Техническая диагностика и аварийность электрооборудования

Введение

Оценка фактического состояния силовых трансформаторов по результатам диагностических измерений является на сегодняшний день сложной и актуальной задачей. Маслонаполненные трансформаторы с незначительными дефектами, в том числе с возникшими после КЗ остаточными деформациями в активной части, могут эксплуатироваться еще в течение многих лет, хотя в месте дефекта идут процессы увеличения нагрева, развития частичных разрядов (ЧР) в изоляции, и, как следствие, происходит постоянное ухудшение результатов диагностических измерений. В дальнейшие годы эксплуатации, особенно при повторных близких КЗ, вероятен аварийный выход трансформатора из строя с тяжелыми последствиями. Избежать этого поможет своевременная диагностика механического и электрического состояния активной части трансформаторов на предмет обнаружения деформаций их обмоток [1 – 11]. Маслонаполненное электрооборудование, например, силовые трансформаторы с дефектами в активной части могут нормально эксплуатироваться еще в течении многих лет, хотя в месте дефекта идут процессы развития нагрева, частичных разрядов (ЧР) в изоляции и, как следствие, ухудшение результатов диагностических измерений и анализов масла. В дальнейшие годы эксплуатации, а также в случае следующего серьезного короткого замыкания (КЗ), вероятен аварийный выход из строя трансформатора с тяжелыми последствиями. Избежать аварийный выход трансформатора из работы вследствие ухудшения его характеристик может помочь своевременная диагностика.

«Объем и нормы испытаний электрооборудования» (ОНИЭ) [1, 2] является основным нормативно-техническим документом по контролю и диагностике состояния электрооборудования, который, несмотря на некоторые недостатки, связанные с трудностью обнаружения ряда дефектов, позволяет получать достаточно близкую к объективной картину процессов, идущих внутри эксплуатируемого оборудования и приводящих в конечном итоге к возникновению дефектов и повреждений.

Возникает вопрос, что делать, когда: -характеристики электрооборудования подошли к предельно допустимым значениям;

–срок эксплуатации оборудования превышает или близок к нормативному сроку 25 лет;

–электроаппарат испытал воздействие предельных значений токов КЗ;

–электроаппарат испытал воздействие ненормированных перенапряжений.

В этом случае в настоящем учебно-методическом пособии рассматриваются примеры применения специальных методов диагностики, вошедших в Стандарт ПАО «Россети» 2017 г., пока в виде рекомендаций, но уже широко применяемых в течение десятилетий для обнаружения дефектов и повреждений, трудно диагностируемых традиционными методами как за рубежом, так и в нашей стране.

Такими специальными методами диагностики активной части силового трансформаторно-реакторного оборудования являются метод низковольтных импульсов (НВИ), частотного анализа FRA для контроля механического состояния обмоток после протекания сквозных токов КЗ, мониторинг уровня частичных разрядов (ЧР) в изоляции вводов и обмоток в совокупности с контролем изоляционных характеристик традиционными методами, входящими в ОНИЭ (R изол., tg δ, степень полимеризации бумажно-масляной изоляции и др.). Эти несколько методов диагностики позволяют охватить и состояние геометрии обмоток, и состояние их изоляции, что в сумме дает достаточно объективную общую картину “cамочувствия” активной части трансформатора [2, 5, 7-11, 12-20].

К остальными необходимым элементами системы, так называемой комплексной диагностики, можно отнести измерение уровня вибрации с целью оценки состояния запрессовки обмоток, состояния магнитопровода, системы охлаждения силовых трансформаторов, физико-химические анализы трансформаторного масла и другие методы. Достаточно информативными для оценки состояния электротехнического оборудования являются метод тепловизионного контроля с помощью средств инфракрасной диагностики и хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле (ХАРГ), входящие в ОНИЭ .

В настоящем учебном пособии рассматривается применение тепловизионного контроля для выявления дефектных паек соединительных головок стержней обмотки статора турбогенераторов в процессе эксплуатации при проведении капитальных ремонтов. Кратко рассмотрены примеры повреждения измерительных трансформаторов тока и напряжения в случаях достижения tg δ изоляции предельно допустимых значений [5, 8-10].

Специальные электродинамические испытания силовых трансформаторов на стойкость обмоток при протекании сквозных токов КЗ служат инструментом для разработки путей повышения надежности их конструкции [8 -12]. Их суть заключается в проведении определенного количества зачетных опытов КЗ (как правило, 5–6) с условиями, максимально приближенными к тем, что могут произойти с трансформатором при возможных аварийных ситуациях в период его эксплуатации. При этом контролируется состояние важнейших конструктивных элементов трансформатора, включая обмотки. Окончательное заключение о результатах испытаний выдается уже после разборки трансформатора на заводе-изготовителе.

Проведение натурных испытаний на стойкость к токам КЗ позволяет выявить в головном образце трансформатора (реактора) слабые места в конструкции, а затем внести изменения в конструкцию его обмоток, исходя из результатов испытаний и разборки на заводе-изготовителе. Трансформатор нового типоисполнения может запускаться в серийное производство только с учетом этих изменений.

В пособии приведены расчеты величин токов КЗ и выполнено сравнение вариантов предполагаемого размещения нового сетевого стенда для электродинамических испытаний силовых трансформаторов на стойкость к токам КЗ, результаты которых показали, что на подстанциях 750 кВ «Белый Раст» и «Опытная» московского региона возможно создать необходимые значения токов КЗ для испытаний на стойкость к токам КЗ трансформаторов типа ТДЦ-250000/220, ТДЦ-80000/110 и ТЦ-666000/500 [21 – 29].

Вопрос строительства нового стенда для электродинамических испытаний на стойкость к токам КЗ, безусловно, относится к новым технологиям. Его создание позволит применить новые научные разработки в трансформаторостроении и повысить надежность работы трансформаторно-реакторного оборудования подстанций Единой электрической сети.

В настоящем пособии рассматриваются примеры применения специальных методов диагностики, не вошедших пока в ОНИЭ, для контроля механического и электрического состояния обмоток после протекания сквозных токов КЗ. Это метод низковольтных импульсов (НВИ), метод частотного анализа спектров обмоток для диагностики активной части силового трансформаторно-реакторного оборудования [3 – 14].

Основные МЕТОДЫ ДИАГНОСТИКИ, рассмотренные в учебном пособии:

Инфракрасная диагностика;

Измерение tg δ изоляции ;

Мониторинг интенсивности частичных разрядов (ЧР) в изоляции;

Дефектографирование низковольтными импульсами (НВИ) геометрии обмоток;

Измерение сопротивления КЗ (Zk);

Глава 1. Инфракрасная диагностика теплового состояния электрооборудования

1.1. Инфракрасная диагностика турбогенераторов тепловых электростанций (ТЭЦ)

Значительная часть электрического оборудования электростанций, подстанций, системы передачи и распределения электроэнергии выработала свой ресурс, но продолжает эксплуатироваться, так как на его замену требуются большие финансовые средства. В связи с этим с каждым годом увеличиваются затраты на проведение комплексных обследований и диагностики. Оценка фактического состояния силового электрооборудования по результатам диагностических измерений – очень сложная и актуальная задача [1,2, 8-11].

Тепловизионный контроль является одним из основных направлений развития системы технической диагностики, которая обеспечивает возможность контроля теплового состояния оборудования и сооружений без вывода их из работы, выявления дефектов на ранней стадии развития, сокращение затрат на техническое обследование за счет прогнозирования сроков и объема ремонтных работ [1, 2, 5].

О тепловидении и его применении для контроля состояния электрооборудования известно несколько десятков лет. Тепловизионный контроль стали обычными и повседневными инструментами в руках специалистов, занимающихся диагностикой и ремонтом оборудования электростанций, распределительных сетей и подстанций [2, 3, 5].

Метод тепловизионного контроля с помощью средств инфракрасной диагностики и хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле (ХАРГ), выполняемые в соответствии с [1, 2] позволяют выявить целый ряд различных дефектов высоковольтного электрооборудования (ЭО).

Тепловизионный контроль проводится для выяснения теплового состояния разъединителей, трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), разрядников и ограничителей перенапряжения (ОПН), конденсаторов связи, масляных и воздушных выключателей, ошиновки распределительных устройств (РУ), качества пайки обмоток статора турбогенераторов при ремонтных работах, высоковольтных вводов силовых трансформаторов, систем охлаждения трансформаторов, электродвигателей, генераторов и др. Ведется также контроль состояния дымовых труб и газоходов на тепловых электростанциях, обнаружение мест присосов холодного воздуха и т.д. [5].

В учебном пособии рассмотрены примеры использования инфракрасной камеры P-60 фирмы “Flir Systems” (Швеция), тепловизоров типа “INFRAMETRIKS -740” (США) и “Иртис” (Россия).

В [8, 12] затронуты вопросы применения тепловизионных приемников для выявления дефектных паек соединительных головок стержней обмотки статора турбогенераторов (ТГ) в процессе эксплуатации, как средства контроля качества пайки соединительных головок стержней статорных обмоток ТГ с применением твердых припоев при их ремонтах. Тепловизионный контроль проводится при открытых лобовых частях обмотки статора с выведенным ротором и предварительным нагревом от источника постоянного тока (например – резервного возбудителя) током величиной порядка 1000 А.

При этом, необходимым условием эффективности обследования головок стержней обмотки статора является наличие превышения температуры обмотки генератора над температурой окружающей среды турбинного цеха.

Следует отметить следующий важный момент: для обеспечения возможности сопоставления результатов измерений величины избыточной температуры T, выполненных на ТГ различных типов и мощностей необходимо выполнение требования по обеспечению одинаковой плотности тока в прогреваемой обмотке. В рассмотренных случаях ремонта ТГ этот параметр не контролировался. При дальнейших ремонтах ТГ это предполагается делать. Кроме тепловизионного контроля, существует и применяется для контроля паек гидрогенераторов (сотни головок) токовихревой метод.

Согласно пункту 3.6 [1] максимальное отличие величины сопротивления постоянному току между ветвями обмотки статора ТГ не должно превышать 5%, а отклонение от паспортного значения не более 2% [1, 2, 8]. Турбогенератор ТГ-6 Тольяттинской ТЭЦ типа ТВФ-60-2, (год выпуска 1967г., капремонт с полной перемоткой обмоток 1991г.) находился в длительном резерве. Результаты измерения сопротивления постоянному току обмоток статора показали, что максимальное отличие Rmax между ветвями составило 6,8% (между ветвями А1 и А2 фазы А). Таким образом, Rmax между ветвями А1 и А2 фазы А превышало допустимый ОНИЭ уровень в 5%.

Тепловизионное обследование лобовых частей обмотки статора показало повышенный нагрев мест паек в семи точках с избыточной температурой T в диапазоне от 4,1 до 6,6 град.С по сравнению с соседними “холодными” (реперными) точками. Из семи точек две точки приходятся на ветвь А2 фазы А, которая имеет повышенное омическое сопротивление Rmax= 6,8% (между ветвями) (рис. 1.1., 1.2).

Рис.1.1. Термограмма 17.03.2000 г. генератора 6 ГТ То ТЭЦ вид со стороны возбудителя в районе 1-го часа (до 1-й перепайки) T= 5 град.С (Rmax=6,8% между ветвями А1 и А2 фазы А).

Рис. 1.2. Термограмма генератора 6 ГТ То ТЭЦ вид со стороны турбины в районе 11-ти часов (до 1-й перепайки) T= 6 град.С. (Rmax=6,8% между ветвями А1 и А2 фазы А).

На основании этих результатов проведена перепайка стержней ветви А2 фазы А обмотки статора ТГ в точках, указанных на рис.1.1 и 1.2., Rmax между ветвями А1 и А2 фазы А составило 5,07%. После 1-й перепайки отмечено снижение омического сопротивления R на фазе А – на 1,8%. Rmax между ветвями А1 и А2 фазы А по-прежнему превышало допустимый ОНИЭ уровень в 5%.

Повторное тепловизионное обследование показало повышенный нагрев двух головок в ветви А2, имеющей максимальное отклонение Rmax. Избыточная температура T в районе этих двух точек составила от 5 до 7,6 град.С (рис. 1.3, 1.4). То есть, было обнаружено, что тепловое состояние головки ветви А2 на рис. 1.3 (до 1-й пайки на рис.1.1), а соответственно и качество ее пайки ухудшилось.

Поэтому была проведена перепайка двух соединительных головок в ветви А2 фазы А (рис. 1.3, 1.4). Обнаружен дефект пайки головки ветви А2 (рис. 1.3). Далее Rmax между ветвями А1 и А2 уменьшилось и составило 4,4%, что соответствует допустимым нормам по ОНИЭ [1].

Рис. 1.3. Термограмма 30.03.2000 г. генератора 6 ГТ То ТЭЦ вид со стороны возбудителя в районе 1-го часа (после 1-й перепайки) T= 7,6 град.С (Rmax=5,07% между ветвями А1 и А2 фазы А).

Рис. 1.4. Термограмма 30.03.2000 г. генератора 6 ГТ То ТЭЦ вид со стороны турбины в районе 10-ти часов (после 1-й перепайки) T= 5 град.С (Rmax=5,07% между ветвями А1 и А2 фазы А).

Турбогенератор ТГ-4 ТЭЦ Волжского Автозавода типа ТВФ-120-2 (год выпуска 1970г.) отключился от сети действием поперечной дифференциальной защиты генератора. Причиной срабатывания защиты явилось нарушение пайки соединительной головки ветви С2 фазы С обмотки статора (обрыв ветви). Предыдущее измерение сопротивления постоянному току обмоток статора показало, что максимальное отличие Rmax между ветвями составляет 3,49 % . Максимальное отклонение от заводских данных составляло 2,2 % на ветви С2.

После перепайки обмотки статора было проведено тепловизионное обследование состояния качества паек головок стержней обмотки статора. Результаты измерений указали на повышенный нагрев мест паек в районе на ветви С2 в точках с T в диапазоне от 3,6 до 3,9 град.С. После перепайки максимальное отличие Rmax между ветвями составило 3,1 % , от заводских данных – 1,8% на ветви С1, что соответствует допустимым нормам по ОНИЭ (рис. 1.5, 1.6) [1, 2].

Рис. 1.5, 1.6. Термограммы 3.03.2000 г. генератора ТГ-4 ТЭЦ ВАЗа лобовая часть со стороны возбудителя T= 3,6-3,9 град.С (Rmax= 3,1% между ветвями).

По результатам тепловизионного обследования ТГ-6 ТоТЭЦ, ТГ-4 ТЭЦ ВАЗ и ТГ2 Сызранской ТЭЦ была построена зависимость максимального отличия по сопротивлению постоянному току обмоток статора Rmax (между ветвями в %) от величины избыточной температуры T . Выделена также пороговая граница в 5 % для отклонения Rmax по ОНИЭ. Рассмотрение этой зависимости Rmax от T позволило сделать вывод о величине порогового значения T = 4-5 град.С, при превышении которого возможно наличие дефекта в пайке соединительных головок стержней обмотки статора турбогенераторов (ТГ) в процессе эксплуатации. Пороговый критерий T = 4-5 град.С не является окончательным и будет уточняться [5, 8, 12].

Турбогенератор ТГ2-25-2 Сызранской ТЭЦ (год выпуска 1956) обследовался во время капитального ремонта при помощи тепловизионного контроля при открытых лобовых частях обмотки статора с выведенным ротором и предварительным нагревом от резервного возбудителя постоянным током величиной порядка 600 Ампер. В ходе капитального ремонта проводилась полная перемотка обмотки статора турбогенератора, перепайка дефектных соединительных головок стержней проводилась с использованием циркониевого припоя марки ПМФОЦр 6-4-0,03.

      При первичном тепловизионном обследовании на термограмме со стороны возбудителя обнаружено превышение температуры дефектных головок стержней (точки №1, №2, №3, №4, №5, №6, №7, №10) над температурой соседних “холодных” точек T= от 3,1°С до 6,2°С при разнице величины омического сопротивления Rmax=15% между фазами, что значительно превышает норму, указанную в ОНИЭ [1, 2]. После серии последовательных перепаек дефектных головок стержней обмотки статора турбогенератора разница величин омического сопротивления Rомич. между фазами снизилась вначале с Rmax=15% до 7,6%, а затем до 4,2% (рис. 1.7) [1, 2].

Рис. 1.7. Термограмма турбогенератора типа ТГ2-25-2 Сызранской ТЭЦ, год выпуска 1956, вид со стороны возбудителя, дефектные пайки головок стержней- точки №1, №2, №3, №4, №5, №6, №7, №10 (T от 3,1°С до 6,2°С, Rомич.= 15% ).

Тепловизионное обследование после очередной перепайки показало, что на термограмме, вид со стороны возбудителя, количество дефектных паек головок стержней уменьшилось с 8 до 2-х – точки №1, №5 и T составило от 3,3°С до 5,5°С при Rомич.= 3,2%. Это демонстрирует эффективность применения тепловизионного контроля для контроля качества пайки соединительных головок стержней статорных обмоток турбогенераторов в качества инструмента последовательной оценки качества паек [5-6, 8, 12, 20-22] (рис. 1.8).

Рис. 1.8. Термограмма 29.10.04г. турбогенератора типа ТГ2-25-2 Сызранской ТЭЦ, год выпуска 1956, вид со стороны возбудителя, дефектные пайки головок стержней- точки №1, №5 (T от 3,3°С до 5,5°С, Rомич.= 3,2% ).

1.2. Инфракрасная диагностика теплового состояния болтовых соединений и дефектов разъединителей

Тепловидение позволяет выявлять аварийные дефекты ЭО подстанций с сильными нагревами и значительными перепадами температур по сравнению с температурой окружающей среды (максимальное в данном разделе T=116°С). Кроме аварийных, в ходе тепловизионного обследования обнаруживаются нагревы болтовых соединений шинных и линейных разъединителей, которые могут устраняться по мере возможности отключений.

На рис 1.9 представлена термограмма опорного изолятора разъединителя 110 кВ подстанции «Новоспасская-1». Предположительная причина нагрева – увлажнение внутренней части стержневого изолятора из-за микропористости фарфора, увеличение тока утечки из-за повышенного загрязнения внешней поверхности (T=1,4°С).

Рис. 1.9. Опорный изолятор разъединителя ШР-110кВ подстанции Новоспасская-1» в сторону ЛР. Фаза «А». Предположительно увлажнение внутренней части стержневого изолятора из-за микропористости фарфора, увеличение тока утечки из-за повышенного загрязнения внешней поверхности (T=1,4°С).

На рис. 1.10 – нагрев болтового соединения аппаратного зажима разъединителя 220 кВ в сторону линии «Просвет-2» подстанция «Томыловская» (губки ножа разъединителя, фаза «В» (T=48°С)).

Рис. 1.10. ЛР-220кВ линии «Просвет-2» подстанция «Томыловская». Нагрев болтового соединения аппаратного зажима разъединителя в сторону ЛЭП. Губки ножа разъединителя, фаза «В» (T=48°С).

На рис. 1.11 изображен нагрев болтового соединения гибкой связи шинного разъединителя 110 кВ в сторону масляного выключателя подстанции «Чапаевская» (фаза «С» (T=116°С)), аварийный дефект, нуждающийся в немедленном устранении [5, 8,12].

Рис. 1.11. ШР-1-110кВ линии «Гражданская» подстанции «Чапаевская». Нагрев болтового соединения гибкой связи в сторону МВ, фаза «С» (T=116°С).

1.3. Инфракрасная диагностика ОПН

Тепловидение позволяет выявлять дефекты ОПН подстанций на самой ранней стадии развития, приблизительно за 8-12 месяцев до повреждения оборудования.

На рис. 1.12 представлена термограмма ОПН -330 кВ и на рис.1.13 – ОПН -110 кВ, оба установленные на ПС 330 кВ. В обоих случаях сопротивления изоляции ОПН составило менее 300 Ом. Причина – увлажнение и попадание влаги внутрь ОПН, что привело к перегреву по сравнению с соседними фазами (T= 1,2°С и T= 0,5°С соответственно) и, если бы не своевременно проведенное тепловизионное обследование, могло бы стать причиной взрыва ОПН.

Рис. 1.12. Уменьшение сопротивления изоляции ОПН-330 до 300 Ом, увлажнение и попадание влаги внутрь ОПН, перегрев T= 1,2°С.

Рис. 1.13. Уменьшение сопротивления изоляции ОПН-110 до 300 Ом, увлажнение и попадание влаги внутрь ОПН, перегрев T= 0,5°С.

Таким образом, рассмотрены примеры обнаружения дефектов ОПН: уменьшение сопротивления изоляции ОПН-330, увлажнение и попадание влаги внутрь ОПН [5, 8, 10].

1.4. Инфракрасная диагностика теплового состояния высоковольтного маслонаполненного оборудования

Дефекты болтовых соединений разъединителей не единственные обнаруживаемые тепловизорами. Возможно также выявление локальных нагревов на стенках бака высоковольтного маслонаполненного ЭО, связанных с дефектами обмоток встроенных ТТ или плохими контактами внутри масляного выключателя, которые скрыты толщей масла и трудно поддаются интерпретации. На рис. 1.14 виден нагрев фазы «А» встроенного трансформатора тока 110кВ (T=5,1°С) подстанция 110/35/6 кВ. Предположительно возможны две причины: раскорачивание вторичных зажимов ТТ или витковое замыкание в обмотке ТТ. [5, 8-12, 21, 22].

Рис. 1.14. Подстанция 110/35/6 кВ, трансформатор С1Т. Нагрев фазы «А» встроенного трансформатора тока 110кВ (T=5,1°С). Предположительно возможны две причины: 1) раскорачивание вторичных зажимов ТТ; 2) витковое замыкание в обмотке ТТ.

На рис. 1.15 изображен локальный нагрев на стенке бака масляного выключателя ВМ-35кВ «Т1Т» типа МКП-35 подстанции 35/10 кВ, фаза «А» (T= 3,7°С), который может быть связан с плохим контактом в гибкой связи к токоведущему стержню или в контактной группе (розетка дугогасящего устройства) [5, 8-12, 21, 22].

Рис. 1.15. Подстанция 35/10кВ ВМ-35кВ «Т1Т» типа МКП-35. Локальный нагрев на стенке бака масляного выключателя, фаза «А». (

T

= 3,7°С). Предположительно возможны две причины: 1) плохой контакт в гибкой связи к токоведущему стержню; 2) плохой контакт в контактной группе (розетка дугогасящего устройства).

На рис. 1.16 изображен силовой трансформатор типа ТДН-40000/110, 1968 года выпуска с дефектным вводом типа БМТ-110/600, 1976 года изготовления (фаза С). Имело место отсутствие масла в верхней части ввода, эта часть холоднее аналогичной части других вводов на термограмме (правый ввод на снимке). Ввод был заменен, после оценки количества оставшегося масла было обнаружено, что не хватило 12 литров. Причиной ухода масла явилось разрушение резиновых уплотнений в нижней части ввода [5, 7-14,22].

Рис. 1.16. Трансформатор типа ТДН-40000/110 с дефектным вводом типа БМТ-110/600, отсутствие масла в верхней части ввода, эта часть намного холоднее аналогичной части других вводов на термограмме (T =2,5C, правый ввод на снимке).

1.5 Диагностика и повреждаемость измерительных трансформаторов тока, напряжения

1.5.1. Инфракрасная диагностика измерительных трансформаторов тока.

Тепловидение позволяет выявлять дефекты измерительных трансформаторов тока на подстанциях на самой ранней стадии развития, приблизительно за 8-12 месяцев до повреждения оборудования.

На рис. 1.17 представлен ТТ-330 с tgб =1,0% (норма по tgб для ТТ-330 – 1.0 %), ТТ по результатам тепловизионной диагностики демонтирован и заменен.

Рис. 1.17. ТТ-330 с tgб =1,0% (норма по tgб для ТТ-330 – 1.0 %), ТТ-330 демонтирован и заменен.

На рис. 1.18 и рис. 1.19 изображен ТТ 330 кВ в обычном видимом диапазоне и в инфракрасном. Нормы ХАРГ для ТТ-330 на тот момент отсутствовали, можно было опираться только на результаты накопленного опыта. Обычно эти данные сравнивали с ХАРГ трансформаторов с трех фаз присоединения, так как одновременно не бывает 3 плохих изделия. В данном случае при DT =1,0°C соответствовало tgб расч. =1,4% (25.05.98), DT=2,2°C соответствовало tgб расч. = 2,6% (от 02.06.98), измеренный при рабочем напряжении tgб составил tgб =1,2% (26.06.98). По совокупным результатам этих диагностических измерений ТТ 330 кВ демонтирован и заменен.

Рис. 1.18.

Рис. 1.19.

Рис. 1.18, рис. 1.19 – ТТ-330 с DT=2,2°C с tgб расч. = 2,6%, по совокупным результатам диагностических измерений ТТ 330 кВ демонтирован и заменен – в обычном видимом диапазоне и в инфракрасном.

Приведём пример того, к чему приводит игнорирование рекомендаций тепловизионного обследования. При обследовании на подстанции 110 кВ был обнаружен ТТ-110 с перегревом величиной T =0,8C, несмотря на рекомендации обслуживающий персонал и руководство подстанции не приняли никаких мер по выявлению причин перегрева и через 6 месяцев с момента обнаружения дефекта ТТ-110 кВ произошел его взрыв (рис. 1.20) [4-15].

Рис. 1.20. Поврежденный ТТ-110

кВ с обнаруженным за 6 месяцев до взрыва перегревом величиной

T

=0,8C .

На термограмме рис. 1.21 представлен дефектный ТТ 110 кВ с избыточной температурой по сравнению с другими фазами T =0,8C. Обнаружен дефект фазы С -разомкнута вторичная обмотка (через сопротивление ржавчины и окислов).

Рис.1.21. Дефектный ТТ 110 кВ с избыточной температурой по сравнению с другими фазами T =0,8C (дефект фазы С – разомкнута вторичная обмотка).

Таким образом, рассмотрены примеры обнаружения дефектов ТТ 110 и 330 кВ, ТТ-330 кВ с предельным по норме tgб =1,0%, расчетное значение tgб расч. = 2,6% при DT=2,2°C и ухудшенными показателями по ХАРГ, ТТ-110 кВ с обнаруженным за 6 месяцев до взрыва перегревом величиной T=0,8C, дефектный ТТ 110 кВ с разомкнутой вторичной обмоткой [5, 9, 10- 14].

1.5.2. Повреждение трансформаторов тока типа ТФКН-330 кВ (ТФУМ)

Измерительные трансформаторы тока 330 кВ типа ТФКН и ТФУМ с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа U-образной конструкции.

В качестве примера рассмотрим фазу "А" ТТ-330 кВ, которая повредилась с возгоранием на подстанции 330 кВ. От действия ДЗТ отключился автотрансформатор и от действия ДЗШ отключилась 2СШ-330кВ (рис. 1.22).

Погашений потребителей не было, был вызван пожарный расчет, который был допущен для тушения пожара. Площадь возгорания составляла 100 кв.м. Использовалась 1 автоцистерна, 5 куб.м пены. Через 2 час.30 минут пожар был потушен. Износ поврежденного оборудования 100%, прямого ущерба нет.

Причиной возникновения нарушения на подстанции 330 кВ явился пробой изоляции первичной обмотки ТТ-330 кВ фазы "А" в области первой стяжки. Возникшая электрическая дуга привела к разрушению ТТ-330 кВ и возникновению КЗ. Разлетавшимися осколками фарфора покрышки ТТ и горящего масла произошло повреждение изоляции фазы "А" воздушного выключателя В-330 кВ.

Рис. 1.22. Повреждение ТТ типа ТФКН-330 кВ подстанции 330 кВ

из-за внутреннего замыкания вследствие старения и износа изоляции.

ПРОИЗОШЛО:

1.Разрушение трансформатора тока фазы "А" ТТ-330кВ типа ТФКН-330, 1976 год изготовления.

2.Повреждение фазы "А" воздушного выключателя В-330кВ типа ВВД-330Б 1976г изготовления.

3.Опорная изоляция Фазы "В" разъединителя 330кВ типа РНДЗ-330 1976 года изготовления.

Другое повреждение ТТ-330 кВ на подстанции 330 кВ типа ТФКН-330 (1977 г. выпуска) произошло из-за старения и износа изоляции. Второй вероятной причиной повреждения являются электродинамические воздействия на первичную обмотку U-образного типа ТТ-330 кВ из-за близких КЗ в период его эксплуатации и последующее нарушение целостности изоляции, приведшее к пробою первичной обмотки на вторичную.

График изменения значения tg d изоляции ТТ-330 кВ на подстанции 330 кВ региона Юга типа ТФКН-330 приведен на рис 1.23.

Рис. 1.23. График изменения значения tg изоляции ТТ-330 кВ на подстанции 330 кВ типа ТФКН-330.

Как видно из графика, значение tg на фазе «А» даже превысило соответствующие величины tg на на фазе «В» (поврежденная) и на фазе «С» (неповрежденная). Видимо, значение tg на поврежденной фазе «В» возрастало в период высоких летних температур более быстрыми темпами чем на соседних фазах с момента последних измерений 27.05.2005 и до момента повреждения 25.07.2005.

Основными причинами повреждения трансформаторов тока данного типа является длительное воздействие высокой температуры на состаренную изоляцию, что может быть обнаружено при измерении tg изоляции под рабочим напряжением, при физико-химическом анализе масла – ухудшение tg масла, появление повышенных концентраций газов при проведении ХАРГ [4, 9, 12-14].

Данные два случая повреждения трансформаторов тока типа ТФКН-330 кВ (ТФУМ) позволяют выработать следующие диагностические мероприятия:

– проведение тепловизионного контроля;

– измерении tg изоляции ТТ под рабочим напряжением;

– физико-химический анализ масла;

– хроматографический анализ масла (ХАРГ);

ТТ проработавшие больше нормативного срока эксплуатации требуется ставить на учащенный контроль с использованием вышеперечисленных четырех методов диагностики.

На примере данного случая актуальным представляется установка датчиков локации электрических разрядов [12- 18].

1.5.3. Повреждение трансформаторов тока типа ТФРМ-330 (ТРН-330 кВ) .

Измерительные трансформаторы тока 330 кВ типа ТФРМ-330 (ТРН-330 кВ) рымовидной конструкции с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа герметичного исполнения.

На подстанции 330 кВ в аномально холодный зимний период 2006-2007 гг. произошло повреждение фазы «С» ТТ типа ТФРМ-330Б (ТРН-330), находящегося в эксплуатации с 1989 года. Причиной возникновения повреждения стало снижение уровня масла в связи с воздействием низких температур окружающего воздуха. В нижнем баке маслорасширителя произошло снижение уровня масла, при котором оголилась верхняя часть остова ТТ с потенциальной обкладкой и появились воздушные включения. Снижение в этой части электрической прочности бумажно-масляной изоляции конденсаторного типа повлекло к последовательному перекрытию (пробою) 10 изоляционных промежутков от потенциальной обкладки до "0" заземленной обкладки. Развитие процесса произошло быстротечно, с возникновением дуги, накоплением газа, взрывом с разрушением фарфоровой покрышки и выбросом масла, разрыву маслорасширителя в двух местах по сварному шву, трещина на маслоуказателе в верхнем баке маслорасширителя (рис. 1.24).

а)      б)

Рис. 1.24. Повреждение фазы «С» ТТ-330 кВ типа ТФРМ на подстанции 330 кВ.

Недостатком конструкции трансформатора тока тип ТФРМ-330-У1 выпуска 1988 года является отсутствие маслоуказательного стекла на нижнем баке маслорасширителя, что учтено в более поздних выпусках данного типа трансформаторов тока (рис. 1.25).

Рис. 1.25. Различные конструкции нижнего бака маслорасширителя ТТ-330 кВ типа ТФРМ: а) Тип 1 – “мешок” из фторолоновой лакоткани в металлическом баке; б) Тип 2 – “мембрана” (диафрагма) из фторолоновой лакоткани или литой резины на масле; в), г) Тип 3 – резиновая диафрагма между металлическими баками, масло под и над диафрагмой сообщается через патрубки или отверстия (данный тип используется в этом случае).