Какой параметр позволит диагностировать состояния высоковольтного ввода

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

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

ИЗМЕРЕНИЕ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ

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

ИЗМЕРЕНИЕ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОТКЛИКА НА НОВЫХ ВВОДАХ

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

Ввод с твердой изоляцией типа RIP и композитным изолятором

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

Ввод с твердой RBP-изоляцией

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

Ввод с OIP-изоляцией

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

СПЕКТРОСКОПИЯ ВВОДОВ

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

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

СУШКА ВВОДОВ

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

Ввод RBP на напряжение 145 кВ с масляной изоляцией

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

Ввод RBP на напряжение 45 кВ

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

Ввод RBP на напряжение 145 кВ

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

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

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

ВЫВОДЫ

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

ЛИТЕРАТУРА

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

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

Диагностика и мониторинг высоковольтного оборудования. Современные технические и программные решения

По оценкам аналитиков, отличительной особенностью состояния основных фондов электроэнергетического комплекса Российской Федерации является высокая степень износа силового электротехнического оборудования и большое количество энергетических установок с исчерпанным нормативным ресурсом эксплуатации.

Как следует из Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2035 года, около 46% энергогенерирующих объектов в составе установленной мощности ЕЭС России были введены в работу до 1980 года и уже отметили 40-летний юбилей. 90 ГВт мощности паротурбинного оборудования выработали парковый ресурс. До 2025 года этот показатель увеличится до 120 ГВт.

Несмотря на принятые меры, в том числе программы по договорам о предоставлении мощности и внедрение технологий распределенной энергетики, в последние годы доля нового энергогенерирующего оборудования остается сравнительно невысокой. Экономические показатели энергокомпаний свидетельствуют о необходимости принятия мер, направленных на увеличение сроков эксплуатации действующего энергооборудования.

В качестве одного из эффективных способов обеспечения надежной и безопасной работы таких установок эксперты называют применение методов неразрушающего контроля и диагностирования, которые позволяют мониторить и анализировать состояние электрооборудования, оперативно выявлять возникающие неисправности и предотвращать возможные сбои.

Конец эпохи ППР?

Начиная с 1960-х годов с целью профилактики и своевременного выявления дефектов энергооборудования энергетики использовали систему планово-предупредительных работ (ППР). За годы применения она была хорошо отлажена и даже показывала неплохие результаты.

Однако в современных условиях эта методика нуждается в обновлении, поскольку она не учитывает тенденцию к росту количества механизмов, исчерпавших свой нормативный ресурс. Кроме того, недостаточное экономическое обоснование используемых нормативов снижает эффективность использования системы ППР.

В сложившейся ситуации существенным недостатком плановости в борьбе с неожиданными поломками оборудования является несовершенство такого подхода. В СССР разработкой планов ремонта занимались специализированные институты. В их функции входила подготовка технической документации, необходимой для регламентного обслуживания и ремонта разного оборудования.

После того, как централизованные научно-технические структуры прекратили свое существование, разработка планов, перечней и объемов ППР была переложена на плечи собственников электрооборудования.

Как правило, в своей работе они руководствовались ранее принятыми нормативными актами. Практика показывает, что документация практически не корректировалась. Из года в год она оставалась прежней.

Кроме того, при разработке новых документов не учитывалось текущее техническое состояние находящегося в работе энергооборудования, изменение характера нагрузок и его остаточный ресурс.

В то же время разработчики нормативной документации для нового энергооборудования не брали в расчет тот факт, что в его конструкцию входят иные, более современные компоненты, с другими техническими характеристиками и свойствами. Использование новых материалов и технологий позволило существенно повысить надежность агрегатов и таким образом продлить межремонтный период их работы.

Некоторые недостатки также свойственны и предупредительности ППР. Прежде всего, весомый «минус» заключается в том, что техобслуживание и плановые ремонты проводятся после отработки оборудованием определенного промежутка времени. При этом не учитывается его техническое состояние, интенсивность нагрузки и выработка.

А если учесть, что нормативная документация, разработанная во времена СССР, содержала избыточный страховой запас, нередко в плановые ремонты выводились вполне работоспособные механизмы. Преждевременное ТО становилось причиной неоправданных простоев и увеличивало суммы затрат на содержание объекта.

Таким образом, в современных реалиях система ППР, суть которой состоит в том, что остаточный ресурс оборудования определяется исходя из времени его эксплуатации, не находит подтверждения на практике и носит ярко выраженный затратный характер.

Оптимальным выходом из сложившейся ситуации стало внедрение технического диагностирования, благодаря которому можно проводить техобслуживание и ремонт не по календарному графику, а по плану, разработанному с учетом реального технического состояния объекта. Кроме того, диагностика позволяет продлить срок эксплуатации оборудования сверх нормативного, вплоть до полной выработки ресурса, заложенного производителем.

Оценка технического состояния и принятие решения о необходимости проведения ремонтных работ осуществляется на базе вычисляемого индекса ТС. Современные методики диагностики позволяют произвести необходимые расчеты для любого оборудования и в зависимости от полученных результатов сделать правильные выводы.

Оценка ТС и принятие решения о ремонте с учетом фактического технического состояния оборудования предполагает проведение исследования, которое может быть выполнено двумя способами:

Контроль по предельным значениям параметров. В качестве примера можно привести испытание, которое проводится на протяжении ограниченного промежутка времени. В ходе такого испытания замеряются параметры, четко прописанные для каждого вида оборудования. Это может быть сопротивление изоляции, емкость, ток утечки, пробивное напряжение и т. п.

Такой вид исследования не требует проведения аналитических вычислений. Результаты замеров сравниваются с предельными значениями, указанными в нормативных документах или в инструкции производителя.

По оценкам специалистов, «минус» этого метода исследования ТС состоит в том, что он не дает возможности оценить качество текущего состояния оборудования, понять динамику развития неисправностей, которые, возможно, уже появились, но пока не влияют на работоспособность устройства.

Помимо этого, положительные результаты текущих испытаний не являются гарантией того, что электрооборудование и дальше будет работать безотказно. К примеру, после успешных испытаний изоляции проводов повышенным напряжением кабельные линии вскоре могут выйти из строя, поскольку испытательное напряжение значительно превышает рабочее и может спровоцировать пробой или сокращение остаточного ресурса эксплуатации.

Контроль по предельным значениям параметров осуществляется с определенной периодичностью. Однако при этом у энергетиков нет технической возможности отслеживать изменение параметров в промежуток времени, отделяющий одно испытание от другого, что не может гарантировать безаварийную работу оборудования.

Контроль текущих значений параметров. В отличие от предыдущего способа, этот вид контроля осуществляется с применением современных систем мониторинга и дает возможность получить достоверную, оперативную информацию о реальном состоянии электрооборудования.

Качественная диагностика технического состояния позволяет своевременно выявить и локализовать дефекты в оборудовании. При этом исследование проводится с помощью неразрушающих методик контроля.

Периодический мониторинг ТС дает возможность отслеживать динамику развития повреждений, оценивать остаточный эксплуатационный ресурс, прогнозировать срок и объем проведения необходимого техобслуживания и/или ремонта дефектного оборудования.

Внедрение современных автоматизированных систем мониторинга обеспечивает беспрерывный контроль технического состояния энергообъекта. Диагностика проводится в режиме онлайн и не требует остановки оборудования, что позволяет оперативно выявлять быстроразвивающиеся дефекты и тем самым предотвращать возникновение аварийных ситуаций в промежутках между плановыми обследованиями.

Если говорить об объеме получения данных, то максимально информативным является постоянный мониторинг ТС. Для того чтобы достичь нужной степени детализации следует установить множество различных датчиков и устройств сбора данных, организовать каналы передачи информации к центрам (серверам) сбора, анализа и хранения результатов исследования, что требует определенных капиталовложений.

Однако такой подход оправдан, поскольку благодаря ему решение о необходимости ТО или ремонта того или иного механизма принимается с учетом его фактического технического состояния. Обслуживание и ремонтные работы проводятся в оптимальные сроки, если по ряду характеристик определяется текущее состояние электрооборудования и его остаточный ресурс. При этом механизмы обследуются во время работы (без остановки производственного процесса).

Новый этап развития методов диагностики

Текущее состояние любого элемента энергосистемы, узла или механизма призваны определять системы диагностики и мониторинга. При этом степень новизны оборудования совершенно не важна.

С помощью таких систем удается не только продлить срок службы электрооборудования, сэкономить на ППР, но еще и предотвратить возникновение аварийных ситуаций. Таким образом можно сэкономить гораздо больше средств, чем было затрачено на обслуживание.

Кроме того, экономический эффект от внедрения систем диагностического мониторинга достигается за счет таких факторов:

снижение травматизма оперативного и обслуживающего персонала в результате повреждения электрооборудования;
минимизация суммы капиталовложений в необоснованное обновление основных фондов;
сокращение трудозатрат оперативного персонала при внедрении автоматизированных систем мониторинга и диагностики;
снижение эксплуатационных затрат и потерь при индивидуальном подходе к планированию ремонтных работ;
получение достоверных данных о реальном техническом состоянии элементов энергосистемы, узлов и механизмов;
сокращение сроков проведения плановых ремонтов с остановкой электрооборудования благодаря своевременной и целенаправленной подготовке к ремонтным работам;
сокращение случаев недоотпуска электрической энергии и претензий со стороны потребителей за причиненный ущерб;
увеличение срока рентабельной эксплуатации электрооборудования в условиях сниженных нагрузок.

Сегодня перед системами мониторинга ставятся задачи двухх типов:

определение в режиме реального времени текущего состояния механизмов, выявление деструктивных процессов на ранних этапах их развития и оценка остаточного ресурса;
решение технико-экономических задач.

Для решения задачи по оценке ТС и остаточного ресурса высоковольтного оборудования создана локальная система технического диагностирования (ЛСТД). Она состоит из комплекса датчиков, охватывающего все узлы и системы, и программных средств, предназначенных для создания многоуровневых систем технического диагностирования силовых трансформаторов.

Для постоянного мониторинга ТС изоляции от 6 до 45 кабельных линий с рабочим напряжением до 35 кВ под разработана многоканальная система мониторинга CDM (Cables Diagnostics Monitor). Ее функционал позволяет:

минимизировать общие затраты на систему диагностики, которые рассчитываются на один контролируемый кабель;
максимально эффективно отстраиваться от наводок высокочастотных помех на контролируемое оборудование;
на основе метода регистрации и анализа частичных разрядов контролировать состояние КЛ не одномоментно, а постоянно, во всех режимах работы;
анализировать собранную информацию, оперативно вырабатывать диагностические решения и давать рекомендации относительно дальнейшей работы КЛ.

С помощью системы CDM реализуются две основные функции диагностирования:

Выполняется непрерывный контроль состояния изоляции высоковольтной кабельной линии, выявляются деструктивные процессы, определяется тип дефекта, анализируется степень его развития и уровень опасности при дальнейшем использовании.
Автоматически локализуются места с выявленными дефектами. Эта функция реализуется в режиме реального времени, под рабочим напряжением. Объема внутренней памяти прибора достаточно для хранения данных в течение продолжительного промежутка времени. Вся собранная информация и диагностические заключения оперативно передаются в автоматизированную систему управления технологическим процессом более высокого уровня.

Диагностика ТС изоляции подконтрольных кабельных линий проводится в режиме онлайн с помощью встроенных алгоритмов. В случае фиксации достижения заданных предельных показателей данные о критическом состоянии кабеля отображаются на лицевой панели защитного шкафа. Об этом оперативный персонал информируют загорающиеся светоизлучающие диоды красного цвета. По результатам исследования система автоматически формирует протоколы состояния всех контролируемых КЛ.

Для организации контроля следует:

На всех кабельных линиях на поводках заземления концевых муфт предварительно установить первичные датчики частичных разрядов серии «RFCT-7». Эти устройства предназначены для регистрации частичных разрядов в изоляции высоковольтного оборудования. По сути, это измерительные трансформаторы тока, которые эффективно функционируют в высокочастотном диапазоне частот. Первичные датчики с помощью коаксиальных кабелей одинаковой длины подключить к прибору CDM;
Создать условия для работы системы в автоматическом режиме. Для этого на компьютере формируется схема контролируемой кабельной сборки, которая перед началом работы загружается в прибор CDM. Схемная конфигурация создается с помощью специального программного продукта – конструктора, который позволяет чертить схемы кабелей и указывать места установки датчиков. В процессе создания схемы вводится развернутая техническая информация, необходимая для выявления поврежденного кабеля, оценки его текущего технического состояния, определения типа повреждения изоляции и степени опасности при дальнейшей эксплуатации.

Одной из самых сложных задач при регистрации частичных разрядов в высоковольтных КЛ эксперты называют отстройку от внешних помех, под действием которых чувствительность систем мониторинга многократно снижается. В качестве решения – выявления дефектов на ранних стадиях, разработчики прибора предусмотрели ряд средств отстройки, который содержит набор алгоритмов:

Совместный анализ времени возникновения импульсов и фазы питающего напряжения;
Time of arrival. Алгоритм представляет собой отстройку с учетом времени поступления импульсов от разных КЛ с разрешением в единицы наносекунд;
Амплитудная разборка импульсов разрядов, которая позволяет удалить из анализа сигналы, поступившие из соседних КЛ;
Анализ частотных свойств каждого импульса. Этот алгоритм дает возможность разделить импульсы помех и повторяющиеся импульсы частичных разрядов;
Измерение температуры и влажности воздуха в помещении контролируемого КРУ, который обеспечивает более высокую информативность диагностических заключений прибора.

Еще одна не менее важная задача встроенных алгоритмов заключается в определении типа повреждения изоляции КЛ и в диагностике степени опасности этого дефекта. Эта задача решается с помощью интегрированной в прибор системы PD-Expert. Ее функционал позволяет в автоматическом режиме оценивать уровень частичных разрядов и определять тип конкретного дефекта в изоляции КЛ. Кроме того, возможности системы позволяют разделять несколько однотипных повреждений, расположенных в разных местах одного кабеля.

В системе CDM предусмотрена функция локации места возникновения дефекта в линии. Роль зондирующего исполняет импульс от частичного разряда, который возникает на месте повреждения изоляции. При отсутствии импульсов достаточной амплитуды в качестве зондирующего можно использовать импульсы от наведенной внешней помехи. Кроме того, в комплектацию прибора входит онлайн-рефлектометр, который существенно расширяет диагностические возможности программы.

Датчик RFCT-7 используется в системах постоянного и периодического исследования состояния изоляции высоковольтного оборудования. Для удобства монтажа разработчики сделали его разъемным. Устройство состоит из двух частей, которые соединены между собой с помощью болтов. Это упрощает процесс монтажа устройства на токоведущих элементах большого сечения.

Корпус прибора изготовлен из АБС-пластика, обладающего высокой ударопрочностью и эластичностью. В двух половинах корпуса расположен разрезанный высокочастотный сердечник большого сечения, благодаря которому в выходном сигнале датчика отсутствуют токи промышленной частоты 50 Гц. Устройство на них не реагирует.

Чтобы исключить насыщение сердечника токами промышленной частоты в нем устанавливается немагнитная изолирующая прокладка, благодаря которой датчик допускает протекание токов разной амплитуды без ущерба для точности измерения частичных разрядов.

В зависимости от толщины этой прокладки на корпусе датчика RFCT-7 ставятся соответствующие метки, информирующие потребителя о максимально допустимом токе промышленной частоты:

Зеленый цвет – 500 А;
Оранжевый цвет – 1 000 А.

Устройства этой серии монтируются только на заземляющих шинах, проводах и трубах. Конструкция датчиков марки RFCT-7 предусматривает наличие внутреннего окна размером 34х34 мм. Если размеры шины КЛ не позволяют использовать это устройство, можно применить разъемный датчик марки RFCT-4. Диаметр внутреннего окна этого прибора составляет 67 мм.

Для контроля технического состояния КЛ с рабочим напряжением 110 кВ и выше предназначена более сложная и информативная шестиканальная система мониторинга марки CDR.

Вводы силовых трансформаторов под контролем

С целью исследования состояния высоковольтных вводов трансформаторных установок энергетики используют сложные системы контроля, которые позволяют отслеживать несколько ключевых параметров изоляции ввода. В их число входят:

Величина емкости ввода С1;
Наличие зависимости параметров ввода от температурных показателей;
Тангенс угла диэлектрических потерь;
Тенденция изменения параметров.

Установка систем мониторинга сама по себе относится к разряду достаточно непростых задач. Но она существенно усложняется в случае монтажа систем контроля на трансформаторах, уже введенных в работу, где приходится с нуля монтировать датчики, устанавливать диагностическое оборудование, а также прокладывать различные кабельные линии (сигнальные, информационные, силовые) на действующем питающем центре.

Этих сложностей можно избежать, если использовать систему диагностики состояния вводов, созданную на базе беспроводных датчиков марки DB-2S. Эти устройства предназначены для контроля токов проводимости изоляции ввода. Они легко устанавливаются на любых трансформаторах: как на тех, что недавно поступили от поставщика, так и на уже эксплуатирующихся продолжительный период времени.

Датчики DB-2S – это «умные» устройства. Все процессы, связанные с фиксацией сигналов, обработкой собранной информации и оценкой ТС вводов выполняются внутренней программой датчика. На выходе формируется итоговое экспертное заключение о реальном ТС подконтрольного высоковольтного ввода.

По оценкам специалистов, наличие интеллектуальной составляющей и простота установки/демонтажа беспроводных датчиков DB-2S делают эти измерительные устройства оптимальным решением при организации мониторинга, оперативной диагностики и оценки ТС высоковольтных вводов всех типов и классов рабочих напряжений.

Особенность конструкции устройств этой марки заключается в полностью беспроводном исполнении. Встроенная в прибор электроника получает питание от тока проводимости контролируемого ввода, а выходные данные о ТС подконтрольного объекта передаются с помощью беспроводных интерфейсов.

В число основных преимуществ датчика DB-2S входят:

Компактность и защищенное исполнение. Благодаря этим качествам устройство быстро монтируется на вводе и включается в режим диагностики на короткий промежуток времени, когда трансформатор выведен из эксплуатации;
Отсутствие проводов. Работоспособность устройства обеспечивается за счет тока проводимости ввода;
Датчик контролирует два дефектных параметра – текущую температуру ввода и ток проводимости, который используется для расчета величины емкости ввода С1 в ходе эксплуатации;
Данные о реальном состоянии ввода передаются в автоматизированную систему управления технологическим процессом с помощью беспроводного интерфейса LoRa ONE с зоной покрытия до 1 000 м;
Шифрование выходных данных дважды с двумя разными ключами, так называемое двойное шифрование, обеспечивает высокую информационную безопасность системы мониторинга и состояния вводов.

Наиболее опасным изъяном изоляции вводов эксперты считают пробой диэлектрика на одном или нескольких изоляционных промежутках. Разрушение диэлектрика, в результате чего снижаются его электроизоляционные свойства в месте пробоя, может стать причиной замыкания между проводящими обкладками, изготовленными из фольги. Исключение из цепи одной последовательно включенной емкости изоляционных промежутков способствует повышению суммарной емкости ввода С1.

Количество изоляционных промежутков в изоляции ввода зависит от его рабочего напряжения: от 10 для вводов с рабочим напряжением 110 кВ и до 50 для вводов с рабочим напряжением 500 кВ.

Если количество изоляционных промежутков достаточно большое, замыкание двух обкладок увеличит проводимость тока на 2-10% для вводов с рабочим напряжением 500 и 110 кВ соответственно. Следовательно, при замыкании двух изоляционных промежутков величина тока проводимости возрастет в два раза.

Второй критерий изменения ТС ввода – это вторичный параметр, который показывает величину возрастания напряжения на оставшихся изоляционных промежутках в случае замыкания поврежденного, поскольку в таком случае напряжение распределяется между меньшим количеством изоляционных промежутков.

Особенность работы измерительных устройств DB-2S заключается в том, что эти датчики мониторят только величину тока проводимости ввода и на основании этого параметра определяется емкость ввода С1. Одна при этом в расчет не принимаются возможные изменения напряжения на обмотках трансформаторной установки. В схеме расчета подразумевается, что напряжение остается постоянным, соответствующим номинальному значению.

Однако в реальности эта величина постоянно меняется. Причин может быть несколько:

— изменение нагрузки потребителей;

— внесение корректив в конфигурацию системы вследствие подключения/отключения линий, генераторов и отдельных потребителей.

Более сложные системы мониторинга состояния вводов силовых трансформаторных установок для учета колебания напряжения сети в расчетах емкости С1 используют напряжения от измерительных трансформаторов напряжения.

Этот прием позволяет повысить точность экспертных заключений, но существенно усложняет саму систему мониторинга. Например, требуется установка дополнительных аппаратов, контролирующих напряжения ТН.

Мониторинг состояния высоковольтных турбогенераторов

Каждый синхронный генератор, присоединенный к паровой или газовой турбине, нуждается в регулярном осмотре для оценки его ТС. Такое обследование нередко влечет за собой остановку дорогостоящего агрегата, из-за которой простаивают технологические линии, что приводит к ощутимым финансовым потерям.

Кроме того, периодическая выемка ротора из статора для проведения технического осмотра приводит к сокращению срока службы генератора. Всё это можно предотвратить с помощью непрерывного мониторинга состояния турбогенераторов. Технология относится к категории неразрушающих и основана на тщательной теоретической проработке и практической базе.

Суть методики состоит в анализе частичных разрядов (ЧР), которые возникают в процессе работы оборудования на статоре турбогенератора. С помощью этой методики специалисты могут:

Оценить ТС генератора без остановки технологического процесса;
Диагностировать зарождающиеся неполадки и дефекты до того, как они начнут оказывать воздействие на качество работы энергооборудования;
С максимальной точностью определить сроки технического обслуживания и внести оборудование в план-график планово-предупредительного ремонта.

Система мониторинга частичных разрядов предусматривает использование следующих устройств:

Ёмкостные эпоксидно-слюдяные датчики 80 пФ. Приборы предназначены для регистрации активности ЧР в машинах. Они не оказывают влияния на рабочие процессы и не снижают общую надежность агрегата.

Приборы устанавливаются (не менее одного на каждую фазу) максимально близко к исследуемому оборудованию. Это обеспечивает высочайший уровень чувствительности. Для улучшения выделения шумов, ЭСД устанавливаются направленно или дифференцированно, в зависимости от оборудования.

В конструкции датчика присутствует слой слюды, пропитанной эпоксидной смолой. Ширина диэлектрика составляет 80 мм. Эта особенность увеличивает электрические свойства ЭСД и делает его безопасным для использования в рабочем оборудовании.

Датчики 80 пФ могут быть установлены в опасных помещениях, в т. ч. на АЭС.

Портативный приборTGA—B. Устройство используется для контроля ЧР в изоляции обмоток генераторной установки с частотой 50-60 Гц, оборудованных ёмкостными шинными датчиками ЕМС 80 пФ. Функционал TGA-B позволяет обследовать состояние статорных обмоток, что обеспечивает увеличение коэффициента готовности и продлевает срок службы оборудования.

— выявление рыхлых, перегретых и плохо пропитанных участков обмотки;

— простота подключения к уже действующим эпоксидно-слюдяным измерительным устройствам;

— кратчайшая ширина импульса менее 2,5 нс при величине отсечки 3 дБ;

— периодический контроль частичных разрядов в режиме реального времени.

Высокочастотные датчикиSSC. Основная функция этого прибора заключается в обнаружении ЧР в обмотке статора. SSC передает сигнал, который обычно измеряется при помощи портативных устройств TGA.

Измерительные приборы устанавливаются непосредственно в паз статора агрегата. Специалисты рекомендуют использовать, как минимум, параллельно по 1 датчику на фазу. Таким образом обеспечивается охват всей обмотки.

Следует учесть, что 10% пазов статоров, которые распределяются по трем фазам, должны содержать прибор SSC, обеспечивающий контроль репрезентативной части обмотки статора. Это означает, что в большинство моделей турбогенераторов и в большие мониторы следует устанавливать шесть датчиков, поскольку эти устройства чаще всего имеют по две обмотки на фазу.

Агрегаты, рассчитанные на мощность 600 МВт, могут содержать девять ветвей, следовательно, следует устанавливать девять датчиков, по одному на каждую ветвь. Если ветвей больше, больше должно быть и измерительных приборов SSC.

Датчики могут быть использованы в таких агрегатах:

Паротурбинные генераторы (с воздушным или водородным охлаждением);
Газотурбинные генераторы (с воздушным или водородным охлаждением);
Резервные генераторные установки;
Синхронные компенсаторы (с воздушным или водородным охлаждением);
Крупные двигатели (синхронные или индуктивные).

— измерительные устройства монтируются под клиньями статорной обмотки (на машинах, уже введенных в эксплуатацию) или между верхним и нижним стержнями. Этот способ установки предназначен для новых или перематываемых агрегатов;

— датчики не подключаются к высокому напряжению обмотки статора, поэтому они не подвержены электрической нагрузке;

— прибор изготовлен из стеклопластика на основе эпоксидной смолы;

— полоса пропускания 10 — 1 000 МГц (отсечка 3 дБ);

— полное сопротивление 50 Ом;

— наличие двойного выхода дает возможность распознавать разряды в пазовой части и отличать их от ЧР в лобовых частях обмотки.

Датчик-тестер коронных разрядов РРМ CORONA PROBE. По сути это портативное контрольно-измерительное устройство, которое предназначено для выявления активности ЧР во вращающемся оборудовании. Зонд питается от батареи.

— возможность выполнить офлайн-тест (на остановленном агрегате) с целью выявления активности частичных разрядов в обмотке статора;

— максимально точное определение ЧР с указанием точного расположения в пазу;

— локализация ЧР при пофазном включении обмотки;

— компактные размеры, портативность, небольшой вес, простота эксплуатации;

— рекомендован институтом инженеров по электротехнике и радиоэлектронике.

ДатчикTFProde, предназначенный для измерения магнитного потока ротора в воздушном зазоре и выявления короткозамкнутых витков в синхронных электродвигателях, гидро- и турбогенераторах. Прибор представляет собой небольшой гибкий преобразователь печатной платы, который фиксируется на зубце статора.

— небольшая высота устройства упрощает процесс введения и удаления ротора без повреждения зонда;

— датчик может быть использован с системами непрерывного мониторинга FluxTracII и GuardII, а также с переносным прибором мониторинга магнитного потока RFAII.

ДатчикиEVA. Комплект измерительных устройств для определения вибрации лобовых частей обмотки генераторов с водородным и воздушным охлаждением. Датчики выпускаются двух типов: одноосные и двуосные. Двуосные приборы могут одновременно измерять вибрации в радиальном и тангенциальном направлениях. Комплекты измерительных устройств предназначены для машин с водородным охлаждением.

Вся собранная информация поступает в блок GUARDII, где обрабатывается и анализируется. Полные данные передаются в АСУ ТП, а в случае необходимости – на автоматизированные рабочие места других контролирующих служб. При выявлении аварийной ситуации силовой агрегат отключается в автоматическом режиме через специальное реле.

Комплексный непрерывный мониторинг ЧР, магнитного потока ротора и воздушного зазора в агрегатах свыше 200 МВт осуществляется с помощью системы GUARDII+. Возможности:

— система может быть использована для контроля действующих и новых агрегатов, которые оборудованы пазовыми антенными измерительными устройствами (SSC);

— в систему интегрирована функция разделения шумов на основе фильтра высоких частот 40 МГц, по характеристике времени поступления и форме импульса. Система непрерывно измеряет уровень ЧР с расширенными функциями предупреждения и практически не нуждается во вмешательстве оперативного персонала;

— предупредительные сигналы предварительно настраиваются с учётом существующей базы данных, которая насчитывает свыше 400 тыс. результатов испытаний агрегатов. Архивные данные используются для создания двухмерных и трехмерных графиков с высоким разрешением. Кроме того, они позволяют получить суммарные характеристики, необходимые для анализа тенденций для ЧР и сравнения с аналогичными агрегатами;

— система поддерживает удаленные режимы обмена данными, которые дают возможность производить диагностику, управление и конфигурацию на расстоянии. Для этого используется программное обеспечение Iris Application Manager;

— система оснащена модулем ввода для установки дополнительных датчиков температуры и влажности окружающей среды;

— система поддерживает открытый коммуникационный протокол Modbus, основанный на архитектуре «ведущий – ведомый», который обеспечивает связь с приложениями других производителей через Ethernet. Например, для получения информации из системы компании о рабочем состоянии той или иной машины;

— система обеспечивает обмен данными с модулем удаленного ввода/вывода Iris Power и аналоговыми входами для сбора данных об условиях эксплуатации агрегата от полевых датчиков/преобразователей;

— в систему интегрирован безопасный FTP-сервер, удобный и легко конфигурируемый, который используется для загрузки данных в автоматическом режиме.

Для непрерывного онлайн-мониторинга магнитного потока ротора на турбогенераторах используется система FluxTracII-R.

— функционал системы позволяет собирать и анализировать данные, которые поступают от измерительного прибора, контролирующего магнитный поток в режиме онлайн, и предоставлять оперативному персоналу информацию о расположении катушки и жесткости любого короткозамкнутого витка;

— с помощью стационарно установленных датчиков магнитного потока в воздушном зазоре система осуществляет мониторинг плотности магнитного потока. Это отработанная технология синхронных машин, которая используется для выявления межвитковых замыканий в обмотке ротора;

— система позволяет производить измерение потока, что обеспечивает прямые способы онлайн-контроля состояния обмоток ротора. В результате предоставляется достоверная информация о целостности межвитковой изоляции катушки. Эти данные используются для диагностики аномальных вибраций, поверки целостности нового и перемотанного ротора, а также при планировании ремонтных работ основного оборудования;

— система FluxTracII-R осуществляет моментальный анализ всех пазов в обмотке круглого ротора при фиксированной эксплуатационной нагрузке;

— в случае необходимости позволяет анализировать результаты проведенных испытаний и тренд при разных нагрузках для более точного прогнозирования состояния обмотки ротора;

— функционал системы дает возможность осуществить точечный замер или без вмешательства оператора получить результаты обычных измерений нагрузки генератора, проводившихся на протяжении нескольких дней;

— система работает с обычным датчиком потока, который устанавливается на клин, или с установленным на зубце статора измерительным устройством TFProde, которое может встраиваться без извлечения ротора.

Диагностика дефектов изоляции КРУЭ

Для постоянного контроля ТС энергооборудования с элегазовой изоляцией – комплектных распределительных устройств различного исполнения, выключателей, силовых и измерительных трансформаторов – предназначена система мониторинга GIS-DM (Gas Insulated System – Diagnostic Monitor).

Оценка ТС электрооборудования осуществляется с использованием анализа ЧР в изоляции, которые были зафиксированы в СВЧ-диапазоне частот. По мнению аналитиков, этот метод регистрации частичных разрядов является самым чувствительным и наиболее эффективным для выявления дефектов в высоковольтной изоляции.

Для регистрации ЧР в элегазовом оборудовании используются измерительные устройства двух типов:

Высокочастотный датчик маркиACS. По сути, это электромагнитная антенна, встраиваемая внутрь оборудования. Как правило, такие датчики устанавливаются на внутреннюю сторону крышек технологических люков. Обычно датчик монтируют специалисты завода – производителя элегазового оборудования на этапе его изготовления. Устанавливать измерительные устройства марки ACS на оборудовании, которое уже введено в эксплуатацию, достаточно проблематично;
Датчик частичных разрядов маркиAES. Измерительный прибор устанавливается на внешней поверхности КРУЭ. Монтаж производится в зоне стыка двух трубчатых корпусов с помощью изоляционной прокладки, которая попутно выполняет роль внутреннего поддерживающего высоковольтного изолятора. Прибор регистрирует электромагнитные импульсы, выходящие изнутри машины через радиопрозрачные прокладки, разделяющие отдельные корпуса КРУЭ. Датчик марки АЕS легко устанавливается как на новом, так и уже на действующем энергооборудовании.

Датчики обоих типов подключаются к измерительному прибору системы мониторинга GIS-DM с помощью коаксиальных кабелей. По оценкам экспертов, весомым преимуществом GIS-DM является наличие программного обеспечения с набором специальных функций:

Программа обеспечивает проведение дополнительной цифровой обработки зарегистрированных данных для максимально эффективной отстройки от помех. Для этого применяются различные методы оценки цифровых параметров импульсов, амплитудное сравнение импульсов, поступивших от разных измерительных устройств, а также контроль разновременности их прихода. Функционал программного продукта позволяет установить место возникновения дефекта исходя из разницы времени поступления импульсов к каждому датчику.
Программа не просто регистрирует наличие частичных разрядов в изоляции, но и идентифицирует тип неполадки, определяет степень ее развития. С этой задачей хорошо справляется автоматизированная экспертная диагностическая система PD-Expert. Она использует открытый формат хранения данных. Этот формат доступен для разных разработчиков устройств измерения частичных разрядов и программных продуктов. Об этом необходимо помнить при выборе системы диагностики, поскольку она должна быть дружественной в форматах хранения данных.

С помощью этой системы методом сравнения информации, полученной от датчиков, с базой «образцов дефектов», заложенной в памяти программы, определяется тип дефекта изоляции КРУЭ и оценивается степень его опасности.

Программное обеспечение дает возможность внедрять полученные диагностические заключения в глобальные системы мониторинга и контроля, которые позволяют давать интегральную оценку ТС и оценивать остаточный ресурс комплекса электрооборудования. Роль комплекса может выполнять технологическая цепь, в состав которой входит контролирующее устройство КРУЭ, весь питающий центр и даже путь поставки электрической энергии до объектов конечных потребителей.

Если на практике возникает необходимость создания системы мониторинга масштабных, сложных элегазовых КРУЭ, энергетики используют несколько регистрирующих устройств марки GIS-DM. Однако следует признать, что такое объединение требует определенных технических возможностей и специализированных программных решений.

В число основных требований, которые обеспечивают интеграцию нескольких устройств в единую систему мониторинга входят:

Синхронизирование процессов регистрации импульсов ЧР, поступающих от всех датчиков по оптической линии связи. Это позволяет более эффективно отстраиваться от помех и максимально точно определять место возникновения дефекта в изоляции;
Объединение всех первичных данных, собранных измерительными приборами и переданных по линии связи, на одном сервере или общем компьютере системы контроля. Такое техническое решение обеспечивает проведение комплексного анализа всех импульсов ЧР, зарегистрированных в комплектном распределительном устройстве;
Реализация всех диагностических функций возможна потому, что приборы синхронизируются по оптической линии с точностью до наносекунды или до десятков наносекунд (в случае использования сигналов систем спутниковой навигации GPS/GLONASS).

По оценкам экспертов, наиболее важной частью любой системы мониторинга высоковольтного оборудования является экспертная система. С ее помощью решается несколько важных задач, в число которых входят:

Определение текущего технического состояния;
Выявление признаков неисправного состояния электрооборудования;
Планирование сроков и объема предстоящего ремонта;
Оценка эффективности выполненных ремонтных работ.

Известны два способа, с помощью которых создаются экспертно-диагностические системы для энергооборудования:

Специализированная система, разработанная для оборудования определенного типа. Она создается на базе знаний практического эксперта или группы таких экспертов.
Универсальная самонастраивающаяся система формируется по принципу нейронных сетей или создается на основе искусственного интеллекта. Она базируется на универсальном программном продукте. Практические эксперты привлекаются к работе в рамках своих компетенций только на этапе адаптации или самообучения экспертной системы.

Какой из этих вариантов можно считать более эффективным?

Нейронная сеть нацелена на поиск и диагностирование уже фиксировавшихся ранее дефектов. Ее функционал не может выявить и зарегистрировать проявление состояний, которые ранее не диагностировались, поскольку не учитывает особенности физических процессов в подконтрольных устройствах.

В основу фиксированной экспертной системы положены глубокие знания опытного консультанта (или группы консультантов), где четко прослеживается понимание процессов, происходящих в оборудовании. Такая система может максимально полно учитывать возникновение повторяющихся и модифицированных дефектов. Кроме того, она обладает большим потенциалом в плане модернизации диагностических алгоритмов.

Хорошо отработанная и отлаженная ранее система планово-предупредительных работ сегодня показывает свое несовершенство. Она не находит подтверждения на практике, демонстрирует затратность такого подхода и потому нуждается в трансформации и адаптации к современным тенденциям по увеличению процента силового электротехнического оборудования с исчерпанным нормативным ресурсом эксплуатации.

Оптимальным выходом из сложившейся ситуации становится внедрение систем диагностики и мониторинга. Функционал таких систем позволяет в режиме реального времени оценивать текущее техническое состояние машин, с помощью неразрушающих диагностических методов выявлять деструктивные процессы на ранних стадиях их развития и определять остаточный ресурс.

Современные автоматизированные системы мониторинга обеспечивают беспрерывный контроль технического состояния энергообъекта. Диагностика проводится онлайн и не требует остановки оборудования, что позволяет оперативно выявлять быстроразвивающиеся дефекты и тем самым предотвращать возникновение аварийных ситуаций.

Контроль за состоянием трансформаторов — Контроль за состоянием высоковольтных вводов

В трансформаторах применяют вводы с бумажно-масляной (БМ) и иногда с маслобарьерной (МБ) изоляцией. В первом случае основой изоляции служит изоляционная бумага, пропитанная маслом и разделение на слои уравнительными обкладками, во втором — трансформаторное масло, разделенное на слои бумажно-бакелитовыми цилиндрами с уравнительными обкладками.

Рисунок 21. Схема отводов из высоковольтного ввода

В последнее время применяются также вводы с твердой (ТБ) изоляцией.
Ввод может иметь измерительный конденсатор (емкость С2). Oт последней обкладки изоляционного остова ввода, не имеющего измерительного конденсатора (рис. 21, а), выведен проводник 2, который в рабочем положении должен быть надежно заземлен. Во вводе с измерительным конденсатором (рис. 21,б) выведен проводник 3 от измерительной обкладки конденсатора, а вторая (наружная) обкладка конденсатора или наглухо заземлена внутри ввода, или (в старых конструкциях) проводник от нее 4 выведен наружу и в рабочем положении заземлен. Измерительный проводник 3 подключается к контрольно-потенциометрическому устройству ПИН. В зависимости от исполнения ввода несколько отличаются способы и нормы проверки их состояния. Объем профилактических испытаний вводов указан в табл. 5.

Измерение сопротивления изоляции вводов производится мегаомметром на напряжение 1000—2500 В. При этом измеряется сопротивление изоляции измерительной и последней обкладок бумажно-масляной изоляции ввода относительно соединительной втулки. На время измерения проводники 2 и 4 (если они выведены) отсоединяются от втулки, а проводник 3 — от устройства ПИН (см. рис. 21). Значение сопротивления должно быть при вводе в эксплуатацию не менее 1000 МОм, в эксплуатации — не менее 500 МОм. Измерение производится с соблюдением правил, описанных в § 6. Уменьшение сопротивления связано с ухудшением состояния как твердой изоляции, так и масла и происходит, как правило, одновременно с увеличением tg d и снижением емкости изоляции ввода.
Измерение тангенса угла диэлектрических потерь производится для всех видов вводов (нормами [2] допускается измерения не производить для крупных вводов с маслобарьерной изоляцией). Значения tg d при температуре 20 °С не должны превышать данных табл. 13.
При эксплуатационных измерениях необходимо обращать внимание на характер изменения tg d и емкости с течением времени в отдельных зонах внутренней изоляции. Емкости C1 и С2 (рис. 21) не нормируются, но имеют важное значение для оценки измерения тангенса угла диэлектрических потерь.
Для ввода, не имеющего измерительного конденсатора (рис. 21д), характеристики основной изоляции измеряются между высоковольтным зажимом ввода 1 и проводником 2(C1), характеристики изоляции последних слоев (Сз) — между проводником 2 и втулкой. Проводник 2 отсоединяется от земли. Измерение Сз в эксплуатации не обязательно.

Таблица 13. Допустимые значения tg d изоляции вводов

tg d вводов с номинальным напряжением, кВ

Маслобарьерная основная и измерительного конденсатора

При вводе в эксплуатацию

Бумажно-масляная основная и измерительного конденсатора

При вводе в эксплуатацию

Последние слои бумажно-масляной изоляции

При вводе в эксплуатацию

Для ввода с измерительным конденсатором (рис. 21б) характеристики основной изоляции измеряются между высоковольтным зажимом ввода 7 и измерительным отводом 3 конденсатора (C1), при этом проводник 3 отсоединяется от устройства ПИН. Характеристики изоляции конденсатора измеряются между проводниками 3 и 4 (С2), проводник 3 также отсоединен от устройства ПИН. Емкость Сз измеряется в том случае, если проводник 4 выведен наружу ввода.
Измерение tg d основной изоляции вводов, установленных на оборудовании, производится по нормальной схеме (см. рис. 5а, 11а), чтобы исключить влияние емкости трансформатора. Напряжение (обычно 10 кВ) подается на контактный зажим ввода. Соединительная втулка заземлена (установлена на трансформаторе), проводники 2 и 3 (см. рис. 21) отсоединены.
Измерение tg d и емкости С; измерительного конденсатора на снятом вводе производится по нормальной схеме с подачей напряжения 3 кВ (но не более 10 кВ) на измерительный ввод, а втулки изолируются от земли. Если втулка не может быть изолирована от земли, измерение производится по перевернутой схеме (рис. 5б и 11б). То же относится и к измерению наружных слоев изоляции (Сз).
Увеличение tg d изоляции ввода происходит при увлажнении картона или бумаги, загрязнении масла, появлении частичных разрядов. В частности, его значение превышено при наличии металлической пыли, попавшей из дефектного сильфона (см. § 1).
Испытание повышенным напряжением вводов, установленных на трансформаторе, производится совместно с испытанием его обмоток (см. § 6). Испытание вводов, не установленных на трансформатор (перед монтажом нового или капитально отремонтированного ввода),
производится по тем же нормам. Испытание повышенным напряжением позволяет выявить скрытые дефекты изоляции ввода, не определяемые другими способами, и поэтому выполняется после всех других испытаний изоляции.
Проверка качества уплотнений вводов с бумажно-масляной изоляцией производится созданием в них избыточного давления 100 кПа в течение 30 мин. При этом не должно наблюдаться течи масла и снижения испытательного давления. Такое испытание позволяет определить слабые места, не выявленные при внешних осмотрах. Особое внимание следует уделять уплотнениям в верхней части ввода, которые в эксплуатации работают при очень малом избыточном давлении.
Проверка манометров производится у вводов с бумажно-маслянои изоляцией герметичного исполнения. Успешная работа такого ввода зависит в первую очередь от надежности его уплотнений. Снижение показания манометра ввода свидетельствует о нарушении герметичности. Однако если манометр неисправен, то установить потерю герметичности не всегда возможно. Поэтому и предусмотрена проверка манометров в межремонтный период. Ее следует производить не реже 1 раза и в год, а также в случаях, если манометр не изменяет своего показания при значительных изменениях температуры окружающей среды или нагрузки. Минимально и максимально допустимые давления масла и герметичном вводе указываются в его паспорте. Для того чтобы манометр был достаточно чувствительным индикатором состояния уплотнений ввода, его шкала не должна сильно превышать рабочего давления масла. Оптимальным является случай, когда предел измерения манометра в 1,5 раза превышает максимальное или в 2 раза среднее рабочее давление. Повышение давления масла во вводе свидетельствует о нарушении свойств трансформаторного масла, и оно должно быть проверено (измеряется tg d).
Испытание трансформаторного масла выполняется в соответствии с указаниями § 4. В некоторых энергосистемах производится хроматографический анализ газов, растворенных в масле вводов (особенно при повышении давления в герметичных вводах). При этом могут быть диагностированы те же повреждения, что и в трансформаторах (§ 5). Однако на сегодняшний день не накоплено достаточного количества материалов, которые позволили бы дать количественные критерии оценки состояния ввода.
Как отмечалось в § 1, в масле герметичных вводов могут присутствовать механические примеси металлического характера. Они обнаруживаются при просматривании масла в проходящем свете. Методика обнаружения механических примесей заключается в следующем. Тонкостенный химический сосуд вместимостью 250—300 мл заполняется испытуемым маслом и помещается на подставку с черным покрытием. Со стороны задней стенки стакана устанавливается темный экран. Источник света располагается сбоку на уровне стакана так, чтобы свет. проходя сквозь слой масла, не засвечивал глаза испытателя.

Рисунок 22. Структурная схема устройства контроля изоляции ввода

При наличии механических примесей металлического характера при перемешивании будет наблюдаться перемещение частиц с характерным металлическим блеском, которые долгое время могут оставаться во взвешенном состоянии и не опускаться на дно. Для уточнения характера примесей следует воспользоваться лупой с 8-15-кратным увеличением или микроскопом.
Следы механических примесей допустимы, если имеется, например, 7-10 включений металлического и неметаллического характера на всю пробу, осевших на дно или во взвешенном состоянии. Если количество включений превышает указанные значения, необходимо провести количественное определение механических примесей, как указывалось в § 4.
Замену масла в герметичном вводе в случае необходимости можно произвести непосредственно на месте установки без снятия ввода с трансформатора. Последовательность операций описана в «Инструкции по замене масла герметичных вводов с баками давления в эксплуатации без демонтажа оборудования», утвержденной Главтехуправлением Минэнерго СССР и московским заводом «Изолятор» 19 марта 1981г.
Метод постоянного контроля изоляции вводов заключается в контрольные значения емкостного тока (тока небаланса) в нулевом проводе звезды, образованной соединением измерительных отводов всех грех вводов трехфазного трансформатора [10]. Устройство (рис. 22) состоит из двух блоков: КИВ-1, устанавливаемого в шкафу зажимов вторичной коммутации на трансформаторе или вблизи него, и КИВ-2, устанавливаемого на панели релейной защиты трансформатора на щите управления подстанции, и применяется на вводах напряжением 500 кВ и выше.
Блок КИВ-1 имеет фильтр, позволяющий отстроиться от напряжения небаланса, обусловленного высшими гармониками, и насыщающийся трансформатор с отпайками. Отпайки позволяют уменьшить ток небаланса, обусловленный разницей в значениях емкостей вводов; тогда проводник от каждого ввода подсоединяется к соответствующей отпайке трансформатора и «звезда» образуется непосредственно в блоке КИВ-1. Блок КИВ-2 имеет выпрямитель, миллиамперметр для измерения тока небаланса, потенциометр для изменения тока уставки, усилитель, сигнальную неоновую лампу и выходные реле.
При повреждении одного ввода емкость его увеличивается, в нулевом проводе и соответственно в первичной обмотке трансформатора КИВ-1 возрастает ток небаланса.
После усиления и выпрямления, сигнал подается в схему релейной защиты с действием на отключение или на сигнализацию. Для того чтобы устройство не срабатывал в переходных процессах и кратковременных повышениях напряжения время его срабатывания устанавливается не менее 8 с.
В нормальных условиях емкостный ток ввода 500 кВ составляв примерно 100 мА, а сумма токов для трех фаз исправных вводов 3-5 мА. Потенциометр устройства КИВ-2 позволяет менять уставку, тока срабатывания в диапазоне 3—15 мА. Для уменьшения погрешности кабель между блоками КИВ-1 и КИВ-2 должен быть экранированным с сечением жил не менее 2,5 мм2.

Какой параметр позволит диагностировать состояния высоковольтного ввода