Техническая диагностика и аварийность электрооборудования

6. В чем причины повреждаемости и каковы методы выявления дефектов на ранней стадии возникновения для ТТ типа ТФРМ-330 (ТРН-330), ТРН-750?

7. Назовите причины и мероприятия по предотвращению возникновения феррорезонанса трансформаторов напряжения ТН-110 кВ типа НКФ-110?

8. Какие виды испытаний, измерений и физико-химических анализов масла необходимо выполнить для оценки состояния измерительных трансформаторов тока и напряжения кроме измерения tg? изоляции и показателей горючих газов ХАРГ?

Список тем для рефератов и докладов

1. Метод тепловизионного контроля с помощью средств инфракрасной диагностики для оценки теплового состояния электрооборудования подстанций.

2. Инфракрасная диагностика теплового состояния высоковольтного маслонаполненного оборудования.

3. Инфракрасная диагностика ограничителей перенапряжений (ОПН).

4. Тепловизионный контроль как средство оценки состояния статорных обмоток турбогенераторов электростанций.

5. Оценка состояния измерительных трансформаторов тока и напряжения: диагностика, испытания, измерения, физико-химический и хроматографический анализ масла.

6. Воздействие процесса феррорезонанса на повреждаемость трансформаторов напряжения электромагнитного типа, меры по исключению феррорезонанса.

Глава 2. МОНИТОРИНГ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

2.1. НАЗНАЧЕНИЕ СИСТЕМ МОНИТОРИНГА

Системы мониторинга технического состояния электрооборудования характеризуются рядом технико-экономических показателей: техническое состояние электрооборудования, надежность работы системы мониторинга, эффективность и достоверность при постановке диагноза дефекта или повреждения, количество датчиков и других устройств, устанавливаемых на электрооборудование, трудоёмкость и стоимость установки и монтажа, способность к самодиагностике системы мониторинга и самовосстановлению её работы, надёжность работы каналов связи между компонентами системы мониторинга на самом электрооборудовании и автоматизированным рабочим местом (АРМ) эксперта-диагноста, оперативного персонала или начальника подстанции [7-12, 15-18, 22- 25].

Таким образом, сформулируем основные задачи перспективного развития систем мониторинга технического состояния электрооборудования:

– Повышение управляемости и надежности эксплуатации электрооборудования за счёт установки систем мониторинга,

– Снижение различных рисков, сопутствующих основной деятельности электросетевых компаний (аварийное отключение оборудования из-за скрытого или развившегося дефекта, обесточения ответственных потребителей электроэнергии, значительные финансовые затраты на внеплановый ремонт или замену электрооборудования) за счет применения для этой цели различных систем предупредительной диагностики и мониторинга и их комбинаций,

– Максимальное использование диагностических параметров всех элементов существующей системы мониторинга для обеспечения возможности выявления различных дефектов (изоляции, механического состояния обмоток, наличия заземления, дефектов высоковольтных вводов и т.д.) на ранней стадии их появления, а также для надёжной и достоверной постановки диагноза дефекта,

– Исключение избыточности диагностических параметров, оптимизация архитектуры системы мониторинга без дополнительной установки датчиков и инфраструктуры каналов связи, и, соответственно, снижение за счёт этого финансовых затрат электросетевой компании.

Наиболее распространёнными методами диагностики, применяемыми для контроля технического состояния электрооборудования в эксплуатации и не требующими отключения, являются хроматографический анализ растворенных газов (ХАРГ) в масле, тепловизионный контроль, измерение интенсивности частичных разрядов (ЧР) в изоляции электрооборудования и др.

Большинство этих надёжных и эффективных методов технической диагностики используется в системах мониторинга электрооборудования, которые обеспечивают возможность мониторинга технического состояния электрооборудования без вывода их из работы, выявления дефектов на ранней стадии развития, сокращение затрат на техническое обследование [4, 8-12, 22-25].

Диагностика проводится для выяснения технического состояния разъединителей, трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), разрядников и ограничителей перенапряжения (ОПН), конденсаторов связи, масляных и воздушных выключателей, ошиновки распределительных устройств (РУ), высоковольтных вводов силовых трансформаторов, систем охлаждения трансформаторов, электродвигателей, генераторов и др. Системы мониторинга должны быть нацелены на охват всех вышеперечисленных видов электрооборудования подстанций электрических сетей [17, 18, 22-30].

Это позволит выявлять дефекты электрооборудования подстанций на самой ранней стадии развития. Техническое обслуживание и ремонт силовых трансформаторов по текущему состоянию электрооборудования принят практически всеми электроэнергетическими компаниями и наиболее эффективен. Применение экспертных и экспертно-диагностических систем (ЭДС) [23-29] даёт возможность более эффективно проводить периодические профилактические испытания и измерения в зависимости от состояния электрооборудования. Современные методы диагностики позволяют повысить надежность работы силовых трансформаторов в электрических сетях.

ЭДС, например, ЭДС «Альбатрос» [26], могут дать персоналу электротехнических лабораторий и служб диагностики важные данные:

–о техническом состоянии силовых трансформаторов, наличии дефектов, которые могут развиваться годами и в конечном итоге привести к аварийному выходу трансформатора из работы, к внеплановому прекращению электроснабжения потребителей;

– об остаточном ресурсе трансформатора, степени полимеризации бумажно-масляной изоляции обмоток, о критичности и опасности выявленных ранее дефектов;

– о сроках проведения ремонтных работ для составления реалистичного и технически обоснованного графика профилактических испытаний и измерений для обеспечения безаварийной эксплуатации трансформатора [26-30].

Рассмотрим нормативно-технические документы, которые требуют неукоснительного выполнения объема и норм диагностики и профилактических испытаний электрооборудования:

– Объем и нормы испытаний электрооборудования (РД 34.45-51.300-97) [1],

– Объем и нормы испытаний электрооборудования (СТО 34.01-23.1-001-2017). Стандарт организации ПАО «Россети» [2],

–Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, (2003г.) [31],

– Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Седьмое издание. Утв. Приказом Минэнерго РФ от 09.04.2003 N 150. (2003г.) [6].

– ГОСТ Р 52719-2007. Национальный стандарт РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ «Трансформаторы силовые. Общие технические условия». Power transformers. General specifications [32],

– Типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35 – 800 кВ (РД 34.20.504-94), и НТД, дополняющие указанные стандарты [1, 2, 4, 5, 9, 33-36].

В эксплуатации сейчас применяются системы мониторинга высоковольтного электротехнического оборудования, различные по исполнению, назначению, ценовой политике. Диагностические системы мониторинга производятся зарубежными и отечественными компаниями [17, 18].

Согласно [28] (р.2.3.7.) необходимо применение на вновь строящихся и реконструируемых подстанциях электросетевого комплекса силовых трансформаторов с обеспечением на заводе-изготовителе возможности установки систем мониторинга.

В новой редакции [29] даётся определение технической политики как совокупности целей, принципов, эффективных технических, технологических и организационных требований и решений, обеспечивающих повышение эффективности, надежности, безопасности, экономичности передачи и распределения электроэнергии для реализации Стратегии развития электросетевого комплекса Российской Федерации.

Согласно [29] в разделе 2.1.3.5 указано, что силовые трансформаторы 110 кВ и выше должны оснащаться:

– датчиками и устройствами контроля состояния (мониторинга) в

соответствии с требованиями подраздела 3.7.2 «Метрология. Требования к измерениям» Технической политики, а также выводом релейных сигналов технологических защит систем охлаждения, устройства РПН, релейных сигналов питания защит трансформатора и др.

2.2. ПАРАМЕТРЫ, КОНТРОЛИРУЕМЫЕ СИСТЕМОЙ МОНИТОРИНГА.

Согласно требованиям «IEEE Guide for Application of Monitoring to Liquid-Immersed Transformers and Components» [30] и СТО 56947007-29.200.10.011-2008 [37] системы мониторинга могут иметь различный набор контролируемых параметров:

– растворенные в трансформаторном масле газы, например, водород и общее газосодержание углеводородных газов, отдельно концентрации восьми видов газа и др. Важно контролировать скорость нарастания газосодержания, которая показывает на наличие разрядных явлений в изоляции или нагрев изоляции. Хроматографический анализ растворенных в трансформаторном масле газов (ХАРГ) и, особенно динамика нарастания концентраций, позволяют поставить диагноз дефекта и следить за состоянием силового трансформатора.

– влагосодержание масла (например, в зарубежных системах HYDRAN, TRANSFIX). Увеличение влагосодержания масла и, соответственно, влажности изоляции свидетельствует об ухудшении технического состояния трансформатора. Снижается пробивное напряжение масла, растёт tg? изоляции и ухудшаются другие диагностические параметры.

– ток, напряжение, мощность трансформатора.

– изменение емкости и tg? вводов, что говорит о возникновении дефектов в изоляции высоковольтных вводов трансформатора.

– величины токов короткого замыкания (КЗ), особенно первого пика апериодической (ударной) составляющей как наиболее опасной для электродинамической стойкости обмоток. Регистраторы аварийных событий, широко применяемые сейчас на подстанциях 220 кВ и выше, позволяют получить информацию о величине и продолжительности сквозных токов КЗ, протекающих через обмотки трансформатора.

– частичные разряды (ЧР). Увеличение интенсивности сигналов ЧР говорит о разрядной активности в изоляции трансформатора, что ведёт к пробою изоляции в месте очага ЧР и к возникновению КЗ.

– температура масла в различных точках силового трансформатора необходима для мониторинга эффективности системы охлаждения трансформатора (нет ли неработающих зашламлённых секций), и для расчета наиболее нагретой точки обмотки [8-12, 17-18, 24-31, 37-38].

Согласно пункт 7.17 стандарта СТО 56947007-29.240.10.248-2017 «Новые и реконструируемые ПС напряжением 330 кВ и выше рекомендуется оснащать системами диагностики и мониторинга состояния силовых трансформаторов, шунтирующих реакторов, элегазовых РУ, маслонаполненных вводов, интегрированными в АСУ ТП ПС» [40].

Опыт ОАО «ФСК ЕЭС» с 2003г. по эксплуатации систем мониторинга показывает, что некоторые функции в системах мониторинга дают новые возможности для диагностики технического состояния электрооборудования, но бывают избыточными [27].