Аппараты электрические на напряжение до 1000 В. Допустимые температуры нагрева частей аппаратов

Аппараты электрические на напряжение до 1000 В. Допустимые температуры нагрева частей аппаратов

Контактные соединения электрических цепей выполняются в соответствии с
В зависимости от климатического исполнения и категории размещения электротехнических устройств соединения подразделяются на группы А и Б. Климатические исполнения У, УХЛ для категории размещения 3 (что соответствует условиям МКС) относятся к группе А.

Таким образом, все требования ГОСТ 10434-82 к контактным соединениям применительно к МКС должны соответствовать классу 1 и группе А.

По конструктивному исполнению контактные соединения подразделяются на:

Соединение плоских контактных поверхностей (шин прямоугольного сечения или наконечников с плоскими выводами электротехнических устройств), выполненных из меди и ее сплавов или из твердых алюминиевых сплавов, не требуют применения средств стабилизации и выполняются при помощи стальных крепежных изделий, защищенных от коррозии. Допускается применение вороненых стальных болтов, гаек и шайб.

Соединение алюминиевых шин между собой или с плоскими выводами электротехнических устройств, а также с другими проводниками, выполненными из меди и ее сплавов или из твердых алюминиевых сплавов, должно выполняться с применением средств стабилизации, одного из ниже перечисленных:

Пластины из алюминиевого сплава и алюминиевые части медно-алюминиевых пластин соединяются с алюминиевыми шипами сваркой.

При применении средств стабилизации по пунктам 2,3,4 контактные соединения также выполняются при помощи стальных крепежных изделий, защищенных от коррозии.

Температура нагрева контактных соединений не должна превышать значений, указанных в таблице

Материал шин (вывода)

Макс. допустимая

температура нагрева

в установках, °С

до 1000 В

свыше 1000 В

Медь, алюминий и его сплавы без защитных покрытий

То же, но с защитными покрытиями небла­городными металлами

Медь с покрытием серебром

Тепловизионный контроль оборудования

Тепловизионный контроль оборудования распределительных устройств на напряжение до 35 кВ должен проводиться не реже 1 раза в 3 года, для оборудования напряжением 110… 220 кВ — не реже 1 раз в 2 года. Оборудование всех классов напряжений, эксплуатирующееся в зонах с высокой степенью загрязнения атмосферы должно проверяться ежегодно.

Тепловизионный контроль всех видов соединений проводов ВЛ должен проводиться не реже 1 раза в 6 лет. Воздушные линии электропередач, работающие с предельными токовыми нагрузками, большими ветровыми и гололедными нагрузками, в зонах с высокой степенью загрязнения атмосферы, а также ВЛ, питающие ответственных потребителей, должны проверяться ежегодно.

Оценка теплового состояния электрооборудования и токоведущих частей в зависимости от условий их работы и конструкции может осуществляться:

• по допустимым температурам нагрева;
• превышениям температуры;
• избыточной температуре.
• коэффициенту дефектности;
• динамике изменения температуры во времени;
• путем сравнения измеренных значений температуры объекта с другим, заведомо исправным оборудованием.

Превышение температуры — разность между измеренной температурой нагрева и температурой окружающего воздуха.

Наибольшие допустимые температуры нагрева Θ ДОП и превышения температуры ΔΘ ДОП для некоторого оборудования, его токоведущих частей, контактов и контактных соединений приведены в табл. 1.

Избыточная температура — превышение измеренной температуры контролируемого узла над температурой аналогичных узлов других фаз, находящихся в одинаковых условиях.

Коэффициент дефектности — отношение измеренного превышения температуры контактного соединения к превышению температуры, измеренному на целом участке шины (провода), отстоящем от контактного соединения на расстоянии не менее 1 м.

Рассмотрим основные принципы тепловизионного контроля оборудования систем электроснабжения.

Состояние контактов и контактных соединений оборудования оценивается по избыточной температуре при рабочих токах нагрузки IРаб = 0,3 … 0,6Iном. В качестве норматива используется значение температуры, приведенное к 0,5Iном,

где ΔΘ 0,5 — избыточная температура при токе нагрузки 0,5Iном; ΔΘРаб — избыточная температура при рабочем токе нагрузки Iраб.

Таблица 1

Примечание. Контакт — токоведущая часть аппарата, которая во время операции размыкает или замыкает электрическую цепь; контактное соединение — токоведущее соединение (болтовое, сварное или другое), обеспечивающее непрерывность токовой цепи.

Тепловизионный контроль при рабочих токах, меньших 0,3 Iном, не способствует выявлению дефектов на ранней стадии их развития.

Степень неисправности контактов и контактных соединений оценивается следующим образом:

• ΔΘ о,5 = 5…10°С — начальная степень неисправности, которую следует держать под контролем и принимать меры по ее устранению во время проведения ремонта, запланированного по графику;
• ΔΘ о,5 = 10…30°С — развившийся дефект; следует принять меры по устранению неисправности при ближайшем выводе электрооборудования из работы;
• ΔΘ о,5 > 30°С — аварийный дефект, требующий немедленного устранения.

Токоведущие части. При оценке теплового состояния токоведущих частей различают степени неисправности, исходя из следующих значений коэффициента дефектности:

• до 1,2 — начальная степень неисправности, которую нужно держать под контролем;
• 1,2… 1,5 — развившийся дефект; следует принять меры по устранению неисправности при ближайшем выводе линии из работы;
• более 1,5 — аврийный дефект; требуется немедленное устранение.

Силовые трансформаторы. Тепловизионный контроль трансформаторов напряжением 110 кВ и выше производится при решении вопроса о необходимости их капитального ремонта. Снимаются теплограммы поверхности бака трансформатора, элементов системы охлаждения, вводов и другие.

При анализе теплограмм:

• сравниваются между собой нагревы вводов разных фаз трансформатора;
• сравниваются нагревы исследуемого трансформатора с нагревами однотипных трансформаторов;
• проверяется динамика изменения нагревов во времени и в зависимости от нагрузки;
• определяются расположения мест локальных нагревов;
• сопоставляются места локальных нагревов с расположением элементов магнитопровода и обмоток;
• определяется эффективность работы систем охлаждения.

Маслонаполненные вводы. Состояние ввода оценивается по распределению температуры по высоте ввода. На рис. 11.2 показан характер распределения температуры по высоте маслонаполненного ввода при нормальном его состоянии и некоторых дефектах [Бажанов С.А. Инфракрасная диагностика электрооборудования распределительных устройств.- Москва: НТФ «Энергопрогресс», 2000.].

Рис. 2. Характер распределения температуры по высоте маслонаполненного ввода:

• нормальное распределение температуры (А); распределение температуры при наличии короткозамкнутого контура в маслорасширителе (Б); при перегреве внутренних контактных соединений (В); при понижении уровня масла (Г); при нарушении циркуляции масла (разбухание бумажного остова на токоведущем стержне, шламообразование и т.п.) (Д).

Случай Д иллюстрируется теплограммой, приведенной на рис. 3. Видно, что температура средней части правого ввода ниже, чем в двух других фазах.

Измерительные трансформаторы. Для оценки состояния внутренней изоляции измеряются температуры нагрева поверхностей фарфоровых покрышек, которые не должны иметь локальных нагревов, а значения температуры, измеренные в одинаковых зонах покрышек трех фаз, не должны отличаться между собой более чем на 0,3°С.

Рис. 3. Теплограмма вводов трансформатора

Аппараты защиты от перенапряжений. Признаками исправного состояния вентильного разрядника являются:

• одинаковый нагрев во всех фазах верхних элементов в местах расположения шунтирующих резисторов;
• практически одинаковое распределение температуры по элементам одной фазы разрядника; отличия температур должны находиться в пределах 0,5-5°С в зависимости от количества элементов в разряднике.
• Оценка состояния нелинейных ограничителей перенапряжений осуществляется путем пофазного сравнения температур, измеренных по высоте и периметру покрышки ограничителя. На покрышке не должно быть зон локального нагрева.

Конденсаторы. Температуры нагрева корпусов конденсаторов одинаковой мощности при одинаковой загрузке не должны отличаться между собой более чем в 1,2 раза.

Силовые кабели. Температура нагрева токоведущих жил кабелей, измеренная в местах их подсоединения к аппаратам, не должна превышать допустимого значения.

Воздушные линии электропередачи. Оценка состояния контактных соединений алюминиевых и сталеалюминиевых проводов проводится по коэффициенту дефектности. Нормами [Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.45-51.300-97. РАО «ЕЭС России». С изменениями № 1 и 2 от 10.01.2000 и 22.08.2000.] устанавливаются следующие степени дефектов в зависимости от величины коэффициента дефектности:

• до 1,2 — начальная степень неисправности, которую нужно держать под контролем;
• 1,2… 1,5 — развившийся дефект; следует принять меры по устранению неисправности при ближайшем выводе линии из работы;
• более 1,5 — аврийный дефект; требуется немедленное устранение.

В заключение следует отметить основные преимущества тепловизионного контроля перед традиционными методами оценки состояния оборудования.

Тепловизионный контроль производится в рабочем состоянии оборудования, то есть под нагрузкой и напряжением. Результаты обследования в таком состоянии являются более достоверными, чем результаты обследований после снятия нагрузки или напряжения. Так, например, для гирлянды изоляторов нагрузкой является не только напряжение, но и тяжение провода. Замеченное тепловизором повреждение изолятора гирлянды может оказаться незамеченным при осмотре гирлянды после снятия с опоры.

Тепловизионный контроль проводится без отключения оборудования и в любое время. Поэтому тепловизионное обследование оборудования не мешает предприятию выполнять свою основную задачу по передаче и распределению электроэнергии.

Поскольку повреждения выявляются на работающем оборудовании, то имеется запас времени для подготовки вывода дефектного оборудования в ремонт, не отключая электроустановку и сокращая время ремонта до минимума.

Наряду с другими видами современной диагностики, в частности с хроматографическим анализом трансформаторного масла, тепловизионный контроль позволяет:

Диагностика и мониторинг трансформаторов тока и напряжения

Повреждаемость измерительных трансформаторов (ИТ) до сих пор остается довольно высокой. Если учесть, что 70 % маслонаполненных ИТ имеет наработку более 15 лет, то в эксплуатации такое оборудование требует особой тщательности контроля и анализа результатов измерений. Состояние изоляции ИТ с бумажно-масляной изоляцией в эксплуатации оценивают по результатам измерений:

– сопротивления главной изоляции и изоляции вторичных обмоток;

– tgδ и емкости изоляции при 10 кВ для трансформаторов тока (ТТ);

– ток холостого хода для трансформаторов напряжения (ТН);

– характеристик масла – U_np., tgδ, 90°С и влагосодержания, хроматографического анализа растворенных в масле газов;

– разности температур аппаратов соседних фаз (тепловизионный контроль);

– относительного изменения тока утечки в изоляции ТТ при рабочем напряжении, а также относительного изменения tgδ и емкости изоляции;

– уровня частичных разрядов (ЧР).

ТТ звеньевого типа с бумажно-масляной изоляцией. В этой конструкции измерением tgδ H3 контролируют только небольшую часть изоляции между первичной и вторичной обмотками, и из-за малой емкости этого изоляционного промежутка, измерения не очень точны. Поэтому основным средством для оценки состояния изоляции этих ТТ остаются характеристики масла: U_np, tgδ, 90°С, влагосодержание, и содержание газов.

ТТ 330 кВ с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа U-образной конструкции: ТФКН (ранних годов выпуска) негерметичного исполнения, а ТФУМ – герметичного. Состояние изоляции ТФКН контролируется на 3-х изоляционных промежутках: С1 – основная изоляция между первичной обмоткой и предпоследней измерительной обкладкой, С2 – изоляция между предпоследней и последней обкладками и СЗ – изоляция последней обкладки относительно цоколя.

Анализ характеристик ТФКН показывает корреляцию значений tgδ C3 и tgδ масла: повышенным значениям tgδ масла соответствуют большие значения tgδ C3.

Трымовидной конструкции с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа герметичного исполнения.

Электромагнитный трансформатор напряжения, блок 110 кВ которого является базовым для всех каскадов ТН более высоких классов напряжения. Конструкция ТН – негерметичного исполнения. Основная изоляция – масло, и от его состояния зависит состояние витковой бумажной изоляции обмоток и всего ТН. Контроль масла в ТН, как и в ТТ звеньевого типа, является основным средством диагностики. При тщательных измерениях информацию о состоянии изоляции ТН также несут сопротивление главной изоляции и изоляции вторичных обмоток.

Состояние масла в блоках не зависит от их расположения в каскаде.

Хроматографический анализ растворенных в масле газов (АРГ) для ИТ применяется крайне редко.

2.5. Контроль содержания растворенных в масле газов

Небольшое количество единиц ИТ на которых проводится АРГ, не позволяет сделать даже предварительной оценки опасного уровня содержания газов, тем более, что значения опасного уровня сильно зависят от конструкции в отличие от значений нормального уровня. У всех рассмотренных классов ТТ и ТН эти значения близки между собой.

3. МЕТОДЫ ДИАГНОСТИКИ ТТ И ТН

3.1. Тепловизионный контроль

Проводимый тщательно, со знанием конструкции контролируемого аппарата, тепловизионный контроль позволяет отбраковывать ИТ.

3.2. Хроматографический анализ трансформаторного масла

Передвижные испытательные лаборатории подстанций оборудованы устаревшими морально и физически измерительными мостами (Р-5026) и мегаомметрами (Ф-4000/5) с недостаточно высокой точностью, неустойчивыми к помехам.

Анализ масла остается практически единственным способом выявления развивающихся повреждений.

ПС, где проводят хроматографический анализ растворенных в масле газов для ИТ даже классов напряжения 330 кВ и выше, являются исключением.

3.2.1. Направления усовершенствования системы контроля и диагностики

Широкое внедрение методов контроля под рабочим напряжением (tgδ изоляции, небаланс тока утечки в трехфазной группе, измерение ЧР, сканирование теплового поля и т.д.). Эти методы повышают чувствительность измерений к развивающимся дефектам за счет контроля изоляции в рабочих условиях, как по напряжению, так и по температуре.

Внедрение отечественной аппаратуры для измерения ЧР нового поколения, с компьютерной обработкой данных, которая позволяет выделить сигнал ЧР на фоне помех.

Оснащение передвижных испытательных лабораторий, в соответствии с современным уровнем развития измерительной техники:

– источником напряжения, близкого к рабочему напряжению испытуемого оборудования;

– измерителями или мостами для измерения характеристик изоляции при условиях, близких к рабочим;

– приборами для контроля сопротивления изоляции с верхним пределом измерения на уровне ГОм и т.д.

Широкое внедрение хроматографического анализа растворенных в масле газов для диагностики как развивающихся ЧР (Н2 и СН4, С2Н2), поскольку измерение ЧР в условиях действующих подстанций пока весьма сложно из-за помех, так и теплового старения и перегревов изоляции (СО, CO2, их соотношение).

3.3. Создание на ПС оснащенных специализированных служб и подготовка персонала

Для выявления дефектов изоляции, сопровождающихся частичными разрядами внутри измерительных трансформаторов, акустический метод является наиболее эффективным неразрушающим методом диагностики под рабочим напряжением. Измерительные трансформаторы тока типа ТФРМ-330,500,750 являются одними из наиболее аварийных в России в настоящее время.

Как показывает практика, существующие методы контроля состояния ТТ не позволяют выявить аварийные трансформаторы. Поэтому НПО «Техносервис-Электро» разработало акустический регистратор частичных разрядов с радиоканалом и применяет его на практике.

Контрольная точка, в которой следует обнаружить звук от частичных разрядов в изоляции ТФРМ-500, находится на боковой поверхности бака трансформатора. Это связано с тем, что наиболее вероятное место появления частичных разрядов – это изоляция вторичной обмотки в верхней части (рис. 2).

Рис. 2. Эскиз конструкции ТФРМ 500

Акустический регистратор разрядных процессов с радиоканалом позволяет регистрировать разряды в изоляции измерительных трансформаторов тока типа ТФРМ не только аварийного уровня, но и уровня, допустимого при заводских испытаниях новой продукции (несколько пикокулон). Это соответствует зажиганию индикатора первого уровня в приемнике акустического регистратора.

Аварийные разрядные процессы вызывают зажигание всех пяти уровней.

Установка акустического регистратора разрядных процессов с радиоканалом производится с помощью оперативной штанги ШОУ 500 (рис. 3).

Рис. 3. Установка акустического регистратора разрядных процессов

Вид датчика акустического регистратора разрядных процессов с радиоканалом приведен на рис. 3. Конструктивно акустический регистратор разрядных процессов с радиоканалом представляет собой два малогабаритных переносных устройства – датчик, состоящий из акустического регистратора частичных разрядов РЧР с радиопередатчиком и магнитным креплением (рис. 4).

Рис.4. Датчик акустического регистратора разрядных процессов с радиоканалом. Вид сверху

Сигналы от акустического регистратора разрядных процессов с радиоканалом принимаются приемником и передаются в компьютер. С помощью компьютера проводится анализ уровня ультразвуковых сигналов, и в соответствии с указанными нормами определяется наличие аварийных процессов. Уровень обнаруженного ультразвукового излучения отображается пятью дискретными световыми сигналами. Минимально обнаружимый уровень ультразвукового давления 0,04 Па в полосе частот 60-130 кГц вызывает зажигание первого индикатора из пяти в программе обработки сигнала приемника. Соотношение уровней индикации со звуковым давлением: 1 уровень – 0,04 Па, 2 уровень – 0,08 Па, 3 уровень – 0,16 Па, 4 уровень – 0,32 Па, 5 уровень – 0,64 Па. Примерное соотношение индицируемого звукового давления и заряда искрового разряда:

– 0,04-0,4 Па (разряды начального уровня 20-300 пКл);

– 0,2-2 Па (разряды высокой интенсивности 300 пКл –
10 нКл).

4. CT-RELAY – СИСТЕМА МОНИТОРИНГА ИЗОЛЯЦИИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА

Стационарная система контроля изоляции марки «CT-Relay» (CurrentTransformerRelay) предназначена для непрерывного контроля состояния изоляции высоковольтных измерительных трансформаторов тока с рабочим напряжением до 750 кВ. Для повышения достоверности работы системы мониторинга трансформаторов в приборе «CT-Relay» реализованы два взаимодополняющих метода оценки состояния изоляции, работающие в режиме «on-line»:

Измерения и анализа токов проводимости изоляции по фазам ТТ. Данный метод реализован по сбалансированной схеме. Такая схема используется в приборе «КИВ 500», но реализована на современной элементной базе. Это позволяет получать максимально высокую чувствительность при изменении параметров изоляции в одной фазе трансформатора тока и повысить устойчивость к воздействию помех. Системой мониторинга «CT-Relay» постоянно контролируется величина и относительное изменение тангенса угла потерь, и емкости изоляции трех фаз измерительного ТТ. Это наиболее достоверный метод контроля состояния изоляции для трансформаторов тока.

Анализа интенсивности и распределения частичных разрядов, позволяющий выявлять появление дефектов изоляции на самых ранних этапах их развития. Диагностика по частичным разрядам является вспомогательным методом, дополняющим метод контроля тангенса угла потерь.

Дата добавления: 2017-02-13 ; просмотров: 2812 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Аппараты электрические на напряжение до 1000 В. Допустимые температуры нагрева частей аппаратов

Контактные соединения электрических цепей выполняются в соответствии с
В зависимости от климатического исполнения и категории размещения электротехнических устройств соединения подразделяются на группы А и Б. Климатические исполнения У, УХЛ для категории размещения 3 (что соответствует условиям МКС) относятся к группе А.

Таким образом, все требования ГОСТ 10434-82 к контактным соединениям применительно к МКС должны соответствовать классу 1 и группе А.

По конструктивному исполнению контактные соединения подразделяются на:

Соединение плоских контактных поверхностей (шин прямоугольного сечения или наконечников с плоскими выводами электротехнических устройств), выполненных из меди и ее сплавов или из твердых алюминиевых сплавов, не требуют применения средств стабилизации и выполняются при помощи стальных крепежных изделий, защищенных от коррозии. Допускается применение вороненых стальных болтов, гаек и шайб.

Соединение алюминиевых шин между собой или с плоскими выводами электротехнических устройств, а также с другими проводниками, выполненными из меди и ее сплавов или из твердых алюминиевых сплавов, должно выполняться с применением средств стабилизации, одного из ниже перечисленных:

Пластины из алюминиевого сплава и алюминиевые части медно-алюминиевых пластин соединяются с алюминиевыми шипами сваркой.

При применении средств стабилизации по пунктам 2,3,4 контактные соединения также выполняются при помощи стальных крепежных изделий, защищенных от коррозии.

Температура нагрева контактных соединений не должна превышать значений, указанных в таблице

Материал шин (вывода)

Макс. допустимая

температура нагрева

в установках, °С

до 1000 В

свыше 1000 В

Медь, алюминий и его сплавы без защитных покрытий

То же, но с защитными покрытиями небла­городными металлами

Медь с покрытием серебром

Тепловизионный контроль оборудования

Тепловизионный контроль оборудования распределительных устройств на напряжение до 35 кВ должен проводиться не реже 1 раза в 3 года, для оборудования напряжением 110… 220 кВ — не реже 1 раз в 2 года. Оборудование всех классов напряжений, эксплуатирующееся в зонах с высокой степенью загрязнения атмосферы должно проверяться ежегодно.

Тепловизионный контроль всех видов соединений проводов ВЛ должен проводиться не реже 1 раза в 6 лет. Воздушные линии электропередач, работающие с предельными токовыми нагрузками, большими ветровыми и гололедными нагрузками, в зонах с высокой степенью загрязнения атмосферы, а также ВЛ, питающие ответственных потребителей, должны проверяться ежегодно.

Оценка теплового состояния электрооборудования и токоведущих частей в зависимости от условий их работы и конструкции может осуществляться:

• по допустимым температурам нагрева;
• превышениям температуры;
• избыточной температуре.
• коэффициенту дефектности;
• динамике изменения температуры во времени;
• путем сравнения измеренных значений температуры объекта с другим, заведомо исправным оборудованием.

Превышение температуры — разность между измеренной температурой нагрева и температурой окружающего воздуха.

Наибольшие допустимые температуры нагрева Θ ДОП и превышения температуры ΔΘ ДОП для некоторого оборудования, его токоведущих частей, контактов и контактных соединений приведены в табл. 1.

Избыточная температура — превышение измеренной температуры контролируемого узла над температурой аналогичных узлов других фаз, находящихся в одинаковых условиях.

Коэффициент дефектности — отношение измеренного превышения температуры контактного соединения к превышению температуры, измеренному на целом участке шины (провода), отстоящем от контактного соединения на расстоянии не менее 1 м.

Рассмотрим основные принципы тепловизионного контроля оборудования систем электроснабжения.

Состояние контактов и контактных соединений оборудования оценивается по избыточной температуре при рабочих токах нагрузки IРаб = 0,3 … 0,6Iном. В качестве норматива используется значение температуры, приведенное к 0,5Iном,

где ΔΘ 0,5 — избыточная температура при токе нагрузки 0,5Iном; ΔΘРаб — избыточная температура при рабочем токе нагрузки Iраб.

Таблица 1

Примечание. Контакт — токоведущая часть аппарата, которая во время операции размыкает или замыкает электрическую цепь; контактное соединение — токоведущее соединение (болтовое, сварное или другое), обеспечивающее непрерывность токовой цепи.

Тепловизионный контроль при рабочих токах, меньших 0,3 Iном, не способствует выявлению дефектов на ранней стадии их развития.

Степень неисправности контактов и контактных соединений оценивается следующим образом:

• ΔΘ о,5 = 5…10°С — начальная степень неисправности, которую следует держать под контролем и принимать меры по ее устранению во время проведения ремонта, запланированного по графику;
• ΔΘ о,5 = 10…30°С — развившийся дефект; следует принять меры по устранению неисправности при ближайшем выводе электрооборудования из работы;
• ΔΘ о,5 > 30°С — аварийный дефект, требующий немедленного устранения.

Токоведущие части. При оценке теплового состояния токоведущих частей различают степени неисправности, исходя из следующих значений коэффициента дефектности:

• до 1,2 — начальная степень неисправности, которую нужно держать под контролем;
• 1,2… 1,5 — развившийся дефект; следует принять меры по устранению неисправности при ближайшем выводе линии из работы;
• более 1,5 — аврийный дефект; требуется немедленное устранение.

Силовые трансформаторы. Тепловизионный контроль трансформаторов напряжением 110 кВ и выше производится при решении вопроса о необходимости их капитального ремонта. Снимаются теплограммы поверхности бака трансформатора, элементов системы охлаждения, вводов и другие.

При анализе теплограмм:

• сравниваются между собой нагревы вводов разных фаз трансформатора;
• сравниваются нагревы исследуемого трансформатора с нагревами однотипных трансформаторов;
• проверяется динамика изменения нагревов во времени и в зависимости от нагрузки;
• определяются расположения мест локальных нагревов;
• сопоставляются места локальных нагревов с расположением элементов магнитопровода и обмоток;
• определяется эффективность работы систем охлаждения.

Маслонаполненные вводы. Состояние ввода оценивается по распределению температуры по высоте ввода. На рис. 11.2 показан характер распределения температуры по высоте маслонаполненного ввода при нормальном его состоянии и некоторых дефектах [Бажанов С.А. Инфракрасная диагностика электрооборудования распределительных устройств.- Москва: НТФ «Энергопрогресс», 2000.].

Рис. 2. Характер распределения температуры по высоте маслонаполненного ввода:

• нормальное распределение температуры (А); распределение температуры при наличии короткозамкнутого контура в маслорасширителе (Б); при перегреве внутренних контактных соединений (В); при понижении уровня масла (Г); при нарушении циркуляции масла (разбухание бумажного остова на токоведущем стержне, шламообразование и т.п.) (Д).

Случай Д иллюстрируется теплограммой, приведенной на рис. 3. Видно, что температура средней части правого ввода ниже, чем в двух других фазах.

Измерительные трансформаторы. Для оценки состояния внутренней изоляции измеряются температуры нагрева поверхностей фарфоровых покрышек, которые не должны иметь локальных нагревов, а значения температуры, измеренные в одинаковых зонах покрышек трех фаз, не должны отличаться между собой более чем на 0,3°С.

Рис. 3. Теплограмма вводов трансформатора

Аппараты защиты от перенапряжений. Признаками исправного состояния вентильного разрядника являются:

• одинаковый нагрев во всех фазах верхних элементов в местах расположения шунтирующих резисторов;
• практически одинаковое распределение температуры по элементам одной фазы разрядника; отличия температур должны находиться в пределах 0,5-5°С в зависимости от количества элементов в разряднике.
• Оценка состояния нелинейных ограничителей перенапряжений осуществляется путем пофазного сравнения температур, измеренных по высоте и периметру покрышки ограничителя. На покрышке не должно быть зон локального нагрева.

Конденсаторы. Температуры нагрева корпусов конденсаторов одинаковой мощности при одинаковой загрузке не должны отличаться между собой более чем в 1,2 раза.

Силовые кабели. Температура нагрева токоведущих жил кабелей, измеренная в местах их подсоединения к аппаратам, не должна превышать допустимого значения.

Воздушные линии электропередачи. Оценка состояния контактных соединений алюминиевых и сталеалюминиевых проводов проводится по коэффициенту дефектности. Нормами [Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.45-51.300-97. РАО «ЕЭС России». С изменениями № 1 и 2 от 10.01.2000 и 22.08.2000.] устанавливаются следующие степени дефектов в зависимости от величины коэффициента дефектности:

• до 1,2 — начальная степень неисправности, которую нужно держать под контролем;
• 1,2… 1,5 — развившийся дефект; следует принять меры по устранению неисправности при ближайшем выводе линии из работы;
• более 1,5 — аврийный дефект; требуется немедленное устранение.

В заключение следует отметить основные преимущества тепловизионного контроля перед традиционными методами оценки состояния оборудования.

Тепловизионный контроль производится в рабочем состоянии оборудования, то есть под нагрузкой и напряжением. Результаты обследования в таком состоянии являются более достоверными, чем результаты обследований после снятия нагрузки или напряжения. Так, например, для гирлянды изоляторов нагрузкой является не только напряжение, но и тяжение провода. Замеченное тепловизором повреждение изолятора гирлянды может оказаться незамеченным при осмотре гирлянды после снятия с опоры.

Тепловизионный контроль проводится без отключения оборудования и в любое время. Поэтому тепловизионное обследование оборудования не мешает предприятию выполнять свою основную задачу по передаче и распределению электроэнергии.

Поскольку повреждения выявляются на работающем оборудовании, то имеется запас времени для подготовки вывода дефектного оборудования в ремонт, не отключая электроустановку и сокращая время ремонта до минимума.

Наряду с другими видами современной диагностики, в частности с хроматографическим анализом трансформаторного масла, тепловизионный контроль позволяет:

Курс повышения квалификации «Испытания и диагностика силовых трансформаторов»

Учебно-технический центр «Энергоскан» приглашает пройти обучение по программе «Испытание и диагностика силовых трансформаторов».

Пятидневный курс обучения включает в себя основы теории и практики для выполнения работ на ключевом объекте любой подстанции – силовом трансформаторе. Слушатели познакомятся с современными методами, системами испытаний и диагностики силовых трансформаторов.

Курс предназначен для специалистов электротехнических предприятий, сотрудников службы испытаний и защиты от перенапряжений, специалистов служб подстанций, инженеров-испытателей, электромонтеров, специалистов отдела главного энергетика, ответственных за электрохозяйство.

В рамках программы обучения, слушатели получают теоретические знания в области испытаний и диагностики силовых трансформаторов, а также практические навыки проведения испытаний и диагностики, на различных типах оборудования.

Теоретическая часть (26 часов) включает в себя лекции:

Охрана труда. Техника безопасности;

Практическая часть обучения проводится в течение 18 часов, на полигоне ООО «Энергоскан» и включает в себя:

• Правила допуска к работе. Техника безопасности
• Измерение сопротивления изоляции,
• Измерение тангенса угла диэлектрических потерь
• Измерение сопротивления обмоток постоянному току
• Измерение коэффициента трансформации
• Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов
• Размагничивание трансформатора
• Измерение потерь и тока холостого хода
• Измерение сопротивления короткого замыкания (Zк) трансформатора
• Измерение частичных разрядов
• Снятие частотной характеристики (?)
• Тепловизионный контроль
• Подготовка технических документов (протоколы, технический отчет)

• Профессиональные преподаватели высших технических учебных заведений, многие из которых имеют степени кандидатов и докторов технических наук.
• Действующие сотрудники электросетевых компаний, с многолетним опытом испытаний и диагностик силовых трансформаторов.
• Руководители сервисных и электротехнических компаний

Учебно-технический центр «Энергоскан» оснащен современном испытательным и диагностическим оборудованием, на котором проводит обучение:

1. Передвижная электротехническая лаборатория
2. Переносные приборы для испытаний трансформаторов: АВИЦ-70/50, ВИУ-100, STS5000/TD5000, СА7100, СА540, К-540-3, ПТФ-1, Мико-8.
3. Приборы для диагностики трансформаторов : AQUILA, SFRA-5000, FLIR T540 и тд.

Газпром, Россети, Лукоил, ФСК ЕЭСК, РЖД, Сибур, Роснефть, Лукойл и другие крупные промышленные холдинги России и СНГ.

• Возраст слушателя – с 18 лет.
• Образование – средне-специальное и высшее электротехническое
• Стоимость курса – 20 000 рублей (при оплате в августе) / 30 000 рублей (при оплате с сентября)

Тепловизионный контроль силовых трансформаторов

Тепловизионный контроль применительно к силовым трансформаторам является вспомогательным методом диагностики, обеспечивающим наряду с традиционными методами (измерение изоляционных характеристик, тока холостого хода, хроматографического анализа состава газов в масле и др.) получение дополнительной информации о состоянии объекта.
Опыт проведения ИК-диагностики силовых трансформаторов показал, что с ее помощью можно выявить следующие неисправности:
возникновение магнитных полей рассеивания в трансформаторе за счет нарушения изоляции отдельных элементов магнитопровода (консоли, шпильки и т.п.);
нарушение в работе охлаждающих систем (маслонасосов, фильтров, вентиляторов и т.п.) и оценка их эффективности;
изменение внутренней циркуляции масла в баке трансформатора (образование застойных зон) в результате шламмообразования, конструктивных просчетов, разбухания или смещения изоляции обмоток (особенно у трансформаторов с большим сроком службы);
нагревы внутренних контактных соединений обмоток НИ с выводами трансформатора;
витковое замыкание в обмотках встроенных ТТ; ухудшение контактной системы некоторых исполнений РПН и т.п. Возможности ИК-диагностики применительно к трансформаторам недостаточно изучены. Сложности заключаются в том, что, во-первых, тепловыделения при возникновении локальных дефектов в трансформаторе "заглушаются" естественными тепловыми потоками от обмоток и магнитопровода, а, во-вторых, работа охлаждающих устройств, способствующая ускоренной циркуляции масла как бы сглаживает температуры, возникающие в месте дефекта.
При анализе результатов ИК-диагностики необходимо учитывать конструкцию трансформаторов, способ охлаждения обмоток и магнитопровода, условия и продолжительность эксплуатации, технологию изготовления и ряд других факторов.
Поскольку оценка внутреннего состояния трансформатора тепловизором осуществляется измерением значений температур на поверхности его бака, необходимо считаться с характером теплопередачи магнитопровода и обмоток. Кроме того, источниками тепла являются:
массивные металлические части трансформатора, в том числе бак, прессующие кольца, экраны, шпильки и т.п., в которых тепло выделяется за счет добавочных потерь от вихревых токов, наводимых полями рассеивания;
токоведущие части вводов, где тепло выделяется за счет потерь токоведущей части и в переходном сопротивлении соединителя отвода обмотки; контакты переключателей РПН.
Условия теплопередачи, характер распределения температур в трансформаторах различного конструктивного исполнения подробно освещены в технической литературе. Применительно к наиболее распространенной конструкции трансформаторов с естественной циркуляцией масла (системы охлаждения М и Д) характер изменения температуры по высоте трансформатора и в горизонтальном сечении приведен на рис. 1.
Отвод тепловых потерь от магнитопровода и обмоток к маслу и от последнего к системе охлаждения осуществляется путем конвекции. Зоны интенсивного движения масла имеются только у поверхностей бака трансформатора, где происходит теплообмен. Остальное масло в баке трансформатора находится в относительном покое и приходит в движение при изменении нагрузки или температуры охлаждающего воздуха.

Рис. 1. Характер изменения температуры в силовом трансформаторе:
а — изменение температуры по высоте; б — распределение температуры в горизонтальном сечении
1 — температура масла; 2 — температура стенок бака; 3 — температура обмотки; 4 — температура магнитопровода; 5 — магнитопровод; 6 — обмотка НН; 7 — обмотка ВН; 8 — стенка бака; 9 — масло; 10 — воздух
В соответствии с п. 5.3.13 ПТЭ температура верхних слоев масла при номинальной нагрузке должна быть не выше:
75°С у трансформаторов и реакторов с охлаждением ДЦ;
95°С у трансформаторов с естественным масляным охлаждением и охлаждением Д; 70 °С у трансформаторов с охлаждением Ц (на входе в маслоохладитель). Согласно * в трансформаторах с системами охлаждения М и Д разность между максимальной и минимальной температурами по высоте трансформатора составляет 20 — 35 °С.
Перепад температур масла по высоте бака в трансформаторах с системами охлаждения ДЦ и Ц находится в пределах 4-8 °С. Однако, несмотря на такое выравнивание температур масла по высоте бака, теплоотдача от обмоток все же осуществляется путем естественной конвекции масла. Это означает, что температура катушек в верхней части обмоток будет значительно выше, чем в нижней.
Таким образом, если в трансформаторах с естественной циркуляцией масла температура верхних слоев масла и температура в верхних каналах обмотки примерно одинаковы, то в трансформаторах с принудительной циркуляцией масла в баке будет иметь место значительный перепад между температурой масла в верхних каналах обмоток и температурой верхних слоев масла в баке. Поэтому в трансформаторах с естественной и принудительной циркуляцией масла наиболее нагретыми являются верхние катушки обмоток, изоляция которых стареет быстрее, чем нижних катушек.
В * отмечается, что при оценке нагрева масла в трансформаторах следует считаться с возможностью застоя верхних слоев масла и его повышенных нагревов, если расстояние между крышкой бака и патрубками радиаторов или охладителей велико (больше 200 — 300 мм). Так, при исполнении крышки "гробиком" температура масла под верхней частью крышки может превышать температуру масла на уровне верхних патрубков охладителей примерно на 10 °С.

*Рекомендации по проведению тепловых испытаний силовых масляных трансформаторов (и автотрансформаторов) на месте их установки. — Москва: Энергия, 1972.

Таблица 1 Результаты хроматографического анализа масла из бака ATI

Примечание Измерения проводились для фаз А, В, С

Приведенные выше параметры температур для отдельных конструкций трансформаторов характерны для установившегося режима работы. При проведении ПК- диагностики трансформаторов необходимо учитывать то, что постоянная времени обмоток относительно масла различных исполнений трансформаторов находится в пределах 4-7 мин, а постоянные времени всего трансформатора — в пределах 1,5 — 4,5 ч. Установившийся тепловой режим трансформатора по обмоткам наступает через 20 — 30 мин, а по маслу через 10-20ч. С учетом рассмотренных выше температурных режимов работы трансформаторов ниже сделана попытка определить условия оценки их состояния при проведении ПК-диагностики.

Определение местоположения дефектов в магнитопроводах трансформаторов.

Как известно, состояние магнитопровода трансформатора весьма эффективно оценивается по результатам хроматографического анализа состава газов в масле. По составу и содержанию газов в масле определяется вид дефекта. При наличии повреждения в магнитопроводе трансформатора, обусловленного перегревом, основными при анализе растворенных в масле газов являются этилен (С2Н5) или ацетилен (С2Н2) при нагреве масла. Характерные газы: водород (Н2), метан (СН4) и этан (С2Н6). Образование указанных газов в масле может быть обусловлено: нарушением изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок, амортизаторов, прессующих колец, местными нагревами от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих кольцах, неправильным заземлением магнитопровода и др. Инфракрасное обследование трансформаторов, проведенное лабораторией ИКТ показало, что, являясь вспомогательным средством контроля, оно позволяет при наличии газообразования в трансформаторе оценить зону образования дефекта в магнитопроводе, а при наличии заводской технологической документации сузить место поиска дефекта.
Для получения более полных данных о характере развития дефекта целесообразно проводить ИК-контроль при холостом ходе трансформатора и дополнительно при двух-трех ступенях нагрузки. Ниже рассмотрены некоторые данные, которые были получены при ИК-контроле двух автотрансформаторов типа АОДЦТН-267000/500 (ATI) и АТДЦТН-135000/330 (АТ2). В первом случае, во всех трех фазах автотрансформатора были обнаружены газы: метан, этан, этилен, прогрессирующие с течением времени (табл. 1).
Термографическое обследование фаз автотрансформаторов выявило температурные аномалии на баках фаз автотрансформатора, нагрев большого количества болтов крепления нижнего разъема колокола бака. Вскрытие баков фаз автотрансформаторов выявило следующие дефекты:
потемнение от перегрева пластин в месте соединения швеллера к нижним консолям магнитопровода;
заземление направляющего шипа днища бака на нижнюю консоль НН в районе регулировочного стержня автотрансформатора (AT);
потемнение от перегрева и частичное оплавление шайб, пластины и болта в месте касания его нижней консоли НН.
Проверка схемы заземления магнитопровода мегомметром показала, что сопротивление изоляции на участке "магнитопровод — бак" равно нулю, а между пакетами магнитопровода — от 6 Ом до 5 кОм.
В автотрансформаторе типа АТДЦТН-135000/330 в течение длительного времени происходило газообразование в масле. Хроматографический анализ газов в масле показал их следующее содержание (табл.2).
Скорость нарастания углеводородных газов составляла для метана — 7 % за 2 мес., для этилена — 13 % за 1 мес. В результате термографического обследования были выявлены: нагрев болтов крепления нижнего разъема колокола AT в средней его части, аномальные нагревы стенок бака AT фазы С, как со стороны 110 кВ, так и со стороны 330 кВ. Проводившийся до термографического обследования внутренний осмотр AT выявил около десяти шпилек магнитопровода с нарушенной изоляцией, часть из которых не была восстановлена к моменту тепловизионной съемки.

Определение внутренних дефектов обмоток.

Эксперименты, проведенные на моделях, показали, что при инфракрасном контроле в ряде случаев могут выявляться локальные нагревы в баке трансформаторов, связанные с местным перегревом отдельных катушек обмотки;
перегревы контактных соединений отводов обмоток; образование застойных зон масла, вызванных разбуханием бумажной изоляции витков, шламообразованием или конструктивными просчетами.
Перегревы катушек (как правило, крайних), обусловлены наличием в трансформаторах полей рассеивания, зависящих от номинальной мощности трансформатора, потери от которых достигают 30 — 50 % основных потерь.
Таблица 2. Результаты хроматографического анализа масла из бака АТ2