Close

23.09.2012

Тепловизионная диагностика высоковольтного электрооборудования

Доклад на научно-практической конференции “Повышение эффективности энергоснабжения городов, населенных пунктов и промышленных комплексов”, проходившей с 23 по 25 сентября 2009 г. в Великом Новгороде. Докладчик технический директор ЗАО “ТТМ” Леонид Петров.

За период с 1995 по 2009 год нами выполнены тепловизионные обследования высоковольтного электрооборудования на восьми атомных электростанциях концерна “Росэнергоатом”, Ленинградской АЭС, Волжской, Саратовской и Нарвской ГЭС, Лукомльской, Череповецкой и Киришской ГРЭС, Сургутских ГРЭС 1 и ГРЭС 2, а также на многих крупных подстанциях таких энергосистем, как “МЭС ОЭС Северо-Запада”, “Ленэнерго”, “Новгородэнерго”, “Вологдаэнерго”, “Тюменьэнерго” и многих других объектах. В результате накоплен большой опыт обследования практически всех типов высоковольтного электрооборудования, работающего в различных условиях. Систематизация и обобщение полученных результатов позволило уточнить наши методические разработки по оценке состояния электрооборудования на основе тепловизионного обследования и подготовить обобщенную “Методику тепловизионного контроля электрооборудования”.

С 1998 года проведение тепловизионной диагностики включено в шестое издание “Объем и нормы испытаний электрооборудования” (РД 34.45-51.300-97), и это дает возможность ее массового применения всеми энергопредприятиями.

Однако опыт работы показал, что требования, содержащиеся в этом документе, не позволяют использовать в полной мере возможности тепловизионного контроля и получить от его применения максимальную отдачу. По нашему мнению для обеспечения эффективности тепловизионной диагностики необходимо наличие трех составляющих: методической базы, позволяющей надежно и достоверно оценивать состояние оборудования; технического персонала, полно и правильно знающего свое оборудование и освоившего методику проведения обследования и обработки его результатов; технических средств, имеющих необходимые характеристики для проведения диагностики.

Разработанная нами “Методика” позволяет на основании результатов тепловизионного контроля разных типов электрооборудования проводить оценку их состояния по соответствующим электрическим характеристикам на основании требований “Объема и норм испытаний электрооборудования”, и таким образом позволяет отказаться от проведения ряда испытаний обычными методами. При этом значительно снижаются трудоемкость работ, исключается необходимость отключения оборудования для проведения испытаний и, кроме того, возрастает достоверность оценки состояния аппаратов, так как в отличие от традиционных методов тепловизионные измерения проводятся под рабочим напряжением.

Работая в направлении популяризации и внедрения тепловизионной диагностики, мы проводим обучение специалистов методам диагностики электрооборудования (для разных уровней подготовки). Обучение включает теоретические и практические занятия.

Принципы тепловизионной диагностики

Применение тепловизионной диагностики основано на том, что наличие некоторых видов дефектов высоковольтного оборудования вызывает изменение температуры дефектных элементов и, как следствие, изменение интенсивности инфракрасного (ИК) излучения, которое может быть зарегистрировано тепловизионными приборами.

Важно, чтобы измерялось собственное излучение обследуемого объекта, которое связано с наличием и степенью развития дефекта.

При проведении обследования необходимо учитывать коэффициент излучения поверхности обследуемого объекта, а также угол между осью тепловизионного приемника и нормалью к излучающей поверхности объекта. При проведении измерений однотипных объектов необходимо располагать тепловизионный приемник на одинаковом расстоянии и под одинаковым углом его оптической оси к поверхности объекта.

При обнаружении более нагретых зон необходимо, прежде всего, оценить, не является ли это следствием разницы в коэффициентах излучения, не связано ли это с наличием отверстий или расположенных под углом плоскостей, а также с нагревом от внешнего источника излучения.

Наличие дефекта выявляется сравнением температуры аналогичных участков поверхности аппаратов, работающих в одинаковых условиях нагрева и охлаждения. Характер и степень развития большинства дефектов могут быть установлены только после дополнительных измерений и анализов, позволяющих оценить состояние каждой из тепловыделяющих конструкционных частей аппарата в отдельности.

Обследуемое электрооборудование

  • все типы контактных соединений ошиновки ОРУ, присоединений к линейным выводам аппаратов, разъемные контактные соединения разъединителей, внутренние контактные соединения камер воздушных и маломасляных выключателей;
  • изоляторы экранированных токопроводов генераторного напряжения, шинных мостов автотрансформаторов и трансформаторов, опорные металлические конструкции шинных мостов;
  • подвесные и опорные фарфоровые изоляторы;
  • баки, вводы и системы охлаждение силовых трансформаторов;
  • вводы масляных выключателей и проходные вводы;
  • вентильные разрядники и ОПН;
  • измерительные трансформаторы тока;
  • измерительные трансформаторы напряжения – электромагнитные и емкостные;
  • конденсаторы связи;
  • ВЧ-заградители.

Контактные соединения

Из более чем 100 000 обследованных контактных соединений ошиновки ОРУ 35 – 110 – 220 – 330 – 500 – 750 кВ забраковано около 1500 контактов с различной степенью развития дефектов. Наибольшее число дефектных контактных соединений выявляется в соединении “нож-губка” разъединителей всех классов напряжения и присоединений к ВЧ заградителям. Отбраковка контактных соединений составляет около 1,5 % от проверенных. При этом отбраковываются все контактные соединения с превышением температуры более 5 °С, но требуемые сроки устранения дефектов устанавливаются различные, в зависимости от совокупности условий работы и степени дефектности.

Важно отметить, что на тех объектах, где выполнялись рекомендации наших протоколов обследований по устранению обнаруженных дефектов контактных соединений, повреждений в дальнейшем не было. А при повторном обследовании на этих же объектах не было обнаружено ни одного дефектного контактного соединения во всех обследованных распредустройствах.

Экранированные токопроводы генераторного напряжения, опорные металлические конструкции шинных мостов и токопроводов

На экранированных токопроводах обнаруживались следующие дефекты:

  1. Повреждения изоляторов внутри токопровода, что выявляется по нагреву герметизирующей крышки основания изолятора.
  2. Образование короткозамкнутых контуров из-за неправильной сборки, что выявляется по местным перегревам конструкций (в том числе и бака трансформатора), на которых укреплен токопровод.

При обследовании опорных металлических конструкций обнаруживается их нагрев до 55-60 °С, а нагрев некоторых соединительных болтов превышал 130 °С. Это связано как с образованием короткозамкнутых контуров вокруг токоведущих шин, так и с протеканием токов из-за разницы потенциалов на контурах заземления, например заземления трансформатора и здания станции. При КЗ возможно расплавление дефектных болтовых соединений, что может привести к возгоранию в РУ, поэтому необходим тепловизионный контроль опорных механических конструкций РУ электростанций и подстанций.

Подвесные и опорные фарфоровые изоляторы

Контроль подвесной фарфоровой изоляции с помощью измерения температуры поверхности изоляторов теоретически и практически возможен при достаточно высокой чувствительности и разрешающей способности тепловизионной аппаратуры, однако в ОРУ подстанций и электростанций контроль затруднен в связи с увеличенным по сравнению с ВЛ числом изоляторов в гирлянде, что снижает величину напряжения на каждом изоляторе, а это снижает в квадратичной зависимости величину температурного перепада между нормальным и дефектным изоляторами.

В результате проверки 23700 штук подвесных фарфоровых изоляторов в ОРУ Киришской ГРЭС, Кольской и Смоленской АЭС не было выявлено ни одного дефектного изолятора, кроме разрушенных механически и видимых визуально. Это лишний раз подтверждает предложение об отказе от контроля подвесной изоляции в ОРУ подстанций и электростанций в связи с отсутствием такой необходимости.

Обосновать возможность отказа от контроля подвесной фарфоровой изоляции в ОРУ 110 кВ и выше электростанций и подстанций нам удалось на основе анализа опыта эксплуатации и исследования причин нарушения электрической прочности изоляторов, а также сопоставления отбраковки и повреждаемости подвесной фарфоровой изоляции ОРУ.

Некоторые предприятия Ленэнерго (Высоковольтная сеть) и предприятия других энергосистем приняли местные решения об отказе от контроля подвесной фарфоровой изоляции в ОРУ электростанций и подстанций, а также кардинально изменили систему контроля изоляции на ВЛ.

Контроль опорной фарфоровой изоляции с помощью измерения температуры поверхности изоляторов также возможен при достаточно высокой чувствительности и разрешающей способности тепловизионной аппаратуры. Однако он затруднен тем, что достаточный для обнаружения нагрев опорных изоляторов происходит только при их повышенном увлажнении, т.е. после дождя, при выпадении росы, оттепели и при других условиях высокой влажности воздуха. Но даже при этих условиях не все дефекты изоляторов приводят к их повышенному нагреву.

Баки, вводы и системы охлаждения силовых трансформаторов

При тепловизионном обследовании четко выявляются дефекты работы охладителей; термосифонных фильтров; местные перегревы баков; перегревы болтов, соединяющих колокол и поддон; работы маслоуказателей по уровню масла и другие. Четко выявляются некоторые дефекты вводов, которые, однако, не связаны с увеличением тангенса угла диэлектрических потерь. В ряде случаев только тепловизионный контроль позволяет выявить причину роста газосодержания в масле трансформатора. Такими причинами могут быть как образование короткозамкнутых контуров при неправильной сборке экранированных токопроводов, так и любые другие дефекты, приводящие к перегреву отдельных элементов бака от вихревых токов. Например, на блочном трансформаторе Сургутской ГРЭС-1 причиной появления растворенных в масле газов была нарушенная изоляция смотрового лючка. Опыт тепловизионного обследования баков трансформаторов подтверждает, что такое обследование должно обязательно включаться в объем комплексного обследования трансформаторов при переходе на ремонт по состоянию.

Вентильные разрядники и ОПН

Тепловизионная диагностика позволяет обнаруживать не только дефектные элементы разрядников и ОПН, но и такой дефект как перегрузка по величине напряжения на отдельных элементах разрядников, а для ОПН по блокам. Этот дефект, приводящий к ускоренному выходу из строя или снижению защитных характеристик разрядников и ОПН, не было возможности выявлять до изобретения дистанционного способа измерения распределения напряжения в зависимости от температуры поверхности элементов этих аппаратов.

Измерительные трансформаторы тока

При тепловизионной диагностике выявляются дефекты трансформаторов тока, которые вызваны следующими причинами:

  1. Изменением изоляционных характеристик (tg δ основной изоляции).
  2. Витковыми замыканиями во вторичных или связующих обмотках.
  3. Остаточной намагниченностью после протекания токов КЗ.
  4. Изменением характеристик изоляционного масла.

Кроме того, измеряя температуру поверхности аппарата и зная аналитическое соотношение между температурой и tg δ изоляции, определяемое постоянными табличными факторами, можно с достаточной точностью оценивать и величину собственного tg δ изоляции аппарата.

На этом принципе основан способ косвенного измерения tg δ изоляции объектов, не нагреваемых иными источниками тепла, кроме тепла от собственных диэлектрических потерь в изоляции. Очевидно, что такими аппаратами кроме трансформаторов тока являются также разного рода конденсаторы: конденсаторы связи, элементы конденсаторных батарей, конденсаторы емкостных делителей напряжения воздушных выключателей и т. д.

Трансформаторы тока, в которых определено наличие дефекта, в соответствии с вышеизложенными рекомендациями, необходимо дополнительно обследовать в зависимости от степени развития дефекта или в минимально возможные сроки или в срок до наступления ОЗМ.

Заключение

Тепловизионная диагностика позволяет решать такие задачи, решение которых без нее было слишком трудоемко или невозможно:

  1. Возможность массового обследования огромного объема электрооборудования одной бригадой из двух – трех человек с одной тепловизионной камерой за период подготовки энергетических объектов к осенне-зимнему максимуму нагрузок.
  2. Выявление аппаратов, находящихся в предаварийном состоянии и требующих принятия срочных мер по предотвращению возможных повреждений.
  3. Выявление дефектов, которые не могут быть выявлены никакими другими методами.
  4. Переход на ремонт оборудования по состоянию, а не по сроку службы.

 

23.09.2012

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *