Стартовая >> Архив >> Подстанции >> Контроль изоляции оборудования высокого напряжения

Диагностические параметры и браковочные критерии - Контроль изоляции оборудования высокого напряжения

Оглавление
Контроль изоляции оборудования высокого напряжения
Система технической диагностики состояния изоляции
Контроль изоляции без отключения оборудования
Точность контроля
Экономическая эффективность контроля
Частичные разряды в изоляции
Продукты разложения изоляции
Диагностические параметры и браковочные критерии
Объем испытаний
Основные методы измерения диэлектрических характеристик
Мостовой метод измерения диэлектрических характеристик
Ваттметровый метод измерения диэлектрических характеристик
Основные методы измерения частичных разрядов
Схемы включения измерительных устройств при электрических методах измерения частичных разрядов
Градуировка измерительных устройств при электрических методах измерения частичных разрядов
Способы повышения чувствительности методов контроля частичных разрядов
Измерения частичных разрядов при контроле оборудования РУ
Измерения частичных разрядов при контроле силовых трансформаторов
Акустические методы контроля частичных разрядов
Анализ газов
Газовая хроматография
Обеспечение безопасности
Защита от помех
Устройства присоединения и датчики
Устройства для измерений диэлектрических характеристик
Устройства для измерений частичных разрядов
Диагностический комплекс КИН-750

Оценка работоспособности. Состояние изоляционной конструкции определяется совокупностью характеристик (параметров), отображающих ее свойства. Для построения системы технической диагностики оборудования высокого напряжения необходимо выявить те характеристики или параметры изоляции, значения которых изменяются при возникновении повреждений (дефектов) или при старении изоляционных материалов. Как правило, значения этих параметров не дают количественной информации о надежности оборудования. Поэтому в отличие от прогнозирующих параметров будем называть их диагностическими.
Браковочным критерием является совокупность значений диагностических параметров и других признаков, достаточных для оценки состояния изоляции и отнесения (классификации) контролируемого объекта к числу имеющих повреждения (дефекты). При этом следует иметь в виду, что конечной целью такой классификации является прогнозирование работоспособности оборудования.
Обычно в качестве браковочного критерия принимают выход за пределы установленных норм большинства параметров или хотя бы тех из них, которые для оценки состояния данного вида изоляции являются определяющими. При этом необходимо учитывать, что одни и те же изменения контролируемого параметра могут быть вызваны разными дефектами в изоляционной конструкции, опасность отказа объекта при развитии которых неодинакова.
Правильно оценить работоспособность изоляции по результатам контроля можно, лишь сделав верное предположение о возможных дефектах и их местоположении. Для этого необходимо:
учесть скорость и характер изменения значений контролируемых параметров и сопоставить текущие их значения с предельными (браковочными);
выявить особенности эксплуатации данного объекта, учесть опыт эксплуатации аналогичного оборудования;
провести анализ совокупности полученных данных с целью установления возможных причин изменения контролируемых параметров, определения степени ухудшения состояния изоляции и оценки ее опасности с точки зрения работоспособности объекта.

Как уже указывалось, браковочное значение контролируемого параметра (браковочный норматив) отличается от предельно допустимого. Предельные значения параметров определяются исходя из результатов расчета изоляции и данных ее лабораторных и заводских испытаний, причем основным критерием при этом является обеспечение необходимых показателей надежности. Браковочный норматив должен назначаться с учетом периодичности контроля, чтобы за время между испытаниями текущее значение контролируемого параметра не вышло за допускаемые пределы.
При назначении браковочного норматива учитывается опыт эксплуатации совокупности данных объектов, а также допустимая степень ухудшения их изоляционных характеристик. Для объектов, эксплуатационная надежность которых должна быть высокой, обычно нормы устанавливаются исходя из необходимости поддержания практически неизменного состояния изоляции. При этом браковочный норматив является по существу лишь верхней границей совокупности значений параметра для основной массы объектов данного типа, определяемой исходя из допускаемого объема ложной браковки (ошибки контроля первого рода).
К наиболее часто встречающимся причинам повреждения внутренней изоляции оборудования высокого напряжения относятся увлажнение и частичные разряды.
Характер последующего развития дефекта при увлажнении изоляции может быть разным: снижение электрической прочности с последующим пробоем, возникновение частичных разрядов, разрушающих твердую изоляцию, тепловой пробой из-за увеличения диэлектрических потерь, перекрытие вследствие перераспределения напряжения и т. п.
Возникновение частичных разрядов не обязательно связано с увлажнением; достаточно наличия местного увеличения напряженности электрического поля. В условиях эксплуатации одной из причин, вызывающих частичные разряды, является появление в толще изоляции газовых пузырей из-за плохой вакуумировки масла, наличия местных перегревов, вызывающих его разложение, и т. п.
Другая группа причин ухудшения органической изоляции связана с ее старением. Основная причина старения целлюлозной изоляции (бумага, картон) — тепловые воздействия. Процесс старения существенно ускоряется при наличии увлажнения.
Старение само по себе существенно не изменяет электрические свойства твердой изоляции, однако, резко снижая механическую прочность, является причиной развития повреждений, приводящих к отказу.
Ухудшение состояния изоляции оборудования может быть вызвано также и изменением характеристик изоляционного масла ввиду его старения и увлажнения. Один из основных механизмов старения масла — его окисление. Оно приводит к образованию органических кислот, создающих осадки и ухудшающих состояние твердой изоляции.

Небольшое увлажнение чистого масла, когда вся содержащаяся в нем вода растворена, не отражается существенно на электрической прочности изоляции, однако наличие загрязнений, впитывающих влагу, или образование эмульсии при насыщении масла водой приводит к резкому снижению его пробивного напряжения. Как правило, указанные причины ухудшения изоляции действуют совместно, что существенно усложняет оценку ее состояния.
В настоящее время нет эксплуатационно пригодных прямых методов определения влажности и степени старения твердой изоляции без вскрытия оборудования. Необходимо использование косвенных методов контроля.
На примере аппаратной бумажно-масляной изоляции и маслобарьерной изоляции трансформаторов рассмотрим возможности выявления дефектов при эксплуатационном контроле.
Бумажно-масляная изоляция конденсаторного типа применяется во вводах и в большинстве конструкций трансформаторов тока.
Как следует из рис. 11, основные ее электрические характеристики ухудшаются с увеличением влажности. Хорошо высушенная изоляция имеет остаточное влагосодержание менее 1%. Резкое снижение пробивного напряжения наступает, если влагосодержание превысит 2,5—3%; при этом снижается почти в 2 раза и напряжение начала частичных разрядов критической интенсивности.
В негерметизированных конструкциях за счет естественного влагообмена влагосодержание изоляционного остова через несколько лет эксплуатации может достигнуть 4—5%. В герметизированных конструкциях допускаемое значение влагосодержания твердой изоляции (остова)—2—3%.

Рис. 11. Зависимости напряженности начальных Ен и критических Екр частичных зарядов и пробивной напряженности Епр от влагосодержания изоляции [l0]; сплошная линия — при 90 °C, пунктирная — при 30°C

Рис. 12. Зависимость tgδ от влагосодержания бумажно-масляной изоляции [15]

Рис. 13. Зависимость tgfi от температуры для бумажно-мас- ляной изоляции

Рис. 14. Характеристики изоляции трансформатора тока при отсутствии (1, 2) и наличии (3, 4) дефектов [45]

Рис. 15. Зависимость tgδ изоляции двух трансформаторов тока ТФКН-330 от длительности приложения напряжения [16]:
1—при 210 кВ; 2при 230 кВ
Указанные значения увлажненности остова следует считать предельно допустимыми.

Одним из параметров, изменяющихся при увлажнении, является tgδ изоляции (рис. 12). Однако при температурах 20—30°С при влагосодержании до 2% зависимость tgδ от влажности изоляции столь слабо выражена, что использовать ее для целей ранней диагностики нельзя. Измеренное значение tgδ в значительной мере будет определяться не увлажнением, а характеристиками масла. Так, при температуре 20—30°C изменение tgδ пропитывающего масла от 5· 10-3 до 1,5·10-2 дает увеличение tgδ объекта более чем в 2 раза, а изменение влагосодержании твердой изоляции от 0,6 до 2% приводит к увеличению измеренного значения tgδ всего в 1,3 раза.
Путем измерения tgδ может быть надежно выявлено предельное значение влагосодержания твердой изоляции, особенно если контроль производится при повышенной температуре (рис. 13). Но и в этом случае необходимо учитывать состояние изоляционного масла.
Увеличение tgδ бумажно-масляной изоляции может быть вызвано также процессами, связанными с длительно протекающими частичными разрядами сравнительно небольшой интенсивности. При этом появляется существенная зависимость tgδ от приложенного напряжения (рис. 14).

Зависимость tgδ от напряжения и длительности его приложения может свидетельствовать также и о процессах, предшествующих тепловому пробою изоляционной конструкции (рис. 15).
Опубликованы следующие результаты измерения tgδ изоляции трансформаторов тока типа ТФКН-330 [17]:

Примечание. Измерение на месте установки произведено при температуре воздуха —25 °C; остальные измерения — при температуре +12 °C.

Существует еще одна причина увеличения tgδ изоляционной конструкции — старение масла. В случае, если продукты старения (шлам) проникнут между слоями бумаги, tgδ объекта может необратимо увеличиться. Следует отметить, что увеличенное значение tgδ масла не всегда свидетельствует об опасности такого процесса. Если tgδ масла увеличился, например, из-за растворения в нем некоторых компонентов изоляционных лаков и далее не растет, то при нормальном значении tgδ основной изоляции нет оснований ожидать быстрого ее ухудшения до опасных пределов.
Ввиду неоднозначной связи измеренного значения tgδ со степенью ухудшения изоляции перед ее оценкой необходимо уточнить характер дефекта. В первую Очередь следует учитывать влияние характеристик масла, хотя бы качественно.
В [45] предложена диагностическая таблица, составленная с учетом диэлектрических потерь и интенсивности частичных разрядов в изоляции (табл. 4).
Частичные разряды критической интенсивности обычно возникают в местных дефектах и сравнительно быстро разрушают изоляцию. Скорость разрушения зависит от большого количества факторов.

Таблица 4. Критерии оценки состояния изоляции

Так, например, при влагосодержании изоляции около 1% срок ее разрушения разрядами с зарядом 1x10-8 Кл — несколько тысяч часов; при влагосодержании 7% разрушение происходит за минуты. Возможно временное прекращение частичных разрядов в случае, когда область дефекта ограничивается проводящими обкладками, а напряжение между ними из-за шунтирующего действия науглероженного канала падает до уровня, недостаточного для поддержания разрядов.
Ввиду зависимости от ряда трудно учитываемых факторов срока службы объектов, в изоляции которых происходят частичные разряды, косвенные методы контроля (например, по изменению tgδ) не всегда эффективны. Целесообразно применение прямых методов обнаружения разрядов. В этом случае диагностическими параметрами являются кажущийся заряд и средний ток частичного разряда.
Имеются данные об успешном выявлении дефектов изоляции путем измерения частичных разрядов с интенсивностью порядка 10-6 Кл (средний ток 5·10—3 Кл/с) [18]. Хорошие результаты получены также акустическим методом контроля [46].
В конструкциях конденсаторного типа, как это показано в § 5, в качестве диагностического параметра следует использовать и емкость изоляции. Существенное увеличение емкости свидетельствует о необратимых изменениях изоляции, вызванных развитием сосредоточенных дефектов (науглероженный канал частичных разрядов между обкладками и т. п.).
В качестве диагностического может быть использован обобщенный параметр — комплексная проводимость изоляции. Изменение этого параметра определяется изменением tg и емкости изоляции и, следовательно, несет информацию о соответствующем ухудшении состояния объекта контроля.
В качестве примера приведем данные Ставропольэнерго об изменении комплексной проводимости двух трансформаторов тока типа ТФКН-330, контролировавшихся под рабочим напряжением, и результаты испытаний их изоляции после браковки по результатам этого контроля:

Наличие медленного разрушения изоляции можно также выявить путем анализа газов, растворенных в масле. Поскольку этот метод контроля не может полностью заменить контроль по другим параметрам, требует отключения оборудования и, к тому же, реализуется путем взятия проб из герметизированных конструкций, его следует считать вспомогательным и использовать для получения дополнительной информации при отсутствии достаточных данных для оценки состояния изоляции.
Маслобарьерная изоляция трансформаторов современных конструкций требует надежной защиты от увлажнения. Допустимое в эксплуатации влагосодержание твердой изоляции по условиям сохранения запасов электрической прочности не должно превышать 2,5%.

Рис. 16. Равновесное распределение влаги в изоляции трансформатора [19]:
w6— влагосодержание бумаги; wM — влагосодержание масла; температура изоляции
Между твердой изоляцией и маслом, а в негерметизированных конструкциях еще и между маслом и воздухом постоянно происходит перемещение влаги, определяемое их температурой и влагодержанием. При равновесном состоянии имеется однозначная связь влагосодержания твердой изоляции и масла (рис. 16). Однако равновесное влагосодержание изоляции достигается только при постоянных нагрузке и температуре окружающей среды, что редко встречается в реальных условиях эксплуатации. Неравномерное распределение температуры вызывает неравномерное распределение влаги, причем небольшое уменьшение количества влаги в твердой изоляции может привести к значительному увеличению влагосодержания масла. Все это не позволяет по влагосодержанию масла количественно оценить влагосодержание твердой изоляции.
Наиболее простым решением является установление жесткой нормы на содержание влаги в масле, что должно предотвратить недопустимое увлажнение твердой изоляции. Из данных рис. 16 следует, что допустимое влагосодержание твердой изоляции может быть обеспечено в случае, если влагосодержание масла находится в пределах 5—10 г/т. Контроль влагосодержания масла производится путем анализа проб. Однако случайно взятая проба масла, не учитывающая процессов влагообмена в трансформаторе, не гарантирует получение достаточно надежной информации.
При уменьшении нагрузки трансформатора и понижении температуры обмотки значительная часть воды абсорбируется твердой изоляцией и влагосодержание масла снижается. При повышении нагрузки и соответствующем росте температуры обмотки вода будет частично переходить в масло. В негерметизированных конструкциях на влажность масла влияет также и изменение температуры и влажности наружного воздуха. На рис. 17 приведены результаты определения влажности масла двух автотрансформаторов в течение года. Судить по этим кривым о степени увлажнения твердой изоляции нельзя. Очевидно лишь, что для выявления начальных стадий увлажнения изоляции пробы масла следует отбирать летом при длительной работе трансформатора с большими нагрузками.

Рис. 17. Изменение влагосодержания масла в двух автотрансформаторах в течение года [20]:
1 — АОДТГ-135000/500;      2— АОДЦТГ-135000/500
Рис. 18. Зависимость tgδ изоляции обмоток силовых трансформаторов 750 кВ от влажности и tgδ [22]; tgδ при 70 °C:
а— при t=30 °C; б —при t=60 °C

Увлажнение масла может быть обнаружено также при помощи зонда, помещенного в баке трансформатора так, что он обтекается потоком масла [21]. Зонд (модель участка твердой изоляции) имеет электроды с выводами для присоединения измерительных устройств. Контроль ведется без отключений трансформатора по изменению характеристик изоляции зонда.
Ввиду различия температурных режимов зонда и обмотки данные, полученные при измерении характеристик зонда, не могут характеризовать состояние твердой изоляции. Однако сам факт изменения увлажненности масла этим методом может быть установлен.
Количественной оценки степени увлажнения твердой изоляции трансформатора рассмотренные методы контроля не дают. Информацию об увлажнении изоляции трансформатора, полученную при контроле под рабочим напряжением, необходимо уточнить путем измерений на отключенном от сети трансформаторе. Обычно для этого используются результаты измерений tgδ обмоток.
Оценка степени увлажнения твердой изоляции по результатам этих измерений невозможна без учета влияния характеристик масла. В качестве примера укажем, что при неизменном влагосодержании твердой изоляции в диапазоне допускаемых нормами значений tgδ масла измеренное значение tgδ обмоток может изменяться в 5—7 раз.
Для учета влияния tgδ масла был предложен расчетный метод, основанный на представлении значения tgδ обмотки в виде суммы двух составляющих, одна из которых определяется характеристиками твердой изоляции, а вторая — характеристиками масла [22].
Это может быть использовано для оценки влагосодержании твердой изоляции по результатам измерений tgδ изоляции обмоток и масла при известной температуре изоляции.
В качестве примера на рис. 18 приведены графики, позволяющие произвести такую оценку. Следует отметить, что этот метод контроля дает довольно грубую оценку степени увлажнения, ибо возможная при эксплуатационных измерениях погрешность определения tgδ изоляции обмотки существенно влияет на результаты определения влагосодержании.

Выявление же предельных значений влагосодержании рассмотренным методом, особенно для трансформаторов на напряжения 220—500 кВ, может быть произведено с достаточной для эксплуатационных нужд точностью. Это позволяет использовать значения tgδ обмоток и масла в качестве диагностических параметров.
Наличие частичных разрядов свидетельствует о процессах разрушения изоляции. Поэтому система диагностики трансформаторов должна включать методы выявления этих разрядов.
В задачи технической диагностики изоляции трансформаторов входит обнаружение разрядов критической интенсивности. В зависимости от места возникновения эти разряды могут разрушать или твердую или жидкую изоляцию. В первом случае процесс интенсивного разрушения изоляции сравнительно быстро приводит к ее пробою или перекрытию. Во втором случае основную опасность представляют лишь вторичные процессы: пузырьки газа, возникшего при разложении масла, могут стать причиной возникновения разрядов, затрагивающих твердую изоляцию.
Измерение частичных разрядов в условиях эксплуатации производится при наличии интенсивных помех от короны и внешних разрядов. Поэтому практически чувствительность метода контроля по частичным разрядам определяется уровнем помех. Как будет показано в гл. 4, интенсивность реально выявляемых на подстанциях 330—750 кВ разрядов имеет тот же порядок, что и у разрядов критической интенсивности. Следовательно, при достигнутой чувствительности методов контроля диагностика изоляции трансформаторов по частичным разрядам обеспечивает выявление лишь развитых дефектов, связанных с интенсивным разрушением изоляции. Поэтому для трансформаторов высших классов напряжения браковочным критерием будет сам факт выявления при эксплуатационных измерениях частичных разрядов, превышающих уровень помех.
Необходим достаточно частый, а для особо ответственных объектов непрерывный контроль с сигнализацией о наличии частичных разрядов. Выполнение этого условия обеспечивает, как следует из данных табл. 5, возможность своевременного выявления дефекта и принятия необходимых мер по предотвращению аварии.
Из прямых методов измерений наибольшее развитие получил электрический; диагностическим параметром при этом является кажущийся заряд частичного разряда.
Процессы термического разложения изоляции и разрушения ее электрическими разрядами приводят к выделению ряда характерных газов. Предложены различные методы и диагностические таблицы, позволяющие обнаружить наличие дефекта и сделать заключение о его характере.
При использовании этих таблиц необходимо иметь в виду, что на состав и концентрацию диагностических газов влияют характеристики применяемых в трансформаторах материалов, а также различия условий эксплуатации. Поэтому во избежание ошибок контроля общие рекомендации следует применять с учетом особенности конструкции и условий работы трансформатора, анализируя полученные данные совместно с совокупностью характеристик группы аналогичных объектов.

Таблица 5. Дефекты изоляции силовых трансформаторов 330 кВ, выявленные при измерениях частичных разрядов [23, 24]

Примечание. Кс п— отношение интенсивности разрядов к уровню помех от короны.

Наиболее простыми являются методы контроля, основанные лишь на выявлении наличия продуктов разложения изоляции. Более точный диагноз может быть поставлен по данным анализа выделившихся газов. Наибольший объем информации о состоянии изоляции дает анализ газов, растворенных в масле.
В трансформаторах с азотной защитой масла от влияния атмосферного воздуха для выявления наличия повреждений применяется метод определения общей горючести газов (ОГГ) [25]. Нормы для оценки состояния изоляции приведены в табл. 6.
Диагностика состояния изоляции по результатам анализа растворенных в масле газов производится по данным качественного и количественного контроля. Качественный контроль — это выявление изменения состояния и определение типа дефекта. Количественный контроль — оценка динамики процесса (установление степени развития дефекта). Совокупность полученных данных дает основание для суждения об опасности состояния изоляции, что является исходной информацией для оценки надежности объекта.

Таблица 6. Нормы оценки состояния изоляции трансформатора и рекомендации по эксплуатации

огг, %

Оценка состояния и рекомендации

0—0,5

Внутренние повреждения отсутствуют

0,5—1

Отбирать периодически пробы до тех пор, пока не будет установлена тенденция ОГГ

1-5

Взять немедленно повторную пробу и подготовиться к выяснению причины, желательно путем осмотра активной части трансформатора

Выше 5

Вывести трансформатор из эксплуатации и не включать его до обнаружения и устранения дефекта

Таблица 7. Результаты анализов газов, растворенных в масле трансформаторов

Источниками информации при диагностике по такой схеме являются состав выделенных из пробы масла газов, их концентрация и скорость изменения концентрации.
Практическая реализация описанной схемы диагностики достаточно часто сопряжена со значительными трудностями. В нормально работающем трансформаторе обычно есть фон газов, включающий и диагностические, причем возможны и значительные концентрации этих газов. Достаточно четкий диагноз сейчас может быть поставлен лишь при длительных процессах местных перегревов. Браковочным критерием при этом может служить высокая концентрация двух-трех газов.
В табл. 7 приведены результаты хроматографических анализов газа, выделенного из масла около 200 трансформаторов, проработавших от 6 мес до 15 лет, а также трансформаторов, имевших дефекты [26]. Все трансформаторы негерметизированные, с дыханием через влагоосушитель.
При осмотре активной части отбракованных трансформаторов были обнаружены дефекты, вызвавшие местные перегревы и термическое разложение твердой изоляции и масла.
Увеличение диагностических возможностей дает система классификации, включающая определение группы, характеризуемой наличием определенных газов, с последующим уточнением характера дефекта по отношению концентраций некоторых газов [27].
Используется следующая схема диагностики:
определение классификационной группы (по наличию или отсутствию характерных газов);
определение характера воздействия — электрическое или тепловое. При этом учитывается соотношение концентраций газов;
выявление возможных причин повреждения и типа поврежденной изоляции.
Подобная схема диагностики реализуется при помощи идентифицирующих таблиц (табл. 8 и 9). Она достаточно удобна и для автоматизированного контроля с помощью ЭВМ. Однако оценка степени развития и, следовательно, опасности дефекта, необходимая для принятия решений о дальнейшей эксплуатации объекта, рассмотренной схемой диагностики обеспечивается в недостаточной степени.
Исходя из опыта эксплуатации трансформаторов в энергосистемах страны, предложен ряд схем диагностики, учитывающих концентрацию газов, ее изменение и отношение концентраций газов [11, 28, 29].
Таблица 8. Определение группы повреждений по составу газов

Примечание. Классификационные группы: 1—ацетиленовая; 2 — этиленовая; 3 — углекислая; 4—водородная.



 
« Конденсаторные установки для повышения коэффициента мощности   Линейные и трансформаторные элегазовые вводы »
электрические сети