Тепловизионный контроль оборудовании

Тепловизионный контроль оборудования РУ на напряжение до
35 кВ должен проводиться не реже 1 раза в 3 года, для оборудования напряжением 110…220 кВ — не реже 1 раз в 2 года. Оборудование всех напряжений, работающее в зонах с высокой степенью загрязнения атмосферы должно проверяться ежегодно.

Тепловизионный контроль всех видов соединений проводов ВЛ должен проводиться не реже 1 раза в 6 лет. ВЛ, работающие с пре­дельными токовыми нагрузками, большими ветровыми и гололедными нагрузками, в зонах с высокой степенью загрязнения атмосферы, а также ВЛ, питающие ответственных потребителей, должны прове­ряться ежегодно.

Оценка теплового состояния электрооборудования и токоведущих частей в зависимости от условий их работы и конструкции может осу­ществляться:

• по допустимым температурам нагрева;

• превышениям температуры;

• избыточной температуре.

• коэффициенту дефектности;

• динамике изменения температуры во времени;

• путем сравнения измеренных значений температуры объекта
с другим, заведомо исправным оборудованием.

Превышение температуры — разность между измеренной темпе­ратурой нагрева и температурой окружающего воздуха.

Наибольшие допустимые температуры нагрева Q_доп и превышения температуры DQ_доп для некоторого оборудования, его токоведущих частей, контактов и контактных соединений приведены в табл. 11.2.

Избыточная температура — превышение измеренной темпера­туры контролируемого узла над температурой аналогичных узлов дру­гих фаз, находящихся в одинаковых условиях.

Таблица 11.2

Контролируемые узлы

Qдоп, °С

DQдоп, °С

Токоведущие неизолированные металические части
Контакты из меди и ее сплавов
Аппаратные выводы из меди, алюминия и их сплавов
Болтовые контактные соединения
Предохранители на напряжение 3 кВ и выше
Встроенные ТТ: обмотки магнитопровод	- -
Жилы силовых кабелей в режиме нормальном (аварийном) с изоляцией: из полихлорвинила и полиэтилена из сшитого полиэтилена из резины из пропитанной бумаги при напряжении, кВ: 1 и 3	70(80) 90(130)   80(80) 65(75)

Примечание. Контакт — токоведущая часть аппарата, которая во время опе­рации размыкает или замыкает электрическую цепь; контактное соедине­ние — токоведущее соединение (болтовое, сварное или другое), обеспечиваю­щее непрерывность токовой цепи.

Коэффициент дефектности — отношение измеренного превы­шения температуры контактного соединения к превышению темпера­туры, измеренному на целом участке шины (провода), отстоящем от контактного соединения на расстоянии не менее 1 м.

Рассмотрим основные принципы тепловизионного контроля обо­рудования систем электроснабжения.

Состояние контактов и контактных соединений оборудования оценивается по избыточной температуре при рабочих токах нагрузки I_раб=0,3 … 0,6I_ном. В качестве норматива используется значение темпе­ратуры, приведенное к 0,5I_ном

(11.1)

где DQ_0,5 — избыточная температура при токе нагрузки 0,5I_ном;

DQ_раб — избыточная температура при рабочем токе нагрузки I_раб.

Тепловизионный контроль при рабочих токах, меньших 0,3I_ном, не способствует выявлению дефектов на ранней стадии их развития.

Степень неисправности контактов и контактных соединений оце­нивается следующим образом:

• DQ_0,5 = 5…10°С — начальная степень неисправности, которую следует держать под контролем и принимать меры по ее устра­нению во время проведения очередного ремонта;

• DQ_0,5 = 10…30°С — развившийся дефект; следует принять меры по устранению неисправности при ближайшем выводе элек­трооборудования из работы;

• DQ_0,5 > 30°С — аварийный дефект, требующий немедленного уст­ранения.

Токоведущие части. При оценке теплового состояния токоведу­щих частей различают степени неисправности, исходя из следующих значений коэффициента дефектности:

• до 1,2 — начальная степень неисправности, которую нужно дер­жать под контролем;

• 1,2…1,5 — развившийся дефект; следует принять меры по устра­нению неисправности при ближайшем выводе линии из работы;

• более 1,5 — аврийный дефект; требуется немедленное устранение.

Силовые трансформаторы. Тепловизионный контроль трансфор­маторов напряжением 110 кВ и выше производится при решении во­проса о необходимости их капитального ремонта. Снимаются тепло­граммы поверхности бака трансформатора, элементов системы охлаж­дения, вводов и другие.

При анализе теплограмм:

• сравниваются между собой нагревы вводов разных фаз транс­форматора;

• сравниваются нагревы исследуемого трансформатора с нагре­вами однотипных трансформаторов;

• проверяется динамика изменения нагревов во времени и в зави­симости от нагрузки;

• определяются расположения мест локальных нагревов;

• сопоставляются места локальных нагревов с расположением эле­ментов магнитопровода и обмоток;

• определяется эффективность работы систем охлаждения.

Маслонаполненные вводы. Состояние ввода оценивается по рас­пределению температуры по высоте ввода. На рис. 11.2 показан харак­тер распределения температуры по высоте маслонаполненного ввода при нормальном его состоянии и некоторых дефектах [15].

Случай д иллюстрируется теплограммой, приведенной на рис. 11.3. Видно, что температура средней части правого ввода ниже, чем
в двух других фазах.

Рис. 11.2. Характер распределения температуры
по высоте маслонаполненного ввода:

а — нормальное распределение температуры; б — распределение температуры при
наличии короткозамкнутого контура в маслорасширителе; в — распределение температуры при перегреве внутренних кон­тактных соединений; г — распределение температуры при понижении уровня масла; д — распределение температуры при нарушении
циркуляции масла (разбухание бумажного остова на токоведущем стержне, шламообразование)

Рис. 11.3. Теплограмма вводов трансформатора

Измерительные трансформаторы. Для оценки состояния внут­ренней изоляции измеряются температуры нагрева поверхностей фар­форовых покрышек, которые не должны иметь локальных нагревов,
а значения температуры, измеренные в одинаковых зонах покрышек трех фаз, не должны отличаться между собой более чем на 0,3°С.

Аппараты защиты от перенапряжений. Признаками исправного состояния вентильного разрядника являются:

• одинаковый нагрев во всех фазах верхних элементов в местах расположения шунтирующих резисторов;

• практически одинаковое распределение температуры по элемен­там одной фазы разрядника; отличия температур должны находиться в пределах 0,5–5°С в зависимости от коли­чества элементов в разряднике.

Оценка состояния нелинейных ограничителей перенапряжений осуществляется путем пофазного сравнения температур, измеренных по высоте и периметру покрышки ограничителя. На покрышке не должно быть зон локального нагрева.

Конденсаторы. Температуры нагрева корпусов конденсаторов одинаковой мощности при одинаковой загрузке не должны отличаться между собой более чем в 1,2 раза.

Силовые кабели. Температура нагрева токоведущих жил кабелей, измеренная в местах их подсоединения к аппаратам, не должна пре­вышать допустимого значения.

Воздушные линии электропередачи. Оценка состояния контактных соединений алюминиевых и сталеалюминиевых проводов проводится по коэффициенту дефектности. Нормами [14] устанавливаются сле­дующие степени дефектов в зависимости от величины коэффициента дефектности:

• до 1,2 — начальная степень неисправности, которую нужно дер­жать под контролем;

• 1,2…1,5 — развившийся дефект; следует принять меры по устра­нению неисправности при ближайшем выводе линии из работы;

• более 1,5 — аврийный дефект; требуется немедленное устранение.

В заключение следует отметить основные преимущества теплови­зионного контроля перед традиционными методами оценки состояния оборудования.

Тепловизионный контроль производится в рабочем состоянии оборудования, то есть под нагрузкой и напряжением. Результаты об­следования в таком состоянии являются более достоверными, чем ре­зультаты обследований после снятия нагрузки или напряжения. Так, например, для гирлянды изоляторов нагрузкой является не только на­пряжение, но и тяжение провода. Замеченное тепловизором поврежде­ние изолятора гирлянды может оказаться незамеченным при осмотре гирлянды после снятия с опоры.

Тепловизионный контроль проводится без отключения оборудо­вания и в любое время. Поэтому тепловизионное обследование обору­дования не мешает предприятию выполнять свою основную задачу по выпуску продукции или передаче и распределению электроэнергии.

Поскольку повреждения выявляются на работающем оборудова­нии, то имеется запас времени для подготовки вывода дефектного обо­рудования в ремонт, не отключая электроустановку и сокращая время ремонта до минимума.

Наряду с другими видами современной диагностики, в частности
с хроматографическим анализом трансформаторного масла, теплови­зионный контроль позволяет:

• предупредить возникновение аварийных ситуаций в электрообо­рудовании и тем самым повысить надёжность элек­троснабжения потребителей;

• значительно снизить затраты на ремонты, поскольку поврежде­ния выявляются на ранних стадиях;

• оценить действительное состояние электрооборудования с опре­делением запаса его работоспособности, что особенно ак­туально для оборудования, отработавшего 15 лет и более.

Заключение

При изучении дисциплины главное внимание должно уделяться вопросам организации электромонтажных работ, организации технического обслуживания и ремонта оборудования, методам его испытаний, диагностики состояния, нормативной технической документации.

Знание указанных вопросов позволит будущему специалисту быстро и успешно адаптироваться в современных условиях производства электромонтажных работ и эксплуатации электрооборудования как на промышленных предприятиях, так и в энергосистемах.

Совершенствование знаний студентов в области монтажа и эксплуатации оборудования систем электроснабжения достигается изучением специальной нормативно-технической литературы, далеко не полный перечень которой приведен в библиографическом списке. Следует иметь в виду, что эта литература постоянно изменяется, устаревает, не всегда успевает за техническим прогрессом.

Специалист должен следить за появлением новых материалов, конструкций, технологий в выбранной сфере деятельности, в частности, с помощью таких средств информации, как Интернет. Совершенствование знаний специалиста достигается участием в технических семинарах, конференциях, посещением отраслевых выставок, систематически организуемых в области электроэнергетики и электротехнической промышленности.

Приложение 1. Характеристики кабелей с изоляцией
из сшитого полиэтилена (СПЭ кабелей)

П1.1. Условные буквенно-цифровые обозначения

А — алюминиевая токоведущая жила;

нет обозначения — медная токоведущая жила;

Пв — материал изоляции (сшитый поли­этилен);

П или В — оболочка из полиэтилена или поливинилхлоридного ПВХ пластиката;

у — усиленная полиэтиленовая оболочка увеличенной толщины;

нг — оболочка из ПВХ пластиката пониженной горючести;

нгд — оболочка из ПВХ пластиката пониженного дымогазовыде­ления;

г — продольная герметизация экрана водоблокирующими лентами;

1 или 3 — количество токоведущих жил;

50…800 — сечение токоведущей жилы, мм²;

гж — герметизация токоведущей жилы;

16…35 — сечение экрана, мм²;

1…500 — номинальное напряжение, кВ.

Пример обозначения: АПвПг 1х240/35-10 — кабель с алюминие­вой жилой (А), СПЭ изоляцией (Пв), полиэтиленовой оболочкой (П), герметизацией экрана (г), одножильный (1), сечение жилы 240 мм², сечение экрана 35 мм², номинальное напряжение 10 кВ.

П1.2. Технические характеристики одножильных кабелей (6 кВ)

S,мм2
Sэ,мм2
dи, мм	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
dо, мм	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,7	2,7
d, мм
m, кг/км	550	690	790	910	1030	1190	1400	1720	1990	2880	2710	3180
L, м

S — сечение токоведущей жилы;

S_э — сечение экрана из медных проволок;

d_и — толщина изоляции;

d_о — толщина оболочки;

d — внешний диаметр;

m — масса 1 км кабеля (числитель — алюминиевая жила; знаме­натель — медная жила);

L — строительная длина кабеля.

П1.3. Технические характеристики одножильных кабелей (10 кВ)

S,мм2
dи, мм	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
dо, мм	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,7	2,7
d, мм
m, кг/км	725	825	935	1040	1230	1370	1575	1795	2195	2570	3015	3605
L, м

П1.4. Технические характеристики одножильных кабелей (35 кВ)

S,мм2
dи, мм	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0
dо, мм	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,7	2,7	2,9	2,9	2,9
d, мм
m, кг/км	1187	1310	1446	1574	1805	1968	2235	2492	2995	3390	3883	4517
L, м

П1.5. Технические характеристики одножильных кабелей (110 кВ)

S,мм2
dи, мм
dо, мм	3,0	3,2	3,4	3,4	3,4	3,6	3,8
d, мм
m, кг/км	3400	3700	4000	4290	4830	5410	6140

П1.6. Допустимый длительный ток, А, одножильных кабелей (6 кВ)

S, мм2	Способ прокладки
в земле	в воздухе
медная жила	алюмин. жила	медная жила	алюмин. жила
гориз.	треуг.	гориз.	треуг.	гориз.	треуг.	гориз.	треуг.

П1.6. Допустимый длительный ток, А, одножильных кабелей (10 кВ)

S, мм2	Способ прокладки
в земле	в воздухе
медная жила	алюмин. жила	медная жила	алюмин. жила.
гориз.	треуг.	гориз.	треуг.	гориз.	треуг.	гориз.	треуг.

П1.8. Допустимый длительный ток, А, одножильных кабелей (35 кВ)

S, мм2	Способ прокладки
в земле	в воздухе
медная жила	алюмин. жила	медная жила	алюмин. жила
гориз.	треуг.	гориз.	треуг.	гориз.	треуг.	гориз.	треуг.

П1.9. Допустимый длительный ток, А, одножильных кабелей (110 кВ)

S, мм2	Способ прокладки
В земле	В воздухе
медная жила	алюмин. жила.	медная жила	алюмин. жила
гориз.	треуг.	гориз.	треуг.	гориз.	треуг.	гориз.	треуг.