Проблемы диагностики маслонаполненных измерительных трансформаторов

Гречко О. Н., Курбатова А.Ф. (АО НИИПТ, Санкт-Петербург)

Повреждаемость измерительных трансформаторов (ИТ) до сих пор остается довольно высокой. Если учесть, что 70% маслонаполненных ИТ имеет наработку более 15 лет, то в эксплуатации такое оборудование требует особой тщательности контроля и анализа результатов измерений. Состояние изоляции ИТ с бумажно-масляной изоляцией в эксплуатации оценивать по результатам измерений:

1. сопротивления главной изоляции и изоляции вторичных обмоток;
2. tg δ и емкости изоляции при 10 кВ для трансформаторов тока (ТТ);
3. ток холостого хода для трансформаторов напряжения (ТН);
4. характеристик масла - Unp., tg δ 90°с и влагосодержания, хроматографического анализа растворенных в масле газов;
5. разности температур аппаратов соседних фаз (тепловизионный контроль);
6. относительного изменения тока утечки в изоляции ТТ при рабочем напряжении, а также относительного изменения tg δ и емкости изоляции;
7. уровня частичных разрядов (ч.р.).

Результаты контроля в эксплуатации

Разброс результатов измерений характеристик по классам напряжения и конструкциям нормально работающих ИТ со сроками наработки более 16 лет (кроме ТФРМ-500, данными о которых мы располагаем - до 16 лет наработки) представлен в табл.1 - 5.

ТФНДи ТФЗМ

ТТ звеньевого типа с бумажно - масляной изоляцией. В этой конструкции измерением tg δH3 контролируют только небольшую часть изоляции между первичной и вторичной обмотками, и из-за малой емкости этого изоляционного промежутка измерения не очень точны. Поэтому основным средством для оценки состояния изоляции этих ТТ остаются характеристики масла: Unp, tg δ 90°c, влагосодержание, и содержание газов.
Таблица 1

ТФКН и ТФУМ

ТТ 330 кВ с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа U- образной конструкции: ТФКН (ранних годов выпуска) негерметичного исполнения, а - ТФУМ - герметичного. Состояние изоляции ТФКН контролируется на 3-х изоляционных промежутках: С1 - основная изоляция между первичной обмоткой и предпоследней измерительной обкладкой, С2 - изоляция между предпоследней и последней обкладками и СЗ - изоляция последней обкладки относительно цоколя. Отбор проб масла из этих ТТ разрешен заводом частично на ТФКН, но производится не на всех подстанциях.
Анализ характеристик ТФКН показывает корреляцию значений tg δC3 и tg δ масла: повышенным значениям tg δ масла соответствуют большие значения tg δC3.
Таблица 2

ТРН и ТФРМ.

ТТ рымовидной конструкции с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа герметичного исполнения. Разногласия между инструкциями по эксплуатации и РД дали возможность на большинстве подстанций свести испытания этих ТТ к минимальному объему: измеряют сопротивление основной изоляции, а также tg δ и емкость изоляции при 10 кВ; масло на многих подстанциях не контролируется.
 Таблица 3

Из табл. 3 видно, что tg δ изоляции ТТ всех классов напряжения, как правило, очень небольшой, то есть точность его измерения невысока. На ТФРМ-750 кВ tg δ и емкость измеряют при параллельном соединении блоков, эти измерения вообще мало отражают изменения характеристик изоляции каждого из блоков отдельно. В то же время отмечено много случаев, когда с ростом tg δ изоляции возрастает и tg δ масла, а характеристики масла в верхних блоках ТТ-750 кВ, как правило, хуже чем в нижних. Поэтому информация о состоянии масла в ТФРМ представляется необходимой.

НКФ

Электромагнитный трансформатор напряжения (ТН), блок 110 кВ которого является базовым для всех каскадов ТН более высоких классов напряжения. Конструкция ТН - негерметичного исполнения. Основная изоляция - масло, и от его состояния зависит состояние витковой бумажной изоляции обмоток и всего ТН. Контроль масла в ТН, как и в ТТ звеньевого типа, является основным средством диагностики. При тщательных измерениях информацию о состоянии изоляции ТН также несут сопротивление главной изоляции и изоляции вторичных обмоток. Поскольку Яизол имеет большой разброс значений, рассмотрим только результаты измерения характеристик масла.
Таблица 4

Характеристики масла ТН ухудшаются с увеличением времени наработки, но даже после 20 лет эксплуатации ниже предельно допустимых по РД: tg δ масла не превышает 5 % даже у старых ТН (более 25 лет), влагосодержание масла достигает значений более 20 г/т только у ТН, работающих без замены масла. Состояние масла в блоках не зависит от их расположения в каскаде.
Масло ИТ последних годов выпуска имеет характеристики несколько хуже (более низкое Unp, более высокое влагосодержание), чем у ИТ, проработавших около 20 лет. Это, вероятно, можно объяснить более низким качеством заливаемого на заводе масла.
Анализ результатов контроля характеристик изоляции и масла около 1000 единиц ИТ 110 -750 кВ разных конструкций показывает, что установленные в РД 34.45-51.300-97 (далее РД) предельно допустимые значения характеристик, как правило, не достигаются даже после 20 -30 лет эксплуатации. Поэтому аппараты, у которых какие-либо характеристики выходят за пределы разброса результатов измерений на нормально работающих аппаратах, требуют повышенного внимания.
Обследование подстанций МЭС ”Северо-Запада", МЭС Сибири и др. сетей РАО "ЕЭС России" показало, что в полном объеме испытания не проводятся практически ни на одной подстанции. Регулярные измерения характеристик изоляции ТТ без отключения от сети (под рабочим напряжением), в том числе измерения уровня ч.р. практически отсутствуют. Хроматографический анализ растворенных в масле газов (АРГ) для ИТ применяется крайне редко.

Контроль содержания растворенных в масле газов.

В табл. 5 показаны данные о разбросе по каждому из газов для нормально работающих ИТ, объем выборки: ТТ-750 кВ - по 67 пробам, ИТ 220-330 кВ по 100 пробам в каждом классе напряжения ТТ и ТН). В табл.6 приведены ориентировочные средние значения содержания газов с учетом результатов проведенных в НИИПТ длительных испытаний ТФРМ и ТФУМ-330кВ).
Небольшое количество единиц ИТ на которых проводится АРГ, не позволяет сделать даже предварительной оценки опасного уровня содержания газов, тем более, что значения опасного уровня сильно зависят от конструкции в отличие от значений нормального уровня. У всех рассмотренных классов ТТ и ТН эти значения близки между собой. На порядок различается только содержание СО у герметичных (ТТ330 и 750 кВ) и негерметичных аппаратов (ТТ 220 кВ и ТН 220-330 кВ).
Таблица 5

Таблица 6

Пока отсутствуют действующие нормы предельно допустимых значений содержания газов в масле ITT, рекомендуется для выявления развивающихся повреждений в изоляции использовать сравнительный метод. Надо рассмотреть превышение по сравнению с нормальным уровнем (табл. 1, по сравнению с соседними фазами (блоками) аналогичного оборудования, с результатами предыдущего контроля (при этом можно сделать сравнительную оценку по скорости нарастания содержания газов).

Тепловизионный контроль.

Проводимый тщательно, со знанием конструкции контролируемого аппарата, тепловизионный контроль позволяет отбраковывать ИТ, предваряя аварии. Так на ПС 330 кВ "Окуловка" (МЭС "Северо-Запада") погрев рубашек ТТ таша ТФКН-330 на 1,0 - 2,2°С был вызван повышенным tg δ изоляции с образованием газов в масле (табл.7), в то время как физикохимические характеристики масла были ниже норм.                                           
Таблица 7

На рис.1 показана термограмма последнего контроля 08.06.99, измерения проводились прибором Inframetrics-740, а в табл. S приведены приращения температуры рубашек ТТ при контроле в 98 - 99 г.г. (все измерения проводились М.Г. Сидоренко, "Новгородэнерго")
Таблица 8

Рис. 1 Термограмма тепловизионного контроля группы ТТ U-образной конструкции на ПС 330 кВ "Окуловская" 08.06.99 г. (наиболее нагретая - фаза А)

Основные недостатки существующей системы контроля

Анализ опыта эксплуатации ИТ в сетях МЭС "Северо - Запада" выявил недостатки системы контроля состояния изоляции этих аппаратов в эксплуатации.

1. Измерение tg δ изоляции и емкости при 10 кВ на остывшем ТТ недостаточно чувствителен для своевременно выявления развивающихся повреждений.
2. До сих пор практически не находят применения методы контроля изоляции без снятия напряжения (Atg δ, у). На подстанциях 330 -750 кВ отсутствуют устройства присоединения; испытатели не владеют методиками даже там, где эти устройства есть.
3. Тепловизионный контроль распространен более широко, но часто выполняется без учета конструктивных особенностей ИТ и не всегда тщательно.
4. Передвижные испытательные лаборатории подстанций оборудованы устаревшими морально и физически измерительными мостами (Р-5026) и мегаомметрами (Ф-4000/5) с недостаточно высокой точностью, неустойчивыми к помехам.
5. Не решен вопрос об отборе проб масла из всех ТТ, в то время как анализ масла, в отсутствие контроля под рабочим напряжением, остается практически единственным способом выявления развивающихся повреждений.
6. ПС, где проводят хроматографический анализ растворенных в масле газов для ИТ даже классов напряжения 330 кВ и выше, являются исключением. Не разработаны нормативы для ИТ на содержание газов, растворенных в масле.
7. На подстанциях, как правило, проводят только предписанные нормами испытания и измерения характеристик, а не анализируют результаты, то есть не занимаются собственно диагностикой состояния изоляции аппаратов.

Направления усовершенствования системы контроля и диагностики.

1. Широкое внедрение методов контроля под рабочим напряжением (Atg δ изоляции, небаланс тока утечки в трехфазной группе у, измерение ч.р., сканирование теплового поля и т.д.). Эти методы повышают чувствительность измерений к развивающимся дефектам за счет контроля изоляции в рабочих условиях, как по напряжению, так и по температуре. Поскольку для таких измерений не требуется перерыва в энергоснабжении, их при необходимости можно повторять как угодно часто.
2. Разработка и внедрение устройств для присоединения и измерительной аппаратуры современного уровня для контроля изоляции под рабочим напряжением
3. Внедрение отечественной аппаратуры для измерения ч. р. нового поколения, с компьютерной обработкой данных, которая позволяет выделить сигнал ч.р. на фоне помех. Такая аппаратура разработана, но существует в нескольких экземплярах. Есть успешный опыт измерений ч.р., например, аппаратурой СибНИИЭ на ПС мИтатскаям, системой СКИ-2 в "Ленэнерго".
4. Оснащение передвижных испытательных лабораторий, в соответствии с современным уровнем развития измерительной техники:
5. источником напряжения, близкого к рабочему напряжению испытуемого оборудования;
6. измерителями или мостами для измерения характеристик изоляции при условиях, близких к рабочим;
7. приборами для контроля сопротивления изоляции с верхним пределом измерения на уровне ГОм и т.д.
8. Решение с заводом вопроса об отборе проб масла из всех ТТ.
9. Включение tg δ90cc и влагосодержания в объем обязательных параметров контроля масла. Их часто не определяют на практике, в то время как предписанные действующим РД температура вспышки и кислотное число
10. с точки зрения диагностики состояния изоляции ИТ характеристики малоинформативные
11. Широкое внедрение хроматографического анализа растворенных в масле газов для диагностики как развивающихся ч.р. (Н2 и СН4, С2Н2), поскольку измерение ч.р. в условиях действующих подстанций пока весьма сложно из-за помех, так и теплового старения и перегревов изоляции (СО, CO2, их соотношение).
12. Разработка единых методических указаний по контролю ИТ в эксплуатации с учетом, класса напряжения и конструктивных особенностей эксплуатируемых аппаратов на основе всех действующих нормативных документов и накопленного в эксплуатации опыта.
13. Создание на ПС оснащенных специализированных служб, и подготовка персонала
14. Включение в обязанности персонала ПС проведение диагностики (анализа) состояния изоляции путем сравнения результатов контроля с результатами: предыдущих измерений на данной фазе; измерений на соседних фазах; заводских и монтажных измерений; с предельно допустимыми значениями по действующим нормам РД и инструкциям по эксплуатации. При этом следует совместно рассматривать результаты контроля всех характеристик аппарата.