Какой параметр позволит диагностировать состояния высоковольтного ввода

M. Крюгер, A. Кретге, M. Кох, K. Ретмайер, M. Пюттер, Л. Хулка, OMICRON Energy, г. Клаус К. Зуммередер, M. Мур, Технический университет, г. Грац Австрия

В настоящее время методы контроля электрической изоляции, основанные на измерениях поляризационных процессов, получают всё более широкое распространение. Наиболее используемыми сегодня являются методы частотной диэлектрической спектроскопии и измерения токов поляризации и деполяризации совместно с восстанавливающимся напряжением. Не менее эффективными оказываются методы, связанные с измерением характеристик частичных разрядов. Совместное использование этих методов открывает дополнительные возможности контроля электрической изоляции энергетического оборудования.
В статье австрийских авторов рассматриваются эти возможности применительно к контролю изоляции высоковольтных вводов. Диагностика высоковольтных вводов является весьма актуальной задачей, поскольку существующая система контроля, основанная на измерении диэлектрических потерь на напряжении промышленной частоты, не всегда обеспечивает своевременное выявление дефектов, зарождающихся в изоляции вводов. Для России особую актуальность имеют методы диагностики вводов с RIP-изоляцией, которая последние 5 лет стала широко применяться в отечественных сетях, а способы её контроля пока слабо отработаны.

ИЗМЕРЕНИЕ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ

Вот уже многие десятилетия для проверки изоляции высоко- вольтных вводов с успехом используют измерения емкостного сопротивления и тангенса угла диэлектрических потерь (tg δ). Раньше такие измерения практически всегда проводили на частоте сети (50/60 Гц).
В табл. 1 показаны предельные значения tg δ, коэффициента мощности и частичных разрядов для вводов с твердой изоляцией типа RIP (Resin Impregnated Paper – пропитанная смолой изоляционная бумага), RBP (Resin Bonded Paper – бумажная изоляция, склеенная эпоксидным компаундом) и OIP (Oil Impregnated Paper – бумажно-масляная изоляция) для частоты 50/60 Гц, описанные в IEC 60137 и IEEE C57.19.01. Вначале мосты уравновешивали вручную, например, по мостиковой схеме Шеринга, впервые упомянутой в 1928 году. Затем пришло время измерительных мостов, которые автоматически уравновешивались микропроцессорами. Эти методы хорошо себя зарекомендовали, особенно при измерениях на одной выделенной частоте.
Современная электроника позволяет проводить измерения в широком частотном диапазоне в течение очень короткого времени. Такой способ называют «измерением диэлектрического отклика», или «диэлектрической спектроскопией». Он дает гораздо более точные сведения, чем при использовании только промышленной частоты. На рис. 1 показан принцип проведения такого измерения.

ИЗМЕРЕНИЕ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОТКЛИКА НА НОВЫХ ВВОДАХ

На рис. 2 показаны кривые tg δ новых вводов с RIP, RBP и OIP-изоляцией. Измерения проводились при напряжении 2 кВ и частотном диапазоне от 15 до 400 Гц. Видно, что кривые относительно ровные, без резких перепадов, минимумы tg . наблюдаются при очень низких частотах – менее 15 Гц. При 50 Гц значения не превышают предельные показания табл. 1. Но подобное относится к совершенно новым вводам.

Ввод с твердой изоляцией типа RIP и композитным изолятором

Обычно в большинстве вводов с твердой RIP-изоляцией и композитным изолятором есть опорная трубка, армированная стекловолокном. Ее также называют волоконной трубкой. Она выполняет две задачи: обеспечивает высокую механическую прочность и за счет покрытия из чистой смолы препятствует проникновению влаги в активную часть, пропитанную эпоксидной смолой. В 80-е годы некоторые производители изготавливали вводы 245 кВ без волоконных трубок. Силиконовые экраны клеили прямо на активную часть. Со временем в таких вводах через силиконовые экраны влага попадает в активную часть и они выходят из строя. Синяя линия на рис. 4 показывает результаты измерения на вводе без волоконной трубки и с просочившейся влагой, желтая линия – без влияния влаги. Разница особенно заметна на низких частотах.

Ввод с твердой RBP-изоляцией

У ввода 123 кВ (рис. 5) с твердой RBP-изоляцией кривая диэлектрического отклика на фазе C имеет хорошо заметный изгиб. Особенно заметен резкий рост tg δ на высоких частотах.

Ввод с OIP-изоляцией

Вводы 33 кВ с бумажно-масляной изоляцией были заменены из-за большого tg δ при высоких температурах, что является признаком повышенного влагосодержания во внутренней изоляции. На рис. 7 показан tg δ у вводов с бумажно-масляной изоляцией на частоте 50 Гц при различном влагосодержании и температурах [2]. При высоких температурах tg δ резко возрастает при наличии влаги в изоляции.

СПЕКТРОСКОПИЯ ВВОДОВ

Измерение диэлектрических потерь можно проводить в частотной области (FDS – спектроскопия в частотной области), либо во временной области (PDC – измерение токов поляризации-деполяризации). Результаты могут быть преобразованы из временной области в частотную, и наоборот. FDS позволяет производить измерения на всех частотах, но для крайне низких частот время измерения значительно возрастает. PDC обеспечивает высокую скорость измерения, однако не применяется на частотах выше 1 Гц.
Новый способ использует преимущества обоих методов и измеряет частоты от 5 кГц и ниже до 0,1 Гц с помощью метода FDS, а частоты ниже 0,1 Гц — метода PDC. Результаты измерений PDC преобразуются в частотную область и отображаются как значения коэффициента потерь [3]. На рис. 8 показан принцип комбинированных измерений.

На результаты измерений оказывает влияние температура. При повышении температуры потери при низких частотах становятся выше, в то время как при высоких частотах они сокращаются; минимальное значение коэффициента потерь смещается в более высокие частоты (рис. 8). Это необходимо учитывать при сравнении результатов методов FDS и PDC различных измерений при различных температурах.
Были проведены эксперименты с вводом RIP. Его подвергали воздействию различных температур в условиях различной относительной влажности в климатической камере. Эксперимент начался при температуре 20°C и относительной влажности 38%. На второй день ввод был нагрет до 70°C при относительной влажности, равной 10% (зеленая кривая на рис. 9).

СУШКА ВВОДОВ

Как правило, вводы поставляются в деревянных ящиках с пакетом силикагеля, который поддерживает их в сухом состоянии на протяжении нескольких дней или недель. Однако часто вводы хранятся в этих ящиках много лет и даже десятилетий без принятия дополнительных мер в условиях высокой влажности окружающей среды, например, в подземных помещениях электростанций или на открытом воздухе.
Как уже упоминалось, открытая сторона ввода хорошо защищена, а конец со стороны трансформатора может быть поврежден в результате воздействия влаги. В прозрачной крепированной бумаге можно было увидеть включения воздуха. Вводы с повреждениями смолы такого рода нельзя больше использовать [4].

Ввод RBP на напряжение 145 кВ с масляной изоляцией

Ввод RBP на напряжение 145 кВ хранился в оригинальной упаковке в течение 30 лет в подземных помещениях электростанции. Коэффициент потерь при частоте 50 Гц составил 30%! На рис. 10 показан результат измерений после пробной сушки, проведенной в течение 12 недель в сушильной печи при температуре около 60 °С. Коэффициент потерь по-прежнему составлял более 20% при частоте 50 Гц. Вводы с такими высокими потерями нельзя больше подвергать сушке, а потому их нельзя продолжать использовать.

Ввод RBP на напряжение 45 кВ

Эти вводы также хранились в оригинальной упаковке в течение многих лет. На рис. 11 показаны результаты измерений FDS-PDC трех вводов во влажном состоянии и конструктивно идентичного ввода (красная кривая), который находился в сушильной печи в течение недели при температуре 70°C.

Ввод RBP на напряжение 145 кВ

Ввод RBP на напряжение 145 кВ сушили в сушильной печи в течение более 12 недель при температуре 60°C. На рис. 12 показаны результаты измерений до и после сушки. Коэффициент потерь при 50 Гц благодаря сушке уменьшился с 2,2 до 1,1%. Для ввода на напряжение 145 кВ это значение является все же относительно высоким. Было проведено измерение частичного разряда, для того чтобы установить, образовались ли во вводе трещины и полости в результате сушки.

На рис. 13 приводятся результаты испытаний частичного разряда (ЧР) на фазах без фильтрации через так называемую совмещенную диаграмму по трем центральным частотам (3CFRD). Здесь показана сумма всех сигналов частичных разрядов. Явно различимый, четкий рисунок отсутствует.

Для разделения сигналов частичного разряда различных источников частичного разряда была проведена фильтрация посредством 3CFRD. С ее помощью одновременно измерялись частичные разряды при трех различных частотах, в данном случае при частоте 500 кГц, 2,8 МГц и 8 МГц. Если источники частичных разрядов имеют различные частотные спектры, то благодаря данному методу их можно отделить друг от друга и таким образом выявить рисунок отдельных источников без наложения сигналов других источников. Кроме того, этот метод позволяет отделить ложные сигналы от событий частичного разряда, что является несомненным преимуществом при измерениях за пределами экранированных измерительных кабин. На рис. 14 показаны лучевая диаграмма 3CFRD и векторное сложение измеренных при трех частотах амплитуд частичных разрядов одного пробоя с частичным разрядом.

ВЫВОДЫ

Современные технологии позволяют проводить весьма эффективную диагностику высоковольтных вводов. Измерение диэлектрического отклика оказалось довольно перспективным. Этот метод предоставляет намного больше данных, чем использовавшиеся ранее методы измерений коэффициента потерь при частоте 50 Гц.
С помощью метода фильтрации 3CFRD появилась возможность проводить чувствительные измерения частичных разрядов на месте без экранированных измерительных кабин. Он также позволяет выделить различные источники частичных разрядов и проанализировать рисунок частичных разрядов отдельных пробоев изоляции без наложения друг на друга сигналов частичных разрядов от других источников частичных разрядов.

ЛИТЕРАТУРА

1. Hensler Th., Kaufmann R., Klapper U., Krьger M., Schreiner S. Portable testing device: US Patent 6608493, 2003.
2. Dissipation factor over the main insulation on high voltage bushings: product information. ABB, 2002.
3. Borsi H., Gockenbach E., Krьger M. Method and apparatus for measuring a dielectric response of an electrical insulating system: US2006279292.
4. Frei K., Koch N. Zustandsbeurteilung von Durchfьhrungen im Praxiseinsatz / OMICRON transformer conference. Bregenz, 2007.

© ЗАО «Новости Электротехники»
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Диагностика вводов и трансформаторов тока под рабочим напряжением

Анализ опыта эксплуатации вводов и трансформаторов тока (ТТ) позволяет сделать следующие выводы:

Для разработки эффективной системы диагностики необходимо установить характер дефекта, развитие которого действительно приводит к повреждению оборудования, и время развития дефекта.
Характер дефекта определяет выбор диагностирующего параметра, а время развития дефекта — периодичность между измерениями этого параметра.
Характерными дефектами для вводов являются увлажнение, образование проводящих отложений на внутренней поверхности фарфоровой покрышки ввода, уход масла. Развитие таких дефектов приводит к изменению тангенса угла диэлектрических потерь основной изоляции, в том числе и к уменьшению его величины. По мере развития дефекта появляются ЧР и в дальнейшем электрический пробой.
Характерными дефектами для ТТ являются местные дефекты, развитие которых приводит либо к тепловому пробою, либо к появлению частичных разрядов и электрическому пробою основной изоляции
Такие дефекты на ранней стадии развития могут быть обнаружены измерениями тангенса угла диэлектрических потерь под рабочим напряжением и тепловизионными измерениями.
Скорость развития дефекта во вводах и ТТ составляет менее одного года, поэтому необходимо контролировать оборудование не реже двух раз в год, а при выявлении дефекта в начальной стадии развития — 1 раз в 1-3 месяца в зависимости от получаемых показателей. Кроме того, необходимо контролировать ТТ после эксплуатационных воздействий, вызывающих появление дефекта ( воздействие токов КЗ и высокочастотных перенапряжений).

При переходе на измерения под рабочим напряжением необходимо решить следующие три проблемы:

обеспечить безопасное подключение измерительной схемы к аппарату без его отключения;
обеспечить наличие и возможность подключения к эталонному объекту при измерениях по мостовой схеме;
интерпретировать и нормировать результатов измерений в соответствии с требованиями директивных документов и имеющегося опыта диагностики.

Безопасность подключения измерительного моста к измерительному выводу высоковольтного аппарата под рабочим напряжением обеспечивается тем, что эти выводы заранее при очередном отключении соединяют отрезками экранированного кабеля с устройством УКИ, позволяющим без разрыва тока в цепи "измерительный вывод — заземление" включить в эту цепь измерительное или эталонное плечо моста. Эти устройства устанавливают на доступной высоте (

1,5 м) на баке силового трансформатора, выключателя или на стойке ТТ.
Устройство для подключения измерительных схем к измерительному выводу ввода или ТТ должно удовлетворять следующим техническим требованиям:

Подключение измерительной схемы должно производиться без разрыва тока в цепи заземления измерительного вывода ввода (аналогично включению релейных измерительных схем с использованием испытательного блока типа БИ).
Должна быть исключена возможность отключения измерительной
схемы без предварительного заземления измерительного вывода ввода или ТТ также без разрыва тока в цепи заземления измерительного вывода.
Устройство не должно вносить погрешностей в измерительную схему.
Устройство должно сохранять работоспособность и высокий уровень изоляции в течение всего срока эксплуатации ввода или ТТ.
Устройство должно позволять производить прямые измерения стандартах изоляционных характеристик, принятых в "Нормах испытаний электрооборудования"[1], а также любых других измерений, для выполнения которых необходимо подключение схемы измерения к измерительному выводу.

Сформулированным выше техническим требованиям удовлетворяет устройство УКИ-1-1, в котором максимально использованы готовые, стандартные изделия: 01Ш-0,38 или 0,22 кВ; релейный рубильник Р-1-16- 1-1-1, микрофонное гнездо 6,3 мм с выключателем и стандартным штекером, коробка металлическая У-994 или другого типа, герметичный ввод и другие.
Принцип действия устройства показан на рис.1. Устройство устанавливается на баке автотрансформатора, выключателя или стойки и соединяется экранированным кабелем с измерительной обкладкой ввода или ТТ. Защитная крышка измерительного вывода заменяется на стальную разъемную крышку, в которой устанавливается нелинейный ограничитель перенапряжений ОПН-0,38 или (ШН-0,22 кВ и внутрь которой через гермоввод вводится экранированный кабель с сечением центральной жилы 1,5 мм и подключается к ОПН и измерительному выводу.
Кабель от измерительного вывода ввода или ТТ подключается к рубильнику Р-1-16-1111 и подключенному параллельно ему микрофонному гнезду с выключателем. Вторая клемма рубильника заземлена. Заземление измерительного вывода в работе осуществляется через проложенный кабель сечением 1,5 мм и рубильник на 16 А ( при токе через ввод от 40 до 120 мА).

Рис. 1 Устройство контроля изоляции ввода под рабочим напряжением УКИ-1-1.
Подключение вывода от измерительной схемы выполняется микрофонным штекером, к которому подключен кабель от измерительного (Сх) или эталонного (Со) плеч измерительного моста. При вставлении штекера в микрофонное гнездо, параллельно заземлению измерительного вывода аппарата через рубильник подключается сопротивление плеча моста. После включения штекера в микрофонное гнездо отключают рубильник заземления измерительного вывода аппарата без разрыва тока в цепи заземления. Для отключения измерительной схемы необходимо включить заземляющий рубильник и отключить штекер. При случайном нарушении последовательности операций обрыва тока в цепи заземления измерительного вывода не произойдет, так как при вынимании штекера из гнезда происходит заземление измерительного вывода выключателем микрофонного гнезда. Кроме того, вся измерительная цепь и вывод защищены 01Ш-0,22 или 0,38 кВ.
Выбор эталонного объекта. В качестве эталонного объекта может быть использован любой объект с известными значениями tg δ и емкости. При этом точность измерения определяется точностью принятых характеристик эталона.
Выбор характеристик эталона определяется зависимостью tg δ от времени эксплуатации изоляции. За аксиому принимается, что старение изоляции приводит к ухудшению её изоляционных характеристик. Однако опыт эксплуатации показывает, что если в изоляции не появилось дефекта, то величина tg δ остается стабильной в течение всего срока службы аппарата. Причем, на силовых трансформаторах, работавших с постоянной номинальной нагрузкой и при высоких температурах масла, происходит даже увеличение сопротивления изоляции в пределе до бесконечности, хотя изоляция теряет механическую прочность.
Важно отметить, что для бездефектной изоляции tg δ не увеличивается в течении всего срока службы изоляционной конструкции. А это означает, что начальные значения tg δ служат основой для сравнения с полученными данными при очередных измерениях в течении всего срока службы аппарата.
В тех случаях, когда на измеряемой фазе имеется конденсатор связи, то удобнее всего брать его за эталон. Это связано с тем, что у конденсаторов связи относительно небольшая и стабильная величина собственного tg δ, и tg δ измеряемых объектов, практически всегда будет больше tg δ эталона, а это означает, что будут получены положительные значения измеряемой величины Atg δ. Правда при измерениях не имеет значения больше или меньше tg δ^ tg δ объекта. Во всех случаях измеренная величина Atg δ„3M складывается с tg δ3T с полученным при измерениях знаком ("+" или .
Коденсатор связи удобен еще и тем, что величина tg δ его изоляции не только мала по величине, но и достаточно стабильна как по температуре, так и во времени. Однако, для того, чтобы исключить температурные пересчеты лучше брать однотипный объект, имеющий близкую по величине температуру.

Рис. 2. Векторная диаграмма при измерениях tg δx объекта с использованием эталона, у которого tg δ эт 7*0.
При измерениях под рабочим напряжением объект с известным значением tg δ принимается за эталонный, и относительно него проводятся измерения всех остальных объектов. При этом измеряется разница между tg δ3T и tg δx (см. векторную диаграмму рис.2). Истинное значение tg δ„cr-Atg δ
изм +tg δ,T.
Для расчета емкости измеряемого объекта используется емкость эталонного объекта:

Эта емкость может быть взята из протоколов предыдущих измерений эталонного объекта, проводившихся с отключением, либо по данным заводских измерений. Эта емкость может быть измерена непосредственно перед использованием объекта в качестве эталона под рабочим напряжением по схеме "амперметра — вольтметра” (рис.З). Емкость вычисляется по результатам измерений:

Порядок измерений по схеме на рис.З следующий [2]:

подается заявка на вывод из работы фильтра присоединения конденсатора связи в установленном порядке;
включается ЗР КС и устанавливается дополнительное переносное заземление на шинку фильтра присоединения КС;
отсоединяется шинка присоединения от фильтра присоединения;
струбциной к шинке подключается схема измерения тока через емкость КС;
снимается переносное заземление;
отключается на время измерения ЗР КС.

Рис.З. Измерение емкости КС по схеме "амперметра — вольтметра".
С момента подачи команды на отключение ЗР КС все члены бригады не прикасаются и не приближаются к приборам и проводникам измерительной схемы на недопустимое расстояние.
После отсчета величины тока немедленно включается ЗР КС, и в обратном порядке восстанавливается обычная схема работы КС.
Если же КС используется в качестве эталонного объекта, то в описанном выше порядке к шинке фильтра присоединения подключается также струбциной кабель от эталонного плеча моста.
Аналогично может быть измерена емкость любого объекта, принимаемого за эталонный, или собственно измеряемого объекта.
Во всех случаях это измерение желательно выполнить, так как оно служит дополнительной информацией о состоянии объекта, и, кроме того, является поверочным, то есть: емкость объекта измеряется двумя методами, что повышает достоверность измерений.
В качестве других эталонных объектов обычно используют как однотипные объекты, например, ввод — ввод (рис.5), так и разнотипные: ввод — ТТ и другие. На результаты измерений выбор эталона никакого влияния не оказывает, важно лишь, как уже отмечалось, знание точных параметров эталонного объекта [3].
В качестве эталонного объекта при измерениях по мостовой схеме ОРГРЭС рекомендует использование схемы по рис.4.
Эталонное напряжение в этой схеме формируется цепочкой: ТН рабочей системы шин измеряемой фазы — разделительный трансформатор УТН — фазовращающие элементы С и R — эталонный конденсатор 10 кВ. Фазовращающие элементы С и R используются для компенсации фазового сдвига, создаваемого, двойной трансформацией эталонного напряжения через ТН и УТН.

Рис. 4. Схема измерения tg δ ввода с использованием в качестве эталона трансформатора напряжения той же фазы — цепочки компенсации углового сдвига — эталонного конденсатора (схема ОРГРЭС).
Выбор величины фазового сдвига производится подбором величины элементов С и R таким образом, чтобы на измерительном устройстве была получена величина tg δ, равная значению tg δ, измеренному при 10 кВ, аппарата, по которому производится настройка схемы, то есть фактически принятому за эталон. Определенные таким образом С и R записываются и устанавливаются каждый раз при повторных измерениях данного объекта.
Определение таким образом эталонного напряжения только усложняет измерения и не дает никаких преимуществ перед схемой по рис. 1 предложенной и используемой нами с 1973 году, где объект с известным при 10 кВ значением tg δ сразу принимается за эталонный, и относительно него проводится измерения всех остальных объектов.

Схема измерения tg δ ввода с использованием в качестве эталона однотипного объекта

Рис, 5. Схема измерения tg δ ввода с использованием в качестве эталона однотипного объекта (эталонный объект — ввод 1, измеряемый объект — ввод 4).
Для иллюстрации данного утверждения приведем измерения одних и тех же объектов с использованием в качестве эталонов разных объектов: образцового эталонного конденсатора на UPAB = 150 кВ; конденсатора связи и ввода той же фазы (табл.1).
Как видно из приведенных в таблице результатов измерений все схемы с применением различных эталонов позволяют получить одинаковые по точности результаты, что позволяет при измерениях под рабочим напряжением выбрать наиболее удобную и реализуемую схему.
Таблица 1
Результаты измерений герметичных вводов трансформатора 110 кВ с использованием различных эталонов

Какой параметр позволит диагностировать состояния высоковольтного ввода

Эффективность и целесообразность диагностики высоковольтных вводов

высоковольтные вводы трансформатора

С. Д. Кассихин, К. Г. Сипилкин, А. 3. Славинский, В. Н. Устинов, Завод «Изолятор » Ю. С. Пинталь, М. Б. Верещагин, ГОУ ВПО «Московский энергетический институт (ТУ)»
В настоящее время в энергосистемах эксплуатируется значительное количество вводов разных типов исполнения и разных годов выпуска, иногда с наработкой 40 лет и более. Большое количество установленных в эксплуатации вводов имеют наработку, превышающую нормативный срок службы 25 лет, установленный требованиями действующих стандартов [ 1]. При этом необходимо отметить, что подавляющее количество эксплуатируемых вводов в России, странах СНГ, Прибалтики и странах бывшего СЭВ — это вводы производства завода «Изолятор», старейшего предприятия электротехнической промышленности России, имеющего более чем 100-летнюю историю.
Выпускались следующие типы вводов: с маслобарьерной изоляцией (МБ) на 110-500 кВ с 1936 по 1960 г., с бумажно-масляной изоляцией (БМИ) негерметичного исполнения на 110-220 кВ с 1956 по 1994 г. и герметичного исполнения 110-1150 кВ с 1962 г. по настоящее время, с твердой изоляцией типа RBP 110 кВ/800 А (по лицензии фирмы «Микафил») с 1973 г., на 110 кВ/2000 А и 150 кВ/800 А — с 2000 г.
В 80-е гг. и до середины 90-х основной продукцией завода «Изолятор» являлись герметичные маслонаполненные вводы с БМИ на напряжение 110- 1150 кВ. В этот период вводы с твердой изоляцией составляли порядка 20 % от общего объема выпуска. С 1999 по 2002 г. при резком сокращении выпуска вводов с БМИ на 330 кВ и выше доля вводов до 110 кВ с твердой изоляцией типа RBP увеличилась до 90 % от общего количества. В 2003-2004 гг. началось серийное производство вводов с твердой изоляцией типа RIP. Таким образом, структура производства в последнее время определяется потребностями и возможностями рынка, когда введение новых мощностей невелико, а количество вводов 110 кВ, находящихся в эксплуатации, составляет наибольшую долю от числа установленных.
Встает вопрос о надежности вводов разных годов выпуска, так как очевидно, что вводы разных типов исполнения имеют различные показатели надежности в зависимости от длительности эксплуатации.
Абсолютное число отказов в 60, 70 и 80-е гг. составляло в среднем соответственно 25, 45 и 84 отказов в год. Однако можно утверждать, что удельная повреждаемость существенно не менялась, поскольку рост числа отказов соответствовал росту числа установленных вводов и, более того, удельная повреждаемость имела тенденцию к снижению с конца 80-х — начала 90-х гг. Среднее количество отказов в год на протяжении 80-х гг. вводов различных номинальных напряжений приведено ниже.
Средние значения числа отказов в год и их средние квадратичные отклонения σ для вводов 110-750 кВ (80-е гг.)

Наибольшее количество повреждений приходится на вводы 110 кВ. Но это связано не с низкой их надежностью, а с тем, что от общего количества вводов, находящихся в эксплуатации, доля вводов 110 кВ составляет более 50 %. С точки зрения анализа надежности и выявления причин отказов необходимо рассматривать распределение поврежденных вводов разных типов по сроку службы до отказа.
На основании опыта эксплуатации интенсивность отказов вводов λ качественно может быть представлена «классической» кривой 1 на рис. 1, которая содержит три характерных участка — Тъ Т2, ‘/’;. Участок Ί\ соответствует периоду приработки; Т2 — периоду нормальной эксплуатации; Г3 — периоду «старости». На участке Т2 интенсивность отказов минимальна и составляет 0,025-0,1 % от числа установленных для разных типов вводов [2-4]. Недостатком кривой 1 является то, что она построена на основе обобщения данных по генеральной совокупности вводов, содержащих разнородные объекты исследования: герметичные и негерметичные конструкции вводов 110-220 кВ, герметичные конструкции вводов 330-500 кВ, вводы с разными марками масла. Возрастание отказов на участке Ί\ связано главным образом с наличием заводских и монтажных дефектов, на участке Т3 — с естественным старением изоляции (электрическим, тепловым, механическим). Значительное снижение отказов на участке Ί\ может быть достигнуто за счет повышения эффективности приемосдаточных испытаний при выпуске вводов с завода (кривая 2 на рис. 1).

Рис. 1. Зависимость интенсивности отказов вводов λ от длительности эксплуатации t
В технике высоких напряжений изоляция любого узла высоковольтной конструкции выбирается по наиболее тяжелому воздействию (напряжением промышленной частоты, грозовым или коммутационным импульсами), и, следовательно, испытание именно одним из этих определяющих напряжений может подтвердить достаточность выбора изоляции. Однако, как показывают результаты разборок поврежденных вводов с БМИ и специальные исследования на моделях [5, 6], процессы, приводящие к повреждению вводов, определяются рабочим напряжением со специфическими механизмами нарушения изоляции, не воспроизводимыми при кратковременных воздействиях испытательных напряжений. По общепризнанному мнению, наилучшим способом подтверждения качества технологической обработки и в конечном итоге запаса прочности при эксплуатации в хорошо скоординированной конструкции изоляции являются измерения уровня частичных разрядов (ЧР) при контрольных испытаниях на заводе наибольшим рабочим напряжением.
Это подтверждается сравнительным анализом повреждений вводов разных годов выпуска до и после введения в объем испытаний измерений уровня ЧР и ряда других современных методов контроля. Анализ однозначно показывает, что причина повреждений в ряде случаев — низкий технический уровень эксплуатации. Но в большинстве случаев причина — в ухудшении изоляционных свойств в процессе эксплуатации, в первую очередь из-за качества и снижения электрической прочности масла. Лишь незначительное число аварий могло быть с определенностью отнесено к несовершенству технологии изготовления.
Так, до внедрения современных методов контроля, в том числе с измерением уровня ЧР, зависимость количества повреждений вводов от длительности эксплуатации характеризуется данными, представленными в табл. 1.
Таблица 1

Количество поврежденных вводов (пробой пни перекрытие внутренней изоляции)

Длительность эксплуатации, лет

Таблица составлена по данным отчета ПО «Союзтехэнерго» (ОРГРЭС) [2], в котором обобщен опыт эксплуатации маслонаполненных вводов с БМИ от начала их производства в 1956 г. до 1972 г.
Характер интенсивности отказов λ (7) от времени эксплуатации для вводов с БМИ с начала освоения их производства представлен гистограммой на рис. 2.
Таблица 2

Наработка до отказа

Наибольшее число отказов на вводы, служившие свыше 5 лет

Такое изменение типа зависимости интенсивности отказов с конца 70-х гг. находит вполне определенное объяснение. В 60-е гг. основным типом являлись вводы негерметичной конструкции с недостаточно совершенной защитой от увлажнения, применялось трансформаторное масло без присадок. В конце 60-х гг. на заводе были проведены организационно-технические мероприятия, влияющие на качество изготовления: создана лаборатория масел, введен контроль влагосодержания масла, проведена модернизация вакуумно-сушильных печей, удлинен процесс сушки вводов 500 кВ, введено измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции (tg5) при более высоком напряжении и т. п.
В 1981 г. была введена практика измерения ЧР вначале как факультативное требование ГОСТ 10693-81 с нормой 100 пК при Г/нрф.
В 1991 г. ГОСТ 10693-81 для вводов с БМИ введены как обязательные нормы приемосдаточных испытаний при выпуске:

уровень ЧР <10 иКл при 1,5 Г/нрф;
общее газосодержание масла ОГС < 1 %;

Рис. 2. Гистограмма интенсивности отказов λ (60-е гг.) в относительных единицах
Существенно другой характер зависимости количества повреждений от длительности эксплуатации имеет место с конца 70-х гг. (табл. 2, рис. 3).
Гистограммы (рис. 2, 3) построены с учетом различия в количестве вводов N(t) с разными сроками эксплуатации.

Рис. 3. Гистограмма интенсивности отказов λ (80-е гг.) в относительных единицах

после высоковольтных испытаний прирост содержания углеводородных газов в масле Σ(,Ι Ιν -> 0;
содержание механических примесей (МП) стали оценивать не по абсолютному значению МП <10 г/т, а по количеству микрочастиц (мкч) в единице объема масла (установлено соответствие 200 мкч/мл ξ 10 г/т, по данным ЗТЗ).

Следует отметить, что с 1985-1986 гг. для заливки вводов вместо масел типа Т-750 с высоким содержанием ароматики (

30 %) стало использоваться масло типа ГК с низким содержанием ароматики (

6 %). Эти масла существенно различаются по своим свойствам, таким, как газостойкость, стабильность и совместимость с конструкционными материалами. Эти свойства характеризуют масла с точки зрения устойчивости к воздействию ЧР по газообразованию и степени физико-химического взаимодействия с конструкционными материалами по образованию продуктов уплотнения масла, в том числе твердого осадка. Их количественная оценка производится измерениями:

газосодержания (методом ХАРГ);
содержания твердого осадка (методом фильтрации);
величины диэлектрических потерь (методом электрических измерений tg δ).

По степени устойчивости к воздействию напряженности электрического
поля Ε (устойчивости к ЧР) масла условно разделяют на газопоглощающие и газовыделяющие. Масла с большим содержанием ароматики типа Т-750 являются газопоглощающими (при расчетных значениях Е), а с низким содержанием ароматики типа ГК — газовыделяющими. Условность разделения масел на газопоглощающие и газовыделяющие заключается в том, что при достаточно высокой напряженности все они являются газовыделяющими [5]. В связи с различием свойств масел изменился и характер отказов для вводов разных годов выпуска и разных типов.
Для герметичных вводов с маслом Т-750 отмечалось с начала 80-х гг. повышение интенсивности отказов уже после 4-10 лет эксплуатации из-за пробоя в нижней части по поверхности фарфора. Пробой происходил при рабочем фазном напряжении Г/ф в результате развития ползущих разрядов по желто-буро- му налету (осадку), отложившемуся в процессе эксплуатации на внутренней поверхности покрышки. Этот факт подтверждают случаи разборок вводов с неповрежденных фаз трансформатора, когда обнаруживались следы незавершенных разрядов (см. рис. 1) [6, 7]. Основной причиной образования осадка, осаждения его на поверхности и снижения электрической прочности является ускоренное старение масла, связанное как с режимом работы (Ε, Т), так и с увеличением размеров частиц в процессе их коагуляции от 10 до 2000 А [8] при воздействии температуры и напряженности электрического поля.
Для герметичных вводов с маслом ГК выпуска с 1986 г., по имеющимся данным, число аварий в 90-е гг. стало незначительным, но, несмотря на снижение удельной повреждаемости, возникла проблема высокой отбраковки. Отбраковка производилась после непродолжительной эксплуатации:

в основном из-за неудовлетворительных результатов ХАРГ;
иногда из-за повышения давления в результате резкого газообразования;
очень редко из-за роста тангенса угла диэлектрических потерь (tg δ) изоляции.

В то же время для негерметичных вводов, особенно вводов 220 кВ для масляных выключателей (MB) с маслом ГК, уже через 1-2 года эксплуатационная надежность была неудовлетворительной по причине браковки из-за высоких значений tg δ изоляции пли роста повреждений из-за пробоя остова. Опыт эксплуатации выявил, что во вводах негерметичного исполнения, заполненных маслом марки ГК, особенно вводов для масляных выключателей (выпуск 1985-1994 гг.), наблюдаются явления образования воскообразных отложений в изоляционном остове. Этот процесс приводит к росту измеряемых значений tg δ изоляции, росту концентрации горючих газов в масле и соответственно к повышенной отбраковке при профилактических испытаниях. При несвоевременной отбраковке развитие этих процессов заканчивается пробоем изоляции и аварией.
Специально проводимые исследования специалистами СКТБ завода «Изолятор» и ВЭИ объяснили механизм и причины появления и развития процессов воскообразования, которые обусловлены свойствами масла марки ГК при его применении в негерметичных конструкциях при условиях резкого изменения температуры, что характерно для режимов работы MB в отличие от силовых трансформаторов, имеющих большую тепловую инерцию.
В связи с вышеизложенным завод «Изолятор» предлагает:

заменить вводы для MB устаревших конструкций на современные, которые завод в настоящее время выпускает с твердой изоляцией типа RIP;
производить планомерную замену вводов любых типов с маслом Т-750, выработавших установленный срок службы 25 лет.

Необходимо также отметить, что с учетом свойств масла марки ГК заводом с 90-х гг. активно проводится модернизация конструкций вводов, направленная на повышение надежности и снижение материалоемкости. Следует признать, что до проведения модернизации ряд вводов по определенным чертежам имел конструкционные недостатки, которые снижали эксплуатационную надежность. Особенно это проявилось при использовании негазостойкого масла типа ГК. В первую очередь это касалось герметичных вводов с /ном = 2000 А на 220 и 500 кВ для трансформаторов и вводов с /ном = 315 А на 500, 750 кВ для реакторов. Применялись недостаточно надежный контакт центральной трубы с первой конденсаторной обкладкой, что приводило к явлениям электроэррозии с разложением масла; недостаточная экранировка стяжного узла в верхней части ввода и узлов крепления изоляционного остова, что приводило к ЧР (искрению) между деталями в этих узлах и повышению значений ХАРГ (см. рис. 2). Особенно низкую надежность имел ввод 500 кВ/2000 А по черт. 085, где в нижнем узле крепления существовала как возможность ЧР (искрения) между двумя смежными деталями, так и пробоя с нижней подпорной гайки на фарфор при воздействии перенапряжений [9]. Именно с началом использования масла ГК эти явления проявились наиболее ярко (рис. 3). На заводе были проведены организационно-технические мероприятия, направленные на повышение технического уровня высоковольтных вводов, начались разработка и поэтапный переход на выпуск модернизированных конструкций. Одновременно были пересмотрены и усовершенствованы технологические режимы ТВО: установлен более глубокий вакуум при сушке изоляции до 1,0 мм рт. ст. и ниже, при вакуумировке вводов на участке 500 кВ достигли вакуума 0,5 мм рт. ст., на всех сборочных участках начали использовать дегазационные установки шла ВДУ, что позволило снизить ОГС, и т. д.
Модернизированные вводы обладают более высокой эксплуатационной надежностью по следующим причинам:

улучшен характер распределения электрического поля (конусная подрезка, выбор экранировки, радиусов закругления деталей по результатам расчета электрического поля и т. д.);
изменена конструкция узлов крепления остова для исключения явления электроэрозии посредством разделения функций электрических контактов и механического закрепления (1998);
изменена конструкция верхнего стяжного узла вводов 500-750 кВ для исключения искрения между деталями с плавающим потенциалом и введено экранирование этого узла для реакторных вводов (конец 2002 г.).

Очевидно, для эксплуатации встает вопрос о выработке стратегического решения: что является более целесообразным и выгодным — произвести замену вводов, превысивших нормативный срок службы, на модернизированные или усилить контроль за установленными вводами старых конструкций. Безусловно, на принятие решения влияют такие факторы, как финансовые ограничения, ограничения численности квалифицированного персонала, трудоемкость и т. д.
В связи с этим необходимо рассмотреть вопрос об эффективности проведения профилактических испытаний. В период нормальной эксплуатации ее, например, характеризуют данные распре деления числа отказов в период между очередными профилактическими испытаниями вводов 110 кВ, представленные в табл. 3 и на рис. 4 (данные ТВН МЭИ, Пинталь, Мосэнерго, Кассихин и ОРГРЭС, Локшин).
Таблица 3

Зависимость вероятности отказов вводов 110 кВ

Здесь I — время от начала эксплуатации, I = iТн + τ; i = 0, 1,2 и т. д. — номер очередной профилактики; ТИ — период между профилактиками; τ — время от момента очередной г-й профилактики; 0 < τ < 3; Δпа — число аварий за промежуток времени Δτ = 0,5 года; n(t) — число установленных вводов в этом промежутке времени (τ — At, τ).

Рис. 4. Зависимость вероятности отказов вводов 110 кВ с БМИ в интервалах между профилактическими испытаниями с периодом 3 года (выпуск 60-70-х гг.)
Статистический анализ на больших выборках вводов 110 кВ показал следующее.

Зависимость суммарного числа аварий с момента проведения очередных профилактических испытаний в период стабильной работы после 3-6 лет эксплуатации можно аппроксимировать формулой

(1)
Соответственно интенсивность отказов
(2)

На основании (1) и (2) можно оценить количественные показатели надежности и экономической целесообразности проведения профилактических испытаний. Существование зависимости (2) свидетельствует о том, что отказы в основном носят характер постепенных, и их число можно было бы значительно сократить при Тл -» 0. В этом случае необходимо рассматривать условие экономической целесообразности.
Суммарные эксплуатационные затраты с учетом расходов на профилактические испытания и ущерб от аварий в общем виде

где Оио — стоимость испытания одной изоляционной конструкции; Сб0 — стоимость замены одной забракованной ИК; Са0 — ущерб от отказа (аварии) одной

Отсюда может быть получено условие экономической нецелесообразности
(Ти -> бесконечность ) [9]:
Если это условие не выполняется, то

где— среднее число дефектов, возникающих в единицу
времени, отнесенное к одной ИК; τ0 — случайная величина оставшегося срока службы ИК с момента развития (появления) дефекта; τ 0 — средний срок службы ИК с дефектом.
Так как для состаренной изоляции возрастает величина а, соответственно возрастают число аварий нл и число отбраковок пъ, суммарные эксплуатационные затраты резко возрастают независимо от значения выбранного периода между испытаниями Тш.
Можно показать, что даже в случае практически непрерывного контроля число аварий за малый промежуток времени At непосредственно после проведения i-ιϊ профилактики
ИК; η — общее число установленных ИК; на- число аварий между испытаниями; пъ — число забракованных ИК при испытании.

Рис. 5. Качественная зависимость суммарных эксплуатационных затрат и ее составляющих от периодичности Тж между испытаниями
Условие минимума удельной стоимости эксплуатации ИК:
где Ρ = P\Pi, Р\ — вероятность пропуска дефектной ИК (контролируемые параметры были меньше нормы); Рг вероятность того, что оставшийся срок жизни дефектной ИК τ0 < iTw
По имеющимся данным аварийности, обработанной методами математической статистики, для вводов с БМИ P1 = 0,12 τ0 max < 9 лет. Тогда для времени эксплуатации t3 > τ0 max следует Рг 1 Таким образом, даже при непрерывном контроле абсолютное число аварий вводов с большими сроками эксплуатации может быть оценено величиной на = 210 hit.
Интересно сравнение с зарубежными фирмами данных по аварийности трансформаторов из-за повреждений вводов (вводы для масляных выключателей 110-220 кВ они не выпускают). В настоящее время на российском рынке и рынках стран СНГ стараются расширить свое присутствие инофирмы — производители вводов, такие, как ABB, BUSHING, АББ Электроизолит Бушинг, TRENCH, PASSONI У1ГГА. По данным СИГРЭ и материалов, приводимых на международных симпозиумах, доля аварий трансформаторов из-за повреждений вводов составляет 11-30 % в зависимости от типа трансформатора [11- 13]. Доля аварий трансформаторов из-за повреждений вводов производства ЗАО «Мосизолятор» в среднем не превышала этот показатель, а колебания составляли, по нашей оценке, в разные годы -15 40 % в зависимости от типа трансформатора по данным, предоставляемым производителями трансформаторов (ЗТЗ, Тольятти).
Обратим внимание и на известные факты отказов высоковольтного оборудования с вводами инофирм, имеющие место в последние годы. Если отнести их к суммарному числу, не превышающему несколько сотен вводов поставок инофирм, то сравнение говорит само за себя.
В настоящее время заводом освоено серийное производство вводов с самой современной RIP-изоляцией до 500 кВ включительно. В общем объеме продукции их доля составляет более 90 %. С начата серийного производства в 2004 г. их выпущено порядка 30 000 шт. В 2006-2009 гг. удельная повреждаемость в год составляла 0,027 % от числа установленных, что по крайней мере в 2 раза меньше, чем для вводов с БМИ в период приработки. Не отмечены случаи повреждений вводов с наработкой более двух лет. Это может быть связано с высокой надежностью вводов с RIP-изоляцией в период нормальной эксплуатации после окончания периода приработки. Однако следует отметить, что это может быть обусловлено недостаточным объемом выборки вводов, эксплуатируемых более двух лет. Достоверную оценку надежности вводов с RIP-изоляцией в период нормальной эксплуатации можно сделать позже, по мере увеличения числа вводов с наработкой 3-4 года.
Из приведенного анализа следуют основные выводы:

Высоковольтная диагностика

Высоковольтное оборудование требует особого отношения при эксплуатации, так как оно обычно обеспечивает энергией масштабные низковольтные сети, дорогостоящее промышленное оборудование, объекты критической инфраструктуры. Кроме того, оно работает с высокими уровнями энергии, и неправильная эксплуатация может повлечь серьезные разрушения. Поэтому диагностика является обязательной для обеспечения надежной и безопасной работы высоковольтных электроустановок.

Напряженная работа

В соответствии со стандартом Международной электротехнической комиссии, высоковольтной считается техника с рабочим напряжением 1000 В. Максимальные напряжения, используемые в энергетике, могут превышать 750 кВ. Такое высокое напряжение имеет ряд особенностей при эксплуатации. Прежде всего, оно требует лучшей изоляции, так как легко проникает даже через «идеальные» изоляционные материалы, такие как воздух, вакуум, газ, нефть, сшитый полиэтилен, кабели с освинцованной оболочкой и бумажной изоляцией (PILC), фарфор и т. д. Даже если проектировщики высоковольтной энергосистемы предусмотрели избыточную изоляцию, она будет неизбежно стареть, из-за чего увеличивается вероятность короткого замыкания. Такие происшествия опасны для людей и оборудования, масштабы разрушений могут быть значительными.

Не диагностированный вовремя частичный разряд может превратить элементы электрооборудования в смертельно опасную ловушку. На фото слева вовремя обнаруженное повреждение изоляции кабеля, случай в практике компании Nelson Electricity

Обязательной является и диагностика в процессе ввода в эксплуатацию нового высоковольтного оборудования. Часто оборудование, которое прошло испытания во время приемки, вскоре после начала работы в штатном режиме может выйти из строя, поскольку стандартные приемочные тесты не могут дать надежного прогноза по работе оборудования. Человеческий фактор, сопряженное оборудование, условия окружающей среды и т. д. могут привести к нарушению параметров работы, поэтому необходима регулярная диагностика.

Изоляция — главная проблема

Для высоковольтного оборудования особенно опасны частичные разряды, которые присутствуют практически в любом оборудовании с напряжением выше 3 кВ и связаны с локальными утечками тока через изоляцию. Даже если проектировщики заложили в конструкцию оборудования избыточные параметры защиты, со временем изоляция теряет свои качества. К тому же следует учитывать вероятность повреждения, места прерывания изоляции, человеческие ошибки и т. д. В итоге происходит пробой изоляции, который может привести к серьезным происшествиям с большими убытками.

Примеры незначительных разрушений после высоковольтного пробоя изоляции

Диагностика изоляции высоковольтного оборудования требует особых мер к безопасности сотрудников. Желательно, чтобы процедура диагностики занимала минимум времени или выполнялась дистанционно. Такой концепции в своей продукции придерживается британская компания High Voltage Partial Discharge Ltd. (HVPD) — один из лидеров в области разработки диагностического оборудования для мониторинга частичных разрядов в энергосистемах с напряжением 3,3-750 кВ.

Разработки HVPD — пример современных решений для мониторинга частичных разрядов в режиме реального времени. В частности, линейка устройств для испытания силовых кабелей, измерения и диагностики частичных разрядов.

Системы от HVPD используют передовую технологию Kronos. Это сервер мониторинга, который непрерывно следит за частичными разрядами и состоянием изоляции в энергосистемах с напряжением от 3,3 кВ и выше. Монитор HVPD Kronos использует мультиплексор (устройство высокоскоростной передачи данных Ethernet) для дистанционного мониторинга: операторы следят за показаниями удаленно, могут своевременно обнаружить проблему и не допустить аварии и простоя оборудования. В Kronos реализованы технологии, которые снижают трудозатраты и повышают надежность высоковольтной диагностики, например оповещения через SMS или e-mail, удаленный доступ, визуализация и анализ данных и др. Система предупреждает о повреждении высоковольтной изоляции прежде, чем оно приведет к поломке и незапланированным простоям дорогостоящего оборудования. Одновременно благодаря аналитике снижается вероятность ложных тревог.

Весной 2016 г. HVPD представила прибор PDS Insight — первый в мире ручной сканер для регистрации частичных разрядов на кабелях, распределительных устройствах, трансформаторах, генераторах, электродвигателях и другом оборудовании. Преимущество ручного сканера в том, что в некоторых случаях он может заменить громоздкое стационарное оборудование и позволяет провести диагностику без остановки оборудования.

PDS Insight максимально ускоряет процедуру диагностики: на ключевые точки энергосистемы можно прикрепить наклейки со штрих-кодами. Встроенный в PDS Insight сканер штрих-кодов автоматически распознает ID оборудования, снимает показания и отправляет через Bluetooth на планшет с программным обеспечением OLPD Manager. На планшете можно сохранить статистику, подготовить отчет и отправить его на сервер компании. Таким образом, ручной сканер дает возможность быстро проводить точные локальные измерения, включая диагностику старого оборудования.

Последнее особенно важно для предотвращения аварий, ведь сутки простоя оборудования, например, предприятия нефтегазовой промышленности, обходятся в среднем в $5,28 млн, по подсчетам ABB. Также диагностика может сэкономить средства за счет точной оценки, например, состояния изоляции кабеля. Примером может быть случай с компанией Dunedin Electricity, которой требовалось повысить нагрузку на старый (47 лет) высоковольтный кабель. Были сомнения насчет его способности выдержать высокое напряжение, но диагностика силового кабеля показала, что старая бумажно-свинцовая изоляция в порядке и может работать с возросшей нагрузкой. В итоге удалось отложить планируемые капитальные работы стоимостью $1,1 млн.

Трансформаторы, выключатели и другие сложности

По разным данным, в России во многих энергосистемах примерно половина трансформаторов имеют возраст 25-30 лет. Это обычная ситуация и для других стран, поскольку при правильной эксплуатации трансформаторы могут работать десятилетия. Однако ненадлежащее отношение к диагностике трансформаторов может привести к аварии даже на объектах критически важной инфраструктуры. Так произошло, например, 9 мая 2015 г. на американской АЭС Indian Point: взрыв трансформатора привел к сильному пожару и остановке всего энергоблока.

Проверка трансформаторов проводится с помощью электроизмерительных приборов, которые оценивают параметры тока. Также все шире используется тепловизионный мониторинг. С помощью тепловизора можно быстро и с безопасного расстояния обнаружить чрезмерный нагрев, который может быть признаком неисправности электрооборудования. Специально для промышленного применения ведущие производители измерительного оборудования, такие как Fluke, создали тепловизоры с разными возможностями и стоимостью.

Утечку тока в масле или изоляции, а также на высоковольтных вводах и масляных выключателях можно определить с помощью детектора частичных разрядов, а также испытаний максимальным напряжением. В то же время, комплексная диагностика высоковольтных трансформаторов является сложной задачей, требующей времени и громоздкого оборудования. В связи с этим применяются мобильные лаборатории, такие как лаборатория для испытания и диагностики трансформаторов Transfo.

Мобильная лаборатория для испытания трансформаторов

Положительные результаты высоковольтной диагностики

Результатами регулярной диагностики высоковольтного оборудования могут быть:

значительное снижение эксплуатационных расходов;
возможность определить остаточный ресурс электрооборудования и рассчитать необходимые капиталовложения;
выявление некачественного электрооборудования и неправильного монтажа;
выполнение ремонтных работ в зависимости от состояния оборудования, а не графика планового технического обслуживания;
повышение надежности электроснабжения и сокращение времени простоя оборудования.

Если вам нужна профессиональная консультация по вопросам высоковольтной диагностики, просто отправьте нам сообщение!

Какой параметр позволит диагностировать состояния высоковольтного ввода

ИЗМЕРЕНИЕ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ

ИЗМЕРЕНИЕ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОТКЛИКА НА НОВЫХ ВВОДАХ

Ввод с твердой изоляцией типа RIP и композитным изолятором

Ввод с твердой RBP-изоляцией

Ввод с OIP-изоляцией

СПЕКТРОСКОПИЯ ВВОДОВ

СУШКА ВВОДОВ

Ввод RBP на напряжение 145 кВ с масляной изоляцией

Ввод RBP на напряжение 45 кВ

Ввод RBP на напряжение 145 кВ

ВЫВОДЫ

ЛИТЕРАТУРА

Какой параметр позволит диагностировать состояния высоковольтного ввода

Точная оценка состояния высоковольтных вводов с помощью современных методов диагностики

Диагностика высоковольтных вводов выполняется различными методами: от простого визуального осмотра и традиционных измерений тангенса угла диэлектрических потерь до современного измерения диэлектрического отклика в широком диапазоне частот с помощью высокотехнологичного оборудования.

В статье описаны типы изоляции высоковольтных вводов, а также проблемы, которые могут возникать в вводах, и диагностические методы, применяемые для их выявления. У каждого метода есть свои преимущества и недостатки. Одни больше подходят для измерений на месте эксплуатации, другие — для проверки качества новых высоковольтных вводов в лабораторных условиях. На практических примерах демонстрируется эффективность расширенного измерения диэлектрического отклика для обнаружения повышенной влажности и износа изоляции.

Приятного чтения! И не забывайте просматривать наши ежемесячные бюллетени!

Какой параметр позволит диагностировать состояния высоковольтного ввода

ИЗМЕРЕНИЕ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ

ИЗМЕРЕНИЕ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОТКЛИКА НА НОВЫХ ВВОДАХ

Ввод с твердой изоляцией типа RIP и композитным изолятором

Ввод с твердой RBP-изоляцией

Ввод с OIP-изоляцией

СПЕКТРОСКОПИЯ ВВОДОВ

СУШКА ВВОДОВ

Ввод RBP на напряжение 145 кВ с масляной изоляцией

Ввод RBP на напряжение 45 кВ

Ввод RBP на напряжение 145 кВ

ВЫВОДЫ

ЛИТЕРАТУРА

Диагностика и мониторинг высоковольтного оборудования. Современные технические и программные решения

По оценкам аналитиков, отличительной особенностью состояния основных фондов электроэнергетического комплекса Российской Федерации является высокая степень износа силового электротехнического оборудования и большое количество энергетических установок с исчерпанным нормативным ресурсом эксплуатации.

Как следует из Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2035 года, около 46% энергогенерирующих объектов в составе установленной мощности ЕЭС России были введены в работу до 1980 года и уже отметили 40-летний юбилей. 90 ГВт мощности паротурбинного оборудования выработали парковый ресурс. До 2025 года этот показатель увеличится до 120 ГВт.

Несмотря на принятые меры, в том числе программы по договорам о предоставлении мощности и внедрение технологий распределенной энергетики, в последние годы доля нового энергогенерирующего оборудования остается сравнительно невысокой. Экономические показатели энергокомпаний свидетельствуют о необходимости принятия мер, направленных на увеличение сроков эксплуатации действующего энергооборудования.

В качестве одного из эффективных способов обеспечения надежной и безопасной работы таких установок эксперты называют применение методов неразрушающего контроля и диагностирования, которые позволяют мониторить и анализировать состояние электрооборудования, оперативно выявлять возникающие неисправности и предотвращать возможные сбои.

Конец эпохи ППР?

Начиная с 1960-х годов с целью профилактики и своевременного выявления дефектов энергооборудования энергетики использовали систему планово-предупредительных работ (ППР). За годы применения она была хорошо отлажена и даже показывала неплохие результаты.

Однако в современных условиях эта методика нуждается в обновлении, поскольку она не учитывает тенденцию к росту количества механизмов, исчерпавших свой нормативный ресурс. Кроме того, недостаточное экономическое обоснование используемых нормативов снижает эффективность использования системы ППР.

В сложившейся ситуации существенным недостатком плановости в борьбе с неожиданными поломками оборудования является несовершенство такого подхода. В СССР разработкой планов ремонта занимались специализированные институты. В их функции входила подготовка технической документации, необходимой для регламентного обслуживания и ремонта разного оборудования.

После того, как централизованные научно-технические структуры прекратили свое существование, разработка планов, перечней и объемов ППР была переложена на плечи собственников электрооборудования.

Как правило, в своей работе они руководствовались ранее принятыми нормативными актами. Практика показывает, что документация практически не корректировалась. Из года в год она оставалась прежней.

Кроме того, при разработке новых документов не учитывалось текущее техническое состояние находящегося в работе энергооборудования, изменение характера нагрузок и его остаточный ресурс.

В то же время разработчики нормативной документации для нового энергооборудования не брали в расчет тот факт, что в его конструкцию входят иные, более современные компоненты, с другими техническими характеристиками и свойствами. Использование новых материалов и технологий позволило существенно повысить надежность агрегатов и таким образом продлить межремонтный период их работы.

Некоторые недостатки также свойственны и предупредительности ППР. Прежде всего, весомый «минус» заключается в том, что техобслуживание и плановые ремонты проводятся после отработки оборудованием определенного промежутка времени. При этом не учитывается его техническое состояние, интенсивность нагрузки и выработка.

А если учесть, что нормативная документация, разработанная во времена СССР, содержала избыточный страховой запас, нередко в плановые ремонты выводились вполне работоспособные механизмы. Преждевременное ТО становилось причиной неоправданных простоев и увеличивало суммы затрат на содержание объекта.

Таким образом, в современных реалиях система ППР, суть которой состоит в том, что остаточный ресурс оборудования определяется исходя из времени его эксплуатации, не находит подтверждения на практике и носит ярко выраженный затратный характер.

Оптимальным выходом из сложившейся ситуации стало внедрение технического диагностирования, благодаря которому можно проводить техобслуживание и ремонт не по календарному графику, а по плану, разработанному с учетом реального технического состояния объекта. Кроме того, диагностика позволяет продлить срок эксплуатации оборудования сверх нормативного, вплоть до полной выработки ресурса, заложенного производителем.

Оценка технического состояния и принятие решения о необходимости проведения ремонтных работ осуществляется на базе вычисляемого индекса ТС. Современные методики диагностики позволяют произвести необходимые расчеты для любого оборудования и в зависимости от полученных результатов сделать правильные выводы.

Оценка ТС и принятие решения о ремонте с учетом фактического технического состояния оборудования предполагает проведение исследования, которое может быть выполнено двумя способами:

Контроль по предельным значениям параметров. В качестве примера можно привести испытание, которое проводится на протяжении ограниченного промежутка времени. В ходе такого испытания замеряются параметры, четко прописанные для каждого вида оборудования. Это может быть сопротивление изоляции, емкость, ток утечки, пробивное напряжение и т. п.

Такой вид исследования не требует проведения аналитических вычислений. Результаты замеров сравниваются с предельными значениями, указанными в нормативных документах или в инструкции производителя.

По оценкам специалистов, «минус» этого метода исследования ТС состоит в том, что он не дает возможности оценить качество текущего состояния оборудования, понять динамику развития неисправностей, которые, возможно, уже появились, но пока не влияют на работоспособность устройства.

Помимо этого, положительные результаты текущих испытаний не являются гарантией того, что электрооборудование и дальше будет работать безотказно. К примеру, после успешных испытаний изоляции проводов повышенным напряжением кабельные линии вскоре могут выйти из строя, поскольку испытательное напряжение значительно превышает рабочее и может спровоцировать пробой или сокращение остаточного ресурса эксплуатации.

Контроль по предельным значениям параметров осуществляется с определенной периодичностью. Однако при этом у энергетиков нет технической возможности отслеживать изменение параметров в промежуток времени, отделяющий одно испытание от другого, что не может гарантировать безаварийную работу оборудования.

Контроль текущих значений параметров. В отличие от предыдущего способа, этот вид контроля осуществляется с применением современных систем мониторинга и дает возможность получить достоверную, оперативную информацию о реальном состоянии электрооборудования.

Качественная диагностика технического состояния позволяет своевременно выявить и локализовать дефекты в оборудовании. При этом исследование проводится с помощью неразрушающих методик контроля.

Периодический мониторинг ТС дает возможность отслеживать динамику развития повреждений, оценивать остаточный эксплуатационный ресурс, прогнозировать срок и объем проведения необходимого техобслуживания и/или ремонта дефектного оборудования.

Внедрение современных автоматизированных систем мониторинга обеспечивает беспрерывный контроль технического состояния энергообъекта. Диагностика проводится в режиме онлайн и не требует остановки оборудования, что позволяет оперативно выявлять быстроразвивающиеся дефекты и тем самым предотвращать возникновение аварийных ситуаций в промежутках между плановыми обследованиями.

Если говорить об объеме получения данных, то максимально информативным является постоянный мониторинг ТС. Для того чтобы достичь нужной степени детализации следует установить множество различных датчиков и устройств сбора данных, организовать каналы передачи информации к центрам (серверам) сбора, анализа и хранения результатов исследования, что требует определенных капиталовложений.

Однако такой подход оправдан, поскольку благодаря ему решение о необходимости ТО или ремонта того или иного механизма принимается с учетом его фактического технического состояния. Обслуживание и ремонтные работы проводятся в оптимальные сроки, если по ряду характеристик определяется текущее состояние электрооборудования и его остаточный ресурс. При этом механизмы обследуются во время работы (без остановки производственного процесса).

Новый этап развития методов диагностики

Текущее состояние любого элемента энергосистемы, узла или механизма призваны определять системы диагностики и мониторинга. При этом степень новизны оборудования совершенно не важна.

С помощью таких систем удается не только продлить срок службы электрооборудования, сэкономить на ППР, но еще и предотвратить возникновение аварийных ситуаций. Таким образом можно сэкономить гораздо больше средств, чем было затрачено на обслуживание.

Кроме того, экономический эффект от внедрения систем диагностического мониторинга достигается за счет таких факторов:

снижение травматизма оперативного и обслуживающего персонала в результате повреждения электрооборудования;
минимизация суммы капиталовложений в необоснованное обновление основных фондов;
сокращение трудозатрат оперативного персонала при внедрении автоматизированных систем мониторинга и диагностики;
снижение эксплуатационных затрат и потерь при индивидуальном подходе к планированию ремонтных работ;
получение достоверных данных о реальном техническом состоянии элементов энергосистемы, узлов и механизмов;
сокращение сроков проведения плановых ремонтов с остановкой электрооборудования благодаря своевременной и целенаправленной подготовке к ремонтным работам;
сокращение случаев недоотпуска электрической энергии и претензий со стороны потребителей за причиненный ущерб;
увеличение срока рентабельной эксплуатации электрооборудования в условиях сниженных нагрузок.

Сегодня перед системами мониторинга ставятся задачи двухх типов:

определение в режиме реального времени текущего состояния механизмов, выявление деструктивных процессов на ранних этапах их развития и оценка остаточного ресурса;
решение технико-экономических задач.

Для решения задачи по оценке ТС и остаточного ресурса высоковольтного оборудования создана локальная система технического диагностирования (ЛСТД). Она состоит из комплекса датчиков, охватывающего все узлы и системы, и программных средств, предназначенных для создания многоуровневых систем технического диагностирования силовых трансформаторов.

Для постоянного мониторинга ТС изоляции от 6 до 45 кабельных линий с рабочим напряжением до 35 кВ под разработана многоканальная система мониторинга CDM (Cables Diagnostics Monitor). Ее функционал позволяет:

минимизировать общие затраты на систему диагностики, которые рассчитываются на один контролируемый кабель;
максимально эффективно отстраиваться от наводок высокочастотных помех на контролируемое оборудование;
на основе метода регистрации и анализа частичных разрядов контролировать состояние КЛ не одномоментно, а постоянно, во всех режимах работы;
анализировать собранную информацию, оперативно вырабатывать диагностические решения и давать рекомендации относительно дальнейшей работы КЛ.

С помощью системы CDM реализуются две основные функции диагностирования:

Выполняется непрерывный контроль состояния изоляции высоковольтной кабельной линии, выявляются деструктивные процессы, определяется тип дефекта, анализируется степень его развития и уровень опасности при дальнейшем использовании.
Автоматически локализуются места с выявленными дефектами. Эта функция реализуется в режиме реального времени, под рабочим напряжением. Объема внутренней памяти прибора достаточно для хранения данных в течение продолжительного промежутка времени. Вся собранная информация и диагностические заключения оперативно передаются в автоматизированную систему управления технологическим процессом более высокого уровня.

Диагностика ТС изоляции подконтрольных кабельных линий проводится в режиме онлайн с помощью встроенных алгоритмов. В случае фиксации достижения заданных предельных показателей данные о критическом состоянии кабеля отображаются на лицевой панели защитного шкафа. Об этом оперативный персонал информируют загорающиеся светоизлучающие диоды красного цвета. По результатам исследования система автоматически формирует протоколы состояния всех контролируемых КЛ.

Для организации контроля следует:

На всех кабельных линиях на поводках заземления концевых муфт предварительно установить первичные датчики частичных разрядов серии «RFCT-7». Эти устройства предназначены для регистрации частичных разрядов в изоляции высоковольтного оборудования. По сути, это измерительные трансформаторы тока, которые эффективно функционируют в высокочастотном диапазоне частот. Первичные датчики с помощью коаксиальных кабелей одинаковой длины подключить к прибору CDM;
Создать условия для работы системы в автоматическом режиме. Для этого на компьютере формируется схема контролируемой кабельной сборки, которая перед началом работы загружается в прибор CDM. Схемная конфигурация создается с помощью специального программного продукта – конструктора, который позволяет чертить схемы кабелей и указывать места установки датчиков. В процессе создания схемы вводится развернутая техническая информация, необходимая для выявления поврежденного кабеля, оценки его текущего технического состояния, определения типа повреждения изоляции и степени опасности при дальнейшей эксплуатации.

Одной из самых сложных задач при регистрации частичных разрядов в высоковольтных КЛ эксперты называют отстройку от внешних помех, под действием которых чувствительность систем мониторинга многократно снижается. В качестве решения – выявления дефектов на ранних стадиях, разработчики прибора предусмотрели ряд средств отстройки, который содержит набор алгоритмов:

Совместный анализ времени возникновения импульсов и фазы питающего напряжения;
Time of arrival. Алгоритм представляет собой отстройку с учетом времени поступления импульсов от разных КЛ с разрешением в единицы наносекунд;
Амплитудная разборка импульсов разрядов, которая позволяет удалить из анализа сигналы, поступившие из соседних КЛ;
Анализ частотных свойств каждого импульса. Этот алгоритм дает возможность разделить импульсы помех и повторяющиеся импульсы частичных разрядов;
Измерение температуры и влажности воздуха в помещении контролируемого КРУ, который обеспечивает более высокую информативность диагностических заключений прибора.

Еще одна не менее важная задача встроенных алгоритмов заключается в определении типа повреждения изоляции КЛ и в диагностике степени опасности этого дефекта. Эта задача решается с помощью интегрированной в прибор системы PD-Expert. Ее функционал позволяет в автоматическом режиме оценивать уровень частичных разрядов и определять тип конкретного дефекта в изоляции КЛ. Кроме того, возможности системы позволяют разделять несколько однотипных повреждений, расположенных в разных местах одного кабеля.

В системе CDM предусмотрена функция локации места возникновения дефекта в линии. Роль зондирующего исполняет импульс от частичного разряда, который возникает на месте повреждения изоляции. При отсутствии импульсов достаточной амплитуды в качестве зондирующего можно использовать импульсы от наведенной внешней помехи. Кроме того, в комплектацию прибора входит онлайн-рефлектометр, который существенно расширяет диагностические возможности программы.

Датчик RFCT-7 используется в системах постоянного и периодического исследования состояния изоляции высоковольтного оборудования. Для удобства монтажа разработчики сделали его разъемным. Устройство состоит из двух частей, которые соединены между собой с помощью болтов. Это упрощает процесс монтажа устройства на токоведущих элементах большого сечения.

Корпус прибора изготовлен из АБС-пластика, обладающего высокой ударопрочностью и эластичностью. В двух половинах корпуса расположен разрезанный высокочастотный сердечник большого сечения, благодаря которому в выходном сигнале датчика отсутствуют токи промышленной частоты 50 Гц. Устройство на них не реагирует.

Чтобы исключить насыщение сердечника токами промышленной частоты в нем устанавливается немагнитная изолирующая прокладка, благодаря которой датчик допускает протекание токов разной амплитуды без ущерба для точности измерения частичных разрядов.

В зависимости от толщины этой прокладки на корпусе датчика RFCT-7 ставятся соответствующие метки, информирующие потребителя о максимально допустимом токе промышленной частоты:

Зеленый цвет – 500 А;
Оранжевый цвет – 1 000 А.

Устройства этой серии монтируются только на заземляющих шинах, проводах и трубах. Конструкция датчиков марки RFCT-7 предусматривает наличие внутреннего окна размером 34х34 мм. Если размеры шины КЛ не позволяют использовать это устройство, можно применить разъемный датчик марки RFCT-4. Диаметр внутреннего окна этого прибора составляет 67 мм.

Для контроля технического состояния КЛ с рабочим напряжением 110 кВ и выше предназначена более сложная и информативная шестиканальная система мониторинга марки CDR.

Вводы силовых трансформаторов под контролем

С целью исследования состояния высоковольтных вводов трансформаторных установок энергетики используют сложные системы контроля, которые позволяют отслеживать несколько ключевых параметров изоляции ввода. В их число входят:

Величина емкости ввода С1;
Наличие зависимости параметров ввода от температурных показателей;
Тангенс угла диэлектрических потерь;
Тенденция изменения параметров.

Установка систем мониторинга сама по себе относится к разряду достаточно непростых задач. Но она существенно усложняется в случае монтажа систем контроля на трансформаторах, уже введенных в работу, где приходится с нуля монтировать датчики, устанавливать диагностическое оборудование, а также прокладывать различные кабельные линии (сигнальные, информационные, силовые) на действующем питающем центре.

Этих сложностей можно избежать, если использовать систему диагностики состояния вводов, созданную на базе беспроводных датчиков марки DB-2S. Эти устройства предназначены для контроля токов проводимости изоляции ввода. Они легко устанавливаются на любых трансформаторах: как на тех, что недавно поступили от поставщика, так и на уже эксплуатирующихся продолжительный период времени.

Датчики DB-2S – это «умные» устройства. Все процессы, связанные с фиксацией сигналов, обработкой собранной информации и оценкой ТС вводов выполняются внутренней программой датчика. На выходе формируется итоговое экспертное заключение о реальном ТС подконтрольного высоковольтного ввода.

По оценкам специалистов, наличие интеллектуальной составляющей и простота установки/демонтажа беспроводных датчиков DB-2S делают эти измерительные устройства оптимальным решением при организации мониторинга, оперативной диагностики и оценки ТС высоковольтных вводов всех типов и классов рабочих напряжений.

Особенность конструкции устройств этой марки заключается в полностью беспроводном исполнении. Встроенная в прибор электроника получает питание от тока проводимости контролируемого ввода, а выходные данные о ТС подконтрольного объекта передаются с помощью беспроводных интерфейсов.

В число основных преимуществ датчика DB-2S входят:

Компактность и защищенное исполнение. Благодаря этим качествам устройство быстро монтируется на вводе и включается в режим диагностики на короткий промежуток времени, когда трансформатор выведен из эксплуатации;
Отсутствие проводов. Работоспособность устройства обеспечивается за счет тока проводимости ввода;
Датчик контролирует два дефектных параметра – текущую температуру ввода и ток проводимости, который используется для расчета величины емкости ввода С1 в ходе эксплуатации;
Данные о реальном состоянии ввода передаются в автоматизированную систему управления технологическим процессом с помощью беспроводного интерфейса LoRa ONE с зоной покрытия до 1 000 м;
Шифрование выходных данных дважды с двумя разными ключами, так называемое двойное шифрование, обеспечивает высокую информационную безопасность системы мониторинга и состояния вводов.

Наиболее опасным изъяном изоляции вводов эксперты считают пробой диэлектрика на одном или нескольких изоляционных промежутках. Разрушение диэлектрика, в результате чего снижаются его электроизоляционные свойства в месте пробоя, может стать причиной замыкания между проводящими обкладками, изготовленными из фольги. Исключение из цепи одной последовательно включенной емкости изоляционных промежутков способствует повышению суммарной емкости ввода С1.

Количество изоляционных промежутков в изоляции ввода зависит от его рабочего напряжения: от 10 для вводов с рабочим напряжением 110 кВ и до 50 для вводов с рабочим напряжением 500 кВ.

Если количество изоляционных промежутков достаточно большое, замыкание двух обкладок увеличит проводимость тока на 2-10% для вводов с рабочим напряжением 500 и 110 кВ соответственно. Следовательно, при замыкании двух изоляционных промежутков величина тока проводимости возрастет в два раза.

Второй критерий изменения ТС ввода – это вторичный параметр, который показывает величину возрастания напряжения на оставшихся изоляционных промежутках в случае замыкания поврежденного, поскольку в таком случае напряжение распределяется между меньшим количеством изоляционных промежутков.

Особенность работы измерительных устройств DB-2S заключается в том, что эти датчики мониторят только величину тока проводимости ввода и на основании этого параметра определяется емкость ввода С1. Одна при этом в расчет не принимаются возможные изменения напряжения на обмотках трансформаторной установки. В схеме расчета подразумевается, что напряжение остается постоянным, соответствующим номинальному значению.

Однако в реальности эта величина постоянно меняется. Причин может быть несколько:

— изменение нагрузки потребителей;

— внесение корректив в конфигурацию системы вследствие подключения/отключения линий, генераторов и отдельных потребителей.

Более сложные системы мониторинга состояния вводов силовых трансформаторных установок для учета колебания напряжения сети в расчетах емкости С1 используют напряжения от измерительных трансформаторов напряжения.

Этот прием позволяет повысить точность экспертных заключений, но существенно усложняет саму систему мониторинга. Например, требуется установка дополнительных аппаратов, контролирующих напряжения ТН.

Мониторинг состояния высоковольтных турбогенераторов

Каждый синхронный генератор, присоединенный к паровой или газовой турбине, нуждается в регулярном осмотре для оценки его ТС. Такое обследование нередко влечет за собой остановку дорогостоящего агрегата, из-за которой простаивают технологические линии, что приводит к ощутимым финансовым потерям.

Кроме того, периодическая выемка ротора из статора для проведения технического осмотра приводит к сокращению срока службы генератора. Всё это можно предотвратить с помощью непрерывного мониторинга состояния турбогенераторов. Технология относится к категории неразрушающих и основана на тщательной теоретической проработке и практической базе.

Суть методики состоит в анализе частичных разрядов (ЧР), которые возникают в процессе работы оборудования на статоре турбогенератора. С помощью этой методики специалисты могут:

Оценить ТС генератора без остановки технологического процесса;
Диагностировать зарождающиеся неполадки и дефекты до того, как они начнут оказывать воздействие на качество работы энергооборудования;
С максимальной точностью определить сроки технического обслуживания и внести оборудование в план-график планово-предупредительного ремонта.

Система мониторинга частичных разрядов предусматривает использование следующих устройств:

Ёмкостные эпоксидно-слюдяные датчики 80 пФ. Приборы предназначены для регистрации активности ЧР в машинах. Они не оказывают влияния на рабочие процессы и не снижают общую надежность агрегата.

Приборы устанавливаются (не менее одного на каждую фазу) максимально близко к исследуемому оборудованию. Это обеспечивает высочайший уровень чувствительности. Для улучшения выделения шумов, ЭСД устанавливаются направленно или дифференцированно, в зависимости от оборудования.

В конструкции датчика присутствует слой слюды, пропитанной эпоксидной смолой. Ширина диэлектрика составляет 80 мм. Эта особенность увеличивает электрические свойства ЭСД и делает его безопасным для использования в рабочем оборудовании.

Датчики 80 пФ могут быть установлены в опасных помещениях, в т. ч. на АЭС.

Портативный приборTGA—B. Устройство используется для контроля ЧР в изоляции обмоток генераторной установки с частотой 50-60 Гц, оборудованных ёмкостными шинными датчиками ЕМС 80 пФ. Функционал TGA-B позволяет обследовать состояние статорных обмоток, что обеспечивает увеличение коэффициента готовности и продлевает срок службы оборудования.

— выявление рыхлых, перегретых и плохо пропитанных участков обмотки;

— простота подключения к уже действующим эпоксидно-слюдяным измерительным устройствам;

— кратчайшая ширина импульса менее 2,5 нс при величине отсечки 3 дБ;

— периодический контроль частичных разрядов в режиме реального времени.

Высокочастотные датчикиSSC. Основная функция этого прибора заключается в обнаружении ЧР в обмотке статора. SSC передает сигнал, который обычно измеряется при помощи портативных устройств TGA.

Измерительные приборы устанавливаются непосредственно в паз статора агрегата. Специалисты рекомендуют использовать, как минимум, параллельно по 1 датчику на фазу. Таким образом обеспечивается охват всей обмотки.

Следует учесть, что 10% пазов статоров, которые распределяются по трем фазам, должны содержать прибор SSC, обеспечивающий контроль репрезентативной части обмотки статора. Это означает, что в большинство моделей турбогенераторов и в большие мониторы следует устанавливать шесть датчиков, поскольку эти устройства чаще всего имеют по две обмотки на фазу.

Агрегаты, рассчитанные на мощность 600 МВт, могут содержать девять ветвей, следовательно, следует устанавливать девять датчиков, по одному на каждую ветвь. Если ветвей больше, больше должно быть и измерительных приборов SSC.

Датчики могут быть использованы в таких агрегатах:

Паротурбинные генераторы (с воздушным или водородным охлаждением);
Газотурбинные генераторы (с воздушным или водородным охлаждением);
Резервные генераторные установки;
Синхронные компенсаторы (с воздушным или водородным охлаждением);
Крупные двигатели (синхронные или индуктивные).

— измерительные устройства монтируются под клиньями статорной обмотки (на машинах, уже введенных в эксплуатацию) или между верхним и нижним стержнями. Этот способ установки предназначен для новых или перематываемых агрегатов;

— датчики не подключаются к высокому напряжению обмотки статора, поэтому они не подвержены электрической нагрузке;

— прибор изготовлен из стеклопластика на основе эпоксидной смолы;

— полоса пропускания 10 — 1 000 МГц (отсечка 3 дБ);

— полное сопротивление 50 Ом;

— наличие двойного выхода дает возможность распознавать разряды в пазовой части и отличать их от ЧР в лобовых частях обмотки.

Датчик-тестер коронных разрядов РРМ CORONA PROBE. По сути это портативное контрольно-измерительное устройство, которое предназначено для выявления активности ЧР во вращающемся оборудовании. Зонд питается от батареи.

— возможность выполнить офлайн-тест (на остановленном агрегате) с целью выявления активности частичных разрядов в обмотке статора;

— максимально точное определение ЧР с указанием точного расположения в пазу;

— локализация ЧР при пофазном включении обмотки;

— компактные размеры, портативность, небольшой вес, простота эксплуатации;

— рекомендован институтом инженеров по электротехнике и радиоэлектронике.

ДатчикTFProde, предназначенный для измерения магнитного потока ротора в воздушном зазоре и выявления короткозамкнутых витков в синхронных электродвигателях, гидро- и турбогенераторах. Прибор представляет собой небольшой гибкий преобразователь печатной платы, который фиксируется на зубце статора.

— небольшая высота устройства упрощает процесс введения и удаления ротора без повреждения зонда;

— датчик может быть использован с системами непрерывного мониторинга FluxTracII и GuardII, а также с переносным прибором мониторинга магнитного потока RFAII.

ДатчикиEVA. Комплект измерительных устройств для определения вибрации лобовых частей обмотки генераторов с водородным и воздушным охлаждением. Датчики выпускаются двух типов: одноосные и двуосные. Двуосные приборы могут одновременно измерять вибрации в радиальном и тангенциальном направлениях. Комплекты измерительных устройств предназначены для машин с водородным охлаждением.

Вся собранная информация поступает в блок GUARDII, где обрабатывается и анализируется. Полные данные передаются в АСУ ТП, а в случае необходимости – на автоматизированные рабочие места других контролирующих служб. При выявлении аварийной ситуации силовой агрегат отключается в автоматическом режиме через специальное реле.

Комплексный непрерывный мониторинг ЧР, магнитного потока ротора и воздушного зазора в агрегатах свыше 200 МВт осуществляется с помощью системы GUARDII+. Возможности:

— система может быть использована для контроля действующих и новых агрегатов, которые оборудованы пазовыми антенными измерительными устройствами (SSC);

— в систему интегрирована функция разделения шумов на основе фильтра высоких частот 40 МГц, по характеристике времени поступления и форме импульса. Система непрерывно измеряет уровень ЧР с расширенными функциями предупреждения и практически не нуждается во вмешательстве оперативного персонала;

— предупредительные сигналы предварительно настраиваются с учётом существующей базы данных, которая насчитывает свыше 400 тыс. результатов испытаний агрегатов. Архивные данные используются для создания двухмерных и трехмерных графиков с высоким разрешением. Кроме того, они позволяют получить суммарные характеристики, необходимые для анализа тенденций для ЧР и сравнения с аналогичными агрегатами;

— система поддерживает удаленные режимы обмена данными, которые дают возможность производить диагностику, управление и конфигурацию на расстоянии. Для этого используется программное обеспечение Iris Application Manager;

— система оснащена модулем ввода для установки дополнительных датчиков температуры и влажности окружающей среды;

— система поддерживает открытый коммуникационный протокол Modbus, основанный на архитектуре «ведущий – ведомый», который обеспечивает связь с приложениями других производителей через Ethernet. Например, для получения информации из системы компании о рабочем состоянии той или иной машины;

— система обеспечивает обмен данными с модулем удаленного ввода/вывода Iris Power и аналоговыми входами для сбора данных об условиях эксплуатации агрегата от полевых датчиков/преобразователей;

— в систему интегрирован безопасный FTP-сервер, удобный и легко конфигурируемый, который используется для загрузки данных в автоматическом режиме.

Для непрерывного онлайн-мониторинга магнитного потока ротора на турбогенераторах используется система FluxTracII-R.

— функционал системы позволяет собирать и анализировать данные, которые поступают от измерительного прибора, контролирующего магнитный поток в режиме онлайн, и предоставлять оперативному персоналу информацию о расположении катушки и жесткости любого короткозамкнутого витка;

— с помощью стационарно установленных датчиков магнитного потока в воздушном зазоре система осуществляет мониторинг плотности магнитного потока. Это отработанная технология синхронных машин, которая используется для выявления межвитковых замыканий в обмотке ротора;

— система позволяет производить измерение потока, что обеспечивает прямые способы онлайн-контроля состояния обмоток ротора. В результате предоставляется достоверная информация о целостности межвитковой изоляции катушки. Эти данные используются для диагностики аномальных вибраций, поверки целостности нового и перемотанного ротора, а также при планировании ремонтных работ основного оборудования;

— система FluxTracII-R осуществляет моментальный анализ всех пазов в обмотке круглого ротора при фиксированной эксплуатационной нагрузке;

— в случае необходимости позволяет анализировать результаты проведенных испытаний и тренд при разных нагрузках для более точного прогнозирования состояния обмотки ротора;

— функционал системы дает возможность осуществить точечный замер или без вмешательства оператора получить результаты обычных измерений нагрузки генератора, проводившихся на протяжении нескольких дней;

— система работает с обычным датчиком потока, который устанавливается на клин, или с установленным на зубце статора измерительным устройством TFProde, которое может встраиваться без извлечения ротора.

Диагностика дефектов изоляции КРУЭ

Для постоянного контроля ТС энергооборудования с элегазовой изоляцией – комплектных распределительных устройств различного исполнения, выключателей, силовых и измерительных трансформаторов – предназначена система мониторинга GIS-DM (Gas Insulated System – Diagnostic Monitor).

Оценка ТС электрооборудования осуществляется с использованием анализа ЧР в изоляции, которые были зафиксированы в СВЧ-диапазоне частот. По мнению аналитиков, этот метод регистрации частичных разрядов является самым чувствительным и наиболее эффективным для выявления дефектов в высоковольтной изоляции.

Для регистрации ЧР в элегазовом оборудовании используются измерительные устройства двух типов:

Высокочастотный датчик маркиACS. По сути, это электромагнитная антенна, встраиваемая внутрь оборудования. Как правило, такие датчики устанавливаются на внутреннюю сторону крышек технологических люков. Обычно датчик монтируют специалисты завода – производителя элегазового оборудования на этапе его изготовления. Устанавливать измерительные устройства марки ACS на оборудовании, которое уже введено в эксплуатацию, достаточно проблематично;
Датчик частичных разрядов маркиAES. Измерительный прибор устанавливается на внешней поверхности КРУЭ. Монтаж производится в зоне стыка двух трубчатых корпусов с помощью изоляционной прокладки, которая попутно выполняет роль внутреннего поддерживающего высоковольтного изолятора. Прибор регистрирует электромагнитные импульсы, выходящие изнутри машины через радиопрозрачные прокладки, разделяющие отдельные корпуса КРУЭ. Датчик марки АЕS легко устанавливается как на новом, так и уже на действующем энергооборудовании.

Датчики обоих типов подключаются к измерительному прибору системы мониторинга GIS-DM с помощью коаксиальных кабелей. По оценкам экспертов, весомым преимуществом GIS-DM является наличие программного обеспечения с набором специальных функций:

Программа обеспечивает проведение дополнительной цифровой обработки зарегистрированных данных для максимально эффективной отстройки от помех. Для этого применяются различные методы оценки цифровых параметров импульсов, амплитудное сравнение импульсов, поступивших от разных измерительных устройств, а также контроль разновременности их прихода. Функционал программного продукта позволяет установить место возникновения дефекта исходя из разницы времени поступления импульсов к каждому датчику.
Программа не просто регистрирует наличие частичных разрядов в изоляции, но и идентифицирует тип неполадки, определяет степень ее развития. С этой задачей хорошо справляется автоматизированная экспертная диагностическая система PD-Expert. Она использует открытый формат хранения данных. Этот формат доступен для разных разработчиков устройств измерения частичных разрядов и программных продуктов. Об этом необходимо помнить при выборе системы диагностики, поскольку она должна быть дружественной в форматах хранения данных.

С помощью этой системы методом сравнения информации, полученной от датчиков, с базой «образцов дефектов», заложенной в памяти программы, определяется тип дефекта изоляции КРУЭ и оценивается степень его опасности.

Программное обеспечение дает возможность внедрять полученные диагностические заключения в глобальные системы мониторинга и контроля, которые позволяют давать интегральную оценку ТС и оценивать остаточный ресурс комплекса электрооборудования. Роль комплекса может выполнять технологическая цепь, в состав которой входит контролирующее устройство КРУЭ, весь питающий центр и даже путь поставки электрической энергии до объектов конечных потребителей.

Если на практике возникает необходимость создания системы мониторинга масштабных, сложных элегазовых КРУЭ, энергетики используют несколько регистрирующих устройств марки GIS-DM. Однако следует признать, что такое объединение требует определенных технических возможностей и специализированных программных решений.

В число основных требований, которые обеспечивают интеграцию нескольких устройств в единую систему мониторинга входят:

Синхронизирование процессов регистрации импульсов ЧР, поступающих от всех датчиков по оптической линии связи. Это позволяет более эффективно отстраиваться от помех и максимально точно определять место возникновения дефекта в изоляции;
Объединение всех первичных данных, собранных измерительными приборами и переданных по линии связи, на одном сервере или общем компьютере системы контроля. Такое техническое решение обеспечивает проведение комплексного анализа всех импульсов ЧР, зарегистрированных в комплектном распределительном устройстве;
Реализация всех диагностических функций возможна потому, что приборы синхронизируются по оптической линии с точностью до наносекунды или до десятков наносекунд (в случае использования сигналов систем спутниковой навигации GPS/GLONASS).

По оценкам экспертов, наиболее важной частью любой системы мониторинга высоковольтного оборудования является экспертная система. С ее помощью решается несколько важных задач, в число которых входят:

Определение текущего технического состояния;
Выявление признаков неисправного состояния электрооборудования;
Планирование сроков и объема предстоящего ремонта;
Оценка эффективности выполненных ремонтных работ.

Известны два способа, с помощью которых создаются экспертно-диагностические системы для энергооборудования:

Специализированная система, разработанная для оборудования определенного типа. Она создается на базе знаний практического эксперта или группы таких экспертов.
Универсальная самонастраивающаяся система формируется по принципу нейронных сетей или создается на основе искусственного интеллекта. Она базируется на универсальном программном продукте. Практические эксперты привлекаются к работе в рамках своих компетенций только на этапе адаптации или самообучения экспертной системы.

Какой из этих вариантов можно считать более эффективным?

Нейронная сеть нацелена на поиск и диагностирование уже фиксировавшихся ранее дефектов. Ее функционал не может выявить и зарегистрировать проявление состояний, которые ранее не диагностировались, поскольку не учитывает особенности физических процессов в подконтрольных устройствах.

В основу фиксированной экспертной системы положены глубокие знания опытного консультанта (или группы консультантов), где четко прослеживается понимание процессов, происходящих в оборудовании. Такая система может максимально полно учитывать возникновение повторяющихся и модифицированных дефектов. Кроме того, она обладает большим потенциалом в плане модернизации диагностических алгоритмов.

Хорошо отработанная и отлаженная ранее система планово-предупредительных работ сегодня показывает свое несовершенство. Она не находит подтверждения на практике, демонстрирует затратность такого подхода и потому нуждается в трансформации и адаптации к современным тенденциям по увеличению процента силового электротехнического оборудования с исчерпанным нормативным ресурсом эксплуатации.

Оптимальным выходом из сложившейся ситуации становится внедрение систем диагностики и мониторинга. Функционал таких систем позволяет в режиме реального времени оценивать текущее техническое состояние машин, с помощью неразрушающих диагностических методов выявлять деструктивные процессы на ранних стадиях их развития и определять остаточный ресурс.

Современные автоматизированные системы мониторинга обеспечивают беспрерывный контроль технического состояния энергообъекта. Диагностика проводится онлайн и не требует остановки оборудования, что позволяет оперативно выявлять быстроразвивающиеся дефекты и тем самым предотвращать возникновение аварийных ситуаций.

Контроль за состоянием трансформаторов — Контроль за состоянием высоковольтных вводов

В трансформаторах применяют вводы с бумажно-масляной (БМ) и иногда с маслобарьерной (МБ) изоляцией. В первом случае основой изоляции служит изоляционная бумага, пропитанная маслом и разделение на слои уравнительными обкладками, во втором — трансформаторное масло, разделенное на слои бумажно-бакелитовыми цилиндрами с уравнительными обкладками.

Рисунок 21. Схема отводов из высоковольтного ввода

В последнее время применяются также вводы с твердой (ТБ) изоляцией.
Ввод может иметь измерительный конденсатор (емкость С2). Oт последней обкладки изоляционного остова ввода, не имеющего измерительного конденсатора (рис. 21, а), выведен проводник 2, который в рабочем положении должен быть надежно заземлен. Во вводе с измерительным конденсатором (рис. 21,б) выведен проводник 3 от измерительной обкладки конденсатора, а вторая (наружная) обкладка конденсатора или наглухо заземлена внутри ввода, или (в старых конструкциях) проводник от нее 4 выведен наружу и в рабочем положении заземлен. Измерительный проводник 3 подключается к контрольно-потенциометрическому устройству ПИН. В зависимости от исполнения ввода несколько отличаются способы и нормы проверки их состояния. Объем профилактических испытаний вводов указан в табл. 5.

Измерение сопротивления изоляции вводов производится мегаомметром на напряжение 1000—2500 В. При этом измеряется сопротивление изоляции измерительной и последней обкладок бумажно-масляной изоляции ввода относительно соединительной втулки. На время измерения проводники 2 и 4 (если они выведены) отсоединяются от втулки, а проводник 3 — от устройства ПИН (см. рис. 21). Значение сопротивления должно быть при вводе в эксплуатацию не менее 1000 МОм, в эксплуатации — не менее 500 МОм. Измерение производится с соблюдением правил, описанных в § 6. Уменьшение сопротивления связано с ухудшением состояния как твердой изоляции, так и масла и происходит, как правило, одновременно с увеличением tg d и снижением емкости изоляции ввода.
Измерение тангенса угла диэлектрических потерь производится для всех видов вводов (нормами [2] допускается измерения не производить для крупных вводов с маслобарьерной изоляцией). Значения tg d при температуре 20 °С не должны превышать данных табл. 13.
При эксплуатационных измерениях необходимо обращать внимание на характер изменения tg d и емкости с течением времени в отдельных зонах внутренней изоляции. Емкости C1 и С2 (рис. 21) не нормируются, но имеют важное значение для оценки измерения тангенса угла диэлектрических потерь.
Для ввода, не имеющего измерительного конденсатора (рис. 21д), характеристики основной изоляции измеряются между высоковольтным зажимом ввода 1 и проводником 2(C1), характеристики изоляции последних слоев (Сз) — между проводником 2 и втулкой. Проводник 2 отсоединяется от земли. Измерение Сз в эксплуатации не обязательно.

Таблица 13. Допустимые значения tg d изоляции вводов

tg d вводов с номинальным напряжением, кВ

Маслобарьерная основная и измерительного конденсатора

При вводе в эксплуатацию

Бумажно-масляная основная и измерительного конденсатора

При вводе в эксплуатацию

Последние слои бумажно-масляной изоляции

При вводе в эксплуатацию

Для ввода с измерительным конденсатором (рис. 21б) характеристики основной изоляции измеряются между высоковольтным зажимом ввода 7 и измерительным отводом 3 конденсатора (C1), при этом проводник 3 отсоединяется от устройства ПИН. Характеристики изоляции конденсатора измеряются между проводниками 3 и 4 (С2), проводник 3 также отсоединен от устройства ПИН. Емкость Сз измеряется в том случае, если проводник 4 выведен наружу ввода.
Измерение tg d основной изоляции вводов, установленных на оборудовании, производится по нормальной схеме (см. рис. 5а, 11а), чтобы исключить влияние емкости трансформатора. Напряжение (обычно 10 кВ) подается на контактный зажим ввода. Соединительная втулка заземлена (установлена на трансформаторе), проводники 2 и 3 (см. рис. 21) отсоединены.
Измерение tg d и емкости С; измерительного конденсатора на снятом вводе производится по нормальной схеме с подачей напряжения 3 кВ (но не более 10 кВ) на измерительный ввод, а втулки изолируются от земли. Если втулка не может быть изолирована от земли, измерение производится по перевернутой схеме (рис. 5б и 11б). То же относится и к измерению наружных слоев изоляции (Сз).
Увеличение tg d изоляции ввода происходит при увлажнении картона или бумаги, загрязнении масла, появлении частичных разрядов. В частности, его значение превышено при наличии металлической пыли, попавшей из дефектного сильфона (см. § 1).
Испытание повышенным напряжением вводов, установленных на трансформаторе, производится совместно с испытанием его обмоток (см. § 6). Испытание вводов, не установленных на трансформатор (перед монтажом нового или капитально отремонтированного ввода),
производится по тем же нормам. Испытание повышенным напряжением позволяет выявить скрытые дефекты изоляции ввода, не определяемые другими способами, и поэтому выполняется после всех других испытаний изоляции.
Проверка качества уплотнений вводов с бумажно-масляной изоляцией производится созданием в них избыточного давления 100 кПа в течение 30 мин. При этом не должно наблюдаться течи масла и снижения испытательного давления. Такое испытание позволяет определить слабые места, не выявленные при внешних осмотрах. Особое внимание следует уделять уплотнениям в верхней части ввода, которые в эксплуатации работают при очень малом избыточном давлении.
Проверка манометров производится у вводов с бумажно-маслянои изоляцией герметичного исполнения. Успешная работа такого ввода зависит в первую очередь от надежности его уплотнений. Снижение показания манометра ввода свидетельствует о нарушении герметичности. Однако если манометр неисправен, то установить потерю герметичности не всегда возможно. Поэтому и предусмотрена проверка манометров в межремонтный период. Ее следует производить не реже 1 раза и в год, а также в случаях, если манометр не изменяет своего показания при значительных изменениях температуры окружающей среды или нагрузки. Минимально и максимально допустимые давления масла и герметичном вводе указываются в его паспорте. Для того чтобы манометр был достаточно чувствительным индикатором состояния уплотнений ввода, его шкала не должна сильно превышать рабочего давления масла. Оптимальным является случай, когда предел измерения манометра в 1,5 раза превышает максимальное или в 2 раза среднее рабочее давление. Повышение давления масла во вводе свидетельствует о нарушении свойств трансформаторного масла, и оно должно быть проверено (измеряется tg d).
Испытание трансформаторного масла выполняется в соответствии с указаниями § 4. В некоторых энергосистемах производится хроматографический анализ газов, растворенных в масле вводов (особенно при повышении давления в герметичных вводах). При этом могут быть диагностированы те же повреждения, что и в трансформаторах (§ 5). Однако на сегодняшний день не накоплено достаточного количества материалов, которые позволили бы дать количественные критерии оценки состояния ввода.
Как отмечалось в § 1, в масле герметичных вводов могут присутствовать механические примеси металлического характера. Они обнаруживаются при просматривании масла в проходящем свете. Методика обнаружения механических примесей заключается в следующем. Тонкостенный химический сосуд вместимостью 250—300 мл заполняется испытуемым маслом и помещается на подставку с черным покрытием. Со стороны задней стенки стакана устанавливается темный экран. Источник света располагается сбоку на уровне стакана так, чтобы свет. проходя сквозь слой масла, не засвечивал глаза испытателя.

Рисунок 22. Структурная схема устройства контроля изоляции ввода

При наличии механических примесей металлического характера при перемешивании будет наблюдаться перемещение частиц с характерным металлическим блеском, которые долгое время могут оставаться во взвешенном состоянии и не опускаться на дно. Для уточнения характера примесей следует воспользоваться лупой с 8-15-кратным увеличением или микроскопом.
Следы механических примесей допустимы, если имеется, например, 7-10 включений металлического и неметаллического характера на всю пробу, осевших на дно или во взвешенном состоянии. Если количество включений превышает указанные значения, необходимо провести количественное определение механических примесей, как указывалось в § 4.
Замену масла в герметичном вводе в случае необходимости можно произвести непосредственно на месте установки без снятия ввода с трансформатора. Последовательность операций описана в «Инструкции по замене масла герметичных вводов с баками давления в эксплуатации без демонтажа оборудования», утвержденной Главтехуправлением Минэнерго СССР и московским заводом «Изолятор» 19 марта 1981г.
Метод постоянного контроля изоляции вводов заключается в контрольные значения емкостного тока (тока небаланса) в нулевом проводе звезды, образованной соединением измерительных отводов всех грех вводов трехфазного трансформатора [10]. Устройство (рис. 22) состоит из двух блоков: КИВ-1, устанавливаемого в шкафу зажимов вторичной коммутации на трансформаторе или вблизи него, и КИВ-2, устанавливаемого на панели релейной защиты трансформатора на щите управления подстанции, и применяется на вводах напряжением 500 кВ и выше.
Блок КИВ-1 имеет фильтр, позволяющий отстроиться от напряжения небаланса, обусловленного высшими гармониками, и насыщающийся трансформатор с отпайками. Отпайки позволяют уменьшить ток небаланса, обусловленный разницей в значениях емкостей вводов; тогда проводник от каждого ввода подсоединяется к соответствующей отпайке трансформатора и «звезда» образуется непосредственно в блоке КИВ-1. Блок КИВ-2 имеет выпрямитель, миллиамперметр для измерения тока небаланса, потенциометр для изменения тока уставки, усилитель, сигнальную неоновую лампу и выходные реле.
При повреждении одного ввода емкость его увеличивается, в нулевом проводе и соответственно в первичной обмотке трансформатора КИВ-1 возрастает ток небаланса.
После усиления и выпрямления, сигнал подается в схему релейной защиты с действием на отключение или на сигнализацию. Для того чтобы устройство не срабатывал в переходных процессах и кратковременных повышениях напряжения время его срабатывания устанавливается не менее 8 с.
В нормальных условиях емкостный ток ввода 500 кВ составляв примерно 100 мА, а сумма токов для трех фаз исправных вводов 3-5 мА. Потенциометр устройства КИВ-2 позволяет менять уставку, тока срабатывания в диапазоне 3—15 мА. Для уменьшения погрешности кабель между блоками КИВ-1 и КИВ-2 должен быть экранированным с сечением жил не менее 2,5 мм2.

Читать:

Как запрограммировать с2000 сп 1

Какой параметр позволит диагностировать состояния высоковольтного ввода

Какой параметр позволит диагностировать состояния высоковольтного ввода

Диагностика вводов и трансформаторов тока под рабочим напряжением

Какой параметр позволит диагностировать состояния высоковольтного ввода

Эффективность и целесообразность диагностики высоковольтных вводов

Высоковольтная диагностика

Напряженная работа

Изоляция — главная проблема

Трансформаторы, выключатели и другие сложности

Положительные результаты высоковольтной диагностики

Какой параметр позволит диагностировать состояния высоковольтного ввода

Какой параметр позволит диагностировать состояния высоковольтного ввода

Какой параметр позволит диагностировать состояния высоковольтного ввода

Какой параметр позволит диагностировать состояния высоковольтного ввода

Диагностика и мониторинг высоковольтного оборудования. Современные технические и программные решения

Контроль за состоянием трансформаторов — Контроль за состоянием высоковольтных вводов

Какой обд сканер лучше купить на алиэкспресс

Какой подростковый советский велосипед был самый лучший

Похожие публикации