие всех тепловизоров основа- но на фиксировании температурной разницы «объект/фон» и на преобра- зовании полученной информации в изображение (термограмму), видимое глазом [14]. Термограмма, согласно ГОСТ Р 8.619–2006, — это многоэле- ментное двухмерное изображение, каждому элементу которого приписыва- ется цвет / или градация одного цвета / градация яркости экрана, опреде- ляемые в соответствии с условной температурной шкалой. То есть темпера- турные поля объектов рассматриваются в виде цветового изображения, где градации цвета соответствуют градации температур. На рис. 3 представлен пример. а б Рис. 3. Опорные изоляторы: а — фотография, б — термограмма Все цвета на термограммах достаточно условны и не соответствуют ре- альным цветам. ИК-термограммы визуализируются в одной из цветовых 17 4. Тепловые методы контроля палитр. Связь палитры цветов с температурой на термограмме задается са- мим оператором, т. е. тепловые изображения являются псевдоцветовыми. Выбор цветовой палитры термограммы зависит от диапазона использу- емых температур. Изменение цветовой палитры применяют для увеличения контраста и эффективности визуального восприятия (информативности) термограммы. Число и виды палитр зависят от производителя тепловизора. Приведем основные, наиболее часто используемые палитры для термограмм: 1. RGB (red — красный, green — зеленый, blue — синий); 2. Hot metal (цвета каления металла); 3. Hot blue; 4. Gray (серый); 5. Infratec; 6. Agema; 7. Inframetrics; 8. CMY (cyan — бирюзовый, magenta — пурпурный, yellow — желтый). На рис. 4 представлена термограмма предохранителей, на примере кото- рой можно рассмотреть основные составляющие (элементы) термограммы: 1. Температурная шкала — определяет соотношение между цветовой гаммой участка термограммы и его температурой; 2. Зона аномального нагрева (характеризуется цветовой гаммой из верхней части температурной шкалы) — элемент оборудования, имею- щий повышенную температуру; 3. Линия температурного среза (профиль) — линия, проходящая через зону аномального нагрева и узел, аналогичный дефектному; 4. Температурный график — график, отображающий распределение температуры вдоль линии температурного среза, т. е. по оси Х — поряд- ковые номера точек по длине линии, а по оси Y — значения температуры в этих точках термограммы. Рис. 4. Термограмма предохранителей 18 Диагностика электрооборудования электрических станций и подстанций В данном случае термограмма представляет собой слияние теплового и реального изображения, что предусматривается не во всех программных продуктах для анализа данных тепловизионной диагностики. Также стоит заметить, что температурный график и линия температурного среза явля- ются элементами анализа данных термограммы и без помощи программ- ного обеспечения для обработки теплового изображения воспользоваться ими невозможно. Стоит подчеркнуть, что распределение цветов на термограмме выбра- но произвольно и в данном примере делит дефекты на три группы: зеленую, желтую, красную. Красная группа объединяет серьезные дефекты, в зеле- ную группу попадают зарождающиеся дефекты. Также для бесконтактного измерения температуры используют пиро- метры, принцип действия которых основан на измерении мощности тепло- вого излучения объекта измерения преимущественно в инфракрасном диа- пазоне [16]. На рис. 5 представлен внешний вид различных пирометров. Рис. 5. Внешний вид пирометра Диапазон измеряемых температур, в зависимости от марки и типа пи- рометра, может быть от –100 до +3000 °C. Принципиальное отличие тепловизоров от пирометров заключается в том, что пирометры измеряют температуру в конкретной точке (до 1 см), а тепловизоры анализируют весь объект целиком, показывая всю разность и колебания температур в любой его точке. При анализе результатов ИК-диагностики необходимо учитывать кон- струкции диагностируемого оборудования, способы, условия и продолжи- тельность эксплуатации, технологию изготовления и ряд других факторов. В табл. 2 рассмотрены основные виды электрооборудования на под- станциях и типы дефектов, выявляемые с помощью ИК-диагностики со- гласно источнику [16]. 19 4. Тепловые методы контроля Таблица 2 Виды дефектов оборудования на подстанциях, выявляемых с помощью ИК-диагностики Оборудование электростанций и сетей Выявляемые неисправности Генераторы Межлистовые замыкания статора. Ухудшение паек обмоток. Оценка теплового состояния щеточного аппарата. Нарушение работы систем охлаждения статоров. Проверка элементов системы возбуждения Трансформаторы Очаги возникновения магнитных полей рассеивания. Образование застойных зон в баках трансформа- торов за счет шламообразования, разбухания или смещения изоляции обмоток, неисправности мас- лосистемы. Дефекты вводов. Оценка эффективности работы систем охлажде- ния Коммутационная аппаратура Перегрев контактов токоведущих шин, рабочих и дугогасительных камер. Состояние внутрибаковой изоляции. Дефекты вводов, делительных конденсаторов. Трещины опоростержневых изоляторов Маслонаполненные транс- форматоры тока Перегревы наружных и внутренних контактных соединений. Ухудшение состояния внутренней изоляции об- моток Вентильные разрядники и ограничители перена- пряжений Нарушение герметизации элементов. Обрыв шунтирующих сопротивлений. Неправильная комплектация элементов Конденсаторы Пробой секций элементов Линейные ВЧ заградители Перегревы контактных соединений КРУ, КРУН, токопроводы Перегревы контактных соединений выключате- лей, разъединителей, трансформаторов тока, ка- белей, токоведущих шин и т. п. Кабельное хозяйство элек- тростанций Перегревы силовых кабелей, оценка пожароопас- ности кабелей В настоящее время тепловизионный контроль электрооборудования и воздушных линий электропередачи предусмотрен РД 34.45–51.300–97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования». 20 5. Диагностика маслонаполненного оборудования Сегодня на подстанциях используется достаточное количество мас- лонаполненного оборудования. Маслонаполненное оборудование — это такое оборудование, в котором в качестве дугогасительной, изолирующей и охлаждающей среды используется масло. На сегодняшний день на подстанциях применяют и эксплуатируют маслонаполненное оборудование следующих видов: 1) силовые трансформаторы; 2) измерительные трансформаторы тока и напряжения; 3) шунтирующие реакторы; 4) выключатели; 5) высоковольтные вводы; 6) маслонаполненные кабельные линии. Стоит подчеркнуть, что немалая доля маслонаполненного оборудова- ния, эксплуатируемого сегодня, используется на пределе своих возможно- стей — свыше своего нормативного срока эксплуатации. И наряду с други- ми частями оборудования масло также подвергнуто старению. Состоянию масла уделяется особое внимание, так как под воздействи- ем электрических и магнитных полей происходит изменение его перво- начального молекулярного состава, а также, вследствие эксплуатации, возможно изменение его объема. Что в свою очередь может представлять опасность как для работы оборудования на подстанции, так и для обслужи- вающего персонала. Поэтому правильная и своевременная диагностика масла — залог на- дежной работы маслонаполненного оборудования. Масло — очищенная фракция нефти, получаемая при перегонке, ки- пящая при температуре от 300 до 400 °C. В зависимости от происхождения нефти оно обладает различными свойствами, и эти отличительные свой- ства исходного сырья и способов получения отражаются на свойствах мас- ла. Масло в энергетической области считается наиболее распространенным жидким диэлектриком [17]. Кроме нефтяных трансформаторных масел возможно изготовление синтетических жидких диэлектриков на основе хлорированных углеводо- родов и кремнийорганических жидкостей [18]. 21 5. Диагностика маслонаполненного оборудования К основным типам масла российского производства, наиболее часто используемым для маслонаполненного оборудования, можно отнести сле- дующие: ТКп (ТУ 38.101890–81), Т-1500У (ТУ 38.401–58–107–97), ТСО (ГОСТ 10121–76), ГК (ТУ 38.1011025–85), ВГ (ТУ 38.401978–98), АГК (ТУ 38.1011271–89), МВТ (ТУ 38.401927–92). Таким образом, анализ масла проводится для определения не только показателей качества масла, которые должны соответствовать требованиям нормативно-технической документации. Состояние масла характеризуется его показателями качества. Основные показатели качества трансформатор- ного масла приведены в п. 1.8.36 ПУЭ. В табл. 3 приведены наиболее часто используемые на сегодняшний день показатели качества трансформаторного масла. Таблица 3 Показатели качества трансформаторного масла Показатель качества масла и номер стандарта на метод испытания Выявляемые неисправности Электрическая прочность Межлистовые замыкания статора Кислотное число Очаги возникновения магнитных полей рассе- ивания. Оценка эффективности работы систем охлаж- дения Содержание водораствори- мых кислот Перегрев контактов токоведущих шин, рабочих и дугогасительных камер. Состояние внутрибаковой изоляции Температура вспышки в закрытом тигле Перегревы наружных и внутренних контактных соединений. Ухудшение состояния внутренней изоляции об- моток Наличие механических примесей Нарушение герметизации элементов. Обрыв шунтирующих сопротивлений Цвет масла Пробой секций элементов Тангенс угла диэлектриче- ских потерь масла Перегревы контактных соединений Общее газосодержание масла Перегревы контактных соединений выключа- телей, разъединителей, трансформаторов тока, кабелей, токоведущих шин и т. п. Наличие растворенного шлама Перегревы силовых кабелей, оценка пожароо- пасности кабелей 22 Диагностика электрооборудования электрических станций и подстанций В масле содержится около 70 % информации о состоянии оборудова- ния. Минеральное масло — сложная многокомпонентная смесь углеводо- родов ароматического, нафтенового и парафинового рядов, а также отно- сительно количества кислородных, сернистых и азотосодержащих произ- водных этих углеродов. 1. Ароматические ряды отвечают за стабильность против окисления, термическую устойчивость, вязкостно-температурные и электроизоляци- онные свойства. 2. Нафтеновые ряды отвечают за температуру кипения, вязкость и плотность масла. 3. Парафиновые ряды . Химический состав масел обусловлен свойствами исходного нефтяно- го сырья и технологией производства. В среднем для маслонаполненного оборудования периодичность об- следования и объем испытаний оборудования составляют 1 раз в два (в че- тыре) года. Электрическая прочность , характеризуемая пробивным напряже- нием в стандартном разряднике или соответствующей напряженностью электрического поля, меняется при увлажнении и загрязнении масла и поэтому может служить диагностическим признаком. При снижении температуры избыток воды выделяется в виде эмульсии, которая вызы- вает снижение пробивного напряжения, особенно при наличии загряз- нений. Информацию о наличии увлажнения масла может также дать его tg δ, однако лишь при больших количествах влаги. Это можно объяснить малым влиянием на tg δ масла растворенной в нем воды; резкий рост tg δ масла происходит при возникновении эмульсии. В изоляционных конструкциях основной объем влаги находится в твердой изоляции. Между ней и маслом, а в негерметизированных кон- струкциях еще и между маслом и воздухом, постоянно происходит влагооб- мен. При стабильном температурном режиме наступает равновесное состо- яние, и тогда по влагосодержанию масла можно оценить влагосодержание твердой изоляции. Под влиянием электрического поля, температуры и окислителей масло начинает окисляться с образованием кислот и сложных эфиров, на более поздней стадии старения — с образованием шлама. Последующее отложение шлама на бумажной изоляции не только ухудшает охлаждение, но и может привести к пробою изоляции, поскольку шлам никогда не отлагается равномерно. |