Техническая диагностика и аварийность электрооборудования

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. 1.1 – нагрев болтового соединения аппаратного зажима разъединителя 220 кВ в сторону линии «Просвет-2» подстанция «Томыловская» (губки ножа разъединителя, фаза «В» (T=48°С)). На рис. 1.2 – нагрев болтового соединения гибкой связи шинного разъединителя 110 кВ в сторону масляного выключателя подстанции «Чапаевская» (фаза «С» (T=116°С)) [5, 8,12].

Рис. 1.1. ЛР-220кВ линии «Просвет-2» подстанция «Томыловская». Нагрев болтового соединения аппаратного зажима разъединителя в сторону ЛЭП. Губки ножа разъединителя, фаза «В» (T=48°С).

Рис. 1.2. 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. 1.3 представлена термограмма – ОПН -110 кВ, установленного на ПС 330 кВ, производства Корниловского завода. Сопротивления изоляции ОПН составило менее 300 Ом. Причина – увлажнение и попадание влаги внутрь ОПН, что привело к перегреву по сравнению с соседними фазами (T= = 0,5°С) и, если бы не своевременно проведенное тепловизионное обследование, могло бы стать причиной взрыва ОПН.

Рис. 1.3. 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. 1.4 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. 1.4. 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. 1.5 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. 1.5. 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.

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

На рис. 1.6 и рис. 1.7 изображен ТТ 330 кВ в обычном видимом диапазоне и в инфракрасном. Нормы ХАРГ для ТТ-330 отсутствуют, можно опираться только на результаты накопленного опыта. Обычно эти данные сравнивают 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 2.06.98), 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. 1.6.

Рис. 1.7.

Рис. 1.6, рис. 1.7 – 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 [4-15].

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.

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.

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.

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. 1.8).

Рис. 1.8. 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.

Следует отметить, что в период эксплуатации в АО-энерго не проводилось измерение сопротивления изоляции первичных и вторичных обмоток ТТ, химические анализы масла выполнялись в неполном объеме, не контролировалось влагосодержание и тангенс диэлектрических потерь масла, тангенс угла диэлектрических потерь изоляции (tg ) и емкость (С) ТТ также не измерялись.

Следующее технологическое нарушение – это повреждение ТТ 330 кВ типа ТФРМ-330-У1 (ТРН-330) фазы "С" на ПС 750 кВ, которое произошло в летний период 2006 года с разрушением фазы "С" ТТ-330 кВ и с возгоранием и фазы "С" выключателя. При этом отключились 2 воздушных линии. Через 1,5 секунды продуктами возгорания фазы "С" ТТ выключателя перекрыло фазу "А" ошиновки воздушной линии, находящейся в непосредственной близости. При этом от действия дифференциальной защиты отключилась фаза "А" с неуспешным ОАПВ и затем фазы "В" и "С" с запретом ТАПВ. Погашений электроснабжения потребителей не было.