Техническая диагностика и аварийность электрооборудования

Хренников Александр Юрьевич

Турбогенератор ТГ2-25-2 Сызранской ТЭЦ (год выпуска 1956) обследовался во время капитального ремонта при помощи тепловизионного контроля при открытых лобовых частях обмотки статора с выведенным ротором и предварительным нагревом от резервного возбудителя постоянным током величиной порядка 600 Ампер. В ходе капитального ремонта проводилась полная перемотка обмотки статора турбогенератора, перепайка дефектных соединительных головок стержней проводилась с использованием циркониевого припоя марки ПМФОЦр 6-4-0,03.

При первичном тепловизионном обследовании на термограмме со стороны возбудителя обнаружено превышение температуры дефектных головок

стержней (точки №1, №2, №3, №4, №5, №6, №7, №10) над температурой соседних “холодных” точек T= от 3,1°С до 6,2°С при разнице величины омического сопротивления Rmax=15% между фазами, что значительно превышает норму, указанную в ОНИЭ [1, 2]. После серии последовательных перепаек дефектных головок стержней обмотки статора турбогенератора разница величин омического сопротивления Rомич. между фазами снизилась вначале с Rmax=15% до 7,6%, а затем до 4,2%.

Тепловизионное обследование после очередной перепайки показало, что на термограмме, вид со стороны возбудителя, количество дефектных паек головок стержней уменьшилось с 8 до 2-х – точки №1, №5 и T составило от 3,3°С до 5,5°С при Rомич.= 3,2%. Это демонстрирует эффективность применения тепловизионного контроля для контроля качества пайки соединительных головок стержней статорных обмоток турбогенераторов в качества инструмента последовательной оценки качества паек [5-6, 8, 12, 20-22].

1.2. Инфракрасная диагностика теплового состояния болтовых соединений и дефектов разъединителей

Тепловидение позволяет выявлять аварийные дефекты ЭО подстанций с сильными нагревами и значительными перепадами температур по сравнению с температурой окружающей среды (максимальное в данном разделе T=116°С). Кроме аварийных, в ходе тепловизионного обследования обнаруживаются нагревы болтовых соединений шинных и линейных разъединителей, которые могут устраняться по мере возможности отключений.

На рис. 1.1 – нагрев болтового соединения аппаратного зажима разъединителя 220 кВ в сторону линии «Просвет-2» подстанция «Томыловская» (губки ножа разъединителя, фаза «В» (T=48°С)). На рис. 1.2 – нагрев болтового соединения гибкой связи шинного разъединителя 110 кВ в сторону масляного выключателя подстанции «Чапаевская» (фаза «С» (T=116°С)) [5, 8,12].

Рис. 1.1. ЛР-220кВ линии «Просвет-2» подстанция «Томыловская». Нагрев болтового соединения аппаратного зажима разъединителя в сторону ЛЭП. Губки ножа разъединителя, фаза «В» (T=48°С).

Рис. 1.2. ШР-1-110кВ линии «Гражданская» подстанции «Чапаевская». Нагрев болтового соединения гибкой связи в сторону МВ, фаза «С» (T=116°С).

1.3. Инфракрасная диагностика ОПН

Тепловидение позволяет выявлять дефекты ОПН подстанций на самой ранней стадии развития, приблизительно за 8-12 месяцев до повреждения оборудования.

На рис. 1.3 представлена термограмма – ОПН -110 кВ, установленного на ПС 330 кВ, производства

Корниловского завода. Сопротивления изоляции ОПН составило менее 300 Ом. Причина – увлажнение и попадание влаги внутрь ОПН, что привело к перегреву по сравнению с соседними фазами (T= = 0,5°С) и, если бы не своевременно проведенное тепловизионное обследование, могло бы стать причиной взрыва ОПН.

Рис. 1.3. Уменьшение сопротивления изоляции ОПН-110 до 300 Ом, увлажнение и попадание влаги внутрь ОПН, перегрев T= 0,5°С.

Таким образом, рассмотрены примеры обнаружения дефектов ОПН: уменьшение сопротивления изоляции ОПН-330, увлажнение и попадание влаги внутрь ОПН [5, 8, 10].

1.4. Инфракрасная диагностика теплового состояния высоковольтного маслонаполненного оборудования

Дефекты болтовых соединений разъединителей не единственные обнаруживаемые тепловизорами. Возможно также выявление локальных нагревов на стенках бака высоковольтного маслонаполненного ЭО, связанных с дефектами обмоток встроенных ТТ или плохими контактами внутри масляного выключателя, которые скрыты толщей масла и трудно поддаются интерпретации. На рис. 1.4 виден нагрев фазы «А» встроенного трансформатора тока 110кВ (T=5,1°С) подстанция 110/35/6 кВ. Предположительно возможны две причины: раскорачивание вторичных зажимов ТТ или витковое замыкание в обмотке ТТ. [5, 8-12, 21, 22].

Рис. 1.4. Подстанция 110/35/6 кВ, трансформатор С1Т. Нагрев фазы «А» встроенного трансформатора тока 110кВ (T=5,1°С). Предположительно возможны две причины: 1) раскорачивание вторичных зажимов ТТ; 2) витковое замыкание в обмотке ТТ.

На рис. 1.5 изображен силовой трансформатор типа ТДН-40000/110, 1968 года выпуска с дефектным вводом типа БМТ-110/600, 1976 года изготовления (фаза С). Имело место отсутствие масла в верхней части ввода, эта часть холоднее аналогичной части других вводов на термограмме (правый ввод на снимке). Ввод был заменен, после оценки количества оставшегося масла было обнаружено, что не хватило 12 литров. Причиной ухода масла явилось разрушение резиновых уплотнений в нижней части ввода [5, 7-14,22].

Рис. 1.5. Трансформатор типа ТДН-40000/110 с дефектным вводом типа БМТ-110/600, отсутствие масла в верхней части ввода, эта часть намного холоднее аналогичной части других вводов на термограмме (T =2,5C, правый ввод на снимке).

1.5 Диагностика и повреждаемость измерительных трансформаторов тока, напряжения

1.5.1. Инфракрасная диагностика измерительных трансформаторов тока.