Тепловизионный контроль ТТ
В зависимости от конструкции обмоток маслонаполненные трансформаторы тока, выпускаемые отечественной промышленностью, можно условно разделить на три группы:
- со звеньевой изоляцией обмоток (серия ТФЗМ);
- с U-образной первичной обмоткой (серия ТФУМ);
- с рымовидной обмоткой (серия ТФРМ).
При ИК-контроле трансформаторов тока оценивается состояние внутренних и внешних контактных соединений, а при выполнении определенных условий по измеренным температурам на поверхности фарфоровой покрышки — и состояние бумажно-масляной изоляции.
Перед проведением ИК-контроля ТТ необходимо провести анализ условий их работы и состояния внутренней изоляции:
способ защиты масла от увлажнения;
количество КЗ и значения токов КЗ, протекающих по обмоткам ТТ;
результаты измерения характеристик изоляции обмоток, а также хроматографического анализа газов в масле;
термограммы предыдущих термографических съемок и др.
Тепловизионный контроль ТТ рекомендуется проводить с учетом требований, приводимых ниже.
- Для ТТ тепловизионный контроль является вспомогательным средством оценки теплового состояния как ТТ в целом, так и его отдельных участков. При выявлении тепловых аномалий в изоляции обмоток ТТ окончательное заключение следует делать на основании анализа всего комплекса измерений, термограммы нагрева, tg δ изоляции, показателей качества масла, хроматографического анализа газов в масле, влагосодержания бумажной изоляции обмоток и т.п., а также с учетом длительности и условий эксплуатации ТТ.
- Тепловизионный контроль ТТ всех конструктивных исполнений с длительным периодом эксплуатации (20 лет и более) рекомендуется проводить ежегодно, предпочтительно до наступления летнего периода максимума температур.
- Контроль с помощью тепловизора каждой фазы ТТ осуществляется как минимум с трех точек, отстоящих друг от друга на 120 °С.
- При тепловизионном контроле должно осуществляться пофазное сравнение температур, измеренных в одинаковых зонах на поверхности покрышек ТТ. В тех случаях, когда разность измеренных температур фаз превышает 0,3 °С, должны быть приняты дополнительные меры по выяснению причины подобной аномалии: проведены повторные тепловизионные измерения при более благоприятных погодных условиях, при иной токовой нагрузке, проверена симметричность токов в фазах и т.п.
Общий повышенный нагрев одной из фаз ТТ может быть обусловлен остаточным намагничиванием магнитопровода ТТ при прохождении по нему тока КЗ. В этом случае рекомендуется произвести размагничивание магнитопровода, повторив тепловизионный контроль ТТ.
- В тех случаях, когда по температуре, измеренной на поверхности покрышки ТТ, осуществляется пересчет к значению tg δ изоляций обмоток по методике Ленэнерго, необходимо обращать внимание на возможность погрешности за счет влияния теплового отражения ребер покрышки или тепловыделения от несимметричной токовой нагрузки:
где tg δХ — диэлектрические потери контролируемого ТТ, %; tg δЭТ — диэлектрические потери эталонного ТТ, %; Тх — температура поверхности покрышки контролируемого ТТ, °С; δЭТ — то же, эталонного ТТ, °С.
- Наряду с определением с помощью тепловизора состояния внутренней изоляции обмоток маслонаполненных ТТ производятся измерение температуры нагрева в местах подсоединения внешних цепей зажимов ТТ и оценка состояния внутреннего переключающего устройства.
В первом случае в качестве критериев используют предельные температуры нагрева (превышение температуры). Нагрев контактов внутреннего переключающего устройства вызывает появление повышенной температуры на поверхности расширителя.
Оценка состояния внутренних переключающих устройств ТТ должна осуществляться путем сравнения между собой температур на поверхности расширителя трех фаз. Превышение температуры на поверхности расширителя ТТ более чем на 10 — 15 °С может быть обусловлено аварийным внутренним дефектом переключателя.
Трансформаторы тока серии ТФУМ (ТФКН) на номинальное напряжение 330 кВ первоначально изготовлялись на Ленинградском заводе “Электроаппарат”, а в дальнейшем их производство было передано Запорожскому заводу высоковольтной аппаратуры (ЗВВА).
Из-за неудовлетворительной технологии изготовления ТТ заводом “Электроаппарат” (ручная рыхлая намотка бумажной изоляции с возможностью ее смешения, некачественная сушка и вакуумирование изоляции, отсутствие узла герметизации) повреждаемость их была достаточно высокой. Результаты эксплуатации ТТ обоих заводов показали малую электродинамическую стойкость этих ТТ.
Пробой изоляции обмоток ТТ носит, как правило, теплоионизационный характер и в значительной мере зависит от количества КЗ, длительности и значений токов КЗ, протекавших по обмоткам. Осмотр поврежденных ТТ показал, что возникающие при КЗ механические усилия в первичной обмотке вызывают смятие и разрывы конденсаторных обкладок в местах наложения бандажей.
Местные смятия рыхлой намотки бумажного остова вызывают нарушение в распределении электрического поля и в совокупности с повышенными температурами, с прогрессирующим ухудшением диэлектрических свойств масла, с воздействием повышенных температур окружающего воздуха приводят к ускоренному развитию пробоя. Поэтому применительно к ТТ с U-образной первичной обмоткой необходима предварительная оценка возможного развития внутреннего дефекта в бумажно-масляной изоляции в результате воздействия токов КЗ.
Степень такого воздействия можно примерно оценить, исходя из результатов испытаний ТТ в НИ Ц ВВА с киносъемкой протекавших механических процессов в первичной обмотке. Общий вид первичной обмотки трансформатора тока ТФКН-330 без фарфоровой покрышки при испытании на электродинамическую стойкость к токам КЗ показан на рис. 13. После проведенных экспериментов были сделаны следующие выводы:
при неоднократном (3 — 4 раза) воздействии токов КЗ, наибольшее амплитудное значение которых составляет 80 % и более нормативных значений, происходит постепенный рост упругой деформации первичной обмотки, сопровождающейся обрывом бандажей, разрушением крепежной клицы и нарушением плотности намотки бумажной изоляции;
Рис. 1. Общий вид первичной обмотки трансформатора тока 1ФКН-330:
а — до испытания на электродинамическую стойкость к токам КЗ; 6— после испытания, / — колодка; 2— бандажи; 3 — места обрыва бандажей и смятия бумажной конденсаторной изоляции
упругая деформация первичной обмотки при испытаниях достигает 80 — 90 мм (при зазоре между внутренней поверхностью покрышки и первичной обмоткой 50 — 60 мм);
при нарушении плотности бумажной изоляции (в результате смятия бумаги) при динамическом воздействии на нее проводов обмотки возможны разрыв бумажной оплетки и фольги, изменения напряженности электрического поля с повышением его градиентов на отдельных участках до недопустимо высоких значений, возникновение частичных разрядов, образование газовых включений и в итоге электрический пробой главной изоляции ТТ.
Результаты испытания трансформаторов тока ТФКН-330 на электродинамическую стойкость приведены в табл. 1.
Таблица 1
| № п/п кА | tln кА | Результаты осмотра внутренней изоляции обмотки ТТ Первый трансформатор тока ТФКН | |||
|
1 |
100 |
40 |
Без замечаний |
|
2 |
160 |
70 |
Обрыв восьми ниток первого верхнего бандажа |
|
3 |
180 |
75 |
Упругая деформация 35 — 40мм в каждую сторону в верхней части обмотки, обрыв дополнительно четырех ниток первого бандажа |
|
4 |
83 |
35 |
Упругая деформация обмотки по 8 мм в каждую сторону |
|
5 |
190 |
77 |
Упругая деформация 35 — 40 мм в каждую сторону в верхней части обмотки, обрыв семи ниток второго сверху бандажа |
|
6 |
190 |
77 |
Упругая деформация 80 — 90 мм в каждую сторону в верхней части обмотки, обрыв всех ниток первого и дополнительно обрыв шести ниток второго бандажа разрушение “клицы” у выводов секций первичной обмотки |
|
Второй трансформатор тока ТФКН |
|||
|
1 |
58 |
25,5 |
Упругая деформация 6 мм в каждую сторону в верхней части обмотки |
|
2 |
80,6 |
40,0 |
Упругая деформация 12 мм в каждую сторону в верхней части обмотки |
|
3 |
99,5 |
44,5 |
Упругая деформация 20 мм в каждую сторону в верхней части обмотки, остаточная деформация после опыта составила по 2 мм в каждую сторону |
|
4 |
145,0 |
68,0 |
Упругая деформация около 40 мм в каждую сторону в верхней части обмотки, обрыв всех ниток первого и второго бандажей |
Примечание. /„, — наибольшее амплитудное значение тока КЗ (/тнор„ = 198 кА); Токр = 8 12 °С; / — начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ (/s норм = 80 кА в течение 0,1 с).
При тепловизионном обследовании необходимо учитывать характер нормального распределения температуры по высоте ТТ, полученного при проведении его типовых испытаний (рис. 2).
При анализе полученных термограмм рекомендуется сравнение результатов осуществлять для трех фаз присоединения.
Общее повышение температуры одной из фаз может быть обусловлено ухудшением состояния внутренней изоляции (масла или бумажной изоляции обмотки). Проявление аномальных нагревов по высоте покрышки фазы необходимо сопоставить с зоной конструктивного нанесения бандажей (или бандажа).
Нарушение бандажного крепления ТТ обычно начинается с верхней части обмотки. Исследования, проведенные в Ленэнерго, показали, что между увеличением tg δ основной изоляции обмоток ТТ и значениями температур на поверхности фарфоровых покрышек ТТ имеется зависимость.
Рис. 2. Распределение температуры по высоте трансформатора тока ТФКН-330 (ТФУМ):
1— вывод первичной обмотки; 2—трансформаторное масло; 3—фарфоровая покрышка; 4— изоляционная распорка; 5— первичная обмотка; 6 — ленточный сердечник со вторичной обмоткой; 7— распорка; 8— бак; 9— вывод первичной обмотки; 10 — локальный нагрев на поверхности фарфоровой покрышки при местном ухудшении состояния бумажно-масляной изоляции; линия а — характер изменения температуры по высоте бумажно-масляной первичной обмотки при номинальной нагрузке; точка 1 — превышение температуры в нижней части петли обмотки (36 °С); точка 2— превышение температуры во вторичных обмотках (26 °С); точка 3— превышение температуры в средней части обмотки (34 °С); точка 4— превышение температуры верхних слоев масла (23 °С)
По расчетам увеличение tg δ основной изоляции ТТ в среднем на 1 % приводит к росту температуры на 0,1 “С. Контроль tg δ под рабочим напряжением трансформатора тока и измерения температур на поверхности фарфоровых покрышек с помощью тепловизора, подтвердили идентичность результатов:
| Условный номер трансформатора тока |
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Температура на поверхности фарфоровой |
0,2 |
0,1 |
0,1 |
0,5 |
|
основной изоляции |
1,6 |
0,8 |
1,2 |
4 |
|
последних слоев изоляции |
. 2,1 |
1,4 |
1,7 |
4,6 |
Превышение температуры нагрева одной фазы по сравнению с другими фазами более чем на 0,3 °С может быть связано с повышением значения tg δ в этой фазе, иным углом наблюдения или другими факторами, требующими дополнительного обследования ТТ.
В ряде случаев оказывается полезным проведение исследования состояния обмотки трансформатора тока при демонтированной крышке с помощью технического эндоскопа.
Трансформаторы тока серии ТФРМ(ТРМ).
Рис. 2. Трансформатор тока 330 кВ герметичного исполнения с рымовидной обмоткой:
1 — эластичная емкость; 2 — маслорасширитель; 3 — изоляция вторичной обмотки; 4— трансформаторное масло; 5 — фарфоровая покрышка; 6 — вывод первичной обмотки; молния — характерные зоны пробоя внутренней изоляции обмотки трансформаторов тока серии ТФРМ (в верхней части рыма и в тройнике). Выявление дефектов в этих зонах возможно по локальным нагревам на поверхности металлического маслорасширителя
У ТТ серии ТФРМ конденсаторная бумажная изоляция нанесена только на вторичные обмотки, по форме напоминающие рым (рис. 2). Первичная обмотка ТТ состоит из двух токоведущих шин, соединяемых последовательно или параллельно с помощью переключателя, смонтированного на наружной части маслорасширителя.
Максимальные температуры при номинальной нагрузке имеют место на первичной обмотке, отделенной слоем масла от конденсаторной бумажно-масляной изоляции вторичных обмоток.
Для ТТ 330 кВ превышение температуры при номинальной нагрузке составляет: у первичной обмотки 54 °С, внешней перемычки переключателя коэффициента трансформации 35 °С, верхних слоев масла 33 °С и вторичных обмоток 28 °С. Повреждение ТТ с рымовидной обмоткой обусловлены пробоем основной изоляции вблизи тройников с перекрытием на цоколь и, чаще, пробоем основной изоляции верхней части рымовидной обмотки в результате увлажнения бумажно-масляной изоляции в процессе эксплуатации или ее неудовлетворительной термовакуумной обработки.
Аварии с ТТ происходят преимущественно в жаркий летний период и носят теплоионизационный характер. В качестве примера можно привести “вспышку” аварийности ТТ ТФРМ-330 в июне 1999 г., когда за две недели повредились три трансформатора этого исполнения. Традиционная проверка состояния изоляции этих ТТ, проводившаяся накануне аварии, не выявила аномальных явлений. Вскрытие же поврежденных ТТ показало, что процесс развития теплового пробоя носил длительный характер с образованием “кратеров” в верхней части рымовидной обмотки.
При тепловизионном контроле ТТ серии ТФРМ следует обратить внимание на возможность возникновения локальных нагревов на поверхности фарфоровой покрышки, на металлическом кожухе в местах нахождения “тройников” и в верхней зоне “рыма” вторичных обмоток, а также выводов обмоток и переключателей. При анализе полученных термограмм ТТ необходимо учитывать характер распределения температуры по его высоте, полученной при проведении типовых испытаний.
Трансформаторы тока серии ТФЗМ (ТФН) со звеньевой обмоткой имеют защиту внутренней изоляции от увлажнения в виде выносного воздухоосушителя, эффективность которого весьма относительна (рис. 3, 4).
Рис. 3. Трансформатор тока 110 кВ звеньевого типа:
1 — локальный нагрев в зоне расположения переключателя внутри фарфоровой покрышки или металлического расширителя; 2 — локальный нагрев на поверхности фарфоровой покрышки при ухудшении состояния изоляции между первичной и вторичными обмотками; 3— нагрев покрышки трансформатора тока при общем ухудшении состояния масла или бумажной изоляции обмоток; молния — характерное место пробоя изоляции между обмотками
Рис. 4. Переключатель трансформатора тока для четырех секций первичной обмотки
Процесс накопления влаги в бумажной изоляции при наличии воздухоосушительного фильтра происходит относительно медленно и является результатом влагообмена между маслом и бумажной изоляцией обмоток из-за конденсации влаги из воздуха, находящегося в надмасляном пространстве расширителя. Процесс влагообмена между маслом и бумажной изоляцией существенно зависит от температуры окружающего воздуха и тока нагрузки. Растворимость воды в масле при повышении температуры от 20 до 80 °С увеличивается в 10 раз.
Из-за колебаний температуры влага в масле будет в соответствии с этими колебаниями переходить из эмульсионного состояния в молекулярно-растворимое и обратно и поглощаться бумажной основой обмотки ТТ. Скорость повышения tg δ бумажно-масляной изоляции ТТ составляет примерно 0,2 % в год.
У ТТ без воздухоосушительных фильтров снижение пробивного напряжения масла ниже нормированного значения происходит в среднем через 4 — 6 лет эксплуатации, tg δ некоторых ТТ увеличивался в среднем на 2 — 4 % в год и достигал 10 — 25 %.
Многолетний опыт эксплуатации трансформаторов тока на напряжение 35 — 220 и 500 кВ показывает, что повреждаемость их невелика и обусловлена в основном увлажнением внутренней изоляции, а на пределе гарантированного срока службы (20 — 25 лет) — тепловыми пробоями, происходящими в жаркий период года.
Трансформаторы этой серии могут иметь внутренние переключающие устройства для изменения коэффициента трансформации. В эксплуатации отмечаются случаи ухудшения состояния внутренних переключающих устройств в результате ослабления болтовых соединений и повышения переходного сопротивления. Превышение температуры нагрева на поверхности ТТ, охватывающей внутренний переключатель одной фазы, по сравнению с другими фазами более чем на 10 — 15 °С указывает на возможность развития аварийного дефекта.
Таблица 2
| Iн/Iном |
Wср % |
Допустимые значения tg δ при температуре изоляции, ”С |
||||
|
0 |
10 |
20 |
30 |
40 |
||
|
0 |
6,00 |
1,35 |
1,87 |
2,60 |
3,62 |
5,64 |
|
0,4 |
5,55 |
1,24 |
1,68 |
2,28 |
3,08 |
4,17 |
|
0,8 |
4,71 |
1,07 |
1,37 |
1,77 |
2,27 |
2,93 |
|
1,0 |
4,28 |
0,99 |
1,22 |
1,60 |
1,97 |
2,49 |
|
1,2 |
3,88 |
0,92 |
1,12 |
1,37 |
1,68 |
2,05 |
Исследования ВНИИЭ показали, что опасной является не средняя увлажненность бумажной основы обмотки, а локальные увлажнения. Опасным является уровень местного увлажнения, равный 6%.
Местное увлажнение может быть в наружных слоях бумаги при токе ТТ, близком к номинальному значению, и средней влажности всей изоляции около 4 %. Неравномерность распределения влажности по толще бумажной изоляции зависит от ее среднего уровня IVcp, тока нагрузки /н и температуры окружающего воздуха, что обусловливает различные допустимые значения tg δ основной изоляции обмоток ТТ (табл. 2).
При тепловизионном контроле ТТ возможно выявление случаев как общего повышения температуры нагрева покрышки за счет ухудшения качества масла, увеличения tg δ, так и локальных нагревов, особенно в электрически нагруженных зонах, в местах соприкосновения звеньев обмоток.
Трансформаторы тока серии ТФМ сравнительно недавно разработаны московским “Электрозаводом” на номинальные напряжения 35, 110, 220 кВ. Конструктивными отличиями их от трансформаторов серии ТФЗМ являются наличие маслобарьерной изоляции обмоток, размещение их в стандартной фарфоровой покрышке от трансформаторов напряжения серии НКФ и возможность изменения коэффициента трансформации в широких пределах. Последнее достигается комбинацией схем включения большого количества ветвей первичной обмотки.
Наличие многочисленных болтовых контактных соединений, ветвей внутри расширителя трансформатора тока требует контроля их состояния с помощью тепловизора. Опыт тепловизионного контроля ТТ этого исполнения практически отсутствует. Можно лишь ожидать, что наиболее характерным дефектом ТТ при нагрузках, близких к номинальным, будут локальные нагревы в местах переключения обмоток и повышенные значения tg δ при увлажнении маслобарьерной изоляции обмоток.
Анализ результатов тепловизионного контроля маслонаполненных трансформаторов тока
Основной парк трансформаторов тока в энергетике работает, по сути, за пределом регламентированного срока службы, что требует осуществлять оценку их состояния по результатам комплексной диагностики, в том числе и тепловизионного обследования, учитывать продолжительность и условия эксплуатации, конструктивное выполнение изоляции обмоток, технологию их изготовления, способ и эффективность защиты масла ТТ от увлажнения и другие факторы. Наиболее остро стоит вопрос об оценке работоспособности ТТ конденсаторного исполнения.
Программа и методика стендовых испытаний герметичных трансформаторов тока на работоспособность разработана НИИПТ и включает в себя: оценку критериев изменения tg δ в зависимости от напряжения, времени, температуры с периодическим измерением уровня ЧР, анализ проб масла с хроматографическим определением состава растворимых газов и т.п.
Из партии трансформаторов тока типа ТФРМ-500 (18 шт.) стендовые испытания на работоспособность прошли 14 ТТ. Один из не прошедших испытание ТТ типа ТФРМ-500 был ранее забракован после 10-летней эксплуатации по результатам тепловизионного контроля (разность температуры нагрева поверхности бака ТТ по сравнению с другими фазами составила 0,7 °С).
Перед испытаниями tg δ при 10 кВ составил 0,45 % и практически не отличался от заводских данных. При приложении испытательного напряжения 210 кВ через 150 ч значение tg δ выросло с 0,64 до 1,6 %, появились ЧР (1000 пКл), увеличилось содержание газов Н2 (510 ppm) и СН4 (49 ppm). Наблюдалось существенное приращение tg δ в зависимости от приложенного напряжения и его длительности. Также было отмечено, что в пробе масла, отобранной из верхней части ТТ, содержание газов в несколько раз больше, чем в пробе снизу.
В процессе испытаний были установлены средние значения основных характеристик изоляции и масла для бездефектных трансформаторов тока с рымовидной обмоткой:
Для изоляции
tg δ, %………………………………………………………………………………………… Менее 0,3
Уровень ЧР, пКл………………………………………. До 50
Зависимость tg δ от напряжения . . ………………………………… . . Отсутствует
Для масла
Влагосодержание, г/т…………………………………………………………………… 9,8 —11,3
Пробивное напряжение, кВ………………………………………………………………. 72 — 67
tg δ при 90 °С, %…………………………………………………………………….. 0,17-0,28
Содержание газов, ppm:
Н2………………………………………………………………………………………………. 3,2/4,2
СО2…………………………………………………………………………………………… 500/507
СО……………………………………………………………………………………………. 201/224
Таблица 3
| tg δ при 10 кВ, % |
Содержание газа в масле, ppm |
СО2/СО |
|||||
|
Разброс измеренных значений |
Среднее |
Н2 |
СО2 |
СО |
СН4 |
С2Н4 |
|
|
0,8- 1,5 |
1,2 |
7 |
740 |
102 |
2 |
5 |
9,1 |
|
5,6 – 7,8 |
6,8 |
31 |
1230 |
195 |
5 |
3 |
6,6 |
|
8,4-12 |
10,1 |
230 |
2030 |
254 |
4 |
20 |
6,1 |
|
12,9-20,4 |
14,5 |
330 |
2820 |
441 |
14 |
28 |
6,1 |
|
Предельно допустимые значения |
1,2 |
5 |
700 |
200 |
2 |
6 |
- |
СН4………………………………………………………………………………………………. 1,1/1,2
С2Н4…………………………………………………………………………………………………… 1,0
С2Н2………………………………………………………………………………………… Менее 0,5
С2Н6………………………………………………………………………………………… Менее 0,5
Проведенные в НИИ ПТ ресурсные испытания девяти ТФУМ-330 с наработкой до 22 лет и снятых с эксплуатации из-за превышения значений tg δ подтвердили их непригодность и правильность принятых в эксплуатации показателей по их отбраковке. Анализ содержания газов в масле и значений tg δ при 10 кВ показал, что при tg δ равном 1,2 %, содержание газов Н2, СН4 и С2Н4 находится на уровне допустимых значений.
При повышении tg δ (при 10 кВ) до 6 % и более содержание газов в масле превышает допустимые значения (табл. 3).
В процессе эксплуатации соотношение CO2/CO может снижаться, что характерно для теплового старения бумажно-масляной изоляции.
Проведенные исследования и опыт эксплуатации показывают, что необходимо применять при оценке состояния ТТ конденсаторного исполнения комплексную диагностику в следующем объеме.
- инфракрасная термография. Проводится 1 — 2 раза в год, лучше весной для корректировки плана проведения профилактических работ и осенью в целях подготовки к осенне-зимнему максимуму нагрузки;
- измерение изоляционных характеристик бумажно-масляной изоляции под рабочим напряжением у трансформаторов тока, оснащенных средствами непрерывного или периодического контроля, в сроки, определяемые “Объемами и нормами испытаний электрооборудования”;
- ГХ-анализ проб масла на растворимые газы у трансформаторов тока, имеющих повышенные тепловыделения, с периодичностью взятия проб в зависимости от фактического состояния ТТ: 2 недели, 1 мес, 3 мес, 6 мес;
Рис. 5. Схема, поясняющая принцип работы узла герметизации трансформатора тока при повышении (а) и понижении (б) уровня масла:
1 — воздухоосушительный фильтр кожуха; 2 — кожух; 3 — эластичная емкость; 4 — воздухоосушительный фильтр емкости; 5 — маслоуказатель, 6 — масло; 7 — клапан для выпуска воздуха
- измерение tg δ (температурного коэффициента а) и характеристик масла трансформаторов тока с ухудшенным состоянием изоляции, не имеющих устройств контроля под рабочим напряжением и не удовлетворяющих результатам измерений по пп. 1 и 3;
Рис. 6 Пленочная зашита масла от увлажнения в герметичных трансформаторах тока:
1 — кожух; 2— фторолоновая пленка с колпачком; 3 — воздухоосушительный фильтр; 4 — фторолоновая пленка в различных положениях во время колебания объема масла при изменении температуры; 5— масло; 6— маслорасширителя 7 — кожух трансформатора тока типа ТФРМ; 8— указатель наличия масла; 9— типичная зона теплового пробоя бумажно-масляной изоляции вторичной обмотки трансформатора тока ТФРМ с развитием “кратера”
- измерение характеристик ЧР, tg δ, полной комплексной проводимости, осуществляемое на ТТ ответственных присоединений ОРУ при значительных отклонениях от нормального состояния ТТ или при решении вопроса их дальнейшей работоспособности. При этом производится мониторинг состояния контролируемой изоляции, т.е. проводятся непрерывные измерения с оценкой скорости роста характерных параметров;
- анализ условий эксплуатации ТТ, конструктивного исполнения изоляции обмоток, состояния узла герметизации (рис. 5).
Повреждения бумажно-масляной изоляции обмоток ТФРМ и ТФУМ носят теплоионизационный характер и происходят в основном в жаркий летний период года. Одной из причин снижения электрической прочности бумажно-масляной изоляции может быть нарушение целостности узла герметизации ТТ.
Первоначально узел герметизации выполнялся в виде эластичной емкости (оболочки), в последующем завод ЗВВА перешел на пленочную защиту масла от увлажнения (рис. 6). Многолетний период эксплуатации ТТ и отсутствие должного контроля за состоянием эластичной пленки при более интенсивной, чем у силовых трансформаторов, цикличности ее колебания и амплитуды перемещения не исключают вероятность ее старения и разрывов.
В последнем случае атмосферный воздух с влажностью, определяемой степенью осушающей способности воздухоосушительного фильтра, будет проникать в надмасляное пространство расширителя ТТ и, соприкасаясь с маслом, увлажнять его.
Интенсивность перехода влаги из масла в бумагу, как известно, определяется температурным фактором. Наиболее нагретые участки бумажной изоляции, как показали типовые испытания ТТ, находятся у трансформаторов тока ТФУМ в нижней и средней зонах обмотки, а у трансформаторов тока ТФРМ — в зоне рыма. Поэтому увлажнение бумажной изоляции на первом этапе будет носить местный характер, способствуя локальному тепловыделению в указанных зонах. У трансформаторов тока ТФУМ помимо зонального ухудшения изоляции могут возникать местные повреждения, смятия и разрывы изоляции обмотки при протекании по ней сквозных токов КЗ. Поэтому для такого исполнения ТТ при анализе результатов многопараметрической диагностики необходимо учитывать как количество КЗ, так и значения токов КЗ. Для оценки теплового состояния герметичных трансформаторов тока серий ТФУМ и ТФРМ предельные значения избыточной температуры выбраны с учетом результатов стендовых испытаний, проведенных НИИ ПТ, и эксплуатационных термографических измерений ТТ.
Измеренные значения температур на поверхности баков или покрышек ТТ необходимо сравнивать пофазно для идентично расположенных элементов (каскадов):
а) ΔTизб
б) 0,3
в) ΔTизб > 0,5 °С — проведение комплексной диагностики, с учетом приведенных выше рекомендаций для комплексной диагностики в зависимости от местных инструментальных возможностей и проверкой состояния узла герметизации расширителя.
Для категории в) рекомендуется определение температурного коэффициента а, учитывающего характер изменения tg δ изоляции нагретого ТТ при спаде температуры:
где tg δ1 и tg δ2 измерены при температурах Тх и Т2 и условии Т1-Т2> 10 °С.
Оценка состояния изоляции ТТ по значениям параметра а:
нормальное состояние (0,005
имеются загрязнения (0,02
сильное увлажнение (0,03
интенсивные ЧР или перегревы (0,06
Для оценки теплового состояния трансформаторов тока типа ТФЗМ предельные значения избыточной температуры составляют:
а) ΔTизб
б) 0,3
в) ΔTизб > 0,8°С — проведение комплексной диагностики с измерением сопротивления изоляции, tg δ, пробивного напряжения масла.
Следует отметить, что указанные значения избыточной температуры ΔTизб даны для случаев общего ухудшенного состояния изоляции трансформатора тока.
При выявлении локального тепловыделения решение о дальнейшей эксплуатации трансформатора тока принимается с учетом местоположения очага нагрева, его интенсивности, условий и продолжительности эксплуатации, конструктивного исполнения и других факторов.
Дополнительная информация о характере и распределении теплового поля фаз трансформаторов тока может быть получена при построении термопрофилей каждой из фаз по вертикальной оси ТТ и последующем совмещении термопрофилей фаз с помощью компьютера. В сомнительных случаях, при получении термограмм с нетипичным распределением теплового поля по высоте или периметру покрышки ТТ, необходим дополнительный анализ результатов измерения: сопротивления изоляции вторичных обмоток, tg δ бумажно-масляной изоляции, масла.
Похожие материалы:
