Техническая диагностика и аварийность электрооборудования

скачать книгу бесплатно


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

– датчиками и устройствами контроля состояния (мониторинга) в

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

2.2. ПАРАМЕТРЫ, КОНТРОЛИРУЕМЫЕ СИСТЕМОЙ МОНИТОРИНГА.

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

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

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

– ток, напряжение, мощность трансформатора.

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

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

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

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

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

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

Функции избыточные по [27]:

– гармонический состава токов и напряжений до 63-й гармоники;

– осциллографирование токов и напряжений при переходных процессах;

– функции управления (наличие панелей управления);

– включение в систему мониторинга технологических защит и сигнализации РЗА.

Необходимой информацией от систем мониторинга силовых трансформаторов, являются:

– мониторинг состояния изоляции вводов ВН, СН с регистрацией тангенса угла диэлектрических потерь (tg?1), емкости изоляции (С1) и их изменений (? tg?1, ?С1/С1);

– температура обмотки, верхних/нижних слоев масла, на входе/выходе охладителей;

– мониторинг концентраций и скорости нарастания растворённых газов и влагосодержания в трансформаторном масле;

– контроль систематических и аварийных перегрузок трансформаторов [27, 30, 37, 38].

2.3. ФУНКЦИИ и АРХИТЕКТУРА СИСТЕМ МОНИТОРИНГА.

Система мониторинга силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов обычно реализуется по трехуровневой схеме, в соответствии с действующими стандартами и НТД [27, 29-32, 37-41].

Типичная архитектура системы мониторинга производителя компании ALSTOM содержит следующие элементы – датчики и сенсоры, охватывающие основные узлы трансформатора, кабели связи датчиков с узлом сбора и передачи информации, линия связи с оборудование на щите управления, где непосредственно размещена приемно-преобразующая аппаратура с центральным сервером [17, 18, 40-42].