учебное пособие. Учебное пособие ТВН. Учебное пособие для студентов, обучающихся по направлению подготовки Электроэнергетика и электротехника

• Название: Учебное пособие для студентов, обучающихся по направлению подготовки Электроэнергетика и электротехника
• Анкор: учебное пособие
• Дата: 23.05.2022
• Размер: 5.05 Mb.
• Имя файла: Учебное пособие ТВН.doc
• Тип: Учебное пособие; #544213
• страница: 16 из 16

4.8 Методы непрерывного контроля изоляции

1. 
   Контроль растворенных газов. Распространены две типичных модификации: измерение суммы характерных горючих газов (Н2+СО+С2Н4+С2Н2) типа HYDRAN-установлены более, чем на 15000 ед. оборудования; индивидуальный контроль 7 типичных газов; контроль влажности (относительной влажности масла), сопровождающийся экспертной системой оценки влажности твердой изоляции. Широкое развитие датчиков влажности. Значительный интерес вызывает метод "Water Heat Run Test", разработанный ЗТЗ-Сервис.
   
2. 
   Измерение частичных разрядов акустическими датчиками.
   
3. 
   Измерение частичных разрядов с помощью электрических датчиков как с целью выявления и идентификации проблем, связанных с внутренними разрядами, так и для оценки ухудшения состояния изоляции. Имеются предложения по комбинированной системе с дополнительным использованием акустических датчиков.
   
4. 
   Измерение диэлектрических характеристик вводов, в том числе основанного на анализе амплитудно-фазового спектра тока небаланса в трехфазной системе.
   
5. 
   Анализ вибро-акустических спектров для оценки распрессовки обмоток и магнитопровода.
   
6. 
   Контроль состояния РПН с помощью измерения тока и мощности в двигателе привода, измерения момента сопротивления на валу привода, измерения акустических сигналов.
   

4.9 Методы испытания и диагностики кабельных линий с изоляцией из шитого полиэтилена

Кабельные линии непосредственно после их сооружения и в процессе эксплуатации подвергаются разнообразным испытаниям, с помощью которых выявляются ослабленные места или дефекты в изоляции и защитных оболочках кабелей, в соединительной и концевой арматуре и других элементах кабельных линий. Для обеспечения надежной работы силовых кабельных линий (КЛ) в настоящее время в России применяется система планово-профилактических испытаний, при которой кабели периодически подвергаются испытаниям постоянным напряжением достаточно высокого уровня (в 4 6 раз превышающим рабочее напряжение КЛ) с измерением токов утечки. Практика показывает, что данные испытания повышенным постоянным напряжением, даже в случае их успешности, не только не гарантируют безаварийную последующую работу КЛ, но и во многих случаях приводят к сокращению срока службы КЛ. Особенно опасны такие испытания для КЛ с длительными сроками эксплуатации или с сильно состаренной изоляцией. Кроме того, испытания повышенным постоянным напряжением силовых кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ-кабели), которые ввиду своих высоких эксплуатационных характеристик находят всё более широкое применение в России, не только не эффективны, так как сшитый полиэтилен обладает высокой электрической прочностью и малыми токами утечки, но и оказывают негативное воздействие на полиэтиленовую изоляцию.
Применительно к силовым кабелям с изоляцией из сшитого полиэтилена, согласно международным нормам, гораздо более эффективным и экономичным является метод испытаний напряжением сверхнизкой частоты 0,1 Гц, которое по величине не должно превышать номинальное напряжение (U₀) КЛ более чем в 3 раза

)

согласно МЭК 60502 и DIN VDE 0276. Испытания при очень низких частотах со сменой полярности позволяют выявлять дефекты в изоляции без формирования объемных зарядов в структуре полиэтиленовой изоляции в отличие от того, как это происходит при приложении постоянного напряжения.
Поэтому кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена, согласно действующим международным стандартам, испытываются исключительно напряжением сверхнизкой частоты.

При испытаниях силовых кабелей с бумажной пропитанной изоляцией применение этого метода позволяет в значительной степени уменьшить испытательное напряжение по сравнению с испытаниями постоянным напряжением.

Для повышения надежности электроснабжения за счет уменьшения количества аварийных ситуаций и для исключения затрат на проведение необоснованных ремонтов КЛ гораздо более предпочтительным является применение неразрушающих методов диагностики силовых КЛ.
Из разработанных методов можно выделить следующие неразрушающие методы диагностики силовых КЛ напряжением до 35 кВ:

• 
  метод измерения и локации частичных разрядов в силовых КЛ (с использованием диагностической системы );
  
• 
  метод измерения и анализа возвратного напряжения в изоляции силовых кабелей (с использованием диагностических систем CD 31 и CDS);
  
• 
  метод измерения тока релаксации в изоляции СПЭ-кабелей (с использованием диагностических систем CDS);
  
• 
  метод измерения диэлектрических характеристик изоляции кабелей (с использованием диагностических систем.);
  
• 
  метод контроля целостности оболочки силовых кабелей и определения мест неисправности в оболочках (с использованием приборов MFM 5-1, MVG 5 и др.).
  

В силовых КЛ напряжением до 35 кВ включительно основными причинами снижения электрической прочности изоляции в процессе длительной эксплуатации (т. е. старения изоляции) являются воздействия частичных разрядов (ЧР) и повышенных температур. Физические процессы в изоляции силовых кабелей под воздействием ЧР (т. е. микроразрядов, возникающих в местах неоднородности изоляции при воздействии рабочего напряжения) к настоящему времени изучены достаточно хорошо. Разработаны и различные методы измерения характеристик ЧР в силовых КЛ, которые реализованы в отечественных и зарубежных приборах и установках различных конструкций. Своевременная и достоверная диагностика состояния изоляции силовых КЛ с использованием неразрушающих методов позволит отказаться от профилактических испытаний изоляции разрушающими методами, которые во многих случаях повреждают изоляцию и приводят к снижению остаточного ресурса изоляции силовых КЛ. Испытание изоляции силовых КЛ повышенным напряжением целесообразно проводить при вводе новых КЛ в эксплуатацию, после ремонта КЛ, а также при отсутствии возможности применения средств технической диагностики силовых КЛ неразрушающими методами.

4.10 Испытания силовых трансформаторов

Силовые трансформаторы являются одним из значимых и капиталоемких элементов энергосистем. Надежность работы электрических сетей, электростанций и энергосистем в значительной степени зависит от надежности работы силовых трансформаторов и автотрансформаторов, эксплуатируемых на электростанциях и в электрических сетях, значительное количество которых на энергопредприятиях России отработали установленный стандартом ГОСТ 11677-85 срок службы 25 лет. В целом более 40 % силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на энергопредприятиях России, находятся в эксплуатации более 25 лет. Фактически во многих энергосистемах более половины трансформаторного парка находится в эксплуатации более 25 30 лет.

Продолжение эксплуатации после предполагаемого расчетного срока службы является общемировой тенденцией. В настоящее время практически во всех странах все более интенсивно рассматривается вопрос о продлении срока службы установленного парка трансформаторов. Так, например, основываясь на опыте ремонта трансформаторов электросетевых компаний Германии, следует отметить, что во многих случаях состояние активной части трансформаторов было удовлетворительным и не требовало замены обмоток даже при сроках эксплуатации более 40 лет, что в основном обусловлено сравнительно низким уровнем нагрузки в течение срока эксплуатации. Старение целлюлозной изоляции блочных трансформаторов, а также трансформаторов промышленных предприятий, являющееся одним из важнейших факторов при принятии решения о продлении эксплуатации, выводе на ремонт и (или) замене, происходит, в отличие от сетевых трансформаторов, зачастую значительно интенсивнее.
Продолжение эксплуатации парка трансформаторов при их удельной повреждаемости более 3 % экономически нецелесообразно. На основании ориентировочных статистических данных, критическое увеличение числа отказов генераторных трансформаторов имеет место после 35 лет, а сетевых трансформаторов - после 45 лет эксплуатации.

Обследование силовых трансформаторов можно производить с выводом в ремонт и без вывода в ремонт (непрерывный метод диагностики) .
Обследование силовых трансформаторов с выводом в ремонт производят методами электрических и химических испытаний .
В перечень обязательных электрических испытаний согласно входят :
- измерение сопротивления изоляции всех обмоток и определение коэффициента абсорбции;
- измерение диэлектрических потерь и ёмкости изоляции обмоток;
- определение пробивного напряжения трансформаторного масла;
- определение тангенса угла диэлектрических потерь жидкого диэлектрика;
- определение сопротивления обмоток постоянному току на всех ответвлениях переключающего устройства или ПБВ;
- измерение тока и потерь холостого хода при малом однофазном возбуждении;
- определение полного сопротивления короткого замыкания (для силовых трансформаторов мощностью 125 MB-А и более);
- определение коэффициента трансформации обмоток;
- измерение сопротивления изоляции высоковольтных вводов, определение коэффициента абсорбции;
- измерение диэлектрических потерь и ёмкости изоляции высоковольтных вводов;
- испытание изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц (при капитальном ремонте с полной сменой обмоток).
В перечень дополнительных электрических испытаний входят :
- определение уровня и места расположения источников частичных разрядов электрическим методом и локации частичных разрядов акустическим методом;
- выявление деформации обмоток путём анализа переходных функций трансформатора с помощью импульсной и частотной характеристик, и измерения частичных разрядов при повышенном напряжении, методами определения индуктивного и полного сопротивления короткого замыкания, низковольтных импульсов (импульсное дефектографирование), магнитной индукции;
- определение витковых замыканий в обмотках путем измерения внешнего магнитного поля трансформатора;
- определение вибраций элементов силового трансформатора;
оценка состояния переключающих устройств с требованиями завода-изготовителя: снятие круговых диаграмм, осциллографирование контактной системы РПН и т. д.
В перечень обязательных химических испытаний входят :
- оценка влажности твердой изоляции;
- хроматографический анализ газов, растворённых в масле;
- определение кислотного числа диэлектрической жидкости;
- определение водорастворимых кислот диэлектрической жидкости;
- определение влагосодержания диэлектрической жидкости (качественное и количественное);
- определение температуры вспышки диэлектрической жидкости;
- определение антиокислительной присадки диэлектрической жидкости (до залива в электрооборудование);
- определение класса чистоты диэлектрической жидкости;
- содержание растворимого шлама в диэлектрической жидкости;
- газосодержание в диэлектрической жидкости в соответствии с инструкциями предприятия-изготовителя;
- оценка состояния бумажной изоляции обмоток по наличию фурановых соединений и степени полимеризации.
В перечень дополнительных испытаний диэлектрической жидкости входят :
- определение мутности;
- определение продуктов старения при помощи инфракрасной спектроскопии (спектральный анализ);
- измерение тангенса угла диэлектрических потерь, удельной объёмной проводимости   из бака силового трансформатора и из полости высоковольтных вводов при различных температурных режимах.
К методам непрерывного контроля (online monitoring) силовых трансформаторов относятся:
- тепловизионный;
- вибрационный;
- определение содержания растворённых в масле газов, контроль влажности и температуры в трансформаторе;
- акустический ;
- частичных разрядов;
- оценка механического состояния РПН по частотному методу, по изменению тока или нагрузки электродвигателя привода устройства, оценка износа контактов по измерению концентрации нетрадиционных газов в масле бака устройства РПН, а также по определению разницы температур в баке РПН и основном баке трансформатора;
- определение наиболее нагретых точек с помощью волоконно-оптических датчиков;
- контроль высоковольтных вводов под рабочим напряжением, путём сравнения проводимостей и угла потерь между фазами;
- измерение индукции магнитного поля вдоль бака трансформатора;
- контроль характеристик электромагнитного излучения СВЧ-диапазона и т. д.

В последнее время интенсивно развиваются и внедряются методы непрерывного контроля за крупными силовыми трансформаторами с применением современных компьютерных технологий и автоматического сбора и обработки, анализа данных. Применение этих методов осуществляется с помощью различных датчиков, расположенных непосредственно в пределах трансформатора.

4.11 Тенденции развития методов испытаний

Основные тенденции:

1. 
   Интенсивное развитие методов контроля под напряжением, а также методов непрерывного контроля с предложениями на уровне коммерческих поставок (после полноценных испытаний опытных образцов в эксплуатации).
   
2. 
   Расширение методов контроля продуктов деградации в масле.
   
3. 
   Развитие методов, основанных на оценке частотных характеристик (переходных функций).
   
4. 
   Развитие методов контроля температуры и экспертных программ контроля температурно-нагрузочного режима и расчета износа целлюлозы.
   
5. 
   Развитие портативной техники диагностики.
   
6. 
   Тепловизионный контроль электрооборудования.
   

4.12 Тепловизионный контроль электрооборудования.

С 1998 года проведение тепловизионной диагностики включено в шестое издание “Объем и нормы испытаний электрооборудования” (РД 34.45-51.300-97), и это дает возможность ее массового применения всеми энергопредприятиями.

Принципы тепловизионной диагностики. Применение тепловизионной диагностики основано на том, что наличие некоторых видов дефектов высоковольтного оборудования вызывает изменение температуры дефектных элементов и, как следствие, изменение интенсивности инфракрасного (ИК) излучения, которое может быть зарегистрировано тепловизионными приборами.Важно, чтобы измерялось собственное излучение обследуемого объекта, которое связано с наличием и степенью развития дефекта. При проведении обследования необходимо учитывать коэффициент излучения поверхности обследуемого объекта, а также угол между осью тепловизионного приемника и нормалью к излучающей поверхности объекта. При проведении измерений однотипных объектов необходимо располагать тепловизионный приемник на одинаковом расстоянии и под одинаковым углом его оптической оси к поверхности объекта. При обнаружении более нагретых зон необходимо, прежде всего, оценить, не является ли это следствием разницы в коэффициентах излучения, не связано ли это с наличием отверстий или расположенных под углом плоскостей, а также с нагревом от внешнего источника излучения.

Наличие дефекта выявляется сравнением температуры аналогичных участков поверхности аппаратов, работающих в одинаковых условиях нагрева и охлаждения. Характер и степень развития большинства дефектов могут быть установлены только после дополнительных измерений и анализов, позволяющих оценить состояние каждой из тепловыделяющих конструкционных частей аппарата в отдельности.

Обследуемое электрооборудование

• 
  все типы контактных соединений ошиновки ОРУ, присоединений к линейным выводам аппаратов, разъемные контактные соединения разъединителей, внутренние контактные соединения камер воздушных и маломасляных выключателей;
  
• 
  изоляторы экранированных токопроводов генераторного напряжения, шинных мостов автотрансформаторов и трансформаторов, опорные металлические конструкции шинных мостов;
  
• 
  подвесные и опорные фарфоровые изоляторы;
  
• 
  баки, вводы и системы охлаждение силовых трансформаторов;
  
• 
  вводы масляных выключателей и проходные вводы;
  
• 
  вентильные разрядники и ОПН;
  
• 
  измерительные трансформаторы тока;
  
• 
  измерительные трансформаторы напряжения – электромагнитные и емкостные;
  
• 
  конденсаторы связи;
  
• 
  ВЧ-заградители.
  

Баки, вводы и системы охлаждения силовых трансформаторовПри тепловизионном обследовании четко выявляются дефекты работы охладителей; термосифонных фильтров; местные перегревы баков; перегревы болтов, соединяющих колокол и поддон; работы маслоуказателей по уровню масла и другие. Четко выявляются некоторые дефекты вводов, которые, однако, не связаны с увеличением тангенса угла диэлектрических потерь. В ряде случаев только тепловизионный контроль позволяет выявить причину роста газосодержания в масле трансформатора. Такими причинами могут быть как образование короткозамкнутых контуров при неправильной сборке экранированных токопроводов, так и любые другие дефекты, приводящие к перегреву отдельных элементов бака от вихревых токов. Например, на блочном трансформаторе Сургутской ГРЭС-1 причиной появления растворенных в масле газов была нарушенная изоляция смотрового лючка. Опыт тепловизионного обследования баков трансформаторов подтверждает, что такое обследование должно обязательно включаться в объем комплексного обследования трансформаторов при переходе на ремонт по состоянию.

Вентильные разрядники и ОПН.Тепловизионная диагностика позволяет обнаруживать не только дефектные элементы разрядников и ОПН, но и такой дефект как перегрузка по величине напряжения на отдельных элементах разрядников, а для ОПН по блокам. Этот дефект, приводящий к ускоренному выходу из строя или снижению защитных характеристик разрядников и ОПН, не было возможности выявлять до изобретения дистанционного способа измерения распределения напряжения в зависимости от температуры поверхности элементов этих аппаратов.

Измерительные трансформаторы тока. При тепловизионной диагностике выявляются дефекты трансформаторов тока, которые вызваны следующими причинами:

1. 
   Изменением изоляционных характеристик (tg δ основной изоляции).
   
2. 
   Витковыми замыканиями во вторичных или связующих обмотках.
   
3. 
   Остаточной намагниченностью после протекания токов КЗ.
   
4. 
   Изменением характеристик изоляционного масла.
   

Кроме того, измеряя температуру поверхности аппарата и зная аналитическое соотношение между температурой и tg δ изоляции, определяемое постоянными табличными факторами, можно с достаточной точностью оценивать и величину собственного tg δ изоляции аппарата.

На этом принципе основан способ косвенного измерения tg δ изоляции объектов, не нагреваемых иными источниками тепла, кроме тепла от собственных диэлектрических потерь в изоляции. Внедрение и использование компактных тепловизоров для проведения обследования распределительных сетей 0,4 10 кВ, приборов для диагностики аккумуляторных батарей позволяет перейти на более высокий уровень эксплуатации и ремонта оборудования электрических сетей.

Тепловизионная диагностика позволяет решать такие задачи, решение которых без нее было слишком трудоемко или невозможно:

1. 
   Возможность массового обследования огромного объема электрооборудования одной бригадой из двух – трех человек с одной тепловизионной камерой за период подготовки энергетических объектов к осенне-зимнему максимуму нагрузок.
   
2. 
   Выявление аппаратов, находящихся в предаварийном состоянии и требующих принятия срочных мер по предотвращению возможных повреждений.
   
3. 
   Выявление дефектов, которые не могут быть выявлены никакими другими методами.
   
4. 
   Переход на ремонт оборудования по состоянию, а не по сроку службы.
   

Контрольные вопросы к главе 4.

1.С какой целью проводятся профилактические испытания?

2. Признаки старения изоляции.

3. Факторы, влияющие на процессы старения изоляции.

4. Перечислите основные методы профилактических испытаний изоляции

5. При профилактических испытаниях изоляции используются какие установки и приборы?

6. Каким прибором измеряется сопротивление изоляции?

7. Что такое коэффициент абсорбции?

8. Какие дефекты можно определить по tgδ?

9. Неразрушающие методы диагностики силовых КЛ.

10. Срок службы силовых трансформаторов.

11. Обязательные электрические испытания силовых трансформаторов.

12. Дополнительные электрические испытания силовых трансформаторов.

13. Обязательные химические испытания силовых трансформаторов.

14.Дополнительные химические испытания силовых трансформаторов.

15. Методы непрерывного контроля силовых трансформаторов.

16. Принципы тепловизионной диагностики.

17. Какие задачи решаются с помощью тепловизионной диагностики ?

ЛИТЕРАТУРА

1. 
   Правила устройств электроустановок. 7-е издание. - М: "Издательство НЦ ЭНАС", 2007. - 549 с.
   

1. 
   Техника высоких напряжений / под ред. Г.С. Кучинского. – СПб.: Энергоатомиздат, 2003. – 608 с.
   

2. 
   Объем и нормы испытаний электрооборудования / Под общ. ред. Б.А. Алексеева, Ф.Л. Когана, Л.Г. Мамиконянца. - 6-е изд., с изм. и доп. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004.
   
3. 
   Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (электрическое оборудование). - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2007.-352с.
   
4. 
   Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП). - М.: Изд-во «Энергосервис»,2003.-392с.
   
5. 
   Межотраслевые правила по охране труда (Правила Безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТ РМ-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00.
   
6. 
   Инструкция по применению и испытанию средств защиты, используемых в электроустановках.
   
7. 
   Объем и нормы испытаний электрооборудования РД 34.45-51.300-97 с изменениями №1 и №2 УДК 621.311.002.5.001.4.
   
8. 
   Инструкции по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением до 35кВ.
   
9. 
   ТУ 1 6.К71-335-2004 «Кабели силовые с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 10, 20, 35 кВ»
   
10. 
    ГОСТ 12.2.024-87 (Трансформаторы силовые масляные. Нормы и методы контроля)
    
11. 
    ГОСТ 13109-97 (Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения)
    
12. 
    РД 34.45-51.300-97 Объем и нормы испытания электрооборудования
    
13. 
    РД 153-34.0-20.363-99 Основные положения методики инфракрасной диагностики электрооборудования и ВЛ
    
14. 
    РД 153-34.0-46.302-00 Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле
    
15. 
    РД 153-34.3-46.304-00 Положение об экспертной системе контроля и оценки состояния и условий эксплуатации силовых трансформаторов, шунтирующих реакторов, измерительных трансформаторов тока и напряжения
    
16. 
    РД ЭО 0410-02 Методические указания по оценке состояния и продлению срока службы силовых трансформаторов