Методические указания к практическим занятиям
по дисциплине «Диагностика электрооборудования систем
электроснабжения» для студентов направления подготовки 140400.68 «Электроэнергетика и электротехника»,
магистерская программа «Электроэнергетика»,
очной формы обучения
Рекомендованы учебно-методической комиссией направления 140400.68 «Электроэнергетика и электротехника » в качестве
электронного издания для использования в учебном процессе
Кемерово 2014
РЕЦЕНЗЕНТЫ:
С. А. Захаров – заведующий кафедрой «Электроснабжение горных и промышленных предприятий»
И. Ю. Семыкина – председатель учебно-методической комиссии направления подготовки 140400.68 «Электроэнергетика и электротехника»
Лебедев, Геннадий Михайлович; Алтунин, Сергей Викторович. «Диагностика и мониторинг трансформаторов тока и напряжения»: [Электронный ресурс]: для студентов направления подготовки 140400.68 «Электроэнергетика и электротехника», магистерская программа «Электроэнергетика», очной формы обучения / сост.: Г.М. Лебедев, С.В. Алтунин. – Кемерово: КузГТУ 2013. – 1 электрон. опт. диск (CD-ROM); зв.; цв.; 12 см. – Систем. требования: Pentium IV; ОЗУ 8 Мб; Windows XP; (CD-ROM-дисковод); мышь. – Загл. с экрана.
Приведено содержание практических занятий, индивидуальные задания и примерные оценочные средства для текущего контроля (коллоквиума, контрольной работы и т. п.).
© КузГТУ
© Лебедев Г.М.
Алтунин С.В.
составление, 2014
1. ЦЕЛЬ ЗАНЯТИЯ
Изучение методов диагностики и систем мониторинга измерительных трансформаторов тока и напряжения
2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
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 оценивают по результатам измерений:
– сопротивления главной изоляции и изоляции вторичных обмоток;
– tgδ и емкости изоляции при 10 кВ для трансформаторов тока (ТТ);
– ток холостого хода для трансформаторов напряжения (ТН);
– характеристик масла – U np., tgδ, 90°С и влагосодержания, хроматографического анализа растворенных в масле газов;
– разности температур аппаратов соседних фаз (тепловизионный контроль);
– относительного изменения тока утечки в изоляции ТТ при рабочем напряжении, а также относительного изменения tgδ и емкости изоляции;
– уровня частичных разрядов (ЧР).
2.1. ТФНД и ТФЗМ
ТТ звеньевого типа с бумажно-масляной изоляцией. В этой конструкции измерением tgδ H3 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: U np, tgδ, 90°С, влагосодержание, и содержание газов.
2.2. 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 tgδ C3 и tgδ масла: повышенным значениям tgδ масла соответствуют большие значения tgδ C3.
2.3. ТРН и ТФРМ
Трымовидной 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 tgδ и емкость изоляции при 10 кВ; масло на многих подстанциях не контролируется.
2.4. НКФ
Электромагнитный трансформатор напряжения, 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 R из имеет большой разброс значений, рассмотрим только результаты измерения характеристик масла.
Характеристики масла ТН ухудшаются с увеличением времени наработки, но даже после 20 лет эксплуатации ниже предельно допустимых по РД: tgδ 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 U np, 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 ЧР практически отсутствуют. Хроматографический анализ растворенных в масле газов (АРГ) для ИТ применяется крайне редко.
2.5. Контроль содержания растворенных в масле газов
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).
Пока отсутствуют действующие нормы предельно допустимых значений содержания газов в масле ITT, рекомендуется для выявления развивающихся повреждений в изоляции использовать сравнительный метод.
3. МЕТОДЫДИАГНОСТИКИ ТТ И ТН
3.1. 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») нагрев рубашек ТТ ТФКН-330 на 1,0-2,2 °С был вызван повышенным tgδ изоляции с образованием газов в масле, в то время как физикохимические характеристики масла были ниже норм (рис. 1).
Рис. 1. Термограмма тепловизионного контроля группы ТТ U-образной конструкции (наиболее нагретая – фаза А)
3.1.1. Основные недостатки существующей системы контроля
Анализ опыта эксплуатации ИТ в сетях МЭС «Северо-Запада» выявил недостатки системы контроля состояния изоляции этих аппаратов в эксплуатации.
Измерение tgδ изоляции и емкости при 10 кВ на остывшем ТТ недостаточно чувствителен для своевременно выявления развивающихся повреждений.
До сих пор практически не находят применения методы контроля изоляции без снятия напряжения. На подстанциях 330-750 кВ отсутствуют устройства присоединения; испытатели не владеют методиками даже там, где эти устройства есть.
Тепловизионный контроль распространен более широко, но часто выполняется без учета конструктивных особенностей ИТ и не всегда тщательно.
3.2. Хроматографический анализ трансформаторного масла
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.
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.
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.
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.
3.2.1. Направления усовершенствования системы контроля и диагностики
Широкое внедрение методов контроля под рабочим напряжением (tgδ изоляции, небаланс тока утечки в трехфазной группе, измерение ЧР, 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.
Разработка и внедрение устройств для присоединения измерительной аппаратуры современного уровня для контроля изоляции под рабочим напряжением
Внедрение отечественной аппаратуры для измерения ЧР нового поколения, с компьютерной обработкой данных, которая позволяет выделить сигнал ЧР на фоне помех. Такая аппаратура разработана, но существует в нескольких экземплярах. Есть успешный опыт измерений ЧР, например, аппаратурой СибНИИЭ, системой СКИ-2 в «Ленэнерго».
Оснащение передвижных испытательных лабораторий, в соответствии с современным уровнем развития измерительной техники:
– источником напряжения, близкого к рабочему напряжению испытуемого оборудования;
– измерителями или мостами для измерения характеристик изоляции при условиях, близких к рабочим;
– приборами для контроля сопротивления изоляции с верхним пределом измерения на уровне ГОм и т.д.
Широкое внедрение хроматографического анализа растворенных в масле газов для диагностики как развивающихся ЧР (Н2 и СН4, С2Н2), поскольку измерение ЧР в условиях действующих подстанций пока весьма сложно из-за помех, так и теплового старения и перегревов изоляции (СО, CO2, их соотношение).
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.
3.3. Создание на ПС оснащенных специализированных служб и подготовка персонала
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.
Для выявления дефектов изоляции, сопровождающихся частичными разрядами внутри измерительных трансформаторов, акустический метод является наиболее эффективным неразрушающим методом диагностики под рабочим напряжением. Измерительные трансформаторы тока типа ТФРМ-330,500,750 являются одними из наиболее аварийных в России в настоящее время.
Как показывает практика, существующие методы контроля состояния ТТ не позволяют выявить аварийные трансформаторы. Поэтому НПО «Техносервис-Электро» разработало акустический регистратор частичных разрядов с радиоканалом и применяет его на практике.
Контрольная точка, в которой следует обнаружить звук от частичных разрядов в изоляции ТФРМ-500, находится на боковой поверхности бака трансформатора. Это связано с тем, что наиболее вероятное место появления частичных разрядов – это изоляция вторичной обмотки в верхней части (рис. 2).
Рис. 2. Эскиз конструкции ТФРМ 500
Применяемый для регистрации разрядных процессов акустический зонд с радиоканалом проверялся в условиях испытательной станции ЗЗВА (завода-изготовителя ТФРМ-500). При непродолжительных разрядных процессах, возникавших в изоляции трансформатора тока, удалось установить, что акустический регистратор разрядных процессов с радиоканалом разработки НПО «ТЕХНОСЕРВИС-ЭЛЕКТРО» позволяет регистрировать разряды в изоляции измерительных трансформаторов тока типа ТФРМ не только аварийного уровня, но и уровня, допустимого при заводских испытаниях новой продукции (несколько пикокулон). Это соответствует зажиганию индикатора первого уровня в приемнике акустического регистратора.
Аварийные разрядные процессы вызывают зажигание всех пяти уровней.
Установка акустического регистратора разрядных процессов с радиоканалом производится с помощью оперативной штанги ШОУ 500 (рис. 3).
Рис. 3. Установка акустического регистратора разрядных процессов
Вид датчика акустического регистратора разрядных процессов с радиоканалом приведен на рис. 3. Конструктивно акустический регистратор разрядных процессов с радиоканалом представляет собой два малогабаритных переносных устройства – датчик, состоящий из акустического регистратора частичных разрядов РЧР с радиопередатчиком и магнитным креплением (рис. 4).
Рис.4. Датчик акустического регистратора разрядных процессов с радиоканалом. Вид сверху
Сигналы от акустического регистратора разрядных процессов с радиоканалом принимаются приемником и передаются в компьютер. С помощью компьютера проводится анализ уровня ультразвуковых сигналов, и в соответствии с указанными нормами определяется наличие аварийных процессов. Уровень обнаруженного ультразвукового излучения отображается пятью дискретными световыми сигналами. Минимально обнаружимый уровень ультразвукового давления 0,04 Па в полосе частот 60-130 кГц вызывает зажигание первого индикатора из пяти в программе обработки сигнала приемника. Соотношение уровней индикации со звуковым давлением: 1 уровень – 0,04 Па, 2 уровень – 0,08 Па, 3 уровень – 0,16 Па, 4 уровень – 0,32 Па, 5 уровень – 0,64 Па. Примерное соотношение индицируемого звукового давления и заряда искрового разряда:
– 0,04-0,4 Па (разряды начального уровня 20-300 пКл);
– 0,2-2 Па (разряды высокой интенсивности 300 пКл –
10 нКл).
Если измерительные трансформаторы имеют заземленный бак, их акустическое обследование проводится прибором «Дельфин». Например, в Сербии было выявлено около 80 предаварийных трансформаторов тока.
4. CT-RELAY – СИСТЕМА МОНИТОРИНГА ИЗОЛЯЦИИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА
Стационарная система контроля изоляции марки «CT-Relay» (CurrentTransformerRelay) (рис. 5) предназначена для непрерывного контроля состояния изоляции высоковольтных измерительных трансформаторов тока с рабочим напряжением до 750 кВ. Для повышения достоверности работы системы мониторинга трансформаторов в приборе «CT-Relay» реализованы два взаимодополняющих метода оценки состояния изоляции, работающие в режиме «on-line»:
Измерения и анализа токов проводимости изоляции по фазам ТТ. Данный метод реализованпо сбалансированной схеме. Такая схема используется в приборе «КИВ 500», но реализована насовременной элементной базе. Это позволяет получать максимально высокую чувствительностьпри изменении параметров изоляции в одной фазе трансформатора тока и повысить устойчивость к
Рис. 5. Система контроля изоляции марки «CT-Relay»
воздействию помех. Системой мониторинга «CT-Relay» постоянно контролируется величина и относительное изменение тангенса угла потерь, и емкости изоляции трех фаз измерительного ТТ. Это наиболее достоверный метод контроля состояния изоляции для трансформаторов тока.
Анализа интенсивности и распределения частичных разрядов, позволяющий выявлять появление дефектов изоляции на самых ранних этапах их развития. Диагностика по частичным разрядам является вспомогательным методом, дополняющим метод контроля тангенса угла потерь. Для повышения достоверности заключений в системе «CT-Relay» использованы наиболее эффективные средства отстройки от помех и алгоритмы определения типа и места возникновения дефектов в изоляции. Наилучшие результаты получаются при использовании амплитудно-фазо-частотных диаграмм и фазо-временной (TFP) плоскости (рис. 6).
Рис. 6. Амплитудно-фазо-частотная диаграмма и фазо-временная (TFP) плоскость
В системе мониторинга марки «CT-Relay» дополнительно регистрируются параметры окружающей среды: влажность и температура воздуха, которые оказывают влияние на работу изоляции измерительного трансформатора тока.
Информация о состоянии изоляции трансформатора тока регистрируется при помощи универсального датчика типа «DB-2», имеющего специальную модификацию «DB-2/TT». Датчик устанавливается в клеммной коробке трансформатора в разрыв заземления экрана.
В стандартный комплект поставки системы «CT-Relay» входят:
• Измерительный прибор в монтажном шкафу. При необходимости, если прибор планируется использовать в экстремальных условиях, при температурах ниже минус 40 градусов, в шкафу устанавливается дополнительный нагреватель с термостатом.
• Три первичных комплексных датчика тока проводимости и частичных разрядов марки «DB-2/TT» с экранированными проводами, стандартная длина провода 15 метров.
• Датчик климата-температуры и влажности окружающего воздуха.
• Программное обеспечение для мониторинга и диагностики состояния измерительных трансформаторов тока для персонального компьютера.
Прибор контроля «CT-Relay» монтируется рядом с трансформатором тока в защитном шкафу. Удобнее всего шкаф с прибором устанавливать вблизи фазы «В», в этом случае соединительные кабели от первичных датчиков в фазах трехфазного ТТ будут иметь минимальную длину. Вся первичная информация от датчиков обрабатывается и сохраняется внутри прибора «CT-Relay». Внутренней памяти данных прибора достаточно для работы системы мониторинга в течение двух-трех лет. Система мониторинга марки «CT-Relay» является законченным диагностическим устройством. Вся итоговая информация о техническом состоянии фаз измерительного трансформатора тока может использоваться в автономном режиме. Для этого внутри прибора имеются два реле для сигнализации достижения диагностических уровней «тревога» и «авария». Информация о состоянии измерительных трансформаторов легко интегрируется в систему АСУ-ТП более высокого уровня, например, в АСУ подстанции. Для передачи информации в системе «CT-Relay» используется изолированный порт связи RS-485, поддерживающий стандартные протоколы MODBUS RTU и MODBUS TCP. Информацию из памяти прибора можно также периодически считывать по порту связи USB, используя переносной компьютер типа ноутбук.
5. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
В ходе практический занятий студент должен ознакомиться
с основными видами повреждений трансформаторов тока
и напряжения, и причинами вызывающими их. Изучить различные типы ТТ и ТН представленные в методических указаниях, методы диагностики и мониторинга, а также систему контроля
изоляции-ct-relay. Защитой данной работы является ответы на контрольные вопросы.
6. КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. По результатам каких измерений оценивают стояние ИТ
с бумажно-масляной изоляцией?
2. Измерительные трансформаторы тока типов ТФНД и ТФЗМ?
3. Измерительные трансформаторы тока типов ТФКН и ТФУМ?
4. Измерительные трансформаторы тока типов ТРН и ТФРМ?
5. Измерительный трансформатор напряжения типа НКФ?
6. Тепловизионный контроль?
7. Назовите основные недостатки существующей системы контроля?
8. Хроматографический анализ трансформаторного масла?
9. Направления усовершенствования системы контроля и диагностики?
10. Система мониторинга изоляции измерительных трансформаторов тока?
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Киселев В. В. Результаты диагностики характеристик измерительных трансформаторов напряжения на местах их эксплуатации / В. В. Киселев, Н. А. Боярин, А. П. Старцев, К. К. Романов // 2-я научно-практическая конференция «Метрология электрических измерений в электроэнергетике»: Информационные материалы / Москва, 15-19 апреля 2002 г. - М., 2002.
2. Поляк, М., Н. Катунарич, Б. Болянич: Устройство для защиты измерительных трансформаторов; Энергетик, №. 5, 1992, с. 295-301.
3. Трансформаторы тока / В.В. Афанасьев, Н.М. Адоньев, Л.В. Жалалис и др. – Л.: Энергия, 1980. – 334 с.