Какой параметр позволит диагностировать состояния высоковольтного ввода

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

Мониторинг состояния изоляции высоковольтных вводов

Высоковольтные вводы трансформатора являются одними из основных элементов силового трансформатора, а маслобарьерная изоляция – основной изоляцией. Для обнаружения дефектов в основных элементах трансформатора необходимо останавливать работу оборудования и проводить испытания переносными средствами измерения и проверки. Поэтому, для обеспечения беспрерывной работы, сегодня большинство трансформаторов класса напряжения от 110 кВ и выше оснащаются устройствами мониторинга и защиты вводов.

Требования к контролю состояния изоляции высоковольтных вводов содержатся в ряде нормативных документов:

Какой параметр позволит диагностировать состояния высоковольтного ввода

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

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

Особенности мониторинга технического состояния основной изоляции высоковольтных вводов и трансформаторов тока Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

Аннотация научной статьи по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям, автор научной работы — Андриенко П. Д., Сахно А. А., Конограй С. П., Спица А. Г., Скрупская Л. С.

статье представлен анализ особенностей мониторинга технического состояния основной изоляции трансформаторов тока и вводов с точки зрения выбора диагностических параметров, описаны результаты измерения характеристик частичных разрядов в изоляции трансформаторов тока и вводов различными приборами и сделаны выводы по целесообразности контроля этих параметров, а также предложен подход к измерению характеристик частичных разрядов в изоляции при эксплуатации вводов и трансформаторов тока, предложен подход к использованию полученных значений диагностических параметров для оценки остаточного ресурса высоковольтных трансформатора тока и вводов

Похожие темы научных работ по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям , автор научной работы — Андриенко П. Д., Сахно А. А., Конограй С. П., Спица А. Г., Скрупская Л. С.

CHARACTERISTICS OF MONITORING CONDITION OF MAIN INSULATION OF HIGH-VOLTAGE BUSHINGS AND CURRENT TRANSFORMERS

The article devoted to an analysis of monitoring features of basic insulation condition, in terms of diagnostic parameters choice, it describes the measuring results of the partial discharges characteristics in bushings and current transformers by various devices. The usage of tan-delta for online monitoring of bushings and current transformers was justified. The usage of term «discharge activity» instead on «partial discharge» for online monitoring was justified, the examples of discharge activity measurement by various devices is represented. Approach to measuring partial discharge in the insulation during equipment operation was proposed. It lies in simplified spectral analysis of the high-frequency signal from the bushing test-tap and grounding of equipment. The approach to the using of the obtained values of diagnostic parameters, including partial discharges or so called «discharge activity», for assessing the remaining life of the current transformer and high voltage bushings based on Cox model and «fuzzy» logic algorithms was proposed

Текст научной работы на тему «Особенности мониторинга технического состояния основной изоляции высоковольтных вводов и трансформаторов тока»

Андриенко П. Д.1, Сахно А. А.2, Конограй С. П.3, Спица А. Г.4, Скрупская Л. С.5

Д-р техн. наук, профессор, Запорожский национальный технический университет, Украина 2Канд. техн. наук, старший преподаватель, Запорожский национальный технический университет, Украина

3Аспирант, Запорожский национальный технический университет, Украина Аспирант, Запорожский национальный технический университет, Украина 6Старший преподаватель, Запорожский национальный технический университет, Украина, Е-таН: 88sts88@mail.ru

ОСОБЕННОСТИ МОНИТОРИНГА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОСНОВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ВВОДОВ И ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА

В статье представлен анализ особенностей мониторинга технического состояния основной изоляции трансформаторов тока и вводов с точки зрения выбора диагностических параметров, описаны результаты измерения характеристик частичных разрядов в изоляции трансформаторов тока и вводов различными приборами и сделаны выводы по целесообразности контроля этих параметров, а также предложен подход к измерению характеристик частичных разрядов в изоляции при эксплуатации вводов и трансформаторов тока, предложен подход к использованию полученных значений диагностических параметров для оценки остаточного ресурса высоковольтных трансформатора тока и вводов.

Ключевые слова: мониторинг, ввод, трансформатор, основная изоляция, диагностирование.

Старение парка электрооборудования, тенденции к уменьшению эксплуатационных затрат, а также повышающиеся требования к надежности электроснабжения потребителей требуют реорганизации подхода к эксплуатационным испытаниям и диагностике технического состояния высоковольтного электрооборудования электрических станций, подстанций и сетей, а также трансформаторного оборудования энергоемких производств.

Действующий на данный момент в Украине подход к диагностике и техническому обслуживанию и ремонту (ТОиР) высоковольтных электрических машин и аппаратов сводится к следующей схеме:

— измерение диагностического критерия (одного или нескольких);

— проверка на соответствие критерия граничным значениям, указанным в нормах, или для ненормируемых критериев — на соответствие опыту диагноста;

— выдача экспертного заключения на основании опыта или требований норм о необходимости вывода оборудования или продолжения его эксплуатации.

Системы ТОиР и межремонтной диагностики у нас в стране — «периодические» и регламентируются нормами [1]. Большинство измерений проводится с выводом оборудования из работы. Очевидно, что такая система диагностики не отвечает современным требованиям.

Непрерывный эксплуатационный контроль (мониторинг) технического состояния высоковольтного электрооборудования является оптимальным решением задачи реорганизации эксплуатационной диагностики. Автоматизированный непрерывный контроль имеет ряд преимуществ перед периодическим, такие как: сокращение межконтрольного периода, отсутствие человеческого фактора, учет влияния эксплуатационных факторов, накопление диагностической информации, удаленное предостав-

ление информации разного уровня и др. Внедрение автоматизированного мониторинга позволит планировать ремонты оборудования и при необходимости производить срочное отключение оборудования, находящееся в предаварийном состоянии, а также осуществить переход от устаревшей системы периодического обслуживания к обслуживанию по реальному техническому состоянию объекта. Однако системы непрерывного контроля нуждаются в специфических методиках, алгоритмах и моделях, необходимых для эффективного их функционирования.

В данной статье представлен анализ особенностей непрерывного контроля основной изоляции вводов и измерительных трансформаторов тока с точки зрения выбора диагностических параметров и их применения для прогноза остаточного ресурса оборудования.

МАТЕРИАЛ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Работа по установлению степени связи значений диагностических параметров изоляции с показателями ее надежности началась в конце 70-х годов прошлого столетия, однако полноценный анализ и оценка эффективности диагностических параметров для мониторинга мало исследовались. В статье будут рассматриваться только приведенные ниже диагностические параметры, которые возможно автоматизировано измерять в процессе работы вводов и трансформаторов тока.

1. Значение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости (С1) основной изоляции. Это наиболее важные диагностические критерии, так как они напрямую связаны с основными характеристиками изоляционного материала — диэлектрическими потерями и диэлектрической проницаемостью. Диэлектрическая проницаемость определяется степенью поляризации диэлектрика. Для изоляционных конструкций принято рассмат-

© Андриенко П. Д., Сахно А. А., Конограй С. П., Спица А. Г., Скрупская Л. С., 2014

ривать пропорциональную ей емкость между электродами конденсатора. При поляризации диэлектрика энергия поля затрачивается на перемещение электрических зарядов, часть этой энергии рассеивается в объеме диэлектрика. Эту часть энергии характеризует мощность диэлектрических потерь. Мощность диэлектрических потерь зависит не только от характеристик диэлектрика и частоты приложенного к нему напряжения, но и от объема изоляции. Поэтому для оценки состояния изоляции принято использовать тангенс угла диэлектрических потерь, который почти не зависит от размеров изоляционной конструкции. Величина tgSj дает усредненную объемную характеристику состояния диэлектрика, так как активная составляющая тока, вызванная диэлектрическими потерями в местном дефекте относится к общему емкостному току объекта [2]. Именно изменение дает возможность зафиксировать дефект на ранней стадии развития и спрогнозировать отказ оборудования. Причем данный критерий является актуальным как для вводов с бумажно-масляной так и с RIP-изоляцией. В качестве примеров необходимости контроля данного параметра можно привести следующие:

1.1. Автотрансформатор типа АТДЦТН-250000/220/ 110-У 1, г. Баку, Азербайджан, повреждение ввода 110 кВ ГТТ11 — 60-110/2000-У1 через 3,5 года эксплуатации. Результаты измерений тангенса угла ввода за 9 месяцев до аварии свидетельствовали о начале развития дефекта: тангенс угла диэлектрических потерь на поврежденном вводе был 0,71% (еще за 9 месяцев до аварии), в то время как на исправных вводах соседних фаз 0,47 % и 0,48 % [3]. В данном примере следует отметить, что ввод разрушился до очередного контроля, наличие системы непрерывного контроля позволило бы зафиксировать тренд в показаниях данного параметра и предотвратить дефект.

1.2. Пробой части изоляции вводов 500кВ Trench с RIP-изоляцией по причине подключения прибора КИВ-500 сопровождался ростом tg5j с 0,44 % до 1,26 % по одному вводу и с 0,6 % по 0,96 % по другому вводу [3]. Следует отметить, что дефекты данного вида могут вызывать и снижение значения tg5j после частичного пробоя, поэтому важно анализировать не только мгновенные значения параметра, а всю историю измерений в непрерывном режиме за весь период эксплуатации.

1.3. Отложение полупроводящих коллоидных соединений на внутренней поверхности фарфоровых покрышек маслонаполненных вводов («желтый налет») по результатам [4] может быть зафиксирован измерениями под рабочим напряжениям с отслеживанием температурных зависимостей, при этом значения параметра могут принимать отрицательные значения.

1.4. Отложение Х-воска и развития пробоя в изоляционном остове ввода с маслом типа ГК также фиксируется контролем значения под рабочим напряжением [4].

1.5 В [5] разработана математическая модель, устанавливающая количественную связь между tgSj, температурой, электрическими воздействиями и периодом эк-

сплуатации основной изоляции аппарата. Наличие такой взаимосвязи подтверждает необходимость контроля этого параметра.

1.6 Наличие корреляционной связи между значениями изоляции и оставшимся временем до отказа объекта выявлено для вводов и трансформаторов тока с бумажно-масляной изоляцией [2].

Также нормируется для контроля под рабочим напряжением в стандартах [1, 6].

2. Контроль изменения емкости позволяет зафиксировать грубый дефект, такой как перекрытие части изоляции аппарата, на завершающей стадии повреждения, для немедленного аварийного его отключения. Само по себе абсолютное значение данного параметра не является признаком отказа. Признаком отказа является увеличение значения от паспортного на величину соответствующую перекрытию одной или нескольких конденсаторных обкладок в изоляции. Данный критерий применим как для бумажно-масляной так и для МР-изоляции. Время от появления частичного пробоя до полного пробоя изоляции может быть разным, потому пробой даже одной обкладки должен служить признаком необходимости немедленного отключения оборудования. Данный параметр является аналогом параметра «проводимость» и имеет идентичный с ним диагностический смысл.

3. Важным является не только абсолютные значения но и их изменения за различные периоды, скорость

изменения, абсолютное изменение, а также среднесуточные, недельные, сезонные, годичные значения tg5l(сутки, неделя, год представляют собой законченные периодические циклы колебания ряда эксплуатационных факторов, таких как ток нагрузки, температура окружающей среды и др.). Важно отметить, что для бездефектной изоляции tg5l не увеличивается на протяжении всего срока его службы, т.е. начальные значения tg5l служат основой для сравнения с полученными данными при очередных измерениях [7], при этом для бездефектной изоляции значения параметра сохраняют стабильность при изменении величины приложенного напряжения.

4. Амплитуда и фаза вектора небаланса токов комплексной проводимости изоляции 3-х фазной группы, где амплитуда количественно характеризует дефект, а фаза вектора указывает в каком из объектов он развивается. Как уже было отмечено в ряде работ, например, [8, 9] данный метод оказался малоэффективным в условиях эксплуатации.

5. Температурный коэффициент изоляции (температурная зависимость tg5l) — дополнительный диагностический параметр, увеличение которого свидетельствует о развитии дефекта в целлюлозной изоляции или ухудшении характеристик масла. Значение этого параметра позволяет сделать косвенное заключение о наличии примесей в масле, высоком влагосодержании масла, наличии источников интенсивных ЧР в основной изоляции и ее перегревах [2].

6. Интенсивность частичных разрядов — частичные разряды (ЧР) в основной изоляции во многих случаях являются первопричиной изменения tg5j и С1. Поэтому, было бы логично контролировать интенсивность, уровень и суммарную мощность частичных разрядов. Однако, использование этого параметра в условиях эксплуатации затруднено, ряд исследователей, например, [3] и производителей высоковольтного оборудования пишут о бесполезности данного параметра в условиях эксплуатации, в то же время ряд исследователей таких как П. М. Сви, В. А. Русов, В. П. Вдовико, Ю. П. Аксенов, E. Lemke, L. Renforth и др. в своих работах описывают методы диагностики на основе измерения характеристик частичных разрядов в основной изоляции. ЧР имеют, как правило, большую интенсивность поэтому создание измерительных устройств с необходимой чувствительностью не вызывает трудностей. Однако, возможность выявления дефектов изоляции, регистрацией ЧР в эксплуатации определяется не чувствительностью аппаратуры, а способностью фильтрации внешних помех, т.е. с устранением помех или снижением их уровня. Помехи при измерении ЧР могут вызываться любыми процессами в сети, связанными с резкими изменениями тока, а также источниками высокочастотных напряжений. При измерениях частичных разрядов в условиях эксплуатации источники помех, как правило, не могут быть устранены. Дополнительные помехи могут создавать радиопередатчики, ЧР в соседнем оборудовании, разряды между шинами, разряды между элементами токопроводов, разряды на заостренных краях арматуры или на концах ножей отключенных разъединителей и т. п. [2]. Основным источником неустранимых помех при измерениях в эксплуатационных условиях являются коронные разряды на проводах, арматуре и оборудовании (так называемый основной уровень помех), которые имеют характеристики схожие с характеристиками ЧР при регистрации электрическими методами. Вибрация оборудования создает помехи при регистрации акустическими методами. Поэтому, основной проблемой при измерении в условиях эксплуатации является селекция частичных разрядов. Несмотря на большое количество работ, описывающих данные методики селекции, практические наблюдения показывают, что часто данные алгоритмы и методики в условиях высоковольтных станций и подстанций оказываются малоэффективными.

На рис. 1-3 показаны примеры регистрации уровней частичных разрядов, или более корректнее будем называть выполненные измерения — «разрядной активностью».

На рис. 1 и 2 зарегистрированная разрядная активность имеет выраженную корреляцию с температурой изоляции, что позволяет сделать предположение о связи, зарегистрированной разрядной активности, с состоянием изоляции.

На рис. 3 показан пример регистрации уровня частичных разрядов, однако, связь полученных данных с

Рис. 1. Корреляция значений разрядной активности с температурой верхних слоев масла ввода СН АОДЦТН-167000/500/220, АТ -4, ф.А, ПС 500кВ «ЦГПП», Республика Казахстан за период сентябрь 2014г. (данные от системы 8ЛБЕ-Т, ООО «Энергоавтоматизация»)

Рис. 2. Корреляция значений разрядной активности с температурой изоляции трансформатора тока (ТФКН-330, зав.№ 82ЭА, негерметичный, дата изготовления: 1962 г.,

дата ввода в эксплуатацию: 1971 г., ПС 330кВ «Днепр-Донбасс» (данные от системы SAFE-T, с прибором Omicron MPD600)

реальным техническим состоянием объекта контроля установить невозможно, к тому же уровень кажущегося заряда, который, как заявлено производителем прибора, измеряет прибор, не может быть в реальности (более 1000 пКл), с разрядами такого уровня ввод проработал бы не более нескольких минут.

Как показано на данных примерах к контролю частичных разрядов в эксплуатации необходимо относиться как к дополнительному методу, который в совокупности с основными может позволить повысить достоверность оценки технического состояния ввода или трансформатора тока. Также для вводов следует помнить, что нормальным уровнем частичных разрядов в основной изоляции считается 5пКл, а для изоляции обмоток силовых трансформаторов — 300 пКл, поэтому очевидно, что выявление дефектов вводов по данному параметру весьма затруднено.

■ t я It v . i, : j " ,' — / r: ■: ■ -l .. V * .1 j ■

Рис. 3. Разрядная активность вводов и температура верхних слоев масла РОМ-60000/500, Р-1, ф.А, ф.В, ф.С, ПС 500кВ «Алма», Республика Казахстан (данные от системы SAFE-T,

с прибором ООО «Димрус» TDM) а) — разрядная активность, б) — температура верхних слоев масла

Следует отметить, что методики количественного определения величины кажущегося заряда частичных разрядов в условиях эксплуатации являются теоретически малообоснованными, а с точки зрения практики -малоисследованными. Поэтому для эксплуатационного контроля характеристик частичных разрядов в основной изоляции трансформаторов тока и вводов более корректно было бы применять термин «разрядная активность». Разрядная активность — это безразмерная величина, предполагающая условную количественную оценку изменения уровня частичных разрядов в основной изоляции, например, если уровень активности вырос с 10 до 20 единиц, то можно сделать вывод о том, что уровень кажущегося заряда частичных разрядов вырос вдвое, т.е. если система контроля вводилась на новом оборудования, можно предположить, что уровень с нормальных

5пКл вырос до 10пКл. В виду этого авторами предлагается упрощенный подход к контролю характеристик разрядной активности в основной изоляции вводов и трансформаторов тока, основанный на спектральном анализе сигнала тока проводимости основной изоляции ввода и последующем расчете интегрального действующего значения составляющих в диапазоне 8-10 МГц, такой алгоритм внедрен в блоках мониторинга 8АРБ-Т ООО «Энергоавтоматизация» [10], пример результатов работы представлен на рис. 1. В качестве дополнительных сигналов, позволяющих локализировать место появления дефекта, можно использовать высокочастотные составляющие токов заземления нейтралей и баков трансформаторного оборудования.

Построение систем мониторинга вводов и трансформаторов тока, достаточно полно описаны в документации производителей таких систем, например, [11], однако, важной особенностью систем непрерывного контроля есть то, что система мониторинга не должна ограничиваться контролем значений критериев, а должна делать диагностическое заключение о состоянии объекта, а также давать прогноз состояния, например, на основе математических моделей, представленных авторами в [12, 13]. Указанные модели могут совершенствоваться и развиваться путем расширения количества диагностических параметров, в частности за счет ввода в модель параметра «разрядная активность», так, например, модель из [12], может принимать вид:

где 5 (г, , Д^81,0, а) — результирующая вероятность, при заданных для соответствующего наблюдения значениях параметров; 5о (г) — базовая вероятность безотказной работы, полученная, например, на основе распределения Вейбулла; г — фактический период эксплуатации аппарата; tg51 — отклонение тангенса угла диэлектрических потерь основной изоляции от базового значения; Дtg5l — отклонение модуля изменения тангенса угла диэлектрических потерь основной изоляции от базового значения; 0 — отклонение уровня разрядной активности от базового значения; а — отклонение температурного коэффициента от базового значения; Ь1, Ь2, Ь3, Ь4 — весовые коэффициенты (количественная оценка влияния диагностических параметров).

Таким образом, модель остаточного ресурса, предложенная в [12] может быть существенно усовершенствована, путем внедрения в модель уровня разрядной активности, а также путем прогноза изменения значений диагностических параметров и расчета остаточного ресурса не на основе предположения о дальнейшем (по отношению к моменту расчета вероятности безотказной работы) износе только за счет естественного старения, а на основе прогноза значений диагностических параметров на базе алгоритмов «нечеткой» логики.

Одним из наиболее важных диагностических параметров при организации непрерывного контроля вводов и трансформаторов тока является тангенс угла диэлектрических потерь и его изменение, также полезным может быть контроль разрядной активности, однако, данный параметр требует дальнейшего изучения. На основании практических результатов можно сделать вывод о возможности применения параметра «разрядная активность» в качестве дополнительного в моделях оценки вероятности безотказной работы аппаратов и прогноза остаточного ресурса, что позволит уточнить такие модели.

1. Норми випробування електрообладнання : СОУ-Н ЕЕ 20.302:2007 — Офщ. вид., приказ Мшпаливенерго 2007-01-15 г. №>13. — К. : ОЕП «ГРИФРЕ» : М-во пали-ва та енергетики Укра1ни, 2007. — 262 с. — (Норматив-ний документ Мшпаливенерго Украши).

2. Сви П. М. Методы и средства диагностики оборудования высокого напряжения / П. М. Сви. — М. : Энер-гоатомиздат, 1992 — 240 с. : ил.

3. Доля О. Е. Повышение надежности эксплуатации вводов: Материалы 10-ой ежегодной конференции «Методы и средства контроля изоляции высоковольтного оборудования» -[Электронный ресурс] — 80 Min / 700 MB. — Пермь : ООО «Димрус», 2013. — 1 електрон. опт. диск (CD-ROM) ; 12 см. — Систем. ви-моги: Pentium ; 32 Mb RAM ; Windows 95, 98, 2000, XP ; Adobe Acrobat Reader 5.0.

4. Осотов В. Н. Ошибки при измерении диэлектрических характеристик и оценке состояния высоковольтных вводов: Материалы 10-ой ежегодной конферен -ции «Методы и средства контроля изоляции высоковольтного оборудования» — [Электронный ресурс] — 80 Min / 700 MB. — Пермь : ООО «Димрус», 2013. -1 електрон. опт. диск (CD-ROM) ; 12 см. — Систем. вимоги: Pentium ; 32 Mb RAM ; Windows 95, 98, 2000, XP ; Adobe Acrobat Reader 5.0.

5. Verma P. Condition Monitoring of Transformer Oil and Paper : a Thesis Submitted for the Award of the Degree of Doctor of Philosophy / Piush Verma. — Patiala, India, 2005. -172 c.

6. Перевiрка iзоляцii трансформаторiв струму 330 — 750 кВ тд робочою напругою: СОУ-Н МПЕ 40.1.46.3012006. — Офщ. вид. — К. : ГР1ФРЕ : М-во палива та енергетики Украши, 2006. — 31 с. — (Нормативний документ Мшпаливенерго Украши. 1нструкщя).

7. Поляков В. С. Диагностика высоковольтных вводов и трансформаторов тока под рабочим напряжением : материалы семинара «Современное состояние и проблемы диагностики мощных силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов» [«Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования». Выпуск 11], (5 — 9 июня 2000 г.) -С.Пб. : ПЭИПК, 2000. — 387 с.

8. Шинкаренко Г. В. Контроль опорных трансформаторов тока и вводов силовых трансформаторов под рабочим напряжением в энергосистемах Украины / Г. В. Шинкаренко // Электрические станции. — 2001. -№ 5. — С. 55-62.

9. Сахно А. А. Развитие методологии диагностики высоковольтного оборудования в системах непрерывного контроля SAFE — T // А. А. Сахно, С. П. Коног-рай, А. Г. Спица / МА ТРАВЭК, — 2013. — 1 електрон. опт. диск (CD-ROM) ; 12 см. — Систем. вимоги: Pentium ; 32 Mb RAM ; Windows 95, 98, 2000, XP ; Adobe Acrobat Reader 5.0. — Д2-02. — Назва з контейнера.

10. Системы мониторинга высоковольтного оборудования SAFE-T. Режим доступа — http:// www.enera.com.ua/

11. Системы непрерывного контроля трансформаторов тока и вводов. Режим доступа — http:// www.enera.com.ua/products/production/Safe-CT/

12. Сахно А. А. Математическая модель прогноза остаточного ресурса трансформаторов тока 330 — 750 кВ с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа / Сахно А. А. // Вестник НТУ «ХПИ». — 2010. -№ 8. — С. 67-77.

13. Скрупская Л. С. Построение моделей диагностирования бумажно-масляной изоляции измерительных трансформаторов тока / Скрупская Л. С., Олейник А. А., Сахно А. А. // Электротехника и электромеханика — 2014. — № 2. — С. 48-51.

Стаття надiйшла до редакцп 21.05.2014.

Псля доробки 28.05.2014.

Андрieнко П. Д.1, Сахно О. А.2, Конограй С. П.3, Спица А. Г.4, Скрупська Л. С.5

1Д-р техн. наук, професор, Запорiзький нацюнальний техшчний ушверситет, Украша

2Канд. техн. наук, старший викладач, Запорiзький нацюнальний техшчний ушверситет, Украша

3Астрант, Запорiзький нацюнальний техшчний ушверситет, Украша,

4Астрант, Запорiзький нацюнальний техшчний ушверситет, Украша

5Старший викладач, Запорiзький нацюнальний техшчний ушверситет, Украша

ОСОБЛИВОСТ1 МОН1ТОРИНГУ ТЕХН1ЧНОГО СТАНУ ОСНОВНО1 1ЗОЛЯЦП ВИСОКОВОЛЬТ-НИХ УВОД1В I ТРАНСФОРМАТОР1В СТРУМУ

У статтi представлено аналiз особливостей монторингу техтчного стану головног 1золяци трансформа-торiв струму та уводiв з точки зору вибору дiагностичних пара.метрiв, описано результати ви.мiрювання характеристик часткових розрядiв в 1золяци трансформаторiв струму та уводiв рiзни.ми приладами та зроб-лено висновки по доцiльностi контролю цих пара.метрiв, а також запропоновано пiдхiд до ви.мiру характерис-

тик часткових розрядiв в 1золяци nid час експлуатаци yeodie та трансформаторiв струму, запропоновано nidxid до використання отриманих значень дiагнoстичних nараметрiв для оцтки залишкового ресурсу високо-вольтних трансфoрматoрiв струму та yвoдiв.

Ключов1 слова: монторинг, yвiд, трансформатор, основна iзoляцiя, дiагнoстyвання.

Andrienko P. D.1, Sakhno A. A.2, Konogray S. P.3, Spitsa A. G.4, Skrupskaya L. S.5 'Doctor of Science, Professor, Zaporozhye National Technical University, Ukraine 2Ph.D., senior lecturer, Zaporozhye National Technical University, Ukraine 3Postgraduate, Zaporozhye National Technical University, Ukraine 4Postgraduate, Zaporozhye National Technical University, Ukraine 5Senior lecturer, Zaporozhye National Technical University, Ukraine

CHARACTERISTICS OF MONITORING CONDITION OF MAIN INSULATION OF HIGH-VOLTAGE BUSHINGS AND CURRENT TRANSFORMERS

The article devoted to an analysis of monitoring features of basic insulation condition, in terms of diagnostic parameters choice, it describes the measuring results of the partial discharges characteristics in bushings and current transformers by various devices. The usage of tan-delta for online monitoring of bushings and current transformers was justified. The usage of term «discharge activity» instead on «partial discharge» for online monitoring was justified, the examples of discharge activity measurement by various devices is represented. Approach to measuring partial discharge in the insulation during equipment operation was proposed. It lies in simplified spectral analysis of the high-frequency signal from the bushing test-tap and grounding of equipment. The approach to the using of the obtained values of diagnostic parameters, including partial discharges or so called «discharge activity», for assessing the remaining life of the current transformer and high voltage bushings based on Cox model and «fuzzy» logic algorithms was proposed. Keywords: on-line monitoring, bushing, transformer, main insulation, diagnostic.

1. Normy vyprobuvannia elektroobladnannia : SOU-N EE 20.302:2007, Ofits. vyd., prykaz Minpalyvenerho 200701-15 h. #13. Kiev, OEP «HRYFRE», M-vo palyva ta enerhetyky Ukrainy, 2007, 262 p. (Normatyv-nyi dokument Minpalyvenerho Ukrainy).

2. Svi P. M. Metody i sredstva diagnostiki oborudovaniya vysokogo napryazheniya. Moscow, E'nergoatomizdat, 1992, 240 p., il.

3. Dolya O. E. Povyshenie nadezhnosti e'kspluatacii vvodov: Materialy 10-oj ezhegodnoj konferencii «Metody i sredstva kontrolya izolyacii vysokovol'tnogo oborudovaniya» -[E'lektronnyj resurs] — 80 Min / 700 MB. — Perm' : OOO «Dimrus», 2013. — 1 elektron. opt. disk (CD-ROM) ; 12 sm. — Sistem. vimogi: Pentium ; 32 Mb RAM ; Windows 95, 98, 2000, XP ; Adobe Acrobat Reader 5.0.

4. Osotov V. N. Oshibki pri izmerenii die'lektricheskix xarakteristik i ocenke sostoyaniya Vysokovol'tnyx vvodov: Materialy 10-oj ezhegodnoj konferencii «Metody i sredstva kontrolya izolyacii vysokovol'tnogo oborudovaniya» — [E'lektronnyj resurs] — 80 Min / 700 MB. — Perm' : OOO «Dimrus», 2013. — 1 elektron. opt. disk (CD-ROM) ; 12 sm. — Sistem. vimogi: Pentium ; 32 Mb RAM ; Windows 95, 98, 2000, XP ; Adobe Acrobat Reader 5.0.

5. Verma P. Condition Monitoring of Transformer Oil and Paper : a Thesis Submitted for the Award of the Degree of Doctor of Philosophy Piush Verma, Patiala, India, 2005, 172 p.

6. Perevirka izoliatsii transformatoriv strumu 330-750 kV pid robochoiu napruhoiu: SOU-N MPE 40.1.46.301-2006. -Ofits. vyd. — Kiev, HRIFRE, M-vo palyva ta enerhetyky

Ukrainy, 2006, 31 p. (Normatyvnyi dokument Minpalyvenerho Ukrainy. Instruktsiia).

7. Polyakov V. S. Diagnostika vysokovol'tnyx vvodov i transformatorov toka pod rabochim napryazheniem : materialy seminara «Sovremennoe sostoyanie i problemy diagnostiki moshhnyx silovyx transformatorov i shuntiruyushhix reaktorov» [«Metody i sredstva ocenki sostoyaniya e'nergeticheskogo oborudovaniya». Vypusk 11], (5 — 9 iyunya 2000 g.), SPb, PE'IPK, 2000, 387 p.

8. Shinkarenko G. V. Kontrol' opornyx transformatorov toka i vvodov silovyx transformatorov pod ra-bochim napryazheniem v e'nergosistemax Ukrainy, E'lektricheskie stancii, 2001, No. 5, pp. 55-62.

9. Sakhno A. A., Konograj S. P., Spitsa A. G. Razvitie metodologii diagnostiki vysokovol'tnogo oborudovaniya v sistemax nepreryv-nogo kontrolya SAFE — T, MA TRAVE'K, 2013, 1 elektron. opt. disk (CD-ROM) ; 12 sm. — Sistem. Treb.: Pentium ; 32 Mb RAM ; Windows 95, 98, 2000, XP ; Adobe Acrobat Reader 5.0. — D2-02. — Nazvanie iz kontej nera.

10. Sistemy monitoringa vysokovol'tnogo oborudovaniya SAFE-T // http://www.enera.com.ua/

11. Sistemy nepreryvnogo kontrolya transformatorov toka i vvodov // http://www.enera.com.ua/products/ production/Safe-CT/

12. Sakhno A. A. Matematicheskaya model' prognoza ostatochnogo resursa transformatorov toka 330 — 750 kV s bumazhno-maslyanoj izolyaciej kondensatornogo tipa, VestnikNTU«XPI», 2010, No. 8, pp. 67-77.

13. Skrupskaya L. S., Olejnik A. A., Sakhno A. A. Postroenie modelej diagnostirovaniya bumazhno-maslyanoj izolyacii izmeritel'nyx transformatorov toka, Elektrotexnika i elektromexanika, 2014, No. 2, pp. 48-51.

Высоковольтная диагностика

Высоковольтное оборудование требует особого отношения при эксплуатации, так как оно обычно обеспечивает энергией масштабные низковольтные сети, дорогостоящее промышленное оборудование, объекты критической инфраструктуры. Кроме того, оно работает с высокими уровнями энергии, и неправильная эксплуатация может повлечь серьезные разрушения. Поэтому диагностика является обязательной для обеспечения надежной и безопасной работы высоковольтных электроустановок.

Напряженная работа

В соответствии со стандартом Международной электротехнической комиссии, высоковольтной считается техника с рабочим напряжением 1000 В. Максимальные напряжения, используемые в энергетике, могут превышать 750 кВ. Такое высокое напряжение имеет ряд особенностей при эксплуатации. Прежде всего, оно требует лучшей изоляции, так как легко проникает даже через «идеальные» изоляционные материалы, такие как воздух, вакуум, газ, нефть, сшитый полиэтилен, кабели с освинцованной оболочкой и бумажной изоляцией (PILC), фарфор и т. д. Даже если проектировщики высоковольтной энергосистемы предусмотрели избыточную изоляцию, она будет неизбежно стареть, из-за чего увеличивается вероятность короткого замыкания. Такие происшествия опасны для людей и оборудования, масштабы разрушений могут быть значительными.

Не диагностированный вовремя частичный разряд может превратить элементы электрооборудования в смертельно опасную ловушку. На фото слева вовремя обнаруженное повреждение изоляции кабеля, случай в практике компании Nelson Electricity

Обязательной является и диагностика в процессе ввода в эксплуатацию нового высоковольтного оборудования. Часто оборудование, которое прошло испытания во время приемки, вскоре после начала работы в штатном режиме может выйти из строя, поскольку стандартные приемочные тесты не могут дать надежного прогноза по работе оборудования. Человеческий фактор, сопряженное оборудование, условия окружающей среды и т. д. могут привести к нарушению параметров работы, поэтому необходима регулярная диагностика.

Изоляция — главная проблема

Для высоковольтного оборудования особенно опасны частичные разряды, которые присутствуют практически в любом оборудовании с напряжением выше 3 кВ и связаны с локальными утечками тока через изоляцию. Даже если проектировщики заложили в конструкцию оборудования избыточные параметры защиты, со временем изоляция теряет свои качества. К тому же следует учитывать вероятность повреждения, места прерывания изоляции, человеческие ошибки и т. д. В итоге происходит пробой изоляции, который может привести к серьезным происшествиям с большими убытками.

Примеры незначительных разрушений после высоковольтного пробоя изоляции

Диагностика изоляции высоковольтного оборудования требует особых мер к безопасности сотрудников. Желательно, чтобы процедура диагностики занимала минимум времени или выполнялась дистанционно. Такой концепции в своей продукции придерживается британская компания High Voltage Partial Discharge Ltd. (HVPD) — один из лидеров в области разработки диагностического оборудования для мониторинга частичных разрядов в энергосистемах с напряжением 3,3-750 кВ.

Разработки HVPD — пример современных решений для мониторинга частичных разрядов в режиме реального времени. В частности, линейка устройств для испытания силовых кабелей, измерения и диагностики частичных разрядов.

Системы от HVPD используют передовую технологию Kronos. Это сервер мониторинга, который непрерывно следит за частичными разрядами и состоянием изоляции в энергосистемах с напряжением от 3,3 кВ и выше. Монитор HVPD Kronos использует мультиплексор (устройство высокоскоростной передачи данных Ethernet) для дистанционного мониторинга: операторы следят за показаниями удаленно, могут своевременно обнаружить проблему и не допустить аварии и простоя оборудования. В Kronos реализованы технологии, которые снижают трудозатраты и повышают надежность высоковольтной диагностики, например оповещения через SMS или e-mail, удаленный доступ, визуализация и анализ данных и др. Система предупреждает о повреждении высоковольтной изоляции прежде, чем оно приведет к поломке и незапланированным простоям дорогостоящего оборудования. Одновременно благодаря аналитике снижается вероятность ложных тревог.

Весной 2016 г. HVPD представила прибор PDS Insight — первый в мире ручной сканер для регистрации частичных разрядов на кабелях, распределительных устройствах, трансформаторах, генераторах, электродвигателях и другом оборудовании. Преимущество ручного сканера в том, что в некоторых случаях он может заменить громоздкое стационарное оборудование и позволяет провести диагностику без остановки оборудования.

PDS Insight максимально ускоряет процедуру диагностики: на ключевые точки энергосистемы можно прикрепить наклейки со штрих-кодами. Встроенный в PDS Insight сканер штрих-кодов автоматически распознает ID оборудования, снимает показания и отправляет через Bluetooth на планшет с программным обеспечением OLPD Manager. На планшете можно сохранить статистику, подготовить отчет и отправить его на сервер компании. Таким образом, ручной сканер дает возможность быстро проводить точные локальные измерения, включая диагностику старого оборудования.

Последнее особенно важно для предотвращения аварий, ведь сутки простоя оборудования, например, предприятия нефтегазовой промышленности, обходятся в среднем в $5,28 млн, по подсчетам ABB. Также диагностика может сэкономить средства за счет точной оценки, например, состояния изоляции кабеля. Примером может быть случай с компанией Dunedin Electricity, которой требовалось повысить нагрузку на старый (47 лет) высоковольтный кабель. Были сомнения насчет его способности выдержать высокое напряжение, но диагностика силового кабеля показала, что старая бумажно-свинцовая изоляция в порядке и может работать с возросшей нагрузкой. В итоге удалось отложить планируемые капитальные работы стоимостью $1,1 млн.

Трансформаторы, выключатели и другие сложности

По разным данным, в России во многих энергосистемах примерно половина трансформаторов имеют возраст 25-30 лет. Это обычная ситуация и для других стран, поскольку при правильной эксплуатации трансформаторы могут работать десятилетия. Однако ненадлежащее отношение к диагностике трансформаторов может привести к аварии даже на объектах критически важной инфраструктуры. Так произошло, например, 9 мая 2015 г. на американской АЭС Indian Point: взрыв трансформатора привел к сильному пожару и остановке всего энергоблока.

Проверка трансформаторов проводится с помощью электроизмерительных приборов, которые оценивают параметры тока. Также все шире используется тепловизионный мониторинг. С помощью тепловизора можно быстро и с безопасного расстояния обнаружить чрезмерный нагрев, который может быть признаком неисправности электрооборудования. Специально для промышленного применения ведущие производители измерительного оборудования, такие как Fluke, создали тепловизоры с разными возможностями и стоимостью.

Утечку тока в масле или изоляции, а также на высоковольтных вводах и масляных выключателях можно определить с помощью детектора частичных разрядов, а также испытаний максимальным напряжением. В то же время, комплексная диагностика высоковольтных трансформаторов является сложной задачей, требующей времени и громоздкого оборудования. В связи с этим применяются мобильные лаборатории, такие как лаборатория для испытания и диагностики трансформаторов Transfo.

Мобильная лаборатория для испытания трансформаторов

Положительные результаты высоковольтной диагностики

Результатами регулярной диагностики высоковольтного оборудования могут быть:

• значительное снижение эксплуатационных расходов;
• возможность определить остаточный ресурс электрооборудования и рассчитать необходимые капиталовложения;
• выявление некачественного электрооборудования и неправильного монтажа;
• выполнение ремонтных работ в зависимости от состояния оборудования, а не графика планового технического обслуживания;
• повышение надежности электроснабжения и сокращение времени простоя оборудования.

Если вам нужна профессиональная консультация по вопросам высоковольтной диагностики, просто отправьте нам сообщение!

Высоковольтная диагностика

Высоковольтное оборудование требует особого отношения при эксплуатации, так как оно обычно обеспечивает энергией масштабные низковольтные сети, дорогостоящее промышленное оборудование, объекты критической инфраструктуры. Кроме того, оно работает с высокими уровнями энергии, и неправильная эксплуатация может повлечь серьезные разрушения. Поэтому диагностика является обязательной для обеспечения надежной и безопасной работы высоковольтных электроустановок.

Напряженная работа

В соответствии со стандартом Международной электротехнической комиссии, высоковольтной считается техника с рабочим напряжением 1000 В. Максимальные напряжения, используемые в энергетике, могут превышать 750 кВ. Такое высокое напряжение имеет ряд особенностей при эксплуатации. Прежде всего, оно требует лучшей изоляции, так как легко проникает даже через «идеальные» изоляционные материалы, такие как воздух, вакуум, газ, нефть, сшитый полиэтилен, кабели с освинцованной оболочкой и бумажной изоляцией (PILC), фарфор и т. д. Даже если проектировщики высоковольтной энергосистемы предусмотрели избыточную изоляцию, она будет неизбежно стареть, из-за чего увеличивается вероятность короткого замыкания. Такие происшествия опасны для людей и оборудования, масштабы разрушений могут быть значительными.

Не диагностированный вовремя частичный разряд может превратить элементы электрооборудования в смертельно опасную ловушку. На фото слева вовремя обнаруженное повреждение изоляции кабеля, случай в практике компании Nelson Electricity

Обязательной является и диагностика в процессе ввода в эксплуатацию нового высоковольтного оборудования. Часто оборудование, которое прошло испытания во время приемки, вскоре после начала работы в штатном режиме может выйти из строя, поскольку стандартные приемочные тесты не могут дать надежного прогноза по работе оборудования. Человеческий фактор, сопряженное оборудование, условия окружающей среды и т. д. могут привести к нарушению параметров работы, поэтому необходима регулярная диагностика.

Изоляция — главная проблема

Для высоковольтного оборудования особенно опасны частичные разряды, которые присутствуют практически в любом оборудовании с напряжением выше 3 кВ и связаны с локальными утечками тока через изоляцию. Даже если проектировщики заложили в конструкцию оборудования избыточные параметры защиты, со временем изоляция теряет свои качества. К тому же следует учитывать вероятность повреждения, места прерывания изоляции, человеческие ошибки и т. д. В итоге происходит пробой изоляции, который может привести к серьезным происшествиям с большими убытками.

Примеры незначительных разрушений после высоковольтного пробоя изоляции

Диагностика изоляции высоковольтного оборудования требует особых мер к безопасности сотрудников. Желательно, чтобы процедура диагностики занимала минимум времени или выполнялась дистанционно. Такой концепции в своей продукции придерживается британская компания High Voltage Partial Discharge Ltd. (HVPD) — один из лидеров в области разработки диагностического оборудования для мониторинга частичных разрядов в энергосистемах с напряжением 3,3-750 кВ.

Разработки HVPD — пример современных решений для мониторинга частичных разрядов в режиме реального времени. В частности, линейка устройств для испытания силовых кабелей, измерения и диагностики частичных разрядов.

Системы от HVPD используют передовую технологию Kronos. Это сервер мониторинга, который непрерывно следит за частичными разрядами и состоянием изоляции в энергосистемах с напряжением от 3,3 кВ и выше. Монитор HVPD Kronos использует мультиплексор (устройство высокоскоростной передачи данных Ethernet) для дистанционного мониторинга: операторы следят за показаниями удаленно, могут своевременно обнаружить проблему и не допустить аварии и простоя оборудования. В Kronos реализованы технологии, которые снижают трудозатраты и повышают надежность высоковольтной диагностики, например оповещения через SMS или e-mail, удаленный доступ, визуализация и анализ данных и др. Система предупреждает о повреждении высоковольтной изоляции прежде, чем оно приведет к поломке и незапланированным простоям дорогостоящего оборудования. Одновременно благодаря аналитике снижается вероятность ложных тревог.

Весной 2016 г. HVPD представила прибор PDS Insight — первый в мире ручной сканер для регистрации частичных разрядов на кабелях, распределительных устройствах, трансформаторах, генераторах, электродвигателях и другом оборудовании. Преимущество ручного сканера в том, что в некоторых случаях он может заменить громоздкое стационарное оборудование и позволяет провести диагностику без остановки оборудования.

PDS Insight максимально ускоряет процедуру диагностики: на ключевые точки энергосистемы можно прикрепить наклейки со штрих-кодами. Встроенный в PDS Insight сканер штрих-кодов автоматически распознает ID оборудования, снимает показания и отправляет через Bluetooth на планшет с программным обеспечением OLPD Manager. На планшете можно сохранить статистику, подготовить отчет и отправить его на сервер компании. Таким образом, ручной сканер дает возможность быстро проводить точные локальные измерения, включая диагностику старого оборудования.

Последнее особенно важно для предотвращения аварий, ведь сутки простоя оборудования, например, предприятия нефтегазовой промышленности, обходятся в среднем в $5,28 млн, по подсчетам ABB. Также диагностика может сэкономить средства за счет точной оценки, например, состояния изоляции кабеля. Примером может быть случай с компанией Dunedin Electricity, которой требовалось повысить нагрузку на старый (47 лет) высоковольтный кабель. Были сомнения насчет его способности выдержать высокое напряжение, но диагностика силового кабеля показала, что старая бумажно-свинцовая изоляция в порядке и может работать с возросшей нагрузкой. В итоге удалось отложить планируемые капитальные работы стоимостью $1,1 млн.

Трансформаторы, выключатели и другие сложности

По разным данным, в России во многих энергосистемах примерно половина трансформаторов имеют возраст 25-30 лет. Это обычная ситуация и для других стран, поскольку при правильной эксплуатации трансформаторы могут работать десятилетия. Однако ненадлежащее отношение к диагностике трансформаторов может привести к аварии даже на объектах критически важной инфраструктуры. Так произошло, например, 9 мая 2015 г. на американской АЭС Indian Point: взрыв трансформатора привел к сильному пожару и остановке всего энергоблока.

Проверка трансформаторов проводится с помощью электроизмерительных приборов, которые оценивают параметры тока. Также все шире используется тепловизионный мониторинг. С помощью тепловизора можно быстро и с безопасного расстояния обнаружить чрезмерный нагрев, который может быть признаком неисправности электрооборудования. Специально для промышленного применения ведущие производители измерительного оборудования, такие как Fluke, создали тепловизоры с разными возможностями и стоимостью.

Утечку тока в масле или изоляции, а также на высоковольтных вводах и масляных выключателях можно определить с помощью детектора частичных разрядов, а также испытаний максимальным напряжением. В то же время, комплексная диагностика высоковольтных трансформаторов является сложной задачей, требующей времени и громоздкого оборудования. В связи с этим применяются мобильные лаборатории, такие как лаборатория для испытания и диагностики трансформаторов Transfo.

Мобильная лаборатория для испытания трансформаторов

Положительные результаты высоковольтной диагностики

Результатами регулярной диагностики высоковольтного оборудования могут быть:

• значительное снижение эксплуатационных расходов;
• возможность определить остаточный ресурс электрооборудования и рассчитать необходимые капиталовложения;
• выявление некачественного электрооборудования и неправильного монтажа;
• выполнение ремонтных работ в зависимости от состояния оборудования, а не графика планового технического обслуживания;
• повышение надежности электроснабжения и сокращение времени простоя оборудования.

Если вам нужна профессиональная консультация по вопросам высоковольтной диагностики, просто отправьте нам сообщение!