Утопление

4 нормы оценки теплового состояния электрооборудования

При инфракрасном контроле электрооборудования РУ и
ВЛ должны применяться тепловизоры с разрешающей способностью не хуже 0,1 °С,
предпочтительно со спектральным диапазоном 8 – 12 мкм.

ИК-диагностика электрооборудования РУ и ВЛ должна
проводиться с соблюдением требований ПТБ. Сторонние организации, осуществляющие
ИК-диагностику в электроустановках энергосистем, должны иметь лицензию
Госгортехнадзора России на право диагностирования энергетического оборудования.

Выбор браковочных нормативов

4.1. Оценка теплового состояния электрооборудования
и токоведущих частей в зависимости от условий их работы и конструкции
осуществляется по нормированным значениям температуры нагрева (значениям
превышения температуры) или избыточной температуре или коэффициенту
дефектности, динамике изменения температуры во времени, с изменением нагрузки,
путем сравнения измеренных значений температуры в пределах фазы, между фазами,
с заведомо исправными участками и т.п. в соответствии с указаниями отдельных
разделов МУ.

4.2. Предельные значения температуры нагрева
электрооборудования и токоведущих частей РУ приведены в табл. 4-1.

Допустимые значения температуры нагрева

Они установлены с учетом
конструктивного выполнения токоведущих частей, класса нагревостойкости, вида
покрытий контактных поверхностей и других факторов.

4.3. В Методических указаниях приняты следующие
понятия:

Превышение температуры – разность между измеренной температурой нагрева и
значением температуры окружающего воздуха.

В табл. 4-1
наибольшие допустимые значения превышения температуры нагрева, регламентируемые
стандартами, при значении эффективной температуры окружающего воздуха,
принимаемом равным 40 °С.

Избыточная температура – превышение измеренной температуры контролируемого
узла одной фазы над температурой аналогичных узлов других фаз (с наименьшей
температурой нагрева) или заведомо исправного узла.

Коэффициент дефектности – отношение измеренного значения превышения
температуры нагрева контактного соединения к значению превышения температуры,
измеренной на целом участке шины (провода), отстоящем от контактного соединения
на расстоянии не менее 1 м.

Контакт – токоведущая часть аппарата, которая во время
операции размыкает и замыкает цепь или в случае скользящих или шарнирных
контактов сохраняет непрерывность цепи.

Контактное соединение – токоведущее соединение (болтовое, сварное,
выполненное методом обжатия), обеспечивающее непрерывность токовой цепи.

4.4. При классификации выявленного при ИК-контроле
дефекта по степени его опасности необходимо учитывать:

значение токовой нагрузки и ее стабильность, возможные
максимальные и минимальные пределы нагрузки в процессе работы
электрооборудования, местоположение дефекта (внутри электрооборудования или
снаружи), значение измеренной температуры нагрева контролируемых узлов фаз, вид
контролируемого узла и его конструктивное исполнение.

4.5. ИК-контроль желательно проводить при максимальной
токовой нагрузке, контроль при нагрузке 0,3Iном и ниже не обеспечивает выявление дефекта на ранней
стадии его развития.

4.6. Оценку теплового состояния контактов и болтовых
КС, находящихся в среде окружающего воздуха, при токах нагрузки (0,6 – 1,0) Iном следует проводить по значению превышения температуры
нагрева с проведением при необходимости соответствующего пересчета:

где DТном
– нормированное (табл. 4-1) значение
превышения температуры при номинальной нагрузке Iном;

DТраб – значение превышения температуры при измерении при
токе Iраб.

Классификация выявленного дефекта по значению
превышения температуры в этом случае осуществляется исходя из следующих
соображений (табл. 4-2).

4.7. В тех случаях, когда токовая нагрузка находится в
пределах (0,3 – 0,6) Iном, во
избежание существенных ошибок при пересчете измеренного значения температуры к нормированному,
рекомендуется оценку теплового состояния контактов и болтовых КС проводить по
избыточной температуре с использованием в качестве норматива температуры,
соответствующей 0,5 Iном.

где DТ0,5 – избыточная
температура при токе нагрузки 0,5 Iном.

Предельное значение избыточной температуры (DТ0,5) при
токе нагрузки 0,5 Iном
составляет 30 °С;

DТраб – избыточная температура при токе нагрузки, отличном
от 0,5 Iном.

При оценке теплового состояния контактов и болтовых
КС по избыточной температуре различают следующие области неисправности (табл. 4-3).

Пример.

При токовой нагрузке 25 % обнаружено КС с избыточной
температурой 12 °С.

При нагрузке 0,5
Iном избыточная температура этого КС составит:

т.е. 12 °С × 4 = 48 °С, таким образом, КС
должно быть отнесено к 3-й степени неисправности, т.е. оценено как аварийное.

. Оценку теплового состояния сварных КС, а также КС,
выполненных методом обжатия, рекомендуется производить по значению избыточной
температуры или коэффициенту дефектности.

4.9. При оценке теплового состояния КС по коэффициенту
дефектности различают степени неисправности:

– коэффициент не более 1,2.

Начальная степень неисправности, которую следует
держать под контролем;

– коэффициент дефектности 1,2 – 1,5.

Развившийся дефект. Принять меры к устранению
неисправности при ближайшем выводе электрооборудования из работы;

– коэффициент дефектности > 1,5.

Аварийный дефект. Требует немедленного устранения.

4.10. Оценка теплового состояния электрооборудования
(силовые и измерительные трансформаторы, маслонаполненные аппараты и др.), а
также контакты и КС, находящиеся в объеме масла или газа, изолированном от
окружающего воздуха металлическими или изоляционными материалами, производится
косвенным способом.

Суждение о тепловом состоянии контролируемого объекта
осуществляется путем выявления температурных аномалий на поверхности его бака
или покрышки, измерения значений температуры и анализа характера ее
распределения, сопоставления мест нагрева с аналогичными участками фазы или
других фаз, анализа причин возникновения температурной аномалии с учетом
конструктивных особенностей электрооборудования и токоведущих частей.

Периодичность тепловизионного контроля

Принимается следующая периодичность тепловизионного
контроля электрооборудования.

Генераторы и электродвигатели – в сроки, указанные в
соответствующих разделах Норм испытаний электрооборудования.

Электрооборудование распределительных устройств:

а) на напряжение 330 – 750 кВ – ежегодно;

б) на напряжение 110 – 220 кВ – один раз в два года;

в) на напряжение 35 кВ и ниже – один раз в три года;

г) при усиленном загрязнении электрооборудования РУ
всех напряжений – ежегодно;

д) контактных соединений высокочастотных заградителей,
не имеющих специальных устройств, разгружающих шлейф от воздействия ветровых
нагрузок – ежегодно;

е) внеочередной ИК-контроль электрооборудования РУ
всех напряжений проводится после стихийных воздействий (значительные ветровые
нагрузки, КЗ на шинах РУ, землетрясения, сильный гололед и т.п.).

Воздушные
линии электропередачи.

Проверка всех видов контактных соединений проводов:

а) на вновь вводимых в эксплуатацию ВЛ – в первый год
ввода их в эксплуатацию;

б) на ВЛ, находящихся в эксплуатации 25 лет и более,
при отбраковке 5 % контактных соединений – ежегодно, при отбраковке менее 5 %
контактных соединений – не реже одного раза в 3 года;

в) на ВЛ, работающих с предельными токовыми нагрузками
или питающих ответственных потребителей, или работающих в условиях повышенных
загрязнений атмосферы, больших ветровых и гололедных нагрузок – ежегодно;

г) на остальных ВЛ – не реже одного раза в 6 лет.

Объем тепловизионного контроля отдельных видов
электрооборудования

Синхронные генераторы

1. Тепловизионный (инфракрасный) контроль состояния
стали статора.

Производится в случаях, указанных в п. 3.12 Норм при
проведении испытания стали статора генератора.

Снимаются термограммы до подачи напряжения в
намагничивающую обмотку, затем в течение 1 – 2 ч через каждые 15 мин, при
нагревании статора и его остывании. Термограммы снимаются для зубцовой части
статора и всей внутренней поверхности расточки статора при обесточенной
намагничивающей обмотке.

По снятым термограммам определяются значения
температур перегрева, которые не должны превышать значений, указанных в п. 3.12
Норм, выявляются локальные тепловыделения в стали статора с оценкой их
допустимости.

2. П.К.М. Тепловизионный контроль паек лобовых частей
обмотки статора.

Производится при снятых торцевых щитах генератора в
случаях, указанных в п. 3.31 Норм.

Снимаются при установившемся тепловом режиме
термограммы паек лобовых частей по расточке статора при протекании по обмотке
постоянного тока (0,5 – 0,7) Iном.

В качестве репера используется поверхность изолирующей
коробочки паяного контактного соединения, стержень которого имеет термопару на
меди.

Электродвигатели переменного и постоянного тока

Тепловизионный контроль теплового состояния
электродвигателей.

Контроль производится у электродвигателей ответственных
механизмов. При тепловизионном контроле оценивается состояние подшипников по
температуре нагрева табл. 4-1,
проходимость вентиляционных каналов и отсутствие витковых замыканий в обмотках
– по локальным нагревам на поверхности корпуса электродвигателя.

Силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные
реакторы (в дальнейшем трансформаторы)

Термографическое обследование трансформаторов
напряжением 110 кВ и выше.

Производится при решении вопроса о необходимости
проведения капитального ремонта трансформатора. Снимаются термограммы
поверхностей бака трансформатора в местах расположения отводов обмоток, по
высоте бака, по периметру трансформатора, верхней его части, в местах болтового
крепления колокола бака, системы охлаждения и их элементов и т.п.

При обработке термограмм сравниваются между собой
нагревы крайних фаз, нагревы однотипных трансформаторов, динамика изменения
нагревов во времени и в зависимости от нагрузки, определяются локальные
нагревы, места их расположения, осуществляется сопоставление мест нагрева с
расположением элементов магнитопровода, обмоток, оценивается эффективность
работы систем охлаждения.

Маслонаполненные трансформаторы тока (ТТ)

1. Внутренняя изоляция обмоток.

Измеряются значения температуры нагрева поверхности
фарфоровых покрышек ТТ, которые не должны иметь локальных нагревов на
поверхности покрышек, а значения температуры, измеренные в идентичных зонах
покрышек трех фаз, не должны различаться между собой более чем на 0,3 °С.

2. Внутренние и внешние переключающие устройства.

Оценка состояния контактных соединений внутреннего
переключающего устройства ТТ осуществляется путем сравнения значений температур
на поверхности расширителей трех фаз. Предельное превышение температуры на поверхности
расширителя, характеризующее аварийное состояние контактных соединений
переключающего устройства при номинальном токе, не должно превышать 60 °С,
температура нагрева контактных соединений внешнего переключающего устройства не
должна превышать значений, указанных в п. 5 табл. 4-1.

3. Выводы.

Нагрев выводов ТТ не должен превышать значений,
приведенных в п. 4 табл. 4-1.

Электромагнитные трансформаторы напряжения (ТН)

Обмотки ТН

Измеряются значения температуры нагрева на поверхности
фарфоровых покрышек ТН. Значения температуры, измеренные в идентичных зонах
покрышек трех фаз, не должны различаться между собой более чем на 0,3 °С.

Выключатели

Контакты и контактные соединения.

Измеряются значения температуры нагрева контактов и
контактных соединений (табл. 4-4),
соединение камер и модулей между собой и ошиновкой.

Объем тепловизионного контроля контактов
и контактных соединений выключателей

Разъединители (Р) и отделители (ОД)

1.
Контактные соединения.

Предельные значения температуры нагрева КС не должны
превышать данных, приведенных в п. 5 табл. 4-1.

2. Контакты.

Предельные значения температуры нагрева контактов не
должны превышать данных, приведенных в п. 2 табл. 4-1.

3. Выводы Р
и ОД

Предельные значения температуры нагрева выводов из
меди, алюминия и их сплавов, предназначенных для соединения с внешними
проводниками, не должны превышать данных, приведенных в п. 4 табл. 4-1.

Закрытые и комплектные распределительные устройства и
экранированные токопроводы (КЭТ)

1. Контакты
и контактные соединения аппаратов и токоведущих частей ячеек КРУ и КРУН.

Контроль осуществляется, если это позволяет
конструкция устройства. Предельные значения температуры нагрева контактов и
контактных соединений аппаратов и токоведущих частей приведены в табл. 4-1.

2. Выявление
короткозамкнутых контуров в КЭТ.

При тепловизионном контроле обращается внимание как на
возникновение локальных очагов тепловыделения, так и на значения температур
нагрева кожухов (экранов) и их мест подсоединения к трансформаторам, генератору
и металлоконструкциям.

Предельное значение температуры нагрева металлических
частей КЭТ, находящихся на высоте и доступных для прикосновения человека, не
должно превышать 60 °С.

Сборные и соединительные шины

1.
Контактные соединения.

Предельные значения температуры нагрева болтовых
соединений не должны превышать данных, приведенных в табл. 4-1.

Оценка состояния нагрева сварных контактных соединений
и выполненных методом обжатия производится согласно пункту 4.8.

2. Изоляторы
шинных мостов.

Тепловизионный контроль изоляторов рекомендуется
проводить при повышенной влажности воздуха.

По высоте фарфора изолятора не должны иметь место
локальные нагревы.

Токоограничивающие сухие реакторы

Контактные
соединения.
Значение превышения температуры КС не
должно превышать 65 °С.

Конденсаторы

1.
Контактные соединения.

Предельное значение температуры нагрева КС силовых
конденсаторов, в отдельно стоящих или соединенных в батарею, не должно
превышать данных, приведенных в п.5 табл. 4-1.

2. Элементы
батарей силовых конденсаторов.

Измеряется температура нагрева корпусов элементов конденсаторов.
Измеренные значения температуры конденсаторов одинаковой мощности не должны
различаться между собой более чем в 1,2 раза.

3. Оценка
состояния БСК.

Оценка технического состояния БСК производится по результатам
тепловизионного контроля по пунктам 1 и 2 раздела при решении вопроса об объеме
и сроках проведения капитального ремонта.

4. Элементы
конденсаторов связи и делительных конденсаторов.

При выявлении локальных нагревов в элементах
конденсаторов производится внеочередной контроль состояния их изоляции.

Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений

1. Элементы
разрядника.

Признаками исправного состояния вентильного разрядника
с шунтирующими резисторами при тепловизионном контроле являются:

– верхние элементы в месте расположения шунтирующих
резисторов нагреты одинаково во всех фазах;

– распределение температуры по элементам фазы
разрядника практически одинаково (в пределах 0,5 – 5 °С в зависимости от
количества элементов в разряднике), а для многоэлементных разрядников может
наблюдаться тенденция плавного снижения температуры нагрева шунтирующих
резисторов элементов начиная с верхнего.

2. Элементы
ограничителей перенапряжений.

При тепловизионном контроле фиксируются значения
температуры по высоте и периметру покрышки элемента, а также зоны с локальными
нагревами. Оценка состояния элементов ограничителей осуществляется путем по
фазного сравнения измеренных температур.

Маслонаполненные вводы

1. Оценка
внутреннего состояния ввода.

а) Проверка отсутствия короткозамкнутого контура в
расширителе ввода.

Производится у маслонаполненных герметичных вводов
серий ГБМТ-220/2000. Нагрев поверхности корпуса расширителя ввода не должен
отличаться от такового у ввода других фаз.

б) Проверка состояния внутренних контактных соединений
ввода.

Производится у маслобарьерных вводов 110 кВ (зав.
чертежи № 669, 146 и др.), 220 кВ (зав. чертеж № 200-0-0), выпуска до 1968 г.,
конденсаторных негерметичных вводов 110 кВ (зав. чертеж № 132-0-0), 220 кВ
(зав. чертежи № 133-0-0, № 208-0-0Б), 500 кВ (зав. чертежи № 179-0-0, №
206-0-0), путем измерения температур по высоте ввода.

Маслонаполненный ввод не должен иметь локальных
нагревов в зоне расположения маслорасширителя.

в) Проверка состояния верхней части остова ввода.

Проверка производится у маслонаполненного ввода
негерметичного исполнения. Маслонаполненный ввод не должен иметь резкого
изменения температуры или локальных нагревов по высоте покрышки по сравнению с
вводами других фаз. Сказанное может являться следствием опасного понижения
уровня масла во вводе или увлажнения (зашламления) его верхней части остова.

2. Выводы
вводов.

Предельные значения температуры нагрева вводов из
меди, алюминия и их сплавов, предназначенных для соединения с внешними
проводниками, не должны превышать данных, приведенных в п. 4 табл. 4-1.

Предохранители

1.
Контактные соединения.

Предельные значения температуры нагрева КС
предохранителей не должны превышать данных, приведенных в п. 6 табл. 4-1.

2.
Определение состояния плавкой вставки.

Не должно наблюдаться локальных нагревов в средней
части изоляционной трубки предохранителя.

Высокочастотные заградители

Контактные
соединения.

Предельные значения температуры нагрева не должны
превышать значений, приведенных в п. 5 табл. 4-1.

Аппараты, вторичные цепи и электропроводка на
напряжение до 1000 В

1. Контакты
и контактные соединения.

Тепловизионный контроль осуществляется в силовых
цепях, шкафах и сборках 0,4 кВ с подсоединенными коммутационными аппаратами,
трансформаторами тока, кабелями и т.п. Предельные значения температуры
контактов КА не должны превышать данных, указанных в п. 2 табл. 4-1, а контактных соединений в п. 5 табл. 4-1.

2. Оценка
теплового состояния силовых кабелей 0,4 кВ.

Предельные значения температуры нагрева токоведущих
жил кабеля, измеренные в местах их подсоединения к коммутационным аппаратам
(при исправном состоянии последнего), в зависимости от марки кабеля не должны
превышать данных, приведенных в п. 10 табл. 4-1.

Электрооборудование систем возбуждения генераторов и
синхронных компенсаторов

1.
Контактные соединения.

Значения измеренных температур КС коммутационных
аппаратов, силовых тиристоров, диодов, предохранителей и других элементов
преобразователей и шкафов не должны превышать данных, приведенных в табл. 4-1.

2. Силовые
тиристоры и диоды.

Измеренные значения температур нагрева тиристоров и
диодов не должны различаться между собой более чем на 30 %.

При тепловизионном контроле обращается внимание на равномерность
нагрева тиристоров и диодов параллельных ветвей.

Воздушные линии электропередачи

Тепловизионный контроль контактных соединений проводов
ВЛ осуществляется с вертолета.

1. Болтовые
контактные соединения проводов ВЛ.

Измеренные температуры нагрева не должны превышать
значений, приведенных в п. 5 табл. 4-1.

2. Сварные и
контактные соединения, выполненные обжатием проводов ВЛ.

Коэффициент дефектности у соединений проводов,
выполненных из алюминия, не должен превышать значений, приведенных в п. 4.8.

3.
Грозозащитные тросы.

Проверяется отсутствие нагрева в местах изоляции троса
от опоры (состояние изолятора и искрового промежутка).

Масляные и воздушные выключатели

Применение приборов ИК-техники для контроля
состояния контактных присоединений аппаратных зажимов, токосъемных устройств,
соединений модулей, контактов дугогасительных камер масляных и воздушных
выключателей позволяет выявить дефекты на ранней стадии развития. Методика
контроля выключателей во многом зависит от их конструктивных особенностей.

Масляные выключатели серии МГГ

Маломасляные выключатели серии МГГ (МГГ-10, МГГ-223,
МГГ-229 и др.) выпускаются на номинальные токи 2000 – 4000 А и имеют идентичную
контактную систему (рис. 3-6), состоящую
из главных и дугогасительных контактов. Главные контакты расположены в воздухе,
а дугогасительные – в масле.

Подвижные главные контакты каждой фазы выключателя
смонтированы на траверзе 1 (рис. 3-7).
На концах траверзы закреплены дугогасительные стержни (2), а к средней
части траверзы подвешены медные ножи (3) главных контактов с контактными
пружинами (4) (рис. 3-8).

Рис. 3-6 – 3-8

Контактная система
выключателя типа МГГ

Подвижные контакты: 1 – траверза; 2 – дугогасительный стержень; 3 –
контактные пластины; 4 – контактные пружины; 5 – неподвижный контакт; 6 –
токопроводящая крышка

Крепление дугогасительного стержня к траверзе:

1 – дугогасительный стержень; 2 – траверза;
3 – контактная втулка; 4, 5, 6 – гайки; 7 – стяжной болт; 8 – шайба

Разрез цилиндра выключателя
серии МГГ:

1 – аппаратный зажим; 2 – контактный зажим;
3 – розеточный контакт; 4 – дугогасительная камера; 5 – стальной цилиндр; 6 –
крышка цилиндра; 7 – неподвижный контакт; 8 – проходной изолятор

Схема прохождения тока в
выключателе серии МГГ

Таблица 3-8

Подвижная часть главных контактов у выключателей на
номинальный ток 2000 А выполнена в виде самоустанавливающихся ножей (3),
а подвижная часть – в виде треугольных контактов (5), укрепленных на
крышке бака (цилиндра) выключателя.

У выключателей на номинальный ток 3000 – 4000 А
самоустанавливающиеся ножи укреплены на крышке бака полюса выключателя, а
треугольные контакты крепятся к его траверзе.

Дугогасительное устройство выключателя расположено в
баке (цилиндре), изготовленном из листовой стали, конструктивно идентичном
цилиндру выключателя ВМГ-133.

Розеточный контакт дугогасительного устройства
прикреплен к днищу цилиндра выключателя.

В каждой фазе выключателя ток проходит по двум
параллельным контурам (рис. 3-9).

Рис. 3-9. Дугогасительное
устройство выключателей серии ВМТ:

1 – подвижный
контакт; 2 – дугогасительная камера; 3 – изолятор; 4 –
неподвижный контакт; 5 – токоподвод; 6 – болтовое соединение; 7 – аппаратный
зажим;

Главный (рабочий) контур –
аппаратный зажим с ошиновкой – крышка и неподвижные контакты первого цилиндра –
пластины подвижных контактов – неподвижные контакты и крышка второго цилиндра –
аппаратный зажим с ошиновкой. Дугогасительный контур – крышка, стенки,
розеточный контакт и дугогасительный стержень первого цилиндра, металлическая
траверза, дугогасительный стержень, розеточный контакт, стенки и крышка второго
цилиндра. При ИК-контроле рекомендуется последовательно обходить оба контура,
оценивая при этом состояние контактов.

Маломасляные выключатели серии ВМТ и ВМК

Выключатели изготавливаются на номинальное
напряжение 110 – 220 кВ и токи 1000 – 2000 А.

У маломасляных выключателей 110 – 220 кВ серий ВМТ и
ВМК внутри колонок фаз размещены подвижные и неподвижные контакты,
дугогасительные камеры, роликовые токосъемы и другие токоведущие узлы с
болтовыми соединениями, исключающие возможность их визуального контроля (рис.

3-9, 3-10,
3-11). Обследование выключателей
ВМТ-200 выявило у некоторых чрезмерные нагревы в местах крепления токопровода
неподвижного контакта к фланцу, в роликовом токосъеме, между подвижным и
неподвижным контактами.

Рис. 3-10. Роликовый
токосъем выключателей серии ВМТ:

1 – подвижный контакт; 2 – направляющий
контактный стержень; 3 – корпус; 4 – роликовый токосъем; III – нагрев в зоне роликового токосъема

Термограмма трех фаз
выключателя ВМТ-110 кВ

Дальняя фаза выключателя
имеет нагрев контактов дугогасительной камеры

Рис. 3-11. Масляный
выключатель ВМК-110:

1 – рама; 2
– изоляционная тяга; 3 – приводной механизм; 4 – подвижный
контакт; 5 – дугогасительное устройство, 6 – изоляторная колонка; I – нагрев в зоне дугогасительного устройства; II – нагрев в зоне роликового
токосъема

Наличие в выключателях роликового токосъема и
внутренних контактных соединений требует их обследования с нескольких точек.

При контроле выключателей ВМТ-110 и ВМТ-220
специалистами АО “Чувашэнерго” было установлено:

– если превышение температуры на полюсе обнаружено
только со стороны линейных выводов, то это свидетельствует о дефекте в
резьбовом соединении втулки с фланцем дугогасительной камеры или в соединении
фланца с основанием корпуса полюса выключателя;

– если превышения температуры, обнаруженные на полюсе
выключателя со стороны линейных выводов и со стороны профиля выключателя, мало
отличаются друг от друга, то можно предположить наличие дефекта между подвижным
и неподвижным контактами.

Масляный выключатель МГ-110

Масляный выключатель МГ-110 (Iном =
500 А) имеет две дугогасительные камеры на фазу (рис. 3-12). Возможными местами нагрева контактной
токоведущей системы могут являться: неподвижный – промежуточный контакты
(дугогасительная камера), промежуточный – подвижный контакты, а также
аппаратный зажим – токоведущая шина.

Рис. 3-12. Масляный
выключатель МГ-110:

1 – подвижный
контакт; 2 – промежуточный контакт; 3 – неподвижный контакт; 4 – контактные выводы; I – нагрев в зоне дугогасительного устройства

Баковые масляные выключатели 110 – 220 кВ

Баковые масляные выключатели на номинальное напряжение
110 – 220 кВ серий МКП и У с номинальным током 600, 1000 и 2000 А в принципе
имеют идентичную конструкцию контактной системы:

– шина – верхний зажим ввода;

– нижний зажим ввода – неподвижный контакт
дугогасительной камеры;

– контакты дугогасительной камеры;

– контакт дугогасительной камеры – подвижный стержень
траверзы (рис. 3-13).

Рис. 3-13. Выключатель
МКП-110М:

1 –
дугогасительная камера; 2 – траверза; 3 – подвижная изоляционная
штанга; 4 – неподвижные контакты;5 – перемычки; 6 –
контактная пружина; 7 – пружина;

I. Выключатель МКП-110М

Нагрев дугогасительной камеры выключателя фазы В Дефект – лопнула гроверная шайба, в результате чего нарушился контакт гибкой
связи в нижней части камеры.

Температура в точке “1” – 20,6 °С.

II. Выключатель МКП-110М

Нагрев дугогасительной
камеры выключателя фазы С Дефект – нарушение верхнего контакта камеры.

Наряду с ИК-контролем контактной системы выключателя
проверяется состояние верхней части маслонаполненного ввода, встроенных
трансформаторов тока и устройства подогрева бака.

Оценка контактов дугогасительных камер производится на
основании измерения температур нагрева поверхностей бака выключателя в зоне
расположения камер.

Баковые масляные выключатели 35 кВ

В эксплуатации находится большое количество баковых
масляных выключателей 35 кВ разных годов выпуска и конструктивных исполнений:
ВМ-35, МКП-35, ВТ-35, С-35 на номинальные токи 600; 1000; 2000 и 3200 А.
Токоведущая контактная система у всех выключателей 35 кВ состоит из двух
дугогасительных устройств (на фазу) с неподвижным контактом, подсоединенных к
нижней части токоведущего стержня мастиконаполненного ввода и траверзы с
подвижными контактами (рис. 3-14).

Рис. 3-14. Баковый
выключатель МКП-35:

1 –
мастиконаполненный ввод 35 кВ; 2 – встроенные трансформаторы тока; 3 – розетка дугогасительного устройства; 4 – подвижной контакт; 5
– траверза; 6 – устройство подогрева выключателя; I – характер изменения температуры по высоте бака выключателя при нагреве
дугогасительного устройства

При ИК-контроле баковых выключателей 35 кВ
проверяются:

– внешнее подсоединение ошиновки к зажиму ввода;

– состояние встроенных трансформаторов тока на предмет
выявления витковых замыканий в обмотках;

– соединение токоведущего стержня ввода с аппаратным
зажимом;

– состояние внутренней изоляции ввода, связанное с
тепловыделением при больших значениях tgs;

– состояние дугогасительного устройства, включая
контактное соединение его с вводом;

– функционирование устройства подогрева бака
выключателя (при ИК-контроле в условиях отрицательных температур).

Ухудшение состояния контактов дугогасительного
устройства определяется по увеличению температуры нагрева поверхности бака в
зоне расположения дугогасительной камеры.

Масляный выключатель МГ-35

Масляный выключатель МГ-35 (номинальный ток 600 А)
ввиду низкой надежности не получил широкого распространения в энергосистемах.
Конструктивно выключатель МГ-35 представляет собой систему из трех вертикальных
изоляторных колонок, собранных на установленной на опорной конструкции
металлической раме.

Подвод тока к подвижному токоведущему стержню 6
(рис. 3-15) производится через гибкую
связь 2, расположенную под верхним колпаком 1 каждой фазы.
Подвижной токоведущий стержень приводится в движение двумя гетинаксовыми
штангами 4, симметрично расположенными по сторонам конденсаторной втулки
и связанными шарнирно с воздушными рычагами приводного механизма.

Рис. 3-15. Масляный
выключатель МГ-35:

1 – верхний
колпак; 2 – гибкая связь; 3 – фарфоровая покрышка; 4 –
гетинаксовая штанга; 5 – конденсаторная втулка; 6 – подвижной токоведущий стержень; 7
– дугогасительная камера;

8 – нижний вывод; 9 – неподвижный контакт; 10 –
промежуточный контакт; 11 – медная контактная полоса; 12 – верхний вывод; II – характер изменения температуры по высоте выключателя при исправной
контактной системе; I – то же при дефектной контактной системе

В нижней фарфоровой покрышке расположена
дугогасительная камера, которая собрана на промежуточном фланце.

К последнему с наружной стороны крепится токовый зажим
8, а с внутренней – медная контактная полоса 11.

На контактной полосе укреплен неподвижный рабочий
контакт 9.

При включении выключателя наконечник подвижного
контакта входит в дугогасительную камеру, упирается в находящийся в нем
промежуточный контакт и, отжимая его, упирается в неподвижный сферический
контакт. Ток при включенном положении выключателя проходит от верхнего вывода 12
через гибкую связь 2, далее по токоведущему стержню 6 в
розеточный контакт дугогасительной камеры 7, затем через промежуточный
контакт 10, неподвижный контакт 9 и медную полосу 11,
расположенную на дне нижнего бака, на нижний вывод 8.

Большое количество внутренних контактных соединений,
не поддающихся визуальному осмотру, и сложный процесс взаимодействия контактов
при коммутации с выключателем требуют периодического контроля в эксплуатации.
При проведении ИК-контроля температурные аномалии возможны как в верхней части
выключателя, так и в нижней.

Масляные выключатели серии ВМГ-133

В зависимости от значения номинального тока различают
следующие исполнения масляных выключателей; номинальный ток выключателей
ВМГ-133-II, ВМГ-133-I и ВМГ-133 равен 600 А, а ВМГ-133-III – 1000 А.

Выключатели имеют некоторые отличия в конструктивном
выполнении цилиндров корпусов и дугогасительных камер.

Токоведущая цепь выключателя проходит с верхнего
контактного угольника 6 (рис. 3-16)
по гибкой связи 4 на свечу 8.

Рис. 3-16. Фаза выключателей ВМГ-133-ll,
ВМГ-133-III, ВМГ-133:

1 – контактная
колодка; 2 – промежуточная пластина; 3 – приводной наконечник
свечи; 4 – гибкая связь; 5 – шина; 6 – контактный выводной
угольник; 7 – кронштейн;

8 – подвижной контакт (свеча); 9 – проходной изолятор; 10
– контактный наконечник свечи; 11 – дополнительный резервуар; 12 – опорный изолятор; 13 –
розетка; 14 – цилиндр;

15 – шина; 16 – выводной штырь розетки; I – характер изменения температуры по высоте выключателя при исправном
дугогасительном устройстве; II – то же при нагреве стального цилиндра выключателя вихревыми токами; III – то же при нагреве розетки

Свеча при включенном состоянии выключателя входит в
розетку 13.

С розетки ток попадает на выводной штырь 16 и
через контактные гайки – на шину.

Цилиндры (корпуса) выключателей на номинальный ток
600 А выполнены из стали толщиной 3 мм.

Так как магнитное поле, создаваемое током нагрузки, может
вызвать интенсивный нагрев цилиндров за счет перемагничивания и вихревых токов,
то продольный шов стальных цилиндров проварен латунью, что повышает магнитное
сопротивление и уменьшает значение замыкающегося через них магнитного потока.

Для этой же цели дно цилиндра имеет радиальную
прорезь, проваренную латунью. Цилиндр выключателей на номинальный ток 1000 А
изготовлен из листовой латуни толщиной 4 мм, а дно выполнено из латуни или
меди.

Этим устраняется нагрев за счет перемагничивания
цилиндров.

В ряде случаев нарушение технологии изготовления
цилиндров, например, сварка продольного шва стальным электродом, приводит к
существенному нагреву цилиндра. На графике (рис. 3-16) приведен характер изменения температуры по
высоте цилиндра: при отсутствии дефектов в камере выключателя (I), при
нагреве цилиндра вихревыми токами (II) и при неудовлетворительном
состоянии дугогасительной камеры (III).

Масляные выключатели серии ВМП-10

Выключатели серии ВМП-10 на номинальное напряжение
10 кВ предназначены для установки в ячейках КРУ и выпускаются на номинальные
токи 630, 1000, 1600, 3150 А (рис. 3-17).

Рис. 3-17. Масляный
выключатель ВМП-10 П/630:

1 – направляющая
колодка; 2 – роликовый токосъем; 3 – верхний вывод; 4 –
подвижный контакт; 5 – дугогасительная камера; 6 – нижний вывод; 7 –
неподвижный розеточный контакт;

8 – направляющий стержень; I – характер изменения температуры по высоте выключателя при исправных
контактных соединениях; II – то же при нагреве роликового токосъема; III – то же при нагреве контактов дугогасительной камеры

Масляный выключатель ВМП-10

Дефект: нагрев дугогасительной камеры и узла
подсоединения шины к линейному выводу выключателя

Масляный выключатель ВМП-10

Дефект: нагрев узла
подсоединения шины к нижнему выводу выключателя

При тепловизионном контроле маломасляных выключателей
серии ВМП-10 проверяется болтовое соединение шины и вывода выключателя,
состояние роликового токосъема и контактов дугогасительной камеры.

Ухудшение состояния контактов роликового токосъема и
дугогасительной камеры обычно проявляется в виде локальных нагревов на
поверхности корпуса выключателя.

Воздушные выключатели

Воздушные выключатели выпускаются на номинальные
напряжения 110 кВ и выше. На рис. 3-18
приведен общий вид воздушного выключателя серии ВВН, наиболее распространенной
конструкции выключателя.

Рис. 3-18. Воздушный
выключатель ВВН:

1 – контакт; 2
– емкостный делитель напряжения; 3 – отделитель; 4 – опора
отделителя; 5 – омический делитель напряжения; 6 – средний фланец; 7 –
дугогасительная камера;

8 – подвижный контакт; 9 – опора камеры; 10 – опорный
изолятор; 11, 12, 13, 14 – нагревы соответственно в камерах
отделителя, дугогасительной, конденсаторе, фарфоровом воздуховоде

Гасительная камера
воздушного выключателя серии ВВН:

1 – аппаратный вывод; 2 – верхний фланец; 3
– фарфоровая покрышка; 4 – неподвижный контакт; 5 – средний фланец; 6 – механизм подвижного контакта; 7 –
подвижный контакт

Воздухонаполненный
отделитель воздушного выключателя серии ВВН:

1 – верхний
фланец; 2 – средний фланец; 3 – фарфоровая покрышка; 4 –
механизм подвижного контакта; 5 – неподвижный контакт; 6 –
аппаратный вывод

Неудовлетворительная
герметизация фарфоровой покрышки воздуховода отделителя ВВ-500 кВ привела к
увлажнению внутренней поверхности покрышки, протеканию по ней тока утечки,
нагреву и последующему перекрытию.

Слева показан
термопрофиль распределения температуры по высоте камер отделителя. Виден
практически одинаковый нагрев контактов четырех камер отделителя и резкий
“всплеск” температуры в месте герметизации верхней фарфоровой
покрышки.

Ослабление контактного
соединения второй и третьей (сверху) дугогасительных камер выключателя ВВ-500
кВ привело к аварийному нагреву этого узла.

На правой фазе показан термопрофиль распределения
температуры по высоте дугогасительных камер

Термограмма
омических делителей двух фаз воздушного выключателя

Термограмма снята непосредственно после отключения
воздушного выключателя, т.е. после протекания по омическим делителям рабочего
тока.

Нагрев омического делителя (точка 1 – 21,5 °С) может
быть обусловлен более продолжительным процессом гашения дуги в этой фазе по
сравнению с другой фазой (точка 2 – 19,8 °С).

Контактная система фазы выключателей этой серии
состоит из дугогасительных камер и контактов отделителя, соединенных
последовательно. У выключателей 150 кВ и выше каждый разрыв камеры зашунтирован
параллельно присоединенным к нему элементом омического (бетелового) делителя
напряжения, а параллельно к каждому разрыву отделителя присоединен конденсатор
делителя напряжения.

Дугогасительная камера каждого разрыва расположена
вблизи опорного металлического фланца выключателя и состоит из неподвижного и
подвижного контактов, причем в последнем токосъем осуществляется с помощью
скользящих Z-образных пластин.

Камера отделителя также имеет подвижный и неподвижный
контакты, расположенные в средней части фарфоровой покрышки.

Контакты дугогасительных камер выключателя размыкаются
лишь на время гашения электрической дуги при отключении выключателя, контакты
отделителя замкнуты при включенном положении выключателя и разомкнуты – при
отключенном.

Причинами неисправности дугогасительных камер
воздушных выключателей, выявляемыми при ИК-диагностике, могут быть: неплотное
касание между собой подвижного и неподвижного контактов камеры или отделителя,
заедание скользящих Z-образных контактов подвижного контакта, недостаточная
затяжка соединения неподвижного и механизма подвижного контакта при сборке
камеры и т.п.

Измерение температур омических делителей в процессе
отключения воздушных выключателей позволяет оценить одновременность размыкания
контактов дугогасительных камер фаз, т.е. определить фазу, в которой процесс
гашения дуги носит затяжной по сравнению с другими фазами характер.

Элегазовые и вакуумные выключатели

За последние годы в России получили определенное
распространение элегазовые и вакуумные выключатели (рис. 3-19).

Рис. 3-19. Элегазовый выключатель VF ячейки КРУ

При инфракрасном
контроле состояния контактной системы элегазового выключателя 6 – 10 кВ серии VF проверяется нагрев
контактных соединений верхнего и нижнего выводов, а также отсутствие локальных нагревов на корпусе полюса выключателя в зоне расположения
дугогасительной камеры.

1 – верхний вывод; 2 – неподвижный контакт; 3 –
дугогасительный контакт; 4 – корпус дугогасительной камеры; 5 – нижний вывод; 6 – подвижный контакт; 7 – основание выключателя

Конструкция выключателей представляет собой блоки из
полимерных материалов, внутри каждого из которых размещена дугогасительная
камера и рабочие контакты. Таким образом, токоведущий контур фазы выключателя
состоит из КС “ошиновка – ввод выключателя” – контакты
дугогасительной камеры – КС “ошиновка – вывод выключателя”.

Общий вид элегазового выключателя
серии 300 на номинальное напряжение 52 – 145 кВ фирмы Альстон

Кинематическая схема
действия элегазового выключателя:

1 – крышка с
токоведущим выводом; 2 – наполнитель газа; 3 – дугогасительный
контакт; 4 – рабочий контакт; 5 – форсунка для дутья; 6 –
розеточный контакт; 7 – поршень;

8 – цилиндр; 9 – покрышка дугогасительной камеры; 10 –
промежуточный фланец с токоведущим выводом; 11 – подвижный контакт; 12 – изоляционная тяга; 13 –
опорный изолятор

Нагрев выводов одного из
полюсов элегазового выключателя 35 кВ ВГБ-35

Причинами нагрева (10-кратный перегрев между выводами
соседних полюсов) могут являться:

– скопление влаги в нижней части покрышки;

– несимметричная токовая нагрузка во вторичных токовых
цепях;

– разомкнутые обмотки встроенных ТТ;

– повышенные диэлектрические потери внутренней
изоляции вводов;

– образование трещин и пустот (с заполнением их
влагой) в заливочной массе вводов и др.

1 – литая эпоксидная втулка; 2 –
виниполовый заполнитель; 3 – покрышка; 4 – место скопления влаги; 5 – трансформаторы тока

Методика ИК-контроля

Внешние контакты и контактные соединения (КС)
выключателей, если они доступны визуальному осмотру и находятся на воздухе, при
проведении ИК-диагностики оцениваются по значению превышения температуры,
регламентированному ГОСТ
8024-90 (Л.12).

Например, анализ термограммы нижнего узла
подсоединения шины к выключателю ВМП-10 (рис. 3-17) показывает, что для фазы А (левая фаза) – это
КС, после пересчета к номинальному току значение превышения температуры
характеризует его аварийное состояние.

Термопрофиль 1 фазы выключателя показывает
точку максимального перегрева.

Пересчет температур от
номинальной нагрузки к рабочей при близких их значениях можно производить
исходя из отношения

где Dtн и Iн – соответственно превышение температуры и ток при
рабочей нагрузке;

Dtном и Iном –
то же при номинальной нагрузке.

В зависимости от материала контакта
заводами-изготовителями электрооборудования установлены предельные значения
превышения температуры нагрева контакта над температурой масла при номинальном
токе:

– для контактов из меди Dtном
принимается – 35 °С;

– для контактов металлокерамических с содержанием
вольфрама и молибдена Dtном – 45 °С.

Контакты дугогасительных
камер выключателей с малым объемом масла
(серий ВМГ-133, ВМП-10, МГГ, МГ-110, ВМТ, ВМК), контакты дугогасительных камер
и отделителей воздушных выключателей, контакты вакуумных и элегазовых
выключателей рекомендуется оценивать по характеру распределения температуры по
высоте дугогасительной камеры и значению избыточной температуры. В качестве
иллюстрации на (рис.) приведены термопрофили дугогасительных камер выключателя
ВМП-10.

У левой фазы характер распределения температуры по
высоте выключателя не имеет резких перепадов, что свидетельствует об исправном
состоянии дугогасительного устройства.

Средняя фаза выключателя имела неудовлетворительное КС
линейного вывода и повышенное переходное сопротивление дугогасительных
контактов. Термопрофиль показывает участки выключателя, имевшие аномальные зоны
перегрева.

Контакты выключателей указанных выше серий находятся в
относительно небольшом объеме масла.

Процесс теплообмена от контакта к поверхности корпуса
(покрышки) выключателя происходит путем перехода тепла от точек с более высокой
температурой к точкам с меньшей температурой.

Поскольку конструкция дугогасительных камер всех фаз
выключателя одинакова, процесс теплообмена в них носит идентичный характер.
Поэтому по температурам, измеренным на поверхности корпуса (покрышки) фаз,
можно судить о тепловом состоянии контактов дугогасительных камер.

Сравнивая между собой измеренные температуры разных
фаз, можно по значению “избыточной” температуры осуществлять
дефектацию дугогасительной камеры. Так, если значение избыточной температуры,
т.е. разность между максимальной температурой одной фазы, измеренной на
поверхности корпуса выключателя в зоне расположения дугогасительных контактов,
и минимальной температурой другой фазы находится в пределах 5 – 10 °С при
нагрузке 0,5Iном, выявленную неисправность необходимо устранить во
время ремонта, запланированного по графику и т.д.

Контакты дугогасительных
камер (ДК) масляных баковых выключателей 35 – 220 кВ размещены в изоляционных конструкциях (рис. 3-13) и отделены от баков выключателей
слоем масла и внутрибаковой изоляцией. Процесс теплопередачи от контактов ДК к
корпусу выключателя носит сложный характер, который можно рассмотреть на
примере тепловой модели (рис.

3-21).
Модель состоит из бака 1, наполненного маслом 2, в который
помещена металлическая пластина 3 в изоляции 4, имитирующей
стенки ДК. Через пластину площадью F пропускается электрический ток, создающий в ней
потери P.

Тогда удельные
тепловые потери

Передача тепла от металлической пластины к наружной поверхности
изоляции осуществляется путем теплопроводности.

Перепад температуры Dtиз между металлической пластиной и к наружной
поверхности изоляции определяется законом Фурье:

где d – толщина изоляции, м;

l – коэффициент теплопроводности изоляции, Вт/(м·°С);

Ru – тепловое сопротивление, м2·°С/Вт.

Корпус ДК выполнен из бумажной или тканой изоляции,
пропитанной смолой и разделенной слоями масла.

Расчет коэффициента теплопроводности такой композиции
представляет определенные сложности, тем более что он зависит от температуры,
возрастая при ее увеличении. От поверхности изоляции тепло отводится путем
естественной конвекции, которая характеризуется свободным движением масла
вследствие разности плотностей нагретых и холодных частиц.

Непосредственно
прилегающие к поверхности изоляции частицы масла нагреваются больше, нежели
частицы, расположенные дальше от поверхности. Свободное движение масла вдоль
нагретой поверхности изоляции определяет процесс конвективного теплообмена,
который подчиняется закону Ньютона:

где αм
– коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2·°С);

tт –
температурный напор, т.е. превышение температуры поверхности над температурой
масла, °С.

Движение масла в основном определяется температурным
напором. При малых значениях tт преобладает ламинарный, при больших значениях –
турбулентный режим движения.

Нагрев контакта ДК носит локальный характер и должен
проявляться в виде теплового “пятна” на поверхности бака выключателя.
Значение температуры “пятна”, его конфигурация и размеры будут
зависеть от температуры окружающего воздуха, масла, а также вида и
местоположения дефекта в ДК.

Так, при ИК-контроле МВ-110 кВ на поверхности его бака
было обнаружено небольшое тепловое “пятно” (рис.) с температурой 20,8
°С (при температуре воздуха 10 °С), расположенное в зоне нагретого масла (вид I).
Ревизия выключателя выявила характер дефекта в ДК: нарушение контакта гибкой
связи в нижней части камеры (рис.

– вид I). При нарушении верхнего
подвижного контакта ДК (рис. 3-13 –
вид II) конфигурация и размеры теплового “пятна” носят более
ярко выраженный характер (рис.- вид II). Методика инфракрасного контроля
выключателей определяется следующими факторами:

– контроль желательно проводить ранним утром, до
восхода солнца, с тем чтобы исключить влияние солнечной радиации;

– перед проведением контроля необходимо оценить
состояние поверхностей бака выключателя (равномерность окраски, отсутствие
ржавчины, подтека масла и т.п.), что может отразиться на значениях коэффициента
излучения;

– при проведении ИК-контроля рекомендуется вести
запись на видеомагнитофон или на дискету с последующей обработкой данных на
компьютере;

– подогрев баков выключателя, если ИК-контроль
проводится в зимнее время года, должен быть заблаговременно отключен;

– фиксируются: нагрузка, температура окружающего
воздуха, климатические факторы;

– ИК-контроль желательно проводить с использованием
объектива 7°;

– осмотр поверхности баков выключателя необходимо
вести для каждой фазы в отдельности, с обязательной записью изображения участка
поверхности бака, расположенного вблизи ДК;

– при выявлении локального участка нагрева
рекомендуется повторить через 12 – 24 ч ИК-контроль с записью изображения при
иной (большей или меньшей) нагрузке.

В общем случае при оценке состояния контактов ДК при
проведении ИК-контроля можно исходить из следующих соображений. При нормальном
состоянии токоведущей контактной системы выключателя, сопротивление которой
находится в пределах нескольких сотен мкОм, тепловыделения в зонах контактных
соединений и контактов ДК сравнительно невелики и равномерно распределяются по
объему масла выключателя.

Если не учитывать небольшое рассеивание тепла при переходе
с контакта в масло, то можно с приемлемой для ИК-контроля точностью считать
одинаковыми температуры масла в баке и поверхности бака (фарфоровой покрышки)
выключателя. По мере ухудшения состояния контакта ДК тепловыделение
увеличивается, температура масла за счет конвекции повышается.

Рис. 3-21. Тепловая модель
токоведущего контакта в масле:

1 – бак; 2 – масло; 3 –
металлическая пластина; 4 – изоляция; 5 – распределение температуры по высоте поверхности бака

На ранней стадии развития дефекта в ДК бак выключателя
будет выглядеть светлее (при черно-белом дисплее тепловизора), нежели баки
остальных фаз. Аварийные перегревы контактов ДК характеризуются появлением на
поверхности баков MB локальных тепловых “пятен”.

При получении неудовлетворительных результатов
ИК-контроля контактов дугогасительных камер рекомендуется произвести
внеочередное измерение переходного сопротивления всей токоведущей цепи каждого
полюса выключателя и в зависимости от его значения произвести ревизию ДК или
установить учащенную периодичность ИК-контроля.

Силовые трансформаторы*

_____________

* Под термином “Силовые трансформаторы”
понимаются силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные реакторы.

Таблица 3-4

Опыт проведения
ИК-диагностики силовых трансформаторов показал, что можно выявить с ее помощью
следующие неисправности:

– возникновение магнитных полей рассеяния в
трансформаторе за счет нарушения изоляции отдельных элементов магнитопровода
(консоли, шпильки и т.п.);

– нарушение в работе охлаждающих систем (маслонасосы,
фильтры, вентиляторы и т.п.) и оценка их эффективности;

– изменение внутренней циркуляции масла в баке
трансформатора (образование застойных зон) в результате шламообразования,
конструктивных просчетов, разбухания или смещения изоляции обмоток (особенно у
трансформаторов с большим сроком службы);

– нагревы внутренних контактных соединений обмоток НН
с выводами трансформатора;

– витковое замыкание в обмотках встроенных
трансформаторов тока;

– ухудшение контактной системы некоторых исполнений
РПН и т.п.

Возможности ИК-диагностики применительно к
трансформаторам недостаточно изучены.

Сложности заключаются в том, что:

– во-первых, тепловыделения при возникновении
локальных дефектов в трансформаторе “заглушаются” естественными
тепловыми потоками от обмоток и магнитопровода;

– во-вторых, работа охлаждающих устройств,
способствующая ускоренной циркуляции масла, как бы сглаживает температуры, возникающие
в месте дефекта.

При проведении анализа результатов ИК-диагностики
необходимо учитывать конструкции трансформаторов, способ охлаждения обмоток и
магнитопровода, условия и продолжительность эксплуатации, технологию
изготовления и ряд других факторов.

Поскольку оценка внутреннего состояния трансформатора
тепловизором осуществляется путем измерения значений температур на поверхности
его бака, необходимо считаться с характером теплопередачи магнитопровода и
обмоток.

Кроме того, источниками тепла являются:

– массивные металлические части трансформатора, в том
числе бак, прессующие кольца, экраны, шпильки и т.п., в которых тепло
выделяется за счет добавочных потерь от вихревых токов, наводимых полями
рассеяния;

– токоведущие части вводов, где тепло выделяется за
счет потерь в токоведущей части и в переходном сопротивлении соединителя отвода
обмотки;

– контакты переключателей РПН.

Условия теплопередачи, характер распределения
температур в трансформаторах различного конструктивного исполнения весьма
подробно освещены в технической литературе.

Применительно к наиболее распространенной конструкции
трансформаторов с естественной циркуляцией масла (системы охлаждения М и Д)
характер изменения температуры по высоте трансформатора и в горизонтальном
сечении приведен на рис. 3-3 (Л.6).

Рис. 3-3. Изменение
температуры по высоте трансформатора и в горизонтальном направлении:

а – изменения температуры по высоте; б – распределение температуры в горизонтальном сечении; 1 – температура масла; 2 – температура стенок бака; 3 –
температура обмотки; 4 – температура магнитопровода;

Системы охлаждения трансформатора:

а – типа М; б –
типа Д; в – типа ДЦ; 1 – выемная часть; 2 – бак; 3 – охлаждающая поверхность; 4
– коллектор; 5 – трубки радиаторов; 6 – бессальниковый насос; 7 –
радиаторы, 8 – электровентиляторы

Отвод тепловых потерь от магнитопровода и обмоток к
маслу и от последнего к системе охлаждения осуществляется путем конвекции.

Зоны интенсивного движения масла имеются только у
поверхностей бака трансформатора, где происходит теплообмен.

Остальное масло в баке трансформатора находится в
относительном покое и приходит в движение при изменении нагрузки или
температуры охлаждающего воздуха.

В соответствии с п. 5.3.12 ПТЭ (Л.7) температура верхних слоев масла при номинальной
нагрузке должна быть не выше:

– у трансформаторов и реакторов с охлаждением ДЦ – 75
°С;

– с естественным масляным охлаждением М и охлаждением
Д – 95 °С;

– у трансформаторов с охлаждением Ц – 70 °С (на входе
в маслоохладитель).

Согласно (Л.8)
в трансформаторах с системами охлаждения М и Д разность между максимальной и
минимальной температурами по высоте трансформатора составляет 20 – 35 °С.
Перепад температур масла по высоте бака в трансформаторах с системами
охлаждения ДЦ и Ц находится в пределах 4 – 8 °С.

Однако, несмотря на такое выравнивание температур
масла по высоте бака, теплоотдача от обмоток все же осуществляется путем
естественной конвекции масла.

Это означает, что температура катушек в верхней части
обмоток будет значительно выше, чем в нижней.

Таким образом, если в трансформаторах с естественной
циркуляцией масла температура верхних слоев масла и температура в верхних
каналах обмотки примерно одинаковы, то в трансформаторах с принудительной
циркуляцией масла в баке будет иметь место значительный перепад между
температурой масла в верхних каналах обмоток и температурой верхних слоев масла
в баке.

Таким образом, в трансформаторах с естественной и
принудительной циркуляцией масла наиболее нагретыми являются верхние катушки
обмоток, изоляция которых стареет быстрее, чем нижних катушек.

В (Л.8)
отмечается, что при оценке нагрева масла в трансформаторах следует считаться с
возможностью застоя верхних слоев масла и его повышенных нагревов, если
расстояние между крышкой бака и патрубками радиаторов или охладителей велико
(больше 200 – 300 мм).

Так, при исполнении крышки “гробиком”
температура масла под верхней частью крышки может превышать температуру масла
на уровне верхних патрубков охладителей примерно на 10 °С.

Приведенные выше параметры температур для отдельных
конструкций трансформаторов характерны для установившегося режима работы. При
проведении ИК-диагностики трансформаторов необходимо считаться с тем, что
постоянная времени обмоток относительно масла различных исполнений
трансформаторов находится в пределах 4 – 7 мин, а постоянные времени всего
трансформатора – в пределах 1,5 – 4,5 ч.

Установившийся тепловой режим трансформатора по
обмоткам наступает через 20 – 30 мин, а по маслу через 10 – 20 ч.

С учетом рассмотренных выше температурных режимов
работы трансформаторов ниже сделана попытка определить условия оценки их
состояния при проведении ИК-диагностики.

Определение местоположения дефектов в магнитопроводах
трансформаторов

Как известно, состояние магнитопровода трансформаторов
весьма эффективно оценивается по результатам хроматографического анализа
состава газов в масле (Л.9).

По составу и содержанию газов в масле определяется вид
дефекта.

При наличии повреждения в магнитопроводе
трансформатора, обусловленного перегревом, основными при анализе растворенных в
масле газов являются этилен (С2Н4) или ацетилен (С2Н2)
при нагреве масла.

Характерные газы: водород (Н2), метан (СН4)
и этан (С2Н6).

Образование указанных газов в масле может быть
обусловлено: нарушением изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок, амортизаторов,
прессующих колец; местными нагревами от магнитных полей рассеяния в ярмовых
балках, бандажах, прессующих кольцах; неправильным заземлением магнитопровода и
др.

Инфракрасное обследование трансформаторов, проведенное лабораторией ИКТ,
показало, что, являясь вспомогательным средством контроля, оно позволяет при
наличии газообразования в трансформаторе оценить зону образования дефекта в
магнитопроводе, а при наличии заводской технологической документации сузить
место поиска дефекта.

Для получения более полных данных о характере развития
дефекта целесообразно проводить ИК-контроль при х.х. трансформатора и
дополнительно при двух-трех ступенях нагрузки.

Ниже рассмотрены некоторые данные, которые были
получены при ИК-контроле двух автотрансформаторов АОДЦТН-267000/500 и
АТДЦТН-135000/330.

В первом случае во всех трех фазах автотрансформатора
были обнаружены газы метан, этан, этилен, прогрессирующие с течением времени
(табл. 3-5).

Термографическое
обследование фаз автотрансформаторов выявило температурные аномалии на баках
фаз автотрансформатора, нагрев большого количества болтов крепления нижнего
разъема колокола бака. Вскрытие баков фаз автотрансформаторов выявило следующие
дефекты:

– потемнение от перегрева пластин в месте
присоединения швеллера к нижним консолям магнитопровода;

– заземление направляющего шипа днища бака на нижнюю
консоль НН в районе регулировочного стержня AT;

– потемнение от перегрева и частичное оплавление шайб,
пластины и болта в месте касания его к нижней консоли НН.

Проверка схемы заземления магнитопровода мегаомметром
показала, что сопротивление изоляции на участке “магнитопровод-бак”
равно нулю, а между пакетами магнитопровода – 6 Ом – 5 кОм.

В автотрансформаторе АТДЦТН-135000/330 в течение
длительного времени происходило газообразование в масле.

Хроматографический анализ газов в масле показал их
следующее содержание (табл. 3-6).

Скорость нарастания
углеводородных газов за 2 мес составляла для метана 7 %, для этилена – 13 % в
месяц.

В результате термографического обследования было
выявлено: нагрев болтов крепления нижнего разъема колокола AT в средней его части, аномальные
нагревы стенок бака AT фазы С,
как со стороны 110 кВ, так и со стороны 330 кВ. Проводившийся до термографического
обследования внутренний осмотр AT
выявил около десятка шпилек магнитопровода с нарушенной изоляцией, часть из
которых не была восстановлена к моменту тепловизионной съемки.

Определение внутренних дефектов обмоток

Эксперименты, проведенные на моделях, показали, что
при инфракрасном контроле в ряде случаев могут выявляться:

– локальные нагревы в баке трансформаторов, связанные
с местным перегревом отдельных катушек обмотки;

– перегревы контактных соединений отводов обмоток;

– образование застойных зон масла, вызванных
разбуханием бумажной изоляции витков, шламообразованием или конструктивными
просчетами.

Перегревы катушек (как правило, крайних) обусловлены
наличием в трансформаторах полей рассеяния, зависящих от номинальной мощности
трансформатора, потери от которых достигают 30 – 50 % основных потерь. При
наличии значительных полей рассеяния превышения температуры крайних катушек или
витков отдельных обмоток над температурой масла могут быть в 1,5 – 2 раза выше
расчетных.

В (Л.10)
приведены данные по повреждаемости трансформаторов в энергосистемах бывшего
Союза.

Отмечается, что 22 % общего количества отказов
обусловлено нарушением изоляции и повреждением обмоток, причем за последние
годы участились повреждения старых трансформаторов, имеющих характерные
конструктивные дефекты.

Так, у автотрансформаторов АОДЦТГ-135000/500 крайние
катушки обмотки ВН выполнены с дополнительной изоляцией, которая в процессе
эксплуатации разбухает, что ухудшает теплоотвод, увеличивает нагрев провода и
соответственно износ витковой изоляции.

После потери ее свойств происходят витковые замыкания,
переходящие в межкатушечные.

У трансформаторов ТДЦГ-180000/220 наблюдаются
замыкания параллельных проводов в крайних витках обмотки НН из-за нагрева.

Трансформаторам ТДЦ-125000/110 производства СВПО
“Трансформатор” свойственны повышенная вибрация металлоконструкций,
ненадежная работа переключателей ПБВ и перегрев верхних слоев масла с
ускоренным старением изоляции обмоток.

Через 15 – 17 лет работы у этих трансформаторов
вырабатывается ресурс по состоянию изоляции обмоток.

Выявление внутренних дефектов в трансформаторах путем
измерения температуры на поверхности их баков является весьма трудоемкой
операцией, зависит от многих факторов (конструкция обмоток, нагрузка, способ
охлаждения, внешние климатические факторы, состояние поверхности трансформатора
и т.п.) и позволяет выявлять неисправности лишь на поздних стадиях их развития.

Существенное влияние на распределение температуры по
поверхности бака трансформатора оказывают меры конструктивного характера,
использованные заводом-изготовителем по выравниванию потерь в обмотках
трансформаторов.

Неравномерность распределения этих потерь по обмотке
может являться одной из причин возникновения местных перегревов, вызывающих
ускоренное старение изоляции отдельных катушек или витков обмоток, а также
возникновения локальных нагревов на стенках бака трансформатора (рис. 3-4).

Рис. 3.4. Картина поля
рассеяния в двухобмоточном трансформаторе:

1 –
магнитопровод; 2 – прессующее кольцо; 3 – стенка бака; 4 – обмотка ВН; 5 – нижняя ярмовая балка; 6 – обмотка НН; Вх и Вy
– осевая и радиальная составляющие вектора индукции В электрического поля; 7 – локальные места нагрева бака трансформатора

Определение работоспособности устройств системы
охлаждения трансформатора

Снятие термограмм устройств системы охлаждения
трансформаторов (дутьевые вентиляторы, маслонасосы, фильтры, радиаторы
трансформаторов с естественной циркуляцией масла и т.п.) позволяет оценить их
работоспособность и при необходимости принять оперативные меры к устранению
неполадок.

Маслонасосы

Температура нагрева на поверхности корпуса
маслонасоса и трубопроводов работающего трансформатора будет практически
одинакова. При появлении неисправности в маслонасосе (трения крыльчаток,
витковое замыкание в обмотке электродвигателя и т.п.) температура на
поверхности корпуса маслонасоса должна повыситься и будет превышать температуру
на поверхности маслопровода.

Дутьевые вентиляторы

Оценка теплового состояния электродвигателей
вентиляторов осуществляется сопоставлением измеренных температур нагрева.
Причинами повышения нагрева электродвигателей могут быть: неисправность
подшипников качения, неправильно выбранный угол атаки крыльчатки вентилятора,
витковое замыкание в обмотке электродвигателя и т.п.

Термосифонные фильтры

При ИК-контроле можно судить о работоспособности
термосифонных фильтров (ТФ) трансформаторов.

Как известно, ТФ предназначен для непрерывной
регенерации масла в процессе работы трансформатора. Движение масла через фильтр
с адсорбентом происходит под действием тех же сил, которые обеспечивают
движение масла через охлаждающие радиаторы, т.е. разностей плотности горячего и
холодного масла.

ТФ подсоединен параллельно трубам радиатора системы
охлаждения, поэтому у работающего фильтра температуры на входе и выходе, если
трансформатор нагружен, должны различаться между собой. В налаженном фильтре
будет иметь место плавное повышение температуры по его высоте.

При использовании мелкозернистого силикагеля,
шламообразования в фильтре, случайном закрытии задвижки на трубопроводе
фильтра, при работе трансформатора в режиме х.х. циркуляция масла в фильтре
будет незначительна или отсутствовать вообще.

В этих случаях температура на входе и выходе фильтра
будет практически одинакова.

Переключающие устройства

Переключающие устройства серии РНТ и им подобные,
встраиваемые в трансформаторы, состоят из переключателя и реактора,
расположенных в баке трансформатора, а также контактора. Контактор
переключающего устройства размещается в отдельном кожухе, расположенном на
стенке бака трансформатора и залитом маслом.

Контроль состояния контактов переключателя ввиду его
глубинного расположения в баке трансформатора весьма проблематичен.

При перегреве контактов контактора ввиду небольшого
объема залитого в него масла на стенках бака контактора будут иметь место
локальные нагревы.

Радиаторы

Неисправность плоского крана радиатора или ошибочное
его закрытие приведет к перекрытию протока масла через радиатор.

В этом случае температура труб радиаторов будет
существенно ниже, нежели у работающего радиатора.

С течением времени в эксплуатации поверхности труб
радиаторов подвергаются воздействию ржавчины, на них оседают продукты
разложения масла и бумаги, что порой приводит к уменьшению сечения для протока
масла или полному его прекращению.

Трубы с подобными отклонениями будут
“холоднее” остальных.

Датчик температуры

Практически единственным критерием оценки
эффективности работы системы охлаждения является температура верхних слоев
масла трансформатора, измеряемая с помощью термометров, либо термометрического
сигнализатора с электроконтактным манометром, либо дистанционного термометра
сопротивления, устанавливаемых в карманах (гильзах) крышки бака.

Контроль температуры масла в этих случаях может быть
связан с существенными погрешностями, которые обусловлены инструментальной
точностью измерения, местом размещения гильзы и другими факторами.

Поэтому при термографическом обследовании
трансформатора необходимо также сравнивать значения температур на крышке бака,
измеренные тепловизором, с данными датчика температуры.

Поверхности бака трансформатора

Снятие температурных профилей бака трансформатора в
горизонтальном и вертикальном направлениях и сопоставление их с конструктивными
особенностями трансформатора (расположение обмоток, отводов, элементов
охлаждения и т.п.), по фазное сравнение полученных данных в зависимости от
длительности эксплуатации и режима работы позволяет в ряде случаев получить
дополнительную информацию о характере протекания тепловых процессов в баке
трансформатора.

При термографическом обследовании трансформатора
необходимо оценивать как значения температур, так и их распределение по фазам.

Так, термограмма, снятая в Комиэнерго на трансформаторе
мощностью 60 МВ·А, работающем с нагрузкой 30 % номинальной, показывает, что
циркуляция масла в зимний период (t = -15 °С) происходит лишь в верхней части средней
обмотки.

Методика ИК-контроля

Термографическое обследование трансформатора во многом
является вспомогательным средством оценки его теплового состояния и исправности
в работе связанных с ним систем и узлов.

Термографическому обследованию трансформатора должно
предшествовать ознакомление с конструкцией выполнения обмоток, системы
охлаждения, результатами работы трансформатора, объемом и характером
выполнявшихся ремонтных работ, длительностью эксплуатации, анализом повреждений
трансформаторов идентичного исполнения (если они происходили), результатами
эксплуатационных испытаний и измерений и т.п.

Поверхности баков трансформаторов, термосифонных
фильтров, систем охлаждения должны быть осмотрены и с них по возможности должны
быть удалены грязь, следы масла, закрашена ржавчина, т.е. созданы условия для
обеспечения одинаковой излучательной способности поверхностей трансформатора.

Обследование предпочтительно проводить ночью (перед
восходом солнца), при отключенном искусственном освещении трансформатора, в
безветренную, недождливую погоду, при максимально возможной нагрузке и в режиме
х.х.

Тепловизор или его сканер должен располагаться на
штативе, как можно ближе к трансформатору, на оси средней фазы, с
использованием объектива 7 – 12 °С и обеспечивать возможность как видео-, так и
аудиозаписи.

После настройки температурного режима записи
тепловизора ведется покадровая регистрация термоизображений начиная с верхней
части крайней фазы (например А) по направлению к фазе С с наложением кадров
друг на друга около 10 % размера. Достигнув поверхности бака фазы С, объектив
сканера опускается ниже, далее покадровая съемка продолжается в противоположном
направлении, таким образом процесс съемки ведется, пока не будет записана вся
поверхность бака, включая расположенные под его днищем маслонасосы,
маслопроводы и другие узлы.

Термограмма поверхности бака
автотрансформатора АТДЦТН-135 МВ·А 300 кВ с замыканием стяжных шпилек

Термограмма поверхности бака
силового трансформатора при отсутствии внутренних дефектов теплового характера

Фрагмент
поверхности бака со стороны обмотки 500 кВ

Фрагмент поверхности бака со
стороны обмотки 220 кВ

Термограмма поверхности бака
автотрансформатора АОДЦТН-267 МВ·А 500/220 кВ с замыканием нижней консоли
магнитопровода на бак

Термограммы поверхностей баков
автотрансформаторов 500 кВ

Распределение температуры по оси ввода 500 кВ

Распределение
температуры по высоте бака АТ-1 (Ось ввода 500 кВ) показывает на очаг
внутреннего нагрева в зоне отвода обмотки 500 кВ

Распределение температуры по высоте (профиль 2) и горизонтали (профиль 1)
бака АТ-2 показывает, что внутренних дефектов теплового характера в баке нет

Автотрансформатор 500 кВ с
двумя секциями охладителей, одна из которых не загружена ввиду неполного открытия вентиля

Температура в точках: 1 – 12,9 °С (фаза В); 2 – 2,3 °С (фаза А) Циркуляция масла происходит в основном в верхней части средней фазы

Термограмма трансформатора,
снятая в зимнее время года

Определение
уровня масла в расширителе трансформатора позволяет в ряде случаев оценить правильность показания датчиков уровня масла.

Термограмма расширителя
трансформатора

Нагрев болтов крепления колокола может свидетельствовать
о появлении дополнительных полей рассеяния в результате нарушения связей в магнитопроводе.

Нагрев болтов разъема
колокола бака трансформатора

Температура в точках: 1 – 16,6 °С;
2 – 5,0 °С Привод контактора РПН

Термограмма бака контактора
РПН с нагревом контакта одной из фаз

На термограмме видно
плавное изменение – спад температуры масла по высоте бака.

Термограмма бака контактора
РПН с исправными контакторами

Температура в точках: 1 – 23,8 °С; 2 – 34,0 °С. Нижний вентилятор системы охлаждения перегрет по сравнению с верхним почти на
10 °С.

Термограмма дутьевых
вентиляторов системы охлаждения трансформаторов

Температура в точках: 1
– 47,3 °С; 2 – 40,6 °С. Точка 2 определяет температуру в маслопроводе системы. Температура окружающего
воздуха – 20 °С.

Термограмма маслонасоса
работающего трансформатора

Термограммы термосифонных фильтров
силовых трансформаторов

Температура на входе масла в фильтр – 21,9
°С; на выходе – 17,1 °С. Разность температур масла на входе и выходе фильтра свидетельствует о
протекании через него масла.

Температуры на входе масла в фильтр и выходе
из него практически одинаковы и находятся в пределах 14,3-14,5 °С, что характеризует отсутствие протока масла через фильтр.

Минимальное количество точек съемки – 4,
максимальное – зависит от расположения и типа системы охлаждения (рис. 3-5).

Рис. 3-5. План термографической съемки трансформатора

Так, при установке выносной системы охлаждения (3)
количество точек съемки увеличивается до 6.

Термографическая съемка сопровождается речевыми
комментариями, записываемыми на звуковую дорожку кассеты видеомагнитофона. В
комментариях должны отражаться: режим работы трансформатора, ход ведения
обследования, описание явлений, фиксируемых тепловизором, и другие события,
связанные с видеозаписью.

В последующем осуществляется покадровое совмещение
результатов съемки в единый развернутый “тепловой” план.

Участки плана с аномальными температурами нагрева
должны сопоставляться с технической документацией на трансформатор,
характеризующей конструктивное расположение отводов обмоток, катушек, зон
циркуляции масла, магнитопровода и его элементов и т.п.

При проведении планового ИК-контроля состояния
трансформатора оценивается работоспособность отдельных его узлов в объеме,
указанном в табл. 3-7.