Трансформаторы :: Сви П.М. Методы и средства диагностики оборудования высокого напряжения

Надежность современных систем производства и распределения электроэнергии в значительной мере определяется надежностью электрооборудования. Аварийные повреждения, часто сопровождающиеся разрушением оборудования, приводят к нарушениям электроснабжения и большому экономическому ущербу в энергосистеме и у потребителей. Особенно значительны потери от отказов оборудования высших классов напряжения, имеющего большую единичную мощность.

Поддержание необходимой степени надежности оборудования в процессе его эксплуатации обеспечивается системой технического обслуживания и ремонтов. Традиционно эта система базируется на периодическом проведении плановых профилактических работ и является системой обслуживания по времени наработки. Применительно к устройствам высокого напряжения такая система не является оптимальной, ибо приводит к неоправданным отключениям работоспособного оборудования.

Напряженные графики работы электрических сетей и отсутствие достаточных резервов приводят к необходимости увеличения межремонтных периодов, что при существующей системе технического обслуживания ведет к снижению уровня надежности основного оборудования.

Большие резервы повышения эффективности эксплуатации оборудования высокого напряжения заключены в переходе на техническое обслуживание по реальной потребности. При этом необходимость в обслуживании и ремонте определяется исходя из действительного состояния оборудования.

Переход к обслуживанию оборудования по потребности невозможен без использования надежных методов выявления и оценки его текущего технического состояния. Это и определяет необходимость развития системы технической диагностики.

Необходимость совершенствования системы и методов эксплуатационного контроля электрооборудования определяется также их недостаточной эффективностью. Традиционные методы испытаний разработаны давно и направлены на выявление дефектов, которые, как правило, уже не определяют надежность современного оборудования высокого напряжения. Периодичность испытаний не согласована со скоростью развития дефектов. Все это существенно снижает вероятность своевременного выявления развивающихся повреждений и возможность прогнозирования отказов.

В последние годы были предложены новые методы диагностирования, появилась возможность дистанционного контроля и испытаний без вывода оборудования из работы. Развиты методы контроля, основанные на индикации излучений, связанных с наличием дефектов. К ним относятся методы обнаружения акустических, тепловых и световых эффектов, а также излучений и токов в области радиочастот. Значительное распространение получают методы выявления продуктов старения и разрушения изоляционных материалов.

Все это позволяет создать современную систему эксплуатационного контроля электрооборудования и, что особенно важно, реализовать возможность сигнализации о недопустимом (предаварийном) его состоянии.

Значительный объем работ по диагностированию, включающий не только проведение измерений, но и оценку их результатов, может быть автоматизирован. Применение при этом современной вычислительной техники обеспечивает повышение достоверности контроля и снижение влияния субъективных факторов на его результаты.

В предлагаемой вниманию читателей книге рассмотрены принципы построения системы технической диагностики оборудования высокого напряжения. Ввиду ограниченного объема издания описаны лишь методы, применяемые при испытаниях оборудования распределительных устройств - силовых и измерительных трансформаторов, устройств защиты от перенапряжений и т. п. Основное внимание уделено специальным методам измерений и применяемым при этом приборам. Рассматриваются возможные погрешности измерений и способы их исключения. В главах, посвященных методам испытаний, также содержится изложение их физических основ и даны определения диагностических параметров.

Автор не ставил задачу описания полных систем технической диагностики конкретных видов электрооборудования; эти системы еще находятся в стадии разработки. Кроме того, с изменением конструкций и условий эксплуатации оборудования такие системы должны меняться. Не рассматриваются также вопросы экономического обоснования объема контроля.

Основная задача книги - определение принципов построения диагностических систем для оборудования высокого напряжения, оценка их возможностей и описание основных методов, наиболее эффективных при выявлении типичных видов дефектов. Там, где это было целесообразно, применение описанных методов рассмотрено на примере контроля основных видов оборудования.

При написании книги были использованы литературные источники и опыт автора по разработке и исследованию методов контроля оборудования высокого напряжения.

В своей работе автор исходил из традиций ОРГРЭС - Союзтехэнерго в области создания системы эксплуатационного контроля электрооборудования и считает своим долгом отметить вклад в это направление уже ушедших М. И. Рапопорта, В. Ф. Воскресенского и М. В. Локшина, памяти которых посвящена эта книга.

Автор выражает благодарность рецензенту Б. А. Алексееву за помощь в работе над рукописью.

Замечания и пожелания по книге прошу направлять по адресу издательства: 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10, Энергоатомиздат.

Автор

Глава первая

ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА ЭЛЕТРООБОРУДОВАНИЯ

1.1. СИСТЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО КОНТРОЛЯ

Основные понятия. Надежность оборудования определяется его конструкцией и качеством изготовления. Однако в ходе эксплуатации из-за процессов старения материалов и внешних воздействий надежность оборудования снижается. Создание электрооборудования, показатели надежности которого за весь период эксплуатации не станут ниже допустимых, - задача достаточно трудная и в значительном числе случаев экономически нецелесообразная. Поэтому в ходе эксплуатации оборудования необходимо проведение работ по поддержанию требуемого технического состояния.

Различают несколько основных видов технического состояния: исправность и неисправность, работоспособность и неработоспособность, правильное и неправильное функционирование. Исправным является объект, полностью отвечающий всем техническим требованиям. Работоспособным является объект, у которого техническим требованиям соответствуют лишь свойства, характеризующие способность выполнения заданных функций. Несоответствие между реальными и требуемыми свойствами объекта является дефектом. При возникновении дефекта исправный объект становится неисправным; при этом возможны два состояния – работоспособное и неработоспособное. Переход в работоспособное состояние называется преждевременным; переход а неработоспособное – отказом.

В условиях эксплуатации необходимо обеспечивать как минимум работоспособное состояние. Это возлагается на систему технического обслуживания (ТО) и ремонтов. Основное содержание ТО – контроль за состоянием оборудования и собственно обслуживание, поддержание исправности или работоспособности (чистка, смазка, регулировка и т.п.). Задача ремонта – восстановление исправности или работоспособности.

Исследование технического состояния оборудования является предметом технической диагностики, цель которой – изучение проявлений (признаков) различных технических состояний, разработка методов их определения, а также принципов построения и использования систем диагностирования.

Методами диагностики производится разбиение (классификация) всей совокупности объектов на группы в соответствии с принятыми градациями состояния. Для рассматриваемых объектов установить один обобщенный показатель состояния нельзя. Поэтому основной задачей диагностирования является своевременное обнаружение и поиск дефектов, т. е. определение их наличия, характера и местонахождения. Это производится путем соответствующих испытаний (элементарных проверок).

Алгоритм (правила) диагностирования, определяющий объем, последовательность и взаимосвязь испытаний объекта, устанавливается исходя из его диагностической модели. Модель строится на основании изучения конструкции оборудования данного типа и опыта его эксплуатации. При этом классифицируются выявленные и возможные дефекты, устанавливаются наблюдаемые признаки их появления и методы выявления этих признаков. Признаки дефектов, как правило, проявляются в изменениях наблюдаемых параметров (характеристик) объекта. Поэтому необходимо установление диагностических параметров и их количественной или качественной связи с наличием и степенью развития дефекта.

Значения диагностических параметров, определенные при испытаниях, характеризуют техническое состояние объекта в данный момент времени. Для отнесения объекта к соответствующей группе состояний необходимо установить предельные значения параметров; эти значения и являются признаками дефекта. При периодическом контроле необходимо также учитывать скорость развития дефекта, чтобы неработоспособное состояние не наступило ранее следующего контроля. Поэтому браковочное значение параметра обычно ниже предельного, устанавливаемого как граница работоспособности состояния объекта.

Диагностирование может быть функциональным (на объект поступают только рабочие воздействия) и тестовым (при подаче специальных воздействий). Соответственно строятся и средства диагностирования: для функционального диагностирования это в основном измерительные устройства; для тестового диагностирования, кроме того, необходим источник тестовых воздействий.

Система контроля. Эксплуатационный контроль оборудования является системой определения его технического состояния. На основании полученных при контроле данных принимается решение о допустимости дальнейшей эксплуатации оборудования или о необходимости и объеме ремонта. Система эксплуатационного контроля должна обеспечить выявление и идентификацию дефектов (собственно диагностирование), а также прогнозирование их развития.

Необходимый объем испытаний определяется исходя из конструкции оборудования и возможных его дефектов. Как правило, основным при этом является опыт эксплуатации. Периодичность контроля определяется скоростью развития дефектов, устанавливаемой рядом повторяемых испытаний или на основании других данных. Основным при принятии решения о дальнейшей эксплуатации объекта являются результаты диагностирования и прогнозирования, ибо при этом выявляются характер дефекта и опасность его развития.

В дальнейшем термином контроль будем определять всю совокупность процедур, необходимых для принятия решения по обеспечению нормальной эксплуатации оборудования.

В наибольшей степени перечисленным требованиям соответствует контроль по прогнозирующему параметру. Предполагается, что имеется наблюдаемый параметр объекта, который прогнозирует его отказ, т. е. между вероятностью наступления отказа в определенном интервале времени после момента контроля и значением параметра имеется стохастическая связь. Достоверность прогнозирования зависит от того, насколько тесна эта связь.

Создание системы контроля оборудования, основанной на прогнозе надежности, возможно лишь в случае, если для каждого вида оборудования будут выявлены прогнозирующие параметры, определены их предельно допустимые значения и разработаны методы их измерения в условиях эксплуатации. Пока таких данных еще нет.

Первые партии вводов 500 кВ из-за неудачной конструкции и недостатков технологии имели высокую повреждаемость; в основном наблюдались тепловые пробои [1]. Такой характер развития дефекта связан с ростом диэлектрических потерь; диагностический параметр — изоляции. Можно предположить, что является прогнозирующим параметром. Корреляционная связь между значением и остаточным сроком службы ввода оказалась достаточно тесной [2], что определило высокую эффективность контроля. Повреждаемость вводов после отбраковки по результатам испытаний существенно уменьшилась (рис. 1.1). Показатель эффективности контроля, определенный как отношение средних значений эмпирических плотностей распределения отказов до и после отбраковки,.

Для вводов 110 кВ использовать в качестве прогнозирующего только параметр нельзя; корреляционная связь его значения со сроком службы недостаточна, что подтверждается и уменьшением показателя эффективности контроля . В этом случае для диагностирования необходимо использование также и других параметров.

Диагностирование дает данные о состоянии объекта в момент контроля, т. е. дает точечную оценку. Для прогнозирования необходимо

знание процесса изменения технических характеристик. Проводя диагностирование достаточно часто или использовав данные за длительный период, можно накопить сведения, необходимые для оценки хода и тенденций изменения параметров объекта, и при осторожной их экстраполяции получить информацию для прогнозирования. Это и используется в практике эксплуатационного контроля, так как заключение о техническом состоянии оборудования всегда делается не только по значениям контролируемых параметров, но и с учетом характера их изменения.

Достоверность оценки надежности оборудования по результатам диагностирования не всегда достаточна. Для некоторых видов оборудования пределы значений диагностических параметров, характеризующие зону работоспособности, с достаточной достоверностью не установлены. Отказ современного мощного оборудования часто сопряжен с большими экономическими потерями. Поэтому реально реализуемая система эксплуатационного обслуживания оборудования высших классов напряжения ориентирована на поддержание практически неизменного технического состояния, хотя это требует повышенных трудозатрат и не является экономически оптимальным. При этом ТО и ремонты проводятся в заданные сроки независимо от их реальной необходимости.

Соответственно построена система контроля: с жестко регламентированными объемом и периодичностью испытаний и узкими допусками на изменение значений параметров. Кроме того, традиционная система контроля не включает в себя ряд новых методов диагностики, позволяющих обнаружить дефекты, ранее не выявляемые.

Переход к новой стратегии технического обслуживания оборудования - по его состоянию - требует значительного повышения эффективности контроля. На систему диагностики при этом возлагается еще одна задача - определение необходимости отключения объекта. Следовательно, современная система диагностики должна в первую очередь быть системой раннего выявления развивающихся дефектов.

Для создания эффективной системы эксплуатационного контроля электрооборудования необходимо:

обобщить и проанализировать опыт эксплуатации, выявить дефекты, приводящие к отказам, причины их возникновения и ход развития;
определить наблюдаемые характеристики (параметры) оборудования, изменение которых связано с возникновением и развитием дефектов;
выявить связи между значениями параметров и техническим состоянием оборудования; установить предельные значения параметров, характеризующие переход объекта в другой класс технических состояний;
разработать методы измерения этих параметров в условиях эксплуатации, выявить источники помех, определить реально выявляемые изменения параметров (чувствительность метода измерения);
исходя из взаимосвязи изменений совокупности наблюдаемых параметров и технического состояния оборудования, определить объем и периодичность испытаний, а также их последовательность (алгоритм контроля);
установить критерии браковки, учитывающие всю совокупность наблюдаемых изменений технического состояния, оценку их тенденций и условий эксплуатации.

Повреждения по характеру их развития можно разбить на следующие основные группы:

повреждения, при которых переход из исправного (работоспособного) состояния в неработоспособное (отказ) происходит очень быстро (мгновенный отказ);
локальные повреждения (дефекты), которые развиваются до отказа в течение нескольких суток или месяцев;
повреждения (дефекты) с длительным периодом развития до нескольких лет, которые можно рассматривать как процесс ускоренного старения.

В первом случае контроль с целью выявления дефектов невозможен. Это область действия защиты сети от развития повреждений. При быстро развивающихся локальных дефектах необходимы автоматизированные системы диагностики, обеспечивающие непрерывный или достаточно частый контроль. В третьем случае достаточен периодический контроль.

Контроль оборудования без отключения. Большинство методов контроля оборудования без вывода его из работы, под напряжением развито сравнительно недавно. Не все они широко применяются в системе диагностики, хотя уже ясно, что использование таких методов существенно повышает эффективность контроля и открывает возможность его автоматизации. Кроме того, снижаются трудозатраты на проведение испытаний и улучшаются условия труда персонала.

Контроль оборудования без отключения можно вести, проводя анализы периодически отбираемых проб, а также измеряя характеристики объекта в процессе его функционирования. Развитие получили методы измерений характеристик изоляции оборудования при рабочем напряжении на нем, а также контроль проб изоляционного масла.

Повышение эффективности контроля обеспечивается за счет увеличения частоты испытаний, так как при этом повышается вероятность своевременного обнаружения дефектов, а также появляется возможность выявления зависимостей наблюдаемых параметров от времени, температуры и т. п., которые обладают большей информативностью по сравнению с точечными оценками. Кроме того, используется ряд эксплуатационных факторов, позволяющих повысить чувствительность методов контроля (например, обнаружение увлажнения изоляции путем измерений при повышенной температуре, выявление частичных разрядов при рабочем напряжении и т. п.).

Снижение трудоемкости контроля обеспечивается применением стационарных схем измерений и отсутствием необходимости в подготовке объекта к испытаниям. Улучшение условий труда определяется снижением объема работ, проводимых в зоне высокого напряжения на месте установки оборудования, а также безопасностью стационарных измерительных систем.

Автоматизация измерений и анализов обеспечивает не только снижение объема работ персонала и возможность непрерывного контроля. Принципиальным отличием такой системы контроля является возможность передачи соответствующему устройству значительной части функций собственно диагностики, т. е. функций идентификации дефектов и оценки технического состояния объекта. Такими возможностями обладают диагностические системы на базе ЭВМ. Эти системы могут проводить измерения и математическую обработку полученных данных с целью снижения помех, анализ результатов измерений и сравнение их с нормами. При необходимости автоматическая система диагностики меняет тактику (алгоритм) контроля (периодичность измерений, способ оценки их результатов) и выдает оператору сообщение вместе с протоколом, содержащим данные для принятия решений по эксплуатации данного объекта.

Возможны два способа организации контроля оборудования под напряжением:

ранняя диагностика, т. е. выявление признаков ухудшения технического состояния, вызывающих изменения значений контролируемых параметров;
сигнализация предельных состояний, т. е. выявление признаков ухудшения технического состояния, являющихся опасными с точки зрения надежности оборудования.

Оба способа взаимно дополняют друг друга, обеспечивая возможность выявления тенденций и скорости изменения диагностических параметров, а также своевременное получение сигнала об опасности отказа оборудования. Это позволяет лучше планировать ремонты оборудования и при необходимости производить срочное отключение объектов, находящихся в предаварийном состоянии.

1.2. ДОСТОВЕРНОСТЬ КОНТРОЛЯ

Ошибки контроля. Целью контроля в общем случае является определение технического состояния объекта и прогноз его изменения, а также выявление дефектов и определение их характера. В результате должна быть установлена возможность дальнейшей эксплуатации объекта или необходимость его ремонта (восстановления).

Ошибки контроля связаны с достоверностью метода диагностики и ошибками испытаний (измерений).

Применяемые методы диагностики не обеспечивают полной достоверности оценки состояния объекта. Результаты измерений включают в себя ошибки, определяемые погрешностями приборов и влиянием помех. Поэтому всегда существует вероятность получения ложного результата контроля:

исправный объект будет признан негодным (ложный дефект или ошибка первого рода);
неисправный объект будет признан годным (необнаруженный дефект или ошибка второго рода).

Графически формирование результата при таком контроле показано на рис. 1.2, где заштрихованные площади соответствуют вероятностям получения недостоверных результатов (ошибок первого и второго рода).

Ошибки контроля приводят к различным последствиям: если ошибки первого рода (ложный дефект) только увеличивают объем восстановительных работ, то ошибки второго рода (необнаруженный дефект) влекут за собой аварийное повреждение оборудования.

Достоверность метода диагностики определяется степенью связи технического состояния объекта с отображающими его параметрами. Как правило, эта связь - вероятностная (стохастическая). Кроме того, существует неоднозначность связи значений контролируемых параметров с состоянием объекта при различных видах дефектов. Все это создает ошибки диагностирования, связанные с несовершенством методов контроля.

На рис. 1.3 в качестве примера приведены распределения плотности вероятностей значения некоторого параметра х для двух совокупностей объектов одного вида: не имеющих дефектов f₁(x) и с дефектами f₂(x). Предполагается, что параметр х является прогнозирующим, т. е. имеется достаточно выраженная связь между его значением и вероятностью отказа объекта. В идеальном случае (рис. 1.3, а) по значению параметра х возможна однозначная классификация объектов (годен или негоден), соответствующая их состоянию (исправен или неисправен). Действительные распределения значений параметра х для обоих совокупностей объектов имеют общую зону (рис. 1.3, б). При этом возникают ошибки из-за несовершенства метода диагностики. Для браковочного значения параметра х_б = x₁ вероятность того, что дефект не будет обнаружен, соответствует площади заштрихованного участка Р₁, а вероятность браковки объектов без дефекта — площади участка Р₂. В этом случае вероятности появления ошибок первого и второго рода взаимосвязаны. Уменьшение числа обнаруженных дефектов обеспечивается снижением браковочной нормы до х₂, но при этом существенно возрастает ложная браковка.

Повысить достоверность диагноза можно, используя для контроля несколько параметров, характеризующих техническое состояние объекта. Каждый из этих параметров дает информацию об определенной характеристике объекта. Их совокупность обеспечивает повышение вероятности выявления дефектов и возможность более точной оценки их опасности.

Следует указать еще на один источник ошибок диагностирования - использование измеренных значений контролируемых параметров без приведения их к нормальным условиям.

Результаты измерений зависят от условий контроля. Так, например, существует зависимость характеристик изоляции от ее температуры. Температура контакта существенно зависит от значения протекающего тока, а результат измерения, кроме того, и от состояния поверхности. Поэтому для целей диагностирования необходимо результаты измерений привести к одинаковым базовым условиям, к сопоставимому виду.

Эти условия обычно указываются при установлении браковочных нормативов, а в методике измерений должны быть предусмотрены способы приведения результатов к сопоставимому виду (температурный пересчет и т.п.).

Погрешность измерения есть следствие ограниченной точности измерительных устройств (средств измерения), а также погрешностей, вызванных влиянием внешних факторов.

Средство измерений (СИ) обычно состоит из ряда измерительных преобразователей и отсчетного устройства. В ходе преобразований информации возникает погрешность измерения: действительному значению измеряемой величины на входе х соответствует показание отсчетного устройства на выходе у.

Погрешность измерения (абсолютное ее значение =у - х или относительное =/х) имеет две составляющие - систематическую и случайную. Первая вызывается стабильными причинами и ее можно учесть. Вторая составляющая погрешности вызывается нестабильными факторами и имеет вероятностный характер. В дальнейшем, если это специально не оговаривается, будем учитывать лишь вторую составляющую погрешности, рассматривая ее как случайную величину.

В качестве примера влияния погрешностей измерения на достоверность контроля рассмотрим рис. 1.4, где приведено распределение f₁(х), включающее в себя параметр х всех объектов данного типа (с дефектами и с исправной изоляцией). Контролируется объект со значением параметра x₁, которое превышает браковочный норматив х_б, т. е. объект неисправен и должен быть отнесен к числу негодных. Измерение производится с погрешностью, имеющей распределение f₂(х). Поэтому вместо значения параметра х с нормой будет сравниваться результат измерения у.

Неисправными считаются объекты, параметр которых х находится в зоне Р_xн, а по результатам контроля негодными будут признаны объекты, значения измеряемого параметра у которых находятся в зоне Р_yн. Дефект не будет обнаружен, если измеренное значение у будет меньше браковочного у_б = х_б. На рис. 1.4 вероятность P_н этого события соответствует заштрихованной области под кривой f₂(х).

Рис. 1.4. Возникновение ошибки из-за погрешностей измерений:

f₁(х), — распределение плотности вероятностей значений измеряемого параметра х;

f₂(х).— распределение плотности вероятностей погрешностей измерения для значения параметра х₁;

f₃(y).— распределение плотности вероятностей результатов измерений

Для уменьшения вероятности того, что дефект не будет обнаружен, необходимо увеличивать точность измерения. Однако в тех случаях, когда определяющими становятся погрешность метода или внешние влияния (помехи), высокая точность измерительных устройств не повышает эффективность контроля и лишь усложняет процесс измерений. Считается достаточным, если среднее квадратическое отклонение результатов измерения из-за погрешности СИ s_y не будет превышать одной десятой среднего квадратического отклонения s_x совокупности контролируемых значений параметра.

Ежегодная отбраковка оборудования из-за ухудшения изоляции по определяющему параметру не превышает обычно 1%, т. е. около 99% значений х оказывается ниже браковочного норматива х_б. Исходя из этого, оценим в первом приближении необходимую точность эксплуатационных измерений.

Для обычно принимаемого в таких случаях нормального закона распределения 99% значений х соответствуют значению x_б = 2,33 s_x, откуда s_y = 0,1 s_x = 4,3*10^-2х_б. Следовательно, достаточная точность в рассматриваемых условиях будет достигнута, если среднее квадратическое отклонение результата измерения в области браковочных значений параметра не будет превышать 4% этого значения. Ориентировочно считают, что наибольшее значение основной погрешности измерительного прибора равно удвоенному среднему квадратическому отклонению результатов измерений. При таком допущении относительная погрешность эксплуатационных измерений контролируемых параметров не должна превышать 8%.

Иногда заводы-изготовители требуют, чтобы значение контролируемого параметра, измеренное при монтаже объекта, было близко к результатам заводского контроля. В этом случае необходима высокая точность измерений, не всегда обеспечиваемая в полевых условиях.

Так, например, при измерении малых значений изоляции мостом Р5026 нормированное значение допускаемой погрешности . Обычно для изоляции без дефектов . Только за счет погрешности моста возможен результат измерения . Поэтому значимым для контроля следует считать лишь результат, превышающий заводские данные более чем на 60%. При более жестких браковочных требованиях будут недопустимо велики ошибки контроля.

Существует еще одна возможность ошибок контроля, вызванных ошибками измерения. При эксплуатационном контроле оборудования важно обнаружить изменение контролируемого параметра. Поэтому существенно, чтобы относительная погрешность измерения не выходила из допустимых пределов. В СИ со стрелочным прибором в качестве отсчетного устройства нормируется приведенная погрешность измерения: , где х_н - нормирующее значение измеряемой величины, обычно верхний предел шкалы прибора. Относительная погрешность измерения в таких СИ существенно зависит от значения измеряемой величины, ибо .

Поэтому даже при достаточно малой нормированной приведенной погрешности СИ надо проверить относительную погрешность; в начале шкалы она будет в десятки раз больше.

Чувствительность метода измерения. В эксплуатационной практике точность измерения и определяемая ею чувствительность метода, как правило, ограничивается погрешностями из-за влияния внешних факторов - помех. Возможность влияния таких факторов не всегда даже учитывается при конструировании измерительных устройств.

Помехи специфичны для каждого вида измерений и поэтому рассмотрение способов снижения погрешностей возможно лишь в соответствующих главах книги. Здесь изложим только общие вопросы. Различают помехи, вызванные паразитными токами в схеме измерений и токами влияния.

Паразитными называются токи, возникающие под действием напряжения измерительной установки и протекающие через ее измерительный элемент, минуя объект измерения. Эти токи протекают по так называемым паразитным связям между источником напряжения измерительной установки и элементами измерительного устройства (средства измерения), а также по паразитным связям в измерительном устройстве и в объекте.

Токами влияния называются токи, возникающие под действием рабочего напряжения электрической установки, в которой находится контролируемый объект, и протекающие через измерительный элемент измерительного устройства. К ним относятся токи промышленной частоты и ее гармоник, протекающие по электрическим и электромагнитным связям между элементами измерительной установки (включая объект) и оборудованием, находящимся под рабочим напряжением. Кроме того, токи влияния возникают в измерительной установке при наличии разности потенциалов между точками заземления ее элементов.

Известны два направления обеспечения необходимой точности измерений в условиях помех: применение помехоустойчивых измерительных устройств (СИ) и создание схем измерений, обеспечивающих их защиту от влияния помех. Помехоустойчивость СИ определяется их конструкцией. Основные возможности снижения погрешностей - в повышении помехозащищенности схем измерений.

Повышение помехозащищенности заключается в обеспечении на входе СИ наибольшего возможного относительного уровня сигнала информации (увеличение отношения сигнал/помеха). Это достигается соответствующей схемой измерений и экранированием - отведением, из измерительных цепей токов помех. Возможна также селекция сигнала, например измерение его на частоте, отличающейся от частоты напряжения помехи (частотная селекция), или в периоды времени, когда помеха минимальна (временная селекция). Однако в этих случаях необходимы соответствующие измерительные устройства.

Другая группа способов основана на исключении погрешности из результатов измерений. Это обеспечивается соответствующей методикой производства измерений и обработки их результатов. В тех случаях, когда имеется возможность накопления достаточного массива информации (например, при автоматизации контроля) снижение погрешности измерения от помех, имеющих случайный характер, производится путем математической обработки результатов измерений. Известно достаточное количество методов статистической обработки данных (усреднение, корреляционный анализ и т. п.), обеспечивающих повышение достоверности измерений.

Чувствительность метода измерения - это наименьшее выявляемое изменение параметра, которое может служить для суждения об изменении характеристик объекта. В простейшем случае задача определения чувствительности сводится к установлению порогового значения параметра x_п, при котором вероятность ошибок контроля первого рода (ложная браковка) не будет превышать заданного допустимого предела.

Погрешности измерений при эксплуатационном контроле определяются в основном остаточным уровнем внешних помех. Следовательно, для определения порога чувствительности метода измерений необходимо установить закон распределения погрешностей измерения и, используя его, вычислить значение x_п, соответствующее допускаемой вероятности ошибки первого рода.

Как правило, закон распределения случайных помех близок к нормальному. Если принять, что вероятность ошибки не должна превышать 1 %, значение х_п = 2,33 s_п, где s_п - среднее квадратическое отклонение результатов измерений помех. При x_п = 3 s_п вероятность ложной браковки снижается до 0,135 %.

Описанная процедура определения порога чувствительности метода измерений дает лишь грубую оценку, так как реальное распределение результатов измерения помех в области крайних членов распределения обычно отличается от нормального. Однако, как правило, полученная оценка порога чувствительности достаточна для практических целей. При необходимости более осторожного прогноза необходимо рассматривать специально распределение крайних (наибольших) членов выборки.

1.3. ДЕФЕКТЫ ОБОРУДОВАНИЯ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

К оборудованию, рассматриваемому в книге, относятся силовые трансформаторы (включая автотрансформаторы и реакторы), коммутационные аппараты (выключатели, разъединители), измерительные трансформаторы тока и напряжения, ограничители перенапряжений.

Перечисленные объекты существенно различаются своими функциями, условиями применения, видом эксплуатационных воздействий и характером типовых дефектов (табл.1.1). Это определило большое разнообразие применяемых методов и средств диагностики.

Надежность оборудования высокого напряжения в значительной мере определяется работоспособностью изоляции. Основной объем диагностики относится к контролю изоляционных конструкций.

Старение диэлектрика - постепенное его изменение, сопровождающееся ухудшением или полной потерей изоляционных свойств - вызывается рядом процессов, связанных с химическими, тепловыми, механическими и электрическими воздействиями. Эти процессы действуют одновременно и взаимозависимы; каждый из них может вызвать появление другого.

К химическим процессам ухудшения органических изоляционных материалов относятся окисление и другие химические реакции с агрессивными компонентами окружающей среды, которым благоприятствуют наличие влаги и повышенная температура. Под воздействием нагрева, вызванного внешними причинами и диэлектрическими потерями, возникает износ, сопровождаемый распадом вещества, появлением хрупкости материала, снижением его электрической прочности.

Таблица 1.1. Основные причины повреждений оборудования высокого напряжения

Вид оборудования	Элементы конструкций	Причины повреждений
Трансформаторы, автотрансформаторы, шунтирующие реакторы	Изоляция	Увлажнение, термическое и электрическое разрушение (включая частичные разряды); изменение физико-химических свойств, насыщение газами и загрязнение масла
	Обмотки и магнитопровод	Динамическая неустойчивость при токах короткого замыкания, перегревы, нарушение изоляции элементов (короткозамкнутые контуры)
	Устройства регулирования напряжения	Перегревы, отказы функционирования
Выключатели и разъединители	Контактная система и ее привод	Перегревы, отказы функционирования (разрегулировка)
	Изоляция	Увлажнение, пробой элементов, изменение характеристик масла (для маслонаполненных конструкций), частичные разряды (для КРУЭ)
Вводы и измерительные трансформаторы	Изоляция	Увлажнение, термическое и электрическое разрушение (включая частичные разряды), изменение физико-химических свойств, насыщение газами и загрязнение масла
	Обмотки и магнитопровод	Изменение характеристик, перегревы (в основном из-за витковых замыканий)
Ограничители перенапряжений, разрядники	Шунтирующие и рабочие элементы	Износ, увлажнение
	Искровые промежутки	Изменение разрядных напряжений
Примечание. Внешняя изоляция и механические повреждения элементов конструкции не рассматриваются.

К основным явлениям старения, обусловленного причинами электрического характера, относятся физические и химические изменения органических изоляционных материалов, вызванные ионизационными процессами (частичными разрядами).

Механические воздействия, вызывая нарушения целостности материала (разрывы, расслоения), снижают электрическую прочность изоляционной конструкции.

Изоляционное масло, являясь одним из элементов изоляционной конструкции, выполняет еще роль теплоотводящей и защитной среды. При старении масло окисляется, что приводит к образованию органических кислот, растворимых в масле или создающих осадки (шлам). Увлажнение снижает его электрическую прочность. Термические воздействия приводят к крекингу.

Старение масла приводит к снижению надежности всей изоляционной конструкции, так как повышенная кислотность способствует старению твердой изоляции, а осаждение шлама увеличивает диэлектрические потери и ухудшает отвод тепла. Влага из масла, переходя в твердый диэлектрик, усиливает в нем процессы разрушения. Наличие в масле пузырьков газа способствует развитию частичных разрядов.

Конечным результатом воздействия перечисленных факторов на изоляционную конструкцию является изменение структуры диэлектриков, их свойств, появление повреждений (дефектов).

К наиболее часто встречающимся причинам повреждения внутренней изоляции оборудования высокого напряжения относятся увлажнение и частичные разряды [3].

Характер последующего развития дефекта при увлажнении изоляции может быть разным: снижение электрической прочности с последующим пробоем, возникновение частичных разрядов, разрушающих твердую изоляцию, тепловой пробой из-за увеличения диэлектрических потерь, перекрытие вследствие перераспределения напряжений и т. п.

Возникновение частичных разрядов не обязательно связано с увлажнением; достаточно наличие местного увеличения напряженности электрического поля. В условиях эксплуатации одной из причин, вызывающих частичные разряды, является появление в толще изоляции газовых пузырей из-за плохой вакуумировки масла, наличия местных перегревов, вызывающих его разложение, и т. п.

Другая группа причин ухудшения органической изоляции связана с тепловыми воздействиями. Процесс разрушения существенно ускоряется при наличии увлажнения. Перегревы изоляции приводят к резкому снижению ее механической прочности, что создает условия для развития повреждений.

В настоящее время нет эксплуатационно пригодных прямых методов определения влажности и степени старения твердой изоляции. Как правило, применяются косвенные методы контроля. Для этого используется ряд параметров изоляции, значения которых определяют процессы, происходящие в диэлектриках: поляризация, абсорбция, ионизация, проводимость. Для диагностирования используются также зависимости их от температуры, приложенного напряжения, времени и т. п. Значительное количество дефектов выявляется по изменению физико-химических свойств изоляционного масла и наличию в нем продуктов разложения материалов конструкции.

Таблица 1.2. Контролируемые явления и диагностические параметры изоляционных конструкций

Контролируемое явление	Диагностический параметр
Изменение диэлектрических характеристик	Ток через изоляцию, комплексная проводимость изоляции, диэлектрические потери, емкость
Возникновение частичных разрядов	Импульс напряжения на объекте, ток переходного процесса, импульс давления
Изменение распределения напряжения	Разность потенциалов между элементами, потенциал относительно земли, интенсивность поверхностных разрядов
Изменение физико-химических характеристик изоляционного масла	Электрическая прочность, диэлектрические потери, прозрачность (цвет), содержание механических примесей, температура вспышки, содержание водорастворимых кислот и щелочей, кислотное число, газосодержание, влагосодержание
Образование продуктов разложения изоляции	Горючесть газов в газовом реле (в газовой подушке), состав газов в газовом реле (в газовой подушке), горючесть газов, растворенных в масле, и состав газов, растворенных в масле

Таблица 1.3. Основные методы диагностирования и выявляемые дефекты силовых и измерительных трансформаторов

Метод диагностирования	Выявляемые дефекты
Измерение сопротивления изоляции	Сильное увлажнение, загрязнение
Измерение комплексной проводимости, диэлектрических потерь и емкости изоляции	Увлажнение, местное разрушение разрядами, ухудшение характеристик масла
Измерение абсорбционных характеристик изоляции	Увлажнение
Определение физико-химических характеристик масла	Увлажнение, старение, перегревы, загрязнение, термическое разложение материалов
Анализ газов, растворенных в масле	Термическое и электрическое разрушение элементов конструкции
Измерение частичных разрядов	Местные дефекты (включения), изменение распределения напряжения по конструкции, электрическое разрушение
Измерение сопротивления постоянному току токоведущих частей	Повреждения соединений токоведущих элементов и переключателей устройств регулирования напряжения
Измерение потерь холостого хода	Нарушения изоляции элементов магнитопровода
Измерение напряжения короткого замыкания	Деформации обмоток
Измерение частотных характеристик обмоток	Деформации обмоток

Таблица 1.4. Основные методы диагностирования и выявляемые дефекты коммутационных аппаратов

Метод диагностирования	Выявляемые дефекты
Измерение сопротивления постоянному току	Ослабление контактного давления, повреждение или загрязнение контактных поверхностей, ослабление болтовой затяжки соединений токоведущих частей
	Повреждения активных делителей напряжения дугогасящих устройств
	Повреждения обмоток электромагнитов управления
Измерение тока и напряжения срабатывания механических приводов	Повышенное трение в узлах объекта, разрегулировка
Измерение скоростных характеристик масляных выключателей	Разрегулировка контактной системы и повышенное трение
Определение временных характеристик работы контактной системы воздушных выключателей	Разрегулировка контактной системы, повышенное трение, поломка пружин
Измерение сопротивления изоляции и ее диэлектрических характеристик	Загрязнение, увлажнение, ухудшение свойств изоляционного масла
Измерение температуры токоведущих частей	Перегревы токоведущих частей

Основные контролируемые явления в изоляции и соответствующие им диагностические параметры приведены в табл. 1.2.

К другой группе нарушений работоспособности оборудования относятся отказы функционирования, а также недопустимые нагревы токоведущих частей.

Отказы функционирования, вызванные механическими дефектами элементов конструкции, характерны для коммутационных аппаратов (выключателей, отделителей, разъединителей и т. п.), а также для устройств регулирования напряжения силовых трансформаторов.

Основным способом оценки работоспособности и выявления дефектов коммутационных аппаратов является комплексное опробование, при котором производятся проверки и измерения, характеризующие готовность оборудования к нормальной работе.

При опробовании выключателя производятся измерения времени включения и отключения, а также разновременности замыкания и размыкания контактов, проверка работы приводов (напряжение срабатывания электромагнитов, работоспособность при нижнем пределе давления воздуха и т. п.). О правильной регулировке и функционировании узлов судят по осциллограмме выполнения рабочих циклов.

Ненормально высокие нагревы токоведущих частей обычно являются следствием дефектов контактных соединений и обнаруживаются путем контроля их температуры.

Разработано значительное количество методов диагностирования, ориентированных на выявление определенных дефектов (табл. 1.3 и 1.4)*. Некоторые методы дополняют или даже дублируют друг друга. Для более полного диагностирования целесообразно использование всех возможных методов. При этом совпадение результатов, полученных разными методами, позволяет более уверенно идентифицировать дефект.

_______________

* Не рассматриваются методы разрушающих испытаний (например, приложением испытательного напряжения), так как они не соответствуют принципам диагностики.

Глава вторая

ИЗМЕРЕНИЕ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ИЗОЛЯЦИОННЫХ КОНСТРУКЦИЙ

2.1. КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ

Рассматриваются характеристики изоляционных конструкций, определяемые процессами в диэлектриках - проводимостью и поляризацией [4-6].

Электропроводность технических диэлектриков определяется наличием в них свободных ионов и характеризуется удельным объемным сопротивлением . При приложении к изоляционной конструкции напряжения через нее протекает ток проводимости. Состояние изоляции характеризуется значением этого тока или обратной ему величиной - сопротивлением изоляции. Процесс поляризации возникает в диэлектрике при помещении его в электрическом поле. При этом на поверхности диэлектрика и в его объеме образуются связанные электрические заряды, изменяющие поле внутри вещества.

Одной из важнейших характеристик изоляции является диэлектрическая проницаемость, которая определяется степенью поляризации диэлектрика. Для изоляционной конструкции вместо диэлектрической проницаемости удобнее рассматривать пропорциональную ей емкость между электродами С.

При поляризации происходит перемещение электрических зарядов, на это затрачивается энергия поля. Некоторые процессы

поляризации сопровождаются рассеиванием части этой энергии в объеме диэлектрика, т. е. диэлектрическими потерями. Диэлектрические потери и особенно их изменение характеризуют состояние диэлектрика.

Известны несколько видов поляризации: электронная, ионная, дипольная, междуслойная (миграционная) и ряд других. Виды поляризации различаются по времени, необходимому для ее установления, которое иногда называют временем релаксации диэлектрика. К быстрым видам поляризации относятся электронная, ионная и дипольная, которые завершаются за очень малое время (10^-10-10^-15 с).

Междуслойная поляризация, относящаяся к медленным видам поляризации, может иметь время релаксации, соизмеримое с периодом промышленной частоты или даже значительно превышающее его. Междуслойная поляризация характерна для изоляционных конструкций высокого напряжения, в которых, как правило, используются диэлектрики с разными характеристиками. При междуслойной поляризации на поверхности раздела слоев разнородных диэлектриков происходит накопление свободных зарядов, называемых зарядами абсорбции. Перемещение этих зарядов создает ток абсорбции.

Рассмотрим конденсатор (рис. 2.1) с двухслойной изоляцией: характеристики диэлектрика первого слоя - и , а второго - и . Условие неоднородности изоляции или, переходя к характеристикам схемы замещения, . При подключении такого конденсатора к достаточно мощному источнику постоянного напряжения происходит заряд его емкости, причем напряжение по слоям изоляции распределяется в соответствии с их емкостями. Затем происходит перераспределение зарядов, ибо конечное распределение напряжения по слоям определяется их сопротивлениями. При этом на границе раздела слоев накапливается заряд абсорбции.

Переходный процесс сопровождается протеканием тока абсорбции (рис. 2.2). В рассматриваемом случае ток абсорбции изменяется по экспоненциальному закону, постоянная времени его определяется процессом междуслойной поляризации. Реально в изоляции число неоднородных слоев больше двух, и ток абсорбции представляет собой сумму токов с различными амплитудами и постоянными времени.

В момент включения к источнику постоянного напряжения U на электродах конденсатора появляется заряд q_б= С_б U. Емкость С_б называется безынерционной (геометрической) и состоит из суммы емкости вакуумного конденсатора, имеющего аналогичные электроды, и емкости, определяемой процессами быстрых видов поляризации, которые устанавливаются практически безынерционно.

По мере развития медленных процессов поляризации заряд на электродах конденсатора будет увеличиваться до значения q = q_б + q_м = (C_б + С_м) U, где С_м - емкость, определяемая процессами медленной поляризации (абсорбционная емкость).

Упрощенная схема замещения для описанного процесса приведена на рис. 2.3. Постоянная времени _м=r_мС_м цепи, моделирующей медленную поляризацию, должна быть равна постоянной времени установления этого процесса. Сопротивление r_п определяет значение тока проводимости. Строго говоря, каждому виду поляризации должна соответствовать своя цепочка r_м и С_м, однако, учитывая, что в реальных конструкциях преобладает один вид медленной поляризации — междуслойная, для качественного рассмотрения можно ограничиться схемой замещения.

Интенсивность и длительность абсорбционных процессов в изоляционной конструкции определяются диэлектрическими характеристиками неоднородных слоев. Дефекты изоляции, изменяющие степень неоднородности изоляции (увлажнение, расслоение), изменяют ход процесса междуслойной поляризации и, следовательно, характеристики тока абсорбции. Поэтому абсорбционные характеристики изоляции могут быть использованы в качестве диагностических. Контролируемые параметры - ток абсорбции и абсорбционная емкость.

Скорость изменения тока абсорбции зависит от соотношения параметров неповрежденной и поврежденной частей изоляции. Измеряя ток абсорбции в заданные моменты времени, можно получить данные, характеризующие определенные виды дефектов.

Один из наиболее часто применяемых диагностических параметров - коэффициент абсорбции, определяемый как отношение результатов измерения сопротивления изоляции, проведенных через 60 и 15 с после начала измерения, т. е.

Предложен еще один параметр, основанный на учете изменения тока абсорбции, - коэффициент состояния:

где q_б - заряд геометрической емкости объекта.

Скорость изменения тока абсорбции следует определять через 0,1 с после начала его протекания [7]. Практически скорость изменения тока определяется по результатам двукратного измерения его через небольшой промежуток времени после закорачивания предварительно заряженного объекта. Отнесение скорости изменения тока к заряду упрощает нормирование, исключая влияние емкости объекта и напряжения измерительной установки.

Емкостные методы измерений основаны на определении зависимости абсорбционной емкости объекта от времени и ряда других факторов (частоты, температуры). Производится интегрирование тока абсорбции в течение заданного промежутка времени. Полученное таким образом значение заряда, пропорциональное соответствующему значению абсорбционной емкости, относится к значению, соответствующему геометрической емкости. Диагностические параметры: C/C₅₀ и (С₂- С₅₀)/С50, где С - изменение емкости, вызванное абсорбционными процессами (абсорбционная емкость), С₅₀ - геометрическая емкость (значение, соответствующее измеренному при частоте 50 Гц).

Применяется еще один параметр - дисперсия, определяемый как отношение геометрической емкости С_б к абсорбционной С_м:

При переменном напряжении ток i_x в цепи эквивалентного конденсатора (см. рис. 2.3) содержит следующие составляющие: практически безынерционный ток смещения i_б, связанный с протеканием заряда q_б и состоящий из тока смещения в вакууме и тока смещения, определяемого процессами быстрой поляризации; релаксационный ток смещения i_м, связанный с протеканием заряда q_м и определяемый процессами медленной поляризации; ток сквозной проводимости i_п, определяемый сопротивлением изоляции (рис. 2.4).

В рассматриваемых изоляционных конструкциях высокого напряжения, где преобладают процессы междуслойной поляризации, ток i_м является абсорбционным током.

Виды медленной поляризации, время установления которых сопоставимо с периодом приложенного напряжения или больше его, не успевают развиться полностью. Это вызывает уменьшение поляризации, находящейся в фазе с вектором напряженности поля внешнего источника, и появление составляющей, отстающей по фазе от напряженности поля на угол . Первое обстоятельство приводит к снижению емкости, а второе вызывает потери энергии.

Вследствие запаздывания медленной поляризации ток i_м, связанный с ее изменением, будет опережать напряжение по фазе не на угол , а только на угол . Реактивную составляющую суммарного тока i_xp образуют ток быстрых видов поляризации i_б и находящаяся с ним в фазе составляющая тока медленной поляризации i_м. Активную составляющую суммарного тока i_x_а образуют ток, сквозной проводимости i_п и находящаяся с ним в фазе составляющая тока i_м. Из-за наличия активной составляющей тока, вызванной потерями, ток i_x опережает по фазе приложенное напряжение на угол, меньший чем .

Диэлектрическими потерями называется суммарная мощность Р_д, рассеиваемая в диэлектрике при приложении к нему переменного напряжения,

или же с учетом рис. 2.4

где U и I_х - действующие значения напряжения и тока. Угол , дополняющий угол до , называется углом диэлектрических потерь.

Мощность потерь зависит не только от характеристик диэлектрика и частоты приложенного к нему напряжения, но и от объема изоляции. Поэтому для оценки состояния изоляции обычно используется тангенс угла диэлектрических потерь

(2.1)

Тангенс угла диэлектрических потерь почти не зависит от размеров изоляционной конструкции, так как при их изменении пропорционально изменяются активная и реактивная составляющие тока, протекающего через диэлектрик.

В практике значение выражается иногда в процентах .

Упрощенную схему замещения конденсатора с потерями можно построить исходя из равенства диэлектрических потерь в реальном конденсаторе и его эквивалентной схеме.

Рис. 2.5. Схемы замещения конденсатора с потерями

Применяются две схемы замещения: параллельная (рис. 2.5, а) и последовательная (рис. 2.5, б).

Для параллельной схемы

Для последовательной схемы

Приравнивая выражения для Р_д и в разных схемах замещения получим

и .

Поскольку обычно , то , a R>>r.

Ни одна из рассмотренных схем замещения не отражает полностью все процессы, происходящие в диэлектрике; схему выбирают исходя из целей проводимых расчетов.

Для измерения и расчета диэлектрических характеристик изоляции высокого напряжения лучше использовать параллельную схему замещения, хотя ввиду малости угла б вполне пригодна и последовательная схема.

Для оценки связи диэлектрических потерь изоляции с ее состоянием используем схему замещения рис.2.3. Для этой схемы емкость С_х и на переменном токе с частотой и (влиянием сопротивления проводимости r_п пренебрегаем):

Емкость и изоляции зависят как от абсорбционной составляющей емкости, так и от времени релаксации. При изменении частоты или постоянной значение проходит через максимум. Обычно этот максимум имеет место в областях инфранизких частот.

Увеличение степени увлажнения приводит к росту С_м, что вызывает рост . С ростом температуры значение уменьшается, что вызывает увеличение (максимум сдвигается в область промышленной частоты). Одновременно растут и потери от тока проводимости, не учтенные нами в расчете.

В реальном объекте, где применены различные диэлектрики, одновременно протекают процессы, вызванные всей совокупностью причин. Поэтому указанные выше простые зависимости проявляются совместно, усложняя картину явления. Однако основные закономерности (рост с повышением температуры или степени увлажнения) остаются. Зависимость потерь от температуры и увлажнения для разных изоляционных конструкций неодинакова.

Величина tg дает усредненную объемную характеристику состояния диэлектрика, поскольку активная составляющая тока, вызванная диэлектрическими потерями в местном дефекте, при измерении относится к общему емкостному току объекта. Как правило, измерение позволяет обнаружить общее (т. е. охватывающее большую часть объема) ухудшение изоляции. Местные дефекты, т. е. дефекты, охватившие сравнительно небольшую часть объема диэлектрика, а также сосредоточенные дефекты плохо обнаруживаются измерением , причем тем хуже, чем больше объем изоляции объекта.

Измерение емкости изоляции, кроме информации об изменении структуры диэлектрика, вызвавшем изменение процессов поляризации (абсорбции), позволяет обнаружить и местные грубые дефекты (пробой части изоляции). Степень выявляемости дефектов также зависит от соотношения между объемами поврежденной и неповрежденной частей изоляции.

Если зона изоляции, имеющей дефект, включена параллельно остальной части изоляции, то из равенства общих потерь и суммы потерь в рассматриваемых зонах следует

где С_Д и — характеристики зоны с дефектом; С_o и tg — характеристики остальной части изоляции.

Для ориентировки можно принять, что емкость зоны изоляции пропорциональна занимаемому ею объему. Для местного дефекта . Поэтому измеренное значение

Аналогичное соотношение может быть получено и для случая последовательного расположения зон. Из (2.4) следует, что даже значительное увеличение потерь в небольшом объеме изоляции дает малое приращение значения объекта.

Рис. 2.6. Зависимость от напряжения:

1 — при отсутствии частичных разрядов;

2 и 3 — при частичных разрядах в изоляции

Тангенс угла диэлектрических потерь от напряжения практически не зависит. Однако это справедливо лишь при отсутствии частичных разрядов в изоляции; при наличии разрядов появляется зависимость tg б от напряжения (рис. 2.6).

Диэлектрические потери зависят от квадрата напряжения: P_Д=k₁ U²; потери, связанные с частичными разрядами, Р_ч.р.=k₂(U - U_ч.р.), следовательно,

Полученная зависимость имеет максимум при U_м = 2 U_ч.р.. В практике встречаются случаи, когда из-за развития дефекта при, росте приложенного напряжения интенсивность разрядов увеличивается вплоть до пробоя (кривая 3). Возможно также более резкое снижение потерь, чем показано на рис. 2.6. Это происходит при затухании процесса разрядов, вызванном увеличением проводимости поверхности включения.

2.2. ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ И СХЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ

Установка для измерения характеристик изоляции электрооборудования в общем случае состоит из средства измерения (измерительного устройства), источника измерительного (испытательного) напряжения и шин (проводов), соединяющих их с объектом контроля.

Источник напряжения может быть конструктивно объединен со средством измерения. При высоком напряжении или при большой мощности источника целесообразна раздельная компоновка элементов измерительной установки. В случае контроля оборудования без вывода из эксплуатации измерительным напряжением является рабочее напряжение на объекте. Схемы измерений при рабочем напряжении будут рассмотрены в следующей главе.

По месту средства измерения (СИ) в цепи измерительной установки различают прямую, перевернутую и обратную схемы включения (рис. 2.7).

Прямой схемой включения называется схема, в которой СИ расположено между низкопотенциальным выводом изоляции объекта и заземлением. В этой схеме СИ находится под небольшим потенциалом относительно земли. Прямая схема включения обладает наибольшей помехозащищенностью и применяется во всех случаях, когда имеется возможность доступа к обоим выводам объекта (при контроле оборудования, имеющего специальные измерительные выводы, в лабораторных условиях и т. п.).

Перевернутой называется схема, в которой СИ включено в цепь высокого напряжения между источником и объектом. Эта схема позволяет производить измерения на объектах, у которых один из выводов не может быть отключен от заземления. Недостатком перевернутой схемы является то, что СИ находится под высоким напряжением относительно земли. Это усложняет его конструкцию и затрудняет производство измерений.

Обратная схема отличается тем, что СИ включается в цепь заземления источника напряжения. Обратная схема включения, как и перевернутая, позволяет производить измерения на объектах с одним заземленным выводом. Однако конструкция измерительной установки в этом случае существенно усложняется. Широкого распространения обратная схема не получила.

Характеристики элементов измерительной установки определяются исходя из решаемых ею задач. Применяются источники напряжения постоянного или переменного тока и соответствующие контролируемым параметрам средства измерений.

Рассмотрим схемы измерений, наиболее часто применяемые в практике эксплуатационного контроля изоляции электрооборудования.

Измерение сопротивления изоляции

Сопротивление изоляции определяется по значению тока через нее при приложении постоянного напряжения. При напряжениях до нескольких киловольт применяются мегаомметры. При более высоких напряжениях используются источники выпрямленного напряжения и измеряется ток проводимости.

Мегаомметр (рис. 2.8) состоит из источника напряжения постоянного тока U, образцового резистора R₀ и вольтметра V, измеряющего падение напряжения U₀ на нем от тока I_x через изоляцию объекта. Объект с сопротивлением изоляции R_x и емкостью С_х присоединяется к зажимам "r_х" и "-" - мегаомметра. Зажим "Э" предназначен для присоединения цепей экранирования (их сопротивление обозначено резистором R_п). Схемы включения мегаомметра - прямая и перевернутая (соответственно заземляются выводы "Э" или "-").

Для исключения необходимости в измерении напряжения на объекте используется стабилизированный источник напряжения или же мегаомметр калибруется перед применением (путем регулировки напряжения источника или чувствительности вольтметра). Иногда применяются специальные приборы - логометры, показания которых пропорциональны отношению U / 1Х, что исключает необходимость в калибровке.

Измеряется напряжение (так как U₀<<U). Шкала прибора градуируется в значениях сопротивления R_x. Для изменения пределов измерения служит резистор R₀ (множитель шкалы k_ш = R₀ U).

Шкала мегаомметра зависит от характеристик измерительного преобразователя и показывающего прибора, входящих в вольтметр, измеряющий напряжение U₀. При линейном образовании показание прибора; шкала R_x прибора — гиперболическая. Такая шкала неудобна для отсчета показаний и имеет сравнительно малый диапазон значений измеряемой величины. Более удобна логарифмическая шкала:. В этом случае диапазон значений измеряемой величины может охватывать несколько порядков.

Одним из основных диагностических показателей при контроле электрооборудования по сопротивлению изоляции является его изменение. Поэтому точность контроля определяется относительной погрешностью измерения.

Относительная погрешность измерения при линейном преобразовании , а при логарифмическом преобразовании . При стрелочном показывающем приборе, у которого относительная погрешность зависит от значения измеряемой величины, точность измерения в начале шкалы прибора очень мала. Следовательно, при линейном преобразовании в случае измерения значений R_x, близких к предельным на данной шкале, будет получена большая относительная погрешность. При логарифмическом преобразовании относительная погрешность измерения от значения R_x не зависит.

В ряде конструкций мегаомметров последовательно с образцовым резистором R₀ включают ограничивающий резистор R_ог, защищающий

источник напряжения от перегрузки. Это создает высокое выходное сопротивление мегаомметра, что является причиной пониженного по сравнению с номинальным значения напряжения на объекте (рис. 2.9).

Высокое выходное сопротивление мегаомметра может внести погрешности в результаты измерения коэффициента абсорбции (отношения R₆₀ / R₁₅). В начале измерения, когда токи абсорбции еще велики, эквивалентное сопротивление объекта мало. При этом напряжение на объекте будет ниже нормированного. С ростом этого сопротивления напряжение на объекте увеличивается, что приводит к дополнительному заряду абсорбционной емкости и последующему изменению сопротивления. Как следствие, результаты измерений мегаомметрами, имеющими разное выходное сопротивление, не совпадут.

Возможности снижения напряжения на объекте следует учитывать также и в случае, когда производится испытание изоляции приложенным напряжением, источником которого является мегаомметр.

Еще одна погрешность измерения сопротивления изоляции, определяемая абсорбционными процессами, может возникнуть из-за остаточного заряда емкости объекта. Поэтому перед повторным измерением сопротивления изоляции необходимо не менее чем на 5 мин соединить выводы объекта, создав путь для стекания абсорбированного заряда.

В мегаомметрах без стабилизации выходного напряжения (например, со встроенным генератором) возможно протекание зарядных токов емкости объекта, искажающих результаты измерений. Эти токи возникают при изменении напряжения.

При мгновенном увеличении напряжения на объекте через резистор R₀ (см. рис. 2.8) будет протекать импульс зарядного тока емкости где - амплитуда скачка напряжения, а - постоянная времени цепи заряда (влиянием R_x пренебрегаем). Отсчетное устройство прибора имеет постоянную времени установления показаний (принят экспоненциальный закон движения стрелки). Поскольку обычно , показания прибора будут пропорциональны заряду импульса. При этом где I_эк - эквивалентное значение длительно протекающего тока, дающего то же показание прибора, что и импульс тока I_м.

Погрешность измерения от скачка напряжения:

где .

При контроле объектов с большой емкостью, когда - десятки секунд, а - секунды, погрешность может быть недопустимой.

Не все типы выпускаемых мегаомметров имеют достаточную защиту от токов промышленной частоты, стекающих с объекта (токов влияния). При этом появляется погрешность из-за нелинейности или перегрузки измерительных элементов. Уменьшение указанной погрешности в условиях эксплуатации достигается только путем снижения уровня помех.

Измерение абсорбционных характеристик

Измерение производится при приложении к изоляции напряжения постоянного тока. Измеряются ток абсорбции или значение заряда абсорбционной емкости.

Схема измерения тока абсорбции (рис. 2.10, а) содержит источник постоянного напряжения, коммутатор и измерительный прибор. Заряженная источником емкость объекта коммутатором SA включается на вход прибора, который в заданные моменты времени измеряет падение напряжения на сопротивлении резистора R₀. При малом значении этого сопротивления измеряемое напряжение будет пропорционально току абсорбции. Кроме того, в момент начала разряда определяется значение заряда q_б геометрической емкости объекта.

Для определения коэффициента состояния измеряются значения тока через 0,06 и 0,1 с после переключения коммутатора SA (i_0,06 и i_0,1).

Значение коэффициента состояния рассчитывается по формуле

Для определения абсорбционной емкости измеряется соответствующий ей заряд, причем измерение (интегрирование тока абсорбции) производится в течение заданных промежутков времени.

Схема измерений (рис. 2.10, б) содержит источник постоянного напряжения, коммутатор и измерительный прибор. Измерение производится при циклах заряда и разряда емкости объекта. Определяемые параметры - отношение абсорбционной составляющей емкости изоляции к геометрической.

При замкнутом контакте переключателя SA1 производится заряд емкости объекта. После отключения SA1 кратковременным замыканием контакта SA2 объект разряжается на интегратор; показания индикатора при этом будут соответствовать геометрической емкости изоляции. Если после заряда объект кратковременно закоротить контактом SA3, а затем замкнуть контакт SA2, то показания индикатора будут соответствовать абсорбционной емкости изоляции.

Приборами, получившими наибольшее распространение, определяются значения С/С₅₀ и (С₂ - С₅₀)/С₅₀-, где С - абсорбционная емкость, С₅₀ - геометрическая емкость (соответствует значению, измеренному при 50 Гц), С₂ - часть абсорбционной емкости (соответствует значению, измеренному при 2 Гц).

	Условия измерения:
Определяемый параметр	С₅₀	С₂ — С₅₀	С
Время интегрирования, мс	10	250	2·10³
Предварительный разряд геометрической емкости	Нет	Есть	Есть

Дисперсия определяется путем заряда емкости объекта прямоугольным импульсом напряжения U₀ длительностью ₁ и измерения напряжения на нем U_в через интервал ₂>>₁, когда введенный заряд q₀ распределится между геометрической С_б и абсорбционной С_м составляющими емкости изоляции. Учитывая, что q₀= С_бU₀=(С_б + С_м)U_в, получим D =С_б / С_м = U_в/(U₀ - U_в).

Применяются приборы со следующими параметрами: U₀ = 30 В; ₁ = 3 мс; = 300 мс.

Измерение и емкости изоляции

Наиболее широкое распространение получила схема с мостом Шеринга. Используются также различные варианты схем с компаратором тока, с ваттметром или векторметром.

Мостовая схема (рис. 2.11) состоит из контролируемого объекта с параметрами С_х и (плечо Z₁), образцового конденсатора С₀ (плечо Z₂) и цепей уравновешивания [плечи Z₃, Z₄ и указатель равновесия (УР)]. Измерительным элементом схемы (первичным преобразователем), через который протекает ток объекта, является плечо Z₃ (резистор R₃).

Мост может использоваться при прямой, перевернутой и обратной схемах включения. При прямой схеме заземляется точка 2 моста; при перевернутой схеме - точка 1, а при обратной - точка 3. Обратная схема включения иногда называется схемой с заземленной диагональю.

Особенностью рассматриваемой схемы является то, что сопротивление плеч Z₁ и Z₂ во много раз превышает сопротивление плеч Z₃ и Z₄. Поэтому с достаточной для практических целей точностью можно считать, что токи в плечах Z₃ и Z₄ зависят только от параметров объекта и образцового конденсатора. Рассмотрение процесса уравновешивания моста целесообразно провести, предположив, что сопротивление указателя равновесия велико и разность потенциалов между точками 3 и 4 схемы определяется лишь параметрами плеч Z₃ и Z₄ моста.

Ток I₀ образцового конденсатора, не имеющего потерь, опережает приложенное напряжение U точно на 90є (рис. 2.12). Tок I_x опережает напряжение на меньший угол. Разность фаз этих токов - угол , тангенс которого и следует определить. Уравновешивание моста заключается, в изменении значений параметров плеч Z₃ и Z₄ с целью создания равенства падений напряжения на них. В начале уравновешивания С₄ = 0 и напряжение на плече Z₄ совпадает по фазе с током I₀ (рис. 2.12, а, точка а). Изменяя значение R₃ и тем самым изменяя по модулю напряжение U₃, добиваются минимального значения напряжения в диагонали (точка b). Очевидно, что это будет в случае, когда вектор U_Д станет перпендикулярным вектору . На втором этапе уравновешивания, изменяя значение С₄, изменяют фазу напряжения U₄ до получения минимального значения напряжения в

диагонали. При этом конец вектора U₄ будет перемещаться по кривой ас. Второй этап уравновешивания закончится по совпадении фаз напряжений и . При этом напряжение на диагонали равно . Остается, вновь изменяя R₃ свести его к нулю (рис. 2.12, б).

Обычно сопротивление указателя равновесия невелико и ток, проходящий в диагонали, несколько изменяет потенциалы точек 3 и 4 моста. Кроме того, начальные циклы уравновешивания проводятся при малой чувствительности указателя. Поэтому полное уравновешивание моста потребует еще нескольких циклов, последовательно приближающих мост к равновесию.

При равновесии моста выполняется условие Z_lZ₄ = Z₂Z₃. В рассматриваемой схеме определяются параметры последовательной схемы замещения объекта, поэтому a .Параметры остальных плеч моста:

Подставив полученные данные в уравнение равновесия моста и выделив действительную и мнимую части, получим

(2.5)

С_x = С₀R₄/R₃. (2.6)

Для упрощения расчетов сопротивление R₄ выбирается равным 10ⁿ/, где n — целое число. Тогда при промышленной частоте и tg = 10ⁿ⁺²С₄. Если значение С₄ выразить в микрофарадах, то значение измеренного определится следующими соотношениями:

R₄, Ом

100/

1000/

10000/

tg

0,01C₄

0,1C₄

C₄

tg, %

C₄

10C₄

100C₄

Для расширения пределов измерения емкости в плечо Z₃ моста вводится шунт (рис. 2.13). Часть шунта включается в цепь тока объекта. Остальная часть шунта вместе с резистором создает делитель напряжения, обеспечивающий уравновешивание схемы (изменение напряжения ). Плавное уравновешивание обеспечивается реохордом , часть которого s включается в плечо R₃.

Из равенства напряжений плеч и U₄ следует

(2.7)

где а

Поскольку С₄ >>С₀ и, как правило, R₃ > R_ш, с достаточной для практики точностью можно и при наличии шунта рассчитывать tg по формуле (2.5).

Сопротивление шунта выбирают так, чтобы уравновешивание моста производилось не менее чем тремя декадами магазина сопротивлений R₃.

При наличии помех (тока влияний) возможны случаи, когда ток I₀ отстает по фазе от тока, протекающего по плечу Z₃ моста и являющегося суммой тока I _x и тока влияния. В этих случаях для измерения так называемого отрицательного tg конденсатор С₄ приходится включать параллельно резистору R₃. При этом

(2.8)

Если шкала магазина С₄ моста отградуирована в значениях тангенса угла диэлектрических потерь , то

При включенном шунте плеча Z₃ моста

(2.9)

Чувствительность мостовой схемы определяет наименьшие выявляемые значения изменений измеряемых параметров. Из (2.5) и (2.6) следует

Приведенные соотношения указывают на достаточно простой способ определения чувствительности моста при измерениях. Для этого после уравновешивания схемы следует изменить по очереди значения С₄ и R₃ до появления отчетливых показаний указателя равновесия. Полученные значения С₄ и R₃ определяют реальную чувствительность.

При избыточной чувствительности указателя равновесия, усложняющей уравновешивание схемы, можно, определив указанным способом, что точность измерения достаточна, не добиваться равновесия моста при наибольшей чувствительности указателя.

При рассмотрении процесса уравновешивания принималось, что в момент равновесия схемы напряжение U_Д в диагонали моста равно нулю. Реальные указатели равновесия имеют ограниченную чувствительность, т. е. всегда есть такие напряжение U_Д или ток I_Д, которые не могут быть обнаружены прибором (напряжение или ток нечувствительности указателя равновесия).

В случае небаланса по фазе (рис. 2.14, а)

(2.10)

При небалансе по напряжению (рис. 2.14, б)

Погрешность в определении R₃ вызовет погрешность расчета С_х. Поскольку С_x/С_x = R₃/R₃,то

(2.11)

Из сравнения (2.10) и (2.11) следует, что = С_х / С_х, т. е. абсолютная погрешность определения равна относительной погрешности определения С_х.

Обычно указатели равновесия имеют низкое входное сопротивление и нормируется ток нечувствительности I_Д. Напряжение небаланса

где R_Д — сопротивление указателя равновесия.

С учетом этого формула для определения погрешности измерения примет вид

Для того чтобы чувствительность моста мало менялась при изменении R₄, необходимо иметь R_Д<<R₄. Обычно так и бывает. Это обеспечивает возможность изменения шкалы моста путем изменения значения R₄.

Схемы с компаратором тока - трансформатором с тесной индуктивной связью между обмотками - обеспечивают высокую точность сравнения токов объекта и образцового конденсатора и имеют повышенную чувствительность и помехоустойчивость.

Мост с компаратором тока (рис. 2.15) уравновешивается путем изменения числа витков в обмотках [8]. При балансе схемы поток в магнитопроводе трансформатора равен нулю и показания указателя равновесия отсутствуют. При этом w₁I_x = w₂I₀, откуда

Рис. 2.16. Схема моста с операционными усилителями в ветви сравнения

С целью упрощения конструкции компаратора цепи уравновешивания могут быть выполнены с использованием операционных усилителей (рис. 2.16).

Ток I_x через обмотку 1 компаратора компенсируется током образцового конденсатора I₀, протекающим по обмотке 2. Баланс схемы фиксируется указателем равновесия по отсутствию напряжения в обмотке 3. Уравновешивание токов производится активным делителем R_l (уравновешивание по модулю) и резистором R₂ (баланс по фазе). Применен образцовый конденсатор С₀ на низкое напряжение, а в цепи высокого напряжения включен резистор R₀. Предусмотрена возможность компенсации помех током в обмотке 4, полученным от двух источников напряжения U и j U.

Ваттметровая схема измерений (рис. 2.17) состоит из ваттметра, амперметра и вольтметра. Значения измеренных параметров определяются по показаниям этих приборов по формулам

где Р - показания ваттметра; I_x - ток через объект измерения; U₀ -напряжение, приведенное к ваттметру.

В диапазоне углов до 15° ( < 0,25) значения и совпадают с достаточной точностью. При больших углах значение определяется по данным измерения с помощью тригонометрических таблиц.

Рис. 2.17. Схема ваттметровой установки

Рис. 2.18. Структурная схема векторметра

Применяются специальные ваттметры, предназначенные для измерений в цепях с небольшим (так называемые малокосинусные ваттметры).

При построении схемы ваттметровой установки особое внимание следует уделять цепям питания обмотки напряжения ваттметра, так как они могут быть источником существенных погрешностей измерения.

Схема ваттметровой установки (см. рис. 2.17), в которой цепи напряжения питаются от специальной измерительной отпайки испытательного трансформатора, обеспечивает наибольшую точность измерений, так как при измерении автоматически поддерживается постоянство отношения напряжения на вольтметре и ваттметре к испытательному напряжению и, кроме того, фазы этих напряжений мало отличаются друг от друга. В качестве источника напряжения U₀ для ваттметра может быть использован также трансформатор напряжения, первичная обмотка которого подключена к объекту.

Погрешность коэффициента трансформации этого трансформатора влечет за собой ошибку в измерении емкости объекта. Фазовая погрешность, получающаяся в результате сдвига фаз между напряжением, подаваемым на объект, и током, протекающим через обмотку напряжения ваттметра, вызывает погрешность в измерении угла потерь. Для устранения фазовых погрешностей ваттметровая установка может быть снабжена компенсирующим устройством, устраняющим сдвиг фаз. Компенсирующее устройство выполняется, например, в виде конденсатора, шунтирующего часть или все добавочное сопротивление обмотки напряжения ваттметра. Компенсацию фазового сдвига можно произвести при контроле образцового конденсатора. Компенсирующая емкость (или шунтируемая часть добавочного сопротивления ваттметра) при этом подбирается с таким расчетом, чтобы отклонение ваттметра было равно нулю.

Векторметр является устройством, измеряющим составляющую вектора тока, находящуюся в фазе с управляющим напряжением. Прибор работает по принципу синхронного выпрямления: измеряемый ток выпрямляется при помощи специальной ключевой схемы, управляемой напряжением той же частоты (рис. 2.18).

Если синхронный выпрямитель будет управляться напряжением, находящимся в фазе с напряжением на объекте, то показания прибора, измеряющего среднее значение тока, будут пропорциональны активной составляющей тока через объект: . При сдвиге фазы управляющего напряжения на 90є относительно напряжения на объекте показания прибора будут соответствовать реактивной составляющей: . Отношение этих величин и есть подлежащий измерению тангенс угла диэлектрических потерь изоляции: .

При измерении реактивной составляющей тока показания прибора будут пропорциональны емкости объекта.

2.3. ПАРАЗИТНЫЕ ТОКИ И ИХ ИСКЛЮЧЕНИЕ

Паразитные токи в схеме измерений. Источником паразитных токов является напряжение измерительной установки. Они протекают от вывода источника напряжения и соединенных с ним проводов на заземленные или имеющие низкий потенциал элементы схемы.

Характерные пути протекания паразитных токов в схеме измерений и соответствующие им проводимости паразитных связей приведены на рис. 2.19. В установках постоянного тока пути протекания паразитных токов определяются сопротивлениями конструктивных элементов и наличием короны. В установках переменного тока паразитные токи имеют, как правило, емкостный характер; активная составляющая их вызвана проводимостью и диэлектрическими потерями по пути протекания.

От шин (проводов), соединенных с выводом источника напряжения, текут токи I_п1, I_п2 (на землю) и I_п3 (на низкопотенциальный вывод объекта). Внутри источника напряжения имеется несколько путей протекания паразитных токов от измерительного напряжения и напряжения сети питания; они определяют суммарный ток I_п4.

Устранение погрешностей измерения, связанных с паразитными токами, производится экранированием элементов схем измерения или

введением расчетных поправок в полученные результаты. Экранирование является основным методом исключения паразитных токов. Введение поправок допустимо лишь в случае, если полное экранирование схемы произвести невозможно.

В зависимости от схемы включения в СИ протекают разные составляющие суммарного паразитного тока. В соответствии с этим используются разные способы экранирования.

В прямой схеме включения СИ через его измерительный элемент протекает ток I_п3, обусловленный проводимостью между проводом, подключенным к источнику напряжения, и проводом от низкопотенциального вывода объекта к СИ. Остальные паразитные токи замыкаются помимо СИ и погрешности в результаты измерений не вносят. Исключить ток I_п3 можно, заключив в заземленный экран Э измерительный элемент СИ, низкопотенциальный вывод объекта и соединяющий их провод (рис. 2.20, в).

В перевернутой схеме включения СИ через его измерительный элемент протекают токи I_п2и I_п3. Остальные паразитные токи замыкаются помимо СИ. Ток I_п2проходит через СИ лишь той его частью, которая обусловлена проводимостью на землю измерительного элемента и участка провода между ним и объектом (включая и вывод объекта). Исключить ток I_п2 можно, заключив указанные элементы в экран, присоединенный к соответствующему выводу источника напряжения (рис. 2.20, б). При этом исключается и ток I_п3.

В обратной схеме включения СИ через его измерительный элемент протекают все указанные паразитные токи.

Полное экранирование в обратной схеме (рис. 2.20, в) обеспечивается двумя экранами. Экран Э₁ охватывает провод, идущий от источника измерительного напряжения, и сам источник. В качестве экрана источника напряжения обычно используется его кожух. Изоляция экрана Э₁ от провода должна выдерживать полное напряжение источника. Кроме того, в установках переменного тока необходимо обеспечивать экранирование по цепям питания. Для этого источник измерительного напряжения должен иметь специальную конструкцию или, как на рис. 2.20 в, разделительный экранированный трансформатор. Наружный экран Э₂ заземляется.

В измерительных устройствах обычно имеются внутренние экраны, обеспечивающие защиту от паразитных токов. К зажимам этих экранов следует присоединять и наружные экраны схемы измерений. Кроме решения основной задачи - отделения паразитных токов - экранирование обеспечивает также снижение уровня токов влияния, протекающих через измерительный элемент СИ.

В правильно сконструированной измерительной установке погрешности от паразитных токов обычно ниже допустимых. В тех случаях, когда полное экранирование осуществить сложно (например, при обратной схеме включения), погрешность можно исключить расчетным путем. Для этого измерения проводят дважды: сначала измеряют сумму тока объекта и паразитных токов; затем только паразитные токи (объект отключен).

Расчетное исключение погрешности возможно только при аддитивной помехе, т. е. когда измерение суммы токов производится в области линейности СИ. В измерительных установках постоянного тока результат измерения вычисляется как разность данных, полученных при первом и втором измерениях. В установках переменного тока необходимо учитывать не только модули, но и фазы измеряемых токов.

Для случая измерения диэлектрических потерь и емкости изоляции действительные значения

где и ^' - результаты измерений объекта при наличии помех; С_п и tg - результаты измерений только помех.

При больших паразитных токах расчетное исключение погрешности будет очень неточным, так как действительное значение параметра будет определено как разность двух больших значений, погрешность измерения которых сопоставима с определяемым значением параметра. Так, при измерении введением расчетной поправки можно, пользоваться при условии, что , а .

До сих пор рассматривались паразитные токи, причиной появления которых является электрическое поле. В установках переменного тока паразитные токи могут возникать и при воздействии электромагнитных полей. Токи, индуктированные в измерительных цепях, складываются с измеряемыми и являются источниками погрешностей.

Обычно при конструировании СИ площадь контуров, в которых могут индуктироваться паразитные токи, делают минимальной и при необходимости ставят электромагнитные экраны. Поэтому в условиях эксплуатации возможны лишь остаточные погрешности из-за неудачного взаимного расположения СИ и элементов установки, имеющих большие внешние электромагнитные поля (регуляторы, трансформаторы).

Наиболее подвержены электромагнитным влияниям высокочувствительные узлы СИ, имеющие в своем составе трансформаторы, дроссели и т.п.

Влияние электромагнитных наводок целесообразно исключать изменением взаимного расположения элементов установки (путем удаления СИ от влияющих аппаратов). Остаточная погрешность исключается расчетом по результатам двух измерений,

Рис. 2.21. Схема замещения и паразитные связи объекта контроля

проведенных с изменением направления тока в узле, подверженном влияниям. Так, например, в мостах переменного тока наиболее подвержен электромагнитным влияниям указатель равновесия. Проведя два измерения, причем второе с переменой полярности его включения в диагональ моста, можно исключить погрешность, приняв за результат измерения полусумму полученных данных.

Паразитные связи объекта измерений. Погрешности измерений могут быть также следствием паразитных связей объекта измерений с окружающими его предметами. Кроме того, погрешности измерений могут появиться из-за ряда конструктивных особенностей объекта (наличия обмоток, шунтирования измерительных элементов и т. п.).

На схеме замещения (рис. 2.21) емкость С_х объекта представлена в виде цепочки из нескольких последовательно соединенных конденсаторов. Такое представление ближе к реальному объекту, так как в большинстве случаев изоляция оборудования высокого напряжения выполняется в виде ряда последовательно включенных секций (аппаратная изоляция конденсаторного типа и т. п.). Пути паразитных токов показаны включением соответствующих проводимостей.

Паразитный ток I_П5 вызывается в основном утечками по поверхности контролируемого объекта между его электродами, а также током короны на проводах схемы измерений. Токи I_П6 и I_П7 протекают по частичным емкостям изоляционной конструкции объекта относительно деталей, находящихся под напряжением измерительной установки, или заземленным. Паразитный ток I_П8 обусловлен емкостью и проводимостью деталей объекта, связанных с источником напряжения. В ряде случаев ток I_П8 может протекать по частям изоляции объекта, включенным параллельно области, параметры которой надо измерить. Ток I_П9 протекает по емкостям и проводимостям, шунтирующим измерительный элемент СИ.

Токи I_П5, I_П9 и частично I_П8 создают погрешности при измерениях на постоянном и переменном токе; токи I_П6и I_П7 - только при переменном токе. Соответственно в дальнейшем будут рассмотрены и методы их исключения.

Ток I_П5 зависит от степени загрязнения поверхности изоляционной конструкции, от ее увлажнения. Поэтому основным способом снижения погрешностей измерения по этой причине является очистка поверхности. В случае если очистка не помогла, то паразитные токи следует отводить при помощи охранных электродов (колец), соединенных с экраном измерительной схемы. Охранные кольца могут исказить электрическое поле объекта, вызвав тем самым дополнительные погрешности, рассматриваемые ниже. Поэтому экранирование должно производиться с осторожностью. Охранные кольца должны накладываться вблизи соответствующих электродов объекта так, чтобы осуществить полное прилегание кольца ко всей поверхности изолятора.

Погрешности измерения, вносимые токами I_П6 и I_П7 также нередко связаны с состоянием поверхности объекта. Пути для этих токов могут быть образованы, например, емкостью между обкладками ввода с конденсаторной изоляцией и проводящими загрязнениями на поверхности фарфоровой покрышки или неправильно установленными охранными электродами. Паразитные токи I_П6 и I_П7 замыкаются и через отложения на внутренней поверхности фарфоровой покрышки объекта, которые вызваны старением и разложением масла. Существенные погрешности измерения могут быть обусловлены близким расположением к объекту посторонних предметов (например, при попытках контроля ввода в транспортной таре, из-за забытой лестницы, при помощи которой собирали схему измерений, и т. п.). Изменение измеренных значений параметров объекта на месте его установки по сравнению с результатами контроля до монтажа нередко вызвано изменением путей протекания рассматриваемых токов.

Паразитный ток I_П6, так же как и ток I_П5 увеличивает по сравнению с действительным измеренное значение . При измерении при прямой схеме включения СИ наличие тока I_П7 приводит к снижению измеренного значения . Поэтому существует реальная опасность, что ухудшение состояния изоляции может быть замаскировано паразитными связями объекта.

На рис. 2.22 приведены расчетная схема и векторная диаграмма для этого случая. Эквивалентная паразитная емкость С_п включена между двумя емкостями С' и С", составляющими емкость объекта. Для упрощения пренебрегаем диэлектрическими потерями в изоляции объекта.

На векторной диаграмме I'— измеряемый ток через объект. Напряжение U''— падение напряжения от тока I'' на емкости C'' — отстает по фазе от тока на 90є (емкость C'' без потерь). Паразитный ток I_П, вызванный этим же напряжением, имеет активную составляющую и, следовательно, опережает напряжение на угол 90є - _п, где

Суммарный ток I =I'' +I_П протекая по емкости С', вызовет падение напряжения U', сдвинутое относительно тока на 90є (емкость С' без потерь). Сумма напряжений U' и U'' и есть испытательное напряжение U , относительно которого будет измерена фаза тока I''. На векторной диаграмме видно, что этот ток опережает напряжение U на угол 90° + ', т. е. будет измерено отрицательное значение угла диэлектрических потерь. Напомним, что при построении диаграммы предполагалось отсутствие потерь в изоляции объекта. В реальном случае вместо действительного значения будет измерено уменьшенное значение .

Учитывая малость углов, можем принять

Расчет показал, что при :

где m=C'/С'', а п=С_п/С''.

В качестве примера приведем результаты измерений ввода 110 кВ, в котором паразитные связи имитировались путем установки под шестым ребром покрышки бандажа из гибкого провода. Загрязнения с поверхности ввода не удалялись. Измерения проводились в сухую погоду при прямой схеме включения моста. Получены следующие данные:

	,%	C_х,пФ
Бандаж отсутствует	0,5	190
Бандаж соединен с проводом ВН схемы	1,1	197
Бандаж заземлен	0,0	184

Опыт показал, что паразитная емкость, примерно равная 3% емкости изоляции объекта, полностью обесценила результаты измерений.

При испытаниях вводов, установленных на силовых трансформаторах, паразитный ток I_П6 частично протекает через емкостные связи с обмоткой ВН трансформатора [9]. Значение и фаза паразитного тока определяются распределением напряжения вдоль обмотки. Обмотка ВН соединена с источником измерительного напряжения, и по ней протекает ток, вызванный емкостью обмотки относительно заземленных частей трансформатора. Ввиду наличия потерь в сердечнике трансформатора из-за потока намагничивания падение напряжения на обмотке будет иметь активную составляющую. Поэтому паразитный ток между обкладками ввода и обмоткой внесет в результаты измерения ввода значительную погрешность.

Исключение этой погрешности возможно лишь путем устранения вызвавшей ее причины - потока намагничивания в сердечнике трансформатора. Для этого необходимо закоротить все выводы обмоток. В табл. 2.1 приведены результаты измерений, подтверждающие эту рекомендацию.

Закорачивание обмоток необходимо и при измерении диэлектрических потерь их изоляции. Ток, протекающий через обмотку по ее частичным емкостям относительно заземленных элементов трансформатора, возбуждает, как уже указывалось, магнитный поток в сердечнике. Следовательно, в ток через обмотку будет внесен фазовый сдвиг, определяемый потерями в железе. Именно этот ток и измеряется при контроле обмоток трансформатора, причем фазовый сдвиг, внесенный потерями в сердечнике, может привести к полной утере информации о состоянии изоляции обмотки.

Таблица 2.1.Измеренные значения вводов силовых трансформаторов

Тип трансформатора	Фаза	U_ном ввода, кВ	Схема А		Схема Б		Схема В
Тип трансформатора	Фаза	U_ном ввода, кВ	, %	С_X, ПФ	,%	С_X, пФ	,%	С_X , пф
ТДЦ-206000/500	А	500	0,8	632	0,5	634	—	—
	В	500	1,2	640	0,45	645	—	—
	С	500	0,75	593	0,45	595	—	—
ТДЦГ-360000/220	А	220	1,8	560	0,4	560	—	—
	В	220	2,3	565	0,45	565	—	—
	С	220	1,1	543	0,45	543	—	—
АОДЦТН-167000/500	—	500	0,7	600	0,4	600	0,4	600
ТДЦ-360000/220	В	220	—	—	0,6	555	0,7	555
АОДЦТ-135000/500	А	500	1,63	—	0,23	—	—	—
ОДЦГ-135000/500	С	500	i,0	—	—	—	0,4	—
Примечание. Схемы: А — все обмотки раскорочены; Б — все обмотки закорочены; В — закорочена только обмотка НН.

Паразитный ток I_П8 вносит погрешности измерения при перевернутой схеме включения СИ. Основной способ исключения этих погрешностей - уменьшение тока I_П8 путем изменения схемы измерений или подачи на части объекта, мешающие измерению, потенциала экрана схемы.

Так, например, при испытании вводов некоторых выключателей паразитный ток I_П8 протекает с гасительных камер на бак. Для уменьшения его влияния следует опустить бак или слить масло из выключателя.

При контроле наружных слоев изоляции вводов и трансформаторов тока (рис. 2.23) значение тока I_П8 определяется тем, куда будет присоединен вывод ВН объекта. При заземлении этого вывода будут измерены характеристики соединенных параллельно емкостей C₁ и С₃. Если вывод ВН никуда не присоединен, возникает неопределенность, так как результат измерения зависит от сопротивления изоляции этого вывода (особенно в случае, когда шины от объекта не отключены). Если же на вывод ВН подать потенциал экрана схемы, то ток I_П8 не возникнет, поскольку отсутствует вызывающая его разность потенциалов между выводами ВН и И объекта.

В ряде конструкций аппаратов высокого напряжения имеются два вывода от обкладок изоляционного остова: от предпоследней (специальный) и последней (измерительный). Специальный вывод предназначен для присоединения устройств измерения напряжения (ПИН), а измерительный вывод — для контроля изоляции. У таких объектов измерение изоляции при подключении прибора к измерительному выводу из-за снижения изоляции специального вывода может привести к существенным ошибкам, аналогичным рассмотренным выше.

Рис. 2.23. Схема измерения наружных слоев изоляции:

C₁ — емкость основной изоляции; С₃— емкость наружных слоев изоляции; ВН — вывод высокого напряжения; И — измерительный вывод

На рис. 2.24 приведены схема замещения и векторная диаграмма для такого случая. Ток I_x через объект в точке а разветвляется на две составляющие: ток , проходящий по емкости С₂ обкладки ПИН, и I_R, проходящий по сопротивлению R_П изоляции специального вывода (принято, что емкость С₂ не имеет потерь). Измеряется падение напряжения U₃ на сопротивлении R₃ моста от тока , практически совпадающее по фазе с этим током . Из векторной диаграммы следует, что или с учетом малости углов . Следовательно, определяет погрешность измерения потерь ввода из-за сниженной изоляции специального вывода.

Оценим возможную погрешность при измерении объекта емкостью 600 пФ с помощью измерительного вывода. Величина пФ. Примем R₂=10 МОм, тогда . Очевидно, что при хорошей изоляции ввода в результате может быть измерено даже отрицательное значение .

Как видно из примера, если использовать измерительный вывод, даже при достаточно высоком значении сопротивления изоляции специального вывода результат измерения практически не будет связан с состоянием основной изоляции. Поэтому во всех случаях контроля диэлектрических потерь таких объектов измерение при прямой схеме измерительной установки надо вести, используя специальный вывод, соединив его с измерительным. Это соединение необходимо для исключения другой погрешности — от шунтирования измерительного элемента. Вопросы, связанные с исключением погрешностей от такого шунтирования, будут рассмотрены в следующем параграфе.

Шунтирование входа средства измерений. Под входом СИ понимается его измерительный элемент (первичный преобразователь), по которому протекает измеряемый ток. Шунтирование входа СИ в схеме измерений проводимостью Y_П9 (см. рис. 2.21) может привести к недопустимым погрешностям измерений.

При измерении мегаомметром и использовании цепей экранирования для исключения паразитных токов параллельно измерительному элементу R₀ (рис. 2.25) включается сопротивление R_П, эквивалентное сопротивлению путей протекания этих токов. Уравнения контурных токов в схеме:

Рис. 2.25. К расчету погрешности измерения мегаомметром

i₁(R₀+R_x)-i₂R₀=U;

i₂(R₀+R_П)-i₁R₀=0.

Будет измерено значение действительное значение R_x. Решение приведенных уравнений дало выражение для погрешности измерения

Погрешность, определяемая отношением R₀/R_x, пренебрежимо мала. Для обеспечения допустимой погрешности измерения R_x сопротивление R_П не должно быть ниже определенного значения. Если принять, что дополнительная относительная погрешность, вызванная шунтированием, не должна превышать 2%, то предельное (нижнее) значение R_П=50R₀.

При измерении мостовой схемой шунтирующими элементами могут быть емкость С_П и сопротивление R_П между проводами схемы и экранами. При контроле ряда аппаратов в схему измерений входит значительная емкость между выводом, к которому присоединяется плечо Z₃ моста, и заземленными частями конструкции. Сопротивление R_П вносит погрешность в измеренную емкость объекта, а емкость С_П в значение измеренного изоляции.

Из-за шунтирования сопротивлением R_П при балансе мостовой схемы будет получено значение R₃, отличающееся от действительного на R₃. Допустимое значение R₃ определяется допустимой погрешностью определения емкости.

Так как R₃ и R_П соединены параллельно, то:

Наличие емкости С_П приводит к изменению фазы напряжения U₃ на плече Z₃ моста. Погрешность измерения определяется фазовым углом плеча Z₃.

Наличие шунтирующей емкости увеличивает измеренное значение . С учетом (2.5) и (2.6) эта погрешность

Примем допустимые погрешности измерения и При этом , a Для моста P5026 наибольшее значение R₃ = 20 кОм; R₄ = 10000/Ом и С₀= 50пФ. При этих данных предельные значения шунтирующих элементов: , а .

В трансформаторе тока ТФНКД-500 (ТФЗМ 500) емкость главной изоляции С_х =100пФ, а емкость относительно заземленного фланца внутреннего экрана с присоединенными вторичными обмотками С_П=14000пФ. В данном случае С_П/С_х = 140, а ()_Ш =7·10^-3. При вводе в эксплуатацию такие трансформаторы тока имеют = (4 + 6)·10^-3. Следовательно, без исключения погрешности измерения информация о состоянии изоляции будет утеряна.

У вводов со специальным выводом (вывод ПИН) С_П/С_х= С₂/С_х >20. При их контроле также необходимо исключение погрешности измерения .

Расчетный способ исключения погрешности заключается в вычитании из результата измерений поправки, равной ()_Ш. Для объектов, типовое значение шунтирующей емкости которых известно, поправка может быть рассчитана заранее; при этом измерение С_П не потребуется.

Для моста Р5025 (при R₄ = 10 000/π) эта поправка при контроле вводов с ПИН равна

Номинальное напряжение ввода, кВ	С_П/C_x
150	22	1,1·10^-3
220	33	1,6·10^-3
330	48	2,4·10^-3
500	72	3,6·10^-3
750	120	6,0·10^-3

Для мостовой схемы известен способ исключения погрешности, не требующий измерения С_П. По этому способу измерение производится в 2 раза при различных значениях , а погрешность исключается расчетом.

Пусть первое измерение проведено при значении . Результаты измерения , где - действительная величина; - погрешность за счет С_П при ; - значение, полученное при первом измерении.

Второе измерение проведено при значении . При этом , где - погрешность при втором измерении; - значение, полученное при втором измерении.

Поскольку то и .

Рис. 2.26. Схема моста с устройством защитного потенциала

Совместное решение полученных уравнений дает

при k=0,5 9; 9;

В большинстве встречающихся в эксплуатации случаев нет необходимости в расчетном исключении рассматриваемой погрешности. Проще снизить значение R₄ так, чтобы погрешность ()_Ш стала меньше допустимой. Практически достаточно значение Ом. При этом указанные выше погрешности измерения изоляции вводов станут в 10 раз меньше и могут не учитываться из-за своей малости.

В мостовой схеме шунтирование емкостью плеча Z₄ также приводит к погрешности измерения. При этом , а измеренное значение будет меньше действительного. Поэтому нельзя существенно увеличивать длину экранированного провода к образцовому конденсатору сверх имеющейся в комплектующем мост кабеле; емкость этого кабеля учитывается при конструировании моста.

Если необходима высокая точность измерений, значимой становится погрешность из-за емкости между диагональю моста и его экраном. Учет этой погрешности необходим, например, при контроле изоляционного масла.

Одним из способов устранения такой погрешности является уменьшение разности потенциалов между указателем равновесия и экраном моста. Паразитный ток, вызывающий рассматриваемую погрешность, станет пренебрежимо малым. Один из вариантов моста приведен на рис. 2.26. Усилитель (повторитель напряжения) с коэффициентом передачи k = 1 включен между узлом 4 моста и его экраном, что обеспечивает автоматическое выравнивание потенциалов этих точек. В устройствах с компараторами тока, ввиду того что сопротивление их измерительного элемента (входной обмотки компаратора) очень мало, погрешности от шунтирования практически отсутствуют.

Измерение параметров изоляции по зонам. Для диагностирования целесообразно иметь данные о параметрах отдельных областей (зон) объекта. При этом улучшается выявляемость дефекта (из-за уменьшения объема контролируемой изоляции) и облегчается определение его местонахождения.

Измерение характеристик изоляции объекта по зонам производится путем подачи потенциала экрана в соответствующие точки схемы. Тем самым от измерительного элемента СИ отводятся токи, проходящие через остальную часть изоляции.

Ранее был рассмотрен случай измерения характеристик наружных слоев изоляции ввода. Для исключения погрешности от тока через главную изоляцию вывод ВН ввода при этом соединяется с точкой экрана схемы (см. рис. 2.23).

Наибольшее применение получила оценка состояния изоляции по зонам при контроле силовых трансформаторов, проводимая с целью выявления участка с повышенными потерями. На рис. 2.27 приведена схема замещения трансформатора, в которой емкости С₁ - С₅ эквивалентны соответствующим зонам изоляции.

Таблица 2.2. Схемы измерения при контроле силовых трансформаторов

Тип трансформатора	Измеряемая зона (рис. 2.27)	Схема включения измерительного устройства	Подключение электродов объекта
Тип трансформатора	Измеряемая зона (рис. 2.27)		к измерительной схеме	к экрану
Двухобмоточный	С₁	Перевернутая	НН	ВН
	С₂	Прямая	ВН и НН	Бак
	С₃	Перевернутая	ВН	НН
Трехобмоточный	С₁	Перевернутая	НН	СН, ВН
	С₂	Прямая	СН и НН	Бак, ВН
	С₃	Перевернутая	СН	ВН, НН
	С₄	Прямая	ВН и СН	Бак, НН
	С₅	Перевернутая	ВН	СН, НН

В табл. 2.2 приведены данные о схемах, позволяющих измерить характеристики изоляции в зоне, ограниченной указанными электродами.

Обычно при эксплуатационном контроле производятся не все измерения согласно табл.2.2; измеряются характеристики изоляции одной обмотки относительно бака и соединенных с ним других обмоток. Измерение ведется по перевернутой схеме.

При контроле обмотки ВН двухобмоточного трансформатора в этом случае будут получены следующие значения:

С_В=С₂+C₃.

При контроле обмотки НН будет получено

C_Н=C₁+C₂.

Поскольку у двухобмоточного трансформатора производится еще одно измерение - обе соединенные обмотки относительно бака, - то по результатам трех измерений можно с достаточной точностью вычислить и емкость изоляции основных зон. Дополнительное измерение обеих обмоток относительно корпуса дает

C_(В+Н)=C₁+C₃.

Решая совместно полученные уравнения, можно определить интересующие значения и емкости зон:

В случае трехобмоточного трансформатора необходимо произвести пять измерений. При измерении по зонам можно, например, оценить причину повышенных потерь изоляции трансформатора.

В ряде случаев измерение по зонам дает возможность выявления таких сосредоточенных дефектов изоляции, как науглероженные следы частичных (ползущих) разрядов. Для этого необходимо сравнить результаты измерения разных зон и, если это возможно, одинаковых зон разных фаз.

2.4. ТОКИ ВЛИЯНИЯ И ИХ ИСКЛЮЧЕНИЕ

Напряжение и ток рабочего режима устройства, в котором находится контролируемое оборудование, являются источниками токов помех промышленной частоты - токов влияния. Эти токи вызываются электрическим полем, созданным рабочим напряжением, а также магнитным полем тока, протекающего по токоведущим частям.

Ток рабочего режима индуктирует в замкнутых контурах схемы измерений ток электромагнитных влияний. Наиболее чувствительным элементом схемы при этом является СИ, где влияниям подвержены трансформаторы измерительной цепи. При конструировании СИ это учитывается; обычно оно имеет соответствующую защиту. Кроме того, всегда можно изменить положение СИ в пространстве, уменьшив при этом индуктивную связь с влияющим элементом. Поэтому практически возникает необходимость исключения лишь небольших остаточных токов от электромагнитного влияния.

Помехи в схеме измерений, вызванные обоими влияющими факторами, имеют одинаковый характер; методы их исключения из результатов измерений различий не имеют. Поэтому в дальнейшем будут рассмотрены лишь влияния электрического поля, как основные.

Токи влияния

Токи влияния электрического поля протекают по емкостным связям объекта контроля с находящимися под рабочим напряжением элементами распределительного устройства (оборудованием, системой длин и т. п.). Некоторая часть тока влияния определяется короной на этих элементах. Источниками токов влияния являются фазные напряжения сети.

Рис. 2.28. Схема замещения для учета токов влияния

Частичных емкостей, создающих пути для токов влияния, много. Они определяются конструкцией оборудования и его расположением относительно других элементов распределительного устройства. Токи, протекающие по каждому из этих путей, имеют различные значение и фазу. Поэтому суммарный ток влияния, протекающий через данную точку схемы измерений, имеет случайное значение модуля и фазы. На схеме замещения источник суммарного тока влияния может быть представлен в виде источника ЭДС и эквивалентной емкости влияния [9]. Эта емкость мала по сравнению с емкостью остальных элементов схемы измерений, и поэтому источник влияния может рассматриваться как источник тока.

Будем рассматривать два пути протекания суммарных токов влияния (рис. 2.28); один - на низкопотенциальный вывод объекта (I_B1), второй - на его вывод ВН (I_В2). В действительности частичные токи влияния протекают через всю поверхность объекта, а указанные электроды есть лишь точки объекта, через которые суммарные токи влияния стекают в схему измерения. При прямой схеме включения измерительного устройства определяющим является ток I_B1; при перевернутой - ток I_В2. Необходимость одновременного рассмотрения обоих токов будет оговорена особо.

Строго говори, часть тока влияния будет протекать через емкость объекта, минуя измерительное устройство. Но таким малым изменением можно пренебречь. В дальнейшем рассматривается лишь ток, который влияет на результаты измерений.

Протекая через измерительный элемент схемы и складываясь с подлежащим контролю током через изоляцию объекта, ток влияния является источником погрешностей измерения.

Погрешности измерения от токов влияния существенны лишь для измерительных установок переменного тока промышленной частоты. В дальнейшем будут рассматриваться лишь эти установки.

В других случаях (например, при измерениях на постоянном токе) погрешности появляются лишь тогда, когда токи влияния создают нелинейный режим измерительного устройства или же выпрямляются каким-либо образом в процессе измерения.

Протекая по входным цепям мегаомметра, токи влияния, превышающие определенное значение, выпрямляются устройствами его защиты от перегрузок. Это создает недопустимые погрешности измерений, например, при применении мегаомметра Ф4100. Возможно выпрямление токов влияния при коммутациях, проводимых для измерения абсорбционных характеристик.

На векторной диаграмме (рис. 2.29,а) ток I,' протекающий через измерительный элемент схемы, показан как сумма тока объекта I_x и тока влияния. Действительный угол потерь ; измеряется угол . Фаза тока влияния (угол ) может быть любой, поэтому измеренное значение может быть больше или меньше действительного. Возможно отрицательное значение ("отрицательный" при суммарном токе I"и угле , рис. 2.29, б).

Активная составляющая тока I'

реактивная составляющая

Следовательно, измеренные значения

где k_C- коэффициент, определяемый чувствительностью измерительного устройства.

Введем коэффициент k_B, равный отношению модулей токов влияния и объекта (коэффициент влияния)¹. При этом

(2.12)

(2.13)

Погрешности измерения:

(2.14)

(2.15)

Наибольшая погрешность измерения соответствует случаю, когда ток влияния близок по фазе к активной составляющей тока объекта ; при этом с учетом малости угла . Заметим, что погрешность отсутствует при . Наибольшая погрешность измерения емкости будет при .

Ток влияния определяется габаритами контролируемого объекта, его расположением и номинальным напряжением установки. При прочих равных условиях коэффициент влияния и, следовательно, погрешность измерения будут обратно пропорциональны емкости объекта. Наибольшие погрешности создают токи влияния при контроле вводов и трансформаторов тока.

Обычно ток влияния, протекающий в прямой схеме включения измерительного устройства, много меньше тока влияния при перевернутой схеме включения.

В табл. 2.3 приведены статистические данные о реальных уровнях влияния, измеренных при контроле вводов и трансформаторов тока в распределительных устройствах, а также прогнозируемые предельные значения коэффициентов влияния [10]. Прогноз сделан по распределению наибольших членов выборки.

Эти данные подтверждают, что по помехозащищенности прямая схема измерений является наилучшей.

Таблица 2.3. Уровни влияния в схемах эксплуатационных измерений

Тип аппарата	U_НОМ, кВ	C_x, пФ	Схема измерения	k_{в. н б},%	k_{в. п р},%
Вводы силовых трансформаторов	110	160-200	Прямая	0,26	0,9
	220	530-615	"	0,11	0,5
	330	530-630	"	0,3	1,2
	500	615-665	"	0,27	1,1
Трансформаторы тока	110	100-150	Перевернутая	5,77	40,0
	110	160-260	"	7,26	52,0
	220	160-260	"	16,08	76,0
	330	640-1000	Прямая	1,64	7,2
	500	270-400	Перевернутая¹	12,05	58,0
Вводы выключателей	110	200-320	Перевернутая	2,37	13,0
	110	250-500	Прямая	0,45	2,3
	220	230-260	"	1,42	4,2
	220	320-640	Перевернутая	6,0	21,4
1 ТФНКД-500, два элемента соединены параллельно. Примечания: ¹. Измерения проводились лри напряжении 10 кВ. 2. k_{в. н б} — наибольшее измеренное значение; k_{в. п р} — наибольшее расчетное (предельное) значение, полученное исходя из статистики наибольших значений.

Однако наибольшее возможное значение погрешности измерения, которое, как показано выше, близко к значению k_в, так велико, что результаты измерений в целях диагностирования изоляции использовать нельзя. Необходимо исключение погрешности измерений, вызванной токами влияния.

___________________________

1 В [9] коэффициентом влияния названо отношение модуля тока влияния к реактивной составляющей тока объекта. Принятое нами определение представляется методически более верным.

Исключение погрешностей измерения

Получить достоверные результаты измерений можно следующими способами: уменьшением до приемлемого значения тока влияния, компенсацией этого тока в измерительной схеме, применением помехоустойчивого измерительного устройства или исключением погрешности из результатов измерения.

Уменьшение тока влияния может быть получено путем выбора соответствующей схемы измерений (см. табл. 2.3). Дальнейшее снижение этого тока дает отключение соседних с контролируемым объектом элементов распределительного устройства. К снижению погрешности за счет уменьшения коэффициента влияния приводит повышение напряжения измерительной установки. Однако все эти мероприятия, улучшая условия измерений, достаточное исключение погрешностей не обеспечивают.

Устранить ток влияния можно экранированием. Для этого контролируемый объект надо окружить заземленным проводящим экраном, например, из проволочной сетки. Для эксплуатационных измерений этот метод неприемлем.

Компенсация токов влияния в схеме измерений производится от специального источника, синхронного с напряжением влияющей сети. Компенсацию можно обеспечить, например, подав на вход СИ ток, равный по модулю току влияния и обратный ему по фазе (см. рис. 2.16).

Защита от помех обеспечивается применением специального помехоустойчивого СИ. Такой способ измерений наиболее удобен в эксплуатации и обеспечивает необходимую точность.

Применяется частотное разделение контролируемого тока и тока помех (влияния). Частота напряжения измерительной установки выбирается отличающейся от промышленной, а СИ защищается от тока влияния соответствующим фильтром. В практике энергосистем применяются установки с частотой 25 и 100 Гц.

Указатель равновесия мостового устройства является селективным прибором; частотная характеристика его фильтра (рис. 2.30) предусматривает необходимое подавление помех с частотой, отличающейся от частоты измерительного напряжения . Ввиду неидеальности фильтра ток влияния I_В с частотой вызовет показания, эквивалентные протеканию тока рабочей частоты моста ( - коэффициент подавления фильтра; принято, что на рабочей частоте моста = 1). Это приведет к погрешности измерения. Наибольшая возможная погрешность от тока влияний или равна k_B. С учетом характеристики фильтра

Определяющим является случай измерения . Следовательно, помехозащищенность СИ будет обеспечена, если

Примем допустимое значение погрешности измерения , а наибольшее возможное значение k_B = 0,7 (см. табл. 2.3). При этом необходимое подавление фильтром .

Высокой помехоустойчивостью обладает векторметр. Она обеспечивается синхронным выпрямлением с последующим выделением постоянной составляющей выпрямленного тока. При синхронном выпрямлении равно нулю среднее значение токов, несинхронных с управляющим напряжением или имеющих частоту, кратную его четным гармоникам. Поэтому, если измерять при частоте 25 Гц, помехи от токов влияния промышленной частоты погрешности не дадут.

Недостатками методов измерения с фильтрацией токов влияния являются необходимость в специальной измерительной установке с мощным источником напряжения при частоте, отличающейся от промышленной, а также трудность установления пересчетных коэффициентов для приведения полученных данных к нормированным при промышленной частоте.

Рис. 2.30. Частотная характеристика фильтра указателя равновесия

Рис. 2.31. К расчету формул исключения погрешностей от тока влияния

Расчетный метод получил наиболее широкое применение. Исключение погрешностей от токов влияния, протекающих через измерительное устройство, производится путем обработки результатов измерений, проведенных при фазах напряжения испытательной установки, различающихся на 180 (метод двух измерений).

На векторной диаграмме (рис. 2.31) для упрощения показано не изменение на 180є тока через объект, а эквивалентное ему изменение тока влияния. При первом измерении будут определены значения и , а при втором - и .

Из векторной диаграммы следует:

9; 9;

Совместное решение этих уравнений дает

(2.16)

В формулу (2.16) значения и подставляются с тем знаком, с каким они были получены при измерениях.

Для случая измерений мостовой схемой

Часто в качестве результата измерения принимается полусумма данных:

При этом вносится погрешность:

Если результаты обоих измерений емкости не различаются более чем на 10%, то погрешность расчета по упрощенной формуле будет допустимой. При больших различиях полученных данных следует пользоваться формулой (2.16).

Полученные расчетные формулы принципиально пригодны для исключения любого тока влияния. Однако на практике невозможно обеспечить измерение без погрешностей и при больших токах влияния расчетное значение , определенное как разность больших величин, может иметь недопустимое отклонение от действительного.

Расчетное исключение погрешностей целесообразно использовать в случаях, когда оба измеренных значения положительны. При получении отрицательного значения можно предварительно снизить погрешность подбором фазы питания измерительного устройства (при этом изменяется угол ) и лишь потом производить исключение остаточной погрешности расчетом. При наличии соответствующей испытательной установки целесообразно сразу перейти на измерения методом совмещения фаз (см. далее).

Рис. 2.32. К расчету погрешности от изменения фазы напряжения питания моста

При применении методов исключения погрешностей от токов влияния, основанных на двух измерениях, поворот фазы напряжения при втором измерении на угол, отличающийся от 180є, ведет к существенным ошибкам в определении изоляции. Ошибка в определении емкости не так значима. Изменение фазы напряжения не строго на 180є может быть следствием нечеткой фиксации выбранной фазы в фазорегуляторе или же из-за большого тока влияния, протекающего через источник напряжения измерительной установки.

При прямой схеме включения СИ через источник напряжения измерительной установки проходит ток влияния, стекающий с вывода высокого напряжения объекта (ток I_В2 - см. рис. 2.28). Падение напряжения от этого тока на сопротивлении z_K источника образует часть напряжения на объекте, не изменяющуюся на 180є при изменении фазы напряжения питания [10]. Падение напряжения на источнике , а наибольшая определяемая им разность фаз (рис. 2.32).

Следовательно, вместо напряжения U к объекту будет приложено напряжение U', а сдвиг фаз при изменении фазы питания будет не 180є,а .

Примем для упрощения, что у объекта . При измерениях в условиях влияния (коэффициент влияния k_Bl) и при сдвиге фазы напряжения питания на учетом (2.12) получим

При втором измерении

Поскольку принято, что действительное значение , то измеренные значения и есть погрешности от изменения фазы напряжения. Эта погрешность при расчете среднего значения результатов измерения с учетом того, что k_B1< 1:

Наибольшее значение погрешности

Для малых углов

следовательно,

При допустимой погрешности и k_Bl =0,1 наибольшая допускаемая ошибка в изменении фазы .

Можно принять, что для измерительной установки с источником питания НОМ-10 и фазорегулятором (приведено к стороне 10 кв), тогда

При измерении tg δ изоляции вводов и трансформаторов тока обычно стараются не отключать шины. Рассмотренная погрешность определяет предел допустимости такой схемы измерений. Практически отключение шин необходимо при (принято, что ). По данным табл. 2.3, при прямой схеме измерения наибольшее прогнозируемое значение , следовательно, наибольший допускаемый при этом ток влияния .

Метод совмещения фаз токов объекта и влияния обеспечивает исключение погрешности от токов влияния, протекающих через измерительное устройство, путем выбора соответствующего угла [9]. Из (2.14) и (2.15) следует, что погрешность измерения отсутствует при и , а погрешность измерения емкости - при . Метод заключается в том, что перед измерениями, изменяя фазу напряжения измерительной установки, обеспечивают необходимую фазу тока через объект. Измерительная установка должна для этого иметь фазовращатель в цепи питания источника напряжения.

Высокая точность измерения необходима в первую очередь при определении . Поэтому добиваются совмещения фазы тока через изоляцию объекта с фазой тока влияния. Признаком того, что фаза напряжения на объекте выбрана правильно, является совпадение результатов двух измерений (одно - при выбранной фазе, другое - при изменении ее на 180).

Рассмотрим процесс измерения при применении мостовой схемы. Выбор фазы напряжения питания моста производится методом последовательных приближений следующим образом:

на шкале моста устанавливается значение или (для ускорения процесса выбора фазы) ожидаемое значение изоляции объекта;

на мост подается напряжение и производится его уравновешивание путем регулировки резистора R₃ и изменения фазы напряжения фазорегулятором;

напряжение моста изменяется по фазе на 180° и при неизменном положении фазорегулятора мост уравновешивается обычным способом;

на шкале моста устанавливается полусумма первоначального и измеренного и производится коррекция фазы напряжения путем уравновешивания моста резистором R₃ и фазорегулятором;

фаза напряжения моста изменяется на 180° и производится его уравновешивание обычным способом. Если полученное значение существенно отличается от предыдущего, то на шкале устанавливается их полусумма и опять производится коррекция фазы напряжения моста. Циклы коррекции повторяются до практического совпадения значений , измеренных при отличающихся на 180є фазах напряжения моста

. Обычно достаточно двух, трех приближений.

В качестве результата измерения принимается полусумма значений и С_х, полученных при последних двух уравновешиваниях моста. В практике наиболее приемлемо совместное применение метода совмещения фаз и расчетного метода исключения остаточной погрешности. При этом коррекция фазы напряжения моста фазорегулятором заканчивается при получении положительных значений при двух последовательных измерениях (одного при выбранной фазе, второго - при фазе напряжения питания, измененной на 180є). Остаточная погрешность исключается расчетом.

Метод совмещения фаз может применяться при токах влияния, не превышающих ток объекта (k_B < 1). Сравнение с данными табл. 2.3 показывает, что ограничений для его использования в практике энергосистем не имеется.

Результаты двух измерений, отличающихся по фазе напряжения питания на 180є, позволяют вычислить коэффициент влияния.

Примем, что при первом измерении активная и реактивная составляющие измеренного тока были равны суммам соответствующих составляющих токов объекта и влияния. Тогда при втором измерении, после изменения фазы напряжения на 180є, они будут определяться их разностью.

По определению

Принято, что

где индексы в и х соответственно относятся к токам влияния и объекта, а индексы а и р - к активным и реактивным составляющим токов; одним штрихом отмечены результаты первого измерения, двумя штрихами - результаты второго.

Совместное решение приведенных соотношений с учетом того, что , а , дало

Для мостовой схемы

Для случая, когда (при этом ),

Ток влияния может быть измерен и непосредственно. При этом надо учитывать, что погрешность измерения определяется током первой гармоники и измерительный прибор (миллиамперметр) должен быть селективным. Для измерения может быть использован предварительно градуированный указатель равновесия моста.

Глава четвертая

ИЗМЕРЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ЧАСТИЧНЫХ РАЗРЯДОВ

4.1. КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ И МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ

Основные характеристики частичных разрядов. При длительном воздействии эксплуатационных факторов (электрического поля, изменений температуры, механических воздействий, увлажнения и т.п.) в изоляции оборудования высокого напряжения могут возникнуть ослабленные места - дефекты. Обычно такими дефектами являются газовые (воздушные) включения в твердом или жидком диэлектрике, возникшие или из-за нарушения структуры изоляции (расслоения, разрывы), или из-за попадания в конструкцию газов (газовыделение из изоляции, плохая вакуумировка и т.п.). Дефекты могут быть также следствием некачественного заводского изготовления изоляции.

Напряженность электрического поля в газовом включении превышает напряженность поля в окружающем твердом или жидком диэлектрике, так как диэлектрическая постоянная их выше, чем диэлектрическая постоянная газа. Электрическая прочность газов во включении ниже, чем прочность остальной части изоляции. Это создает условия для возникновения пробоя или перекрытия изоляции в месте дефекта - частичного разряда.

Частичные разряды, будучи следствием дефектов изоляционной конструкции, в то же время являются одним из процессов, вызывающих дальнейшее, разрушение диэлектриков.

Частичным разрядом (ЧР) называется электрический разряд, который шунтирует лишь часть изоляции между электродами, находящимися под разными потенциалами. Он возникает вследствие ионизации газа или жидкого диэлектрика и может происходить как на поверхности раздела сред, так и внутри изоляции.

Процесс возникновения и развития ЧР существенно зависит от типа примененного диэлектрика и от конструктивных особенностей изоляции объекта.

Изоляцию неорганического происхождения (фарфор, стекло, слюду и т. п.) ЧР практически не разрушают. Поэтому развитие дефекта в изоляции такого типа может быть связано лишь с побочным действием ЧР (разрушением связующего лака, увеличением проводимости поверхностей из-за окислов, возникающих при разрядах в воздухе, и т. п.).

Органическая изоляция всех видов (бумага, масло, пластики) интенсивно разрушается как самими ЧР, так и побочными продуктами изоляции их действия.

Рис. 4.1. Схемы замещения для исследования процесса частичных разрядов в изоляции.

В конечном итоге воздействие ЧР приводит к развитию дефекта и пробою (перекрытию) всей изоляции.

Каждая изоляционная конструкция может быть охарактеризована напряжением возникновения и напряжением погасания ЧР. В тех случаях, когда ЧР не разрушают изоляцию, напряжения возникновения и погасания разрядов близки друг к другу, и их значения мало зависят от длительности воздействия напряжения. У объектов с изоляцией, разрушаемой ЧР, как правило, напряжение погасания разрядов ниже напряжения возникновения и зависит от длительности воздействия напряжения и его значения. Для такой изоляции кривая зависимости интенсивности ЧР от напряжения при подъеме напряжения лежит ниже, чем при снижении. Такая "гистерезисная" зависимость нередко является основным признаком разрушающего действия ЧР.

Для диэлектриков, разрушаемых ЧР, различают разряды двух существенно различных видов - начальные и критические [3]. Начальные частичные разряды - это разряды слабой интенсивности, не приводящие к заметному разрушению изоляции при длительном (тысячи часов) воздействии и не снижающие при кратковременном воздействии значения напряжения погасания разрядов. При длительном существовании таких разрядов происходит старение изоляции. Критические частичные разряды - разряды большой интенсивности, вызывающие быстрое разрушение изоляции и снижение значения напряжения погасания разрядов.

Схема объекта, в изоляции которого происходят ЧР (рис. 4.1, а), содержит емкость включения С_B, последовательно с ней соединенную емкость неповрежденной части изоляции С_Т, силовые линии поля которой проходят через включение, и емкость С₀ остальной части диэлектрика. Если напряжение на включении станет равным напряжению ионизации U_B.B, произойдет разряд емкости С_B. При этом нейтрализуется заряд включения q_B, и напряжение на нем уменьшится на U_B. В зависимости от размеров включения и среды, в которой происходит, разряд, длительность импульса тока ЧР может находиться в пределах от нескольких наносекунд до микросекунд.

Ввиду кратковременности процесса ЧР можно считать, что во время разряда источник энергии в восполнении заряда на объекте не участвует. Тогда при ЧР из-за нейтрализации заряда QB между емкостью Св и остальной емкостью объекта произойдет перераспределение зарядов, которое вызовет падение напряжения U на объекте:

где

Отсюда следует упрощенная схема замещения объекта - с эквивалентным генератором u (рис. 4.1, б), используемая при рассмотрении процессов, происходящих на зажимах объекта.

Следует иметь в виду, что эта схема замещения применима лишь к объектам с сосредоточенной емкостью. Объекты с распределенной емкостью изоляции (трансформаторы, генераторы и т. п.) в общем случае для импульсного процесса не могут быть представлены упрощенной схемой. В дальнейшем, если это не будет специально оговорено, будем принимать, что объект по отношению к внешней схеме устройства можно рассматривать как сосредоточенную емкость.

Заряд q_B, в действительности нейтрализуемый при ЧР, так же как и падение напряжения U_B на включении, не может быть измерен непосредственно. Внешним проявлением ЧР при электрических методах измерения является падение напряжения U на объекте. Однако поскольку U зависит от емкости объекта, эта характеристика неудобна. Поэтому обычно измеряют заряд , который называют кажущимся зарядом ЧР.

Кажущимся зарядом ЧР называется абсолютное значение заряда, который, будучи мгновенно введен между выводами объекта, вызовет такое же кратковременное изменение напряжения на объекте, как и ЧР в нем. Кажущийся заряд ЧР дает возможность получения сопоставимых характеристик частичных разрядов на разных объектах.

С учетом (4.1) кажущийся заряд

Обычно емкость включения С_B много больше емкости неповрежденной части изоляции С_Т Тогда .

Хотя кажущийся заряд ЧР широко применяется для количественной характеристики процесса частичных разрядов, следует иметь в виду, что действительное значение заряда q_B при неизменном q может изменяться в значительных пределах в зависимости от места и характера дефекта (из-за изменения отношения C_Т / C_B).

При ЧР искрой закорачивается емкость включения, т.е. на величину С_x изменяется общая емкость объекта. При принятом допущении заряд объекта до и непосредственно после разряда одинаков:

откуда с учетом малости произведения следует, что

Интенсивность ЧР определяется значениями количественных характеристик, связанных либо с единичным импульсом ЧР, либо с их совокупностью.

К количественным характеристикам единичного ЧР относятся кажущийся заряд q импульса и его энергия W. К количественным характеристикам последовательности импульсов ЧР относятся средняя частота F следования импульсов и средний ток I _{ч. р.}

Для оценки интенсивности ЧР также используются мощность Р разрядов и суммарный заряд Q за интервал времени Т.

Наиболее часто применяемая количественная характеристика ЧР кажущийся заряд импульса. Кроме того, измеряется средняя частота следования или количество импульсов за известный отрезок времени. Реже измеряются средний ток частичных разрядов и их мощность. Полученные данные о кажущемся заряде и частоте следования используют для расчета остальных характеристик.

В эксплуатационных условиях обычно измеряется лишь значение кажущегося заряда, причем в большинстве случаев интересует лишь наибольший заряд импульса измеряемой последовательности.

Методы контроля. Внешними проявлениями ЧР в изоляции являются эффекты, связанные с протеканием тока разряда, а также вызванные перераспределением зарядов элементов схемы из-за нейтрализации некоторого заряда в зоне дефекта.

Импульс тока разряда создает быстрые изменения электромагнитного поля и излучение в широкой области частот, а также скачки давления в окружающей среде. При перераспределении зарядов в схеме измерений протекают токи переходного процесса.

Длительное протекание ЧР приводит к накоплению продуктов разрушения изоляции, повышению давления в замкнутом объеме и изменению температуры объекта.

Излучение, вызванное импульсами тока ЧР, или индуктированные ими токи могут быть обнаружены соответствующим приемником в широкой области частот. Для целей технической диагностики изоляции широко используются электрические методы, основанные на измерении тока переходного процесса в схеме контроля, а также акустические методы обнаружения импульсов давления, вызванных разрядами. Эти методы будут рассмотрены ниже. Методы обнаружения продуктов разрушения изоляции описаны в гл. 5. Остальные методы обнаружения ЧР в практике эксплуатационного контроля оборудования применяются редко.

Показания акустических измерительных устройств существенно зависят от места возникновения разрядов, условий прохождения сигналов и от затухания их в элементах изоляционной конструкций. Поэтому акустические методы контроля в настоящее время могут использоваться лишь для обнаружения наличия частичных разрядов. Основная область применения этих методов - определение места возникновения разрядов в оборудовании (в основном в трансформаторах).

Основным источником помех при применении электрических методов измерений ЧР являются разряды короны на шинах и оборудовании. Импульсы этих разрядов имеют высокую интенсивность. Исключение таких помех из результатов измерений связано с большими трудностями.

При акустических методах индикации ЧР основными источниками помех являются шумы системы циркуляции и охлаждения масла трансформатора, а также магнитострикция его сердечника. Влияние этих помех можно достаточно просто снизить. При контроле другого оборудования акустические помехи незначительны. Поэтому применение акустических методов контроля не ограничивается помехами так 'сильно, как при электрических методах, что является их серьезным преимуществом.

Описание акустических методов обнаружения ЧР будет дано в § 4.5. В остальных параграфах этой главы рассматриваются вопросы, относящиеся к электрическим методам измерении.

Измерение ЧР в оборудовании может производиться без его отключения, под рабочим напряжением. Это используется в большинстве методов эксплуатационного контроля. Однако, как будет показано дальше, чувствительность этих методов часто ограничивается уровнем неустранимых помех. В ряде случаев возникает необходимость контрольной проверки оборудования на отсутствие ЧР малой интенсивности. Это может быть реализовано путем специальных испытаний выведенного из работы оборудования на месте его установки с принятием дополнительных мер по устранению помех. Описание таких испытаний дано в § 4.4.

4.2. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ

Схемы включения измерительных устройств. На эквивалентной схеме внешнюю цепь в первом приближении можно представить в виде некоторого сопротивления Z_BX (рис. 4.2), являющегося входным (по отношению к объекту) сопротивлением установки.

Упрощенная схема замещения справедлива, если изоляцию объекта можно представить в виде сосредоточенной емкости. Для оборудования, имеющего обмотки, такое приближение может быть принято лишь в том случае, когда дефект изоляции, в котором происходят разряды, находится вблизи от ввода высокого напряжения. В дальнейшем будем исходить из приведенной схемы замещения изоляции объекта. Более подробно процессы в силовом трансформаторе будут рассмотрены далее.

Частичный разряд, создающий скачок напряжения на объекте, вызывает появление во внешних цепях тока переходного процесса i₀.

Весь ток i₀ переходного процесса, замыкаясь по параллельным цепям реальной схемы установки, в общем случае не может быть измерен в одной точке. Поэтому ток, протекающий в ветви с измерительным устройством, равен , где i_K - коэффициент передачи схемы (рассматриваются модули токов).

Основными схемами включения устройств для измерения ЧР являются схемы последовательного и параллельного включения, а также балансная схема.

В схеме последовательного включения (рис. 4.3, а) измерительное устройство находится в ветви заземления низкопотенциального электрода контролируемого объекта С_х. Соединительный конденсатор С_c предназначен для уменьшения сопротивления токам, возникающим при ЧР в изоляции объекта. Для обеспечения достаточной чувствительности схемы желательно, чтобы емкость соединительного конденсатора была не меньше емкости объекта.

Когда цепь заземления низкопотенциального электрода объекта недоступна, применяется параллельная схема; измерительное устройство включается в ветвь заземления соединительного конденсатора (рис. 4.3, б). Если при этом емкость С_c конденсатора будет значительно превышать входную емкость остальных элементов установки, то чувствительность схемы останется практически такой же, как и чувствительность схемы последовательного включения.

Балансная схема (рис. 4.3, в) является наиболее помехозащищенной, так как ее чувствительность при импульсах во внешней цепи (цепи питания) много ниже, чем чувствительность при импульсах, вызываемых ЧР в объекте. К числу балансных относится и схема с компенсацией помех. В качестве соединительного конденсатора (называемого при этом балансным), как правило, применяют объект, аналогичный испытываемому, или конденсатор такой же емкости.

Основной схемой измерений в условиях эксплуатации является схема последовательного включения, когда измеряется ток в заземлении контролируемого объекта. Соединительной емкостью при этом является емкость на землю остальных элементов установки. Коэффициент передачи тока переходного процесса при этом имеет наибольшее значение, т.е. обеспечивается максимальная чувствительность к импульсам ЧР.

Если невозможно собрать схему с последовательным включением измерительного устройства, применяют параллельную схему с соединительным конденсатором; в качестве емкости С_с используется емкость изоляции любого соседнего аппарата. Так, при измерении ЧР в изоляции силовых трансформаторов измерительное устройство включают в ветвь заземления низкопотенциальной обкладки ввода, используя его емкость в качестве соединительной. В такой схеме через измерительное устройство протекает лишь часть тока, вызванного ЧР в объекте; другая часть этого тока замыкается по параллельным цепям, что существенно уменьшает значение коэффициента . За счет этого снижается реальная чувствительность метода измерений.

Рис. 4.4. Структурная схема измерительного устройства

Балансная схема измерения в условиях эксплуатации применяется редко. Используется близкая к ней схема с компенсацией помех. При эксплуатационных измерениях по схеме рис. 4.3, в обычно входное сопротивление установки, например, шин РУ, значительно меньше сопротивления соединительного (балансного) конденсатора. Поэтому ток, вызванный ЧР, Б основном протекает лишь по ветви измерительного устройства, связанной с объектом. Источники же помех создают на шинах РУ напряжение, которое вызывает примерно равные токи помех в ветвях объекта и соединительного конденсатора. Используя это, можно скомпенсировать на входе измерительного устройства ток помех, протекающий через объект.

Измерительные устройства. Устройство для измерения ЧР (рис. 4.4) в общем случае состоит из первичного измерительного преобразователя (измерительного элемента) 1 и измерительного прибора 2.

Измерительный элемент Z_Д преобразует вызванные ЧР импульсы тока в контролируемой цепи в импульсы напряжения, подаваемые на вход измерительного прибора.

В дальнейшем все приспособление для связи измерительного устройства с контролируемым объектом будем называть датчиком. При этом в состав датчика входят как собственно измерительный элемент, так и элементы устройства присоединения, обеспечивающие безопасность (защитные разрядники, разделительные конденсаторы) и изменение схемы измерений (переключение по фазам измеряемого объекта и т.п.).

Измерительные устройства по способу применения могут быть разделены на две основные группы: устройства для непосредственного включения в испытательную схему и устройства, не требующие для своего включения разрыва цепей испытательной схемы.

Различают узкополосные и широкополосные измерительные устройства. В широкополосных устройствах верхняя граничная частота полосы пропускания f₂ много больше, нижней граничной частоты f₁. В узкополосных устройствах ширина полосы пропускания , много меньше средней частоты настройки f₀= 0,5 (f₁ + f₂). Соответственно применяются широкополосные и узкополосные датчики.

В качестве измерительного элемента датчика, как правило, применяют резистор (резистивный датчик) или катушку индуктивности (индуктивный датчик). Датчики, обеспечивающие емкостную связь с объектом, имеют ограниченную область применения. Резистивные датчики - широкополосные. Полоса частот пропускания индуктивного датчика определяется его нагрузкой.

Выполнение индуктивного датчика в виде высокочастотного трансформатора тока обеспечивает возможность бесконтактного съема информации при помощи электромагнитной связи катушки датчика с проводом заземления объекта, по которому протекают импульсы тока, вызванные ЧР. Часто такой датчик выполняется в виде колебательного контура; выходной сигнал его представляет собой процесс собственных (резонансных) затухающих колебаний контура датчика, возбужденного импульсом измеряемого тока. Такой датчик является узкополосным.

В измерительном приборе производятся преобразование полученных на выходе датчиков импульсов и измерение их параметров. Основными узлами измерительного прибора (рис. 4.4) являются регулятор чувствительности 3, фильтр 4, усилитель 5 и измеритель 5.

Функции регулятора чувствительности и усилителя очевидны. Основное назначение фильтра - подавление напряжения промышленной (испытательной) частоты и его высших гармоник. Для этого применяется фильтр высших частот. Часто фильтр используется для формирования полосы частот пропускания измерительного устройства; в этом случае применяется полосовой фильтр. В некоторых приборах фильтры не применяются, а обе функции - подавление низкочастотных напряжений и формирование полосы - выполняют другие элементы (датчик, усилитель). Назначением измерителя является выдача информации об основных характеристиках последовательности импульсов, возникающих при ЧР.

В большинстве случаев при эксплуатационном контроле ширина полосы частот пропускания прибора уже, чем спектр импульса ЧР. При этом амплитуда выходного напряжения усилителя будет пропорциональна заряду импульса тока на входе датчика. Следовательно, в приборе для измерения кажущегося заряда ЧР необходим измеритель амплитудных значений - пиковый (квазипиковый) вольтметр, осциллограф и т.п.

Если кроме амплитудного измерителя прибор будет иметь измеритель количества или средней частоты следования импульсов данной амплитуды, то по их показаниям может быть подсчитан и средний ток ЧР. Для определения среднего тока ЧР применяются также измерители средних значений. Наличие амплитудного дискриминатора позволяет получить распределение импульсов по амплитудам, что существенно увеличивает объем информации о контролируемых процессах разрядов.

Полоса частот пропускания измерительного устройства должна быть согласована с частотным спектром сигнала датчика.

Наиболее целесообразным представляется энергетический подход к определению полосы частот. При таком подходе измерение должно производиться при полосе частот устройства, в которой заключена подавляющая часть энергии сигнала (в рассматриваемом случае импульса напряжения на выходе датчика).

Для датчика с резистивным измерительным элементом 90 % энергии импульса находится в полосе, ограничиваемой сверху частотой , где — величина, обратная постоянной времени цепи датчика. Для датчика с колебательным контуром 90 % энергии импульса находится в полосе частот , где f₀ — частота настройки, a Q_K -добротность контура.

Длительность импульса на выходе усилителя определяется шириной полосы пропускания измерительного устройства или f₂ - f₁ (с учетом испытательной схемы, если полоса частот прибора не согласована с постоянной времени схемы). Импульс практически затухает через время , где — время реакции измерительного устройства. Поэтому каждому импульсу частичного разряда будет соответствовать импульс на выходе усилителя лишь в случае, если , где F — частота следования импульсов. Это определяет разрешающую способность измерительного устройства.

Если за период времени, равный продолжительности реакции устройства, на входе датчика будут действовать несколько импульсов, то их энергия суммируется и на выходе появится один эквивалентный импульс. При этом не только будет утеряна такая характеристика, как количество разрядов (или их средняя частота следования), но и будут искажены данные о заряде импульсов, ибо на выходе усилителя амплитуда импульсов будет иметь случайное значение, зависящее не только от заряда, но и от интервала между импульсами.

Устройства, применяемые для эксплуатационного контроля оборудования, называются индикаторами частичных разрядов (ИЧР). Разработаны также модификации ИЧР для автоматического непрерывного контроля - сигнализаторы частичных разрядов (СЧР).- Сигнализатор снабжен дополнительно логическим и релейным устройствами, функциями которых являются обнаружение недопустимого увеличения интенсивности измеряемых ЧР и формирование сигнала о наличии повреждения изоляции. В ряде устройств СЧР предусматривается также блокировка от неправильного действия при помехах.

Градуировка измерительных устройств. Целью градуировки измерительного устройства является установление количественных соотношений между показаниями измерительного прибора и соответствующими количественными характеристиками ЧР.

Градуировка измерительного устройства должна производиться в тех же условиях, в которых будет производиться измерение характеристик ЧР, т.е. в полностью собранной схеме испытательной установки. При невозможности градуировки при рабочем напряжении схема, в которой производится градуировка приборов, должна быть максимально приближена к реальной.

Градуировка измерительного устройства в схеме измерений (далее сокращенно градуировка схемы измерений) в условиях эксплуатации производится, как правило, лишь для одной измеряемой величины - кажущегося заряда импульса ЧР. Элементы измерительного устройства, обеспечивающие получение остальных характеристик ЧР (измерители среднего тока разрядов, количества импульсов и т.п., а также регуляторы чувствительности), должны градуироваться общепринятыми методами в процессе их изготовления или перед производством измерений.

Возможны два способа градуировки - от внешнего или от внутреннего источника градуировочных импульсов тока. В первом случае источником энергии градуировочных импульсов является внешний генератор, питаемый от сети или автономных источников (батареи и т. п.). Во втором случае градуировочный импульс формируется за счет рабочего напряжения на объекте. При этом для создания градуировочного импульса производится малое нормированное изменение параметров объекта (или его части), эквивалентное ЧР в его изоляции. Первым способом производится градуировка при отключенном от сети объекте. Второй способ градуировки применяется на объектах, находящихся в рабочей схеме, под напряжением.

Градуировочным импульсом называется достаточно короткий импульс тока с известным зарядом. Для того чтобы этот импульс с необходимой точностью имитировал импульс ЧР, переходный процесс в схеме при градуировке не должен отличаться от переходного процесса при разрядах в изоляции объекта.

Предельное значение частоты следования градуировочных импульсов определяется разрешающей способностью измерительной схемы, т. е. ее полосой частот пропускания. Импульсы градуировки будут восприниматься измерительным устройством как одиночные при условии, что частота их следования F_r будет существенно меньше полосы пропускания . Обычно для узкополосного устройства принимают , для широкополосного , где f₂ - верхняя граница полосы частот. Рекомендуемая частота следования градуировочных импульсов 100 импульсов в секунду.

Градуировочный импульс тока получают, подавая на объект через градуировочный конденсатор импульс напряжения с достаточно крутым фронтом. Заряд градуировочного импульса q_r = С_r U_r, где С_r - емкость градуировочного конденсатора; U_r - напряжение генератора градуировочного напряжения. Емкость С_r должна быть намного меньше емкости объекта, чтобы не изменить параметров схемы измерений.

Основной схемой градуировки является параллельная; градуировочное устройство в этом случае подключается параллельно объекту (рис. 4.5, а). Для этой схемы градуировки необходимо градуировочное устройство с симметричным выходом, изолированным от земли. Обычно такое устройство трудно выполнить.

Возможно применение эквивалентной градуировки [14], заключающейся в поочередном приложении градуировочных импульсов к каждому из выводов объекта (рис. 4.5, б) с последующим расчетом градуировочного коэффициента.

В последовательной схеме (рис. 4.5, в, г) создается малое нормированное изменение напряжения в цепи объекта, эквивалентное импульсу напряжения при ЧР. В качестве градуировочной емкости используется емкость объекта. Для этой схемы также требуется симметричный генератор градуировочного напряжения.

При градуировке от внешнего источника применяют любой соответствующий генератор импульсов напряжения. Если в качестве такого генератора используется генератор прямоугольных импульсов, то разрешающая способность схемы измерений накладывает ограничения на длительность этих импульсов, так как задний фронт прямоугольного импульса напряжения также формирует в градуировочной цепи импульс тока. Поэтому длительность прямоугольного импульса напряжения должна существенно превышать время реакции измерительной схемы (ее разрешающую способность).

Для градуировки от внутреннего источника последовательно с емкостью объекта включают небольшое сопротивление Z_r (рис. 4.5, г), шунтированное быстродействующим коммутатором (реле, динистором, тиристором). При разомкнутых контактах коммутатора ток через изоляцию объекта создает на сопротивлении Z_r падение напряжения. При замыкании контактов это напряжение и становится источником градуировочного импульса тока в цепи объекта.

При градуировке схемы измерения ЧР в силовом трансформаторе (автотрансформаторе) сопротивление Z_r включается в заземление низкопотенциального вывода ввода ВН (СН) и образуется схема параллельной градуировки, в которой роль градуировочной емкости играет емкость ввода. Поскольку при этом не выполняется условие С_r << С_х, то в создании градуировочного импульса участвует не весь заряд емкости ввода. Учитываемый заряд градуировочного импульса q_r = k_C С_х U_r, где С_х - емкость изоляции ввода, a k_C = С_вх/(С_х+ С_вх) - коэффициент деления напряжения импульса между вводом и входной емкостью трансформатора С_вх. Обычно коэффициент k_C определяется путем сравнения результатов градуировки через ввод и градуировки от внешнего источника.

Основной величиной, определяемой градуировкой, является градуировочный коэффициент. Кроме того, по результатам градуировки могут быть вычислены коэффициенты передачи схемы и затухания импульса.

Градуировочный коэффициент измерительного устройства, включенного в испытательную схему, К_cx (в дальнейшем для краткости градуировочный коэффициент схемы измерений) определяется как отношение заряда градуировочного импульса q_r, приложенного между выводами объекта, к показанию измерительного устройства a_r, вызванному этим импульсом:

К_cx = q_r / a_r (4.2)

Градуировочный коэффициент собственно измерительного устройства К_ДАТ, определяется как отношение заряда градуировочного импульса, приложенного на входе датчика, к соответствующим показаниям измерительного устройства. Следовательно, коэффициент передачи импульса в схеме равен

Коэффициент затухания импульса внутри объекта, например, в обмотке трансформатора, может быть определен как отношение показаний измерительного устройства, полученных при приложении одинаковых градуировочных импульсов к соответствующим выводам объекта.

При эквивалентной градуировке к выводам объекта поочередно прикладываются градуировочные импульсы такого значения, при котором будут получены одинаковые показания a_r измерительного устройства. При этом

где m = a_r1/а_r2.

Возможна градуировка без изменения заряда импульса (q_rl = q_r2); при этом m = a_r2/а_r1.

Если коэффициент m определен заранее или существенно больше единицы, то при измерениях достаточно провести упрощенную градуировку подачей импульсов на низкопотенциальный вывод объекта. Это позволяет проводить градуировку без отключения объекта в рабочей схеме.

С учетом приведенных соотношений при эквивалентной градуировке без изменения заряда градуировочного импульса

Упрощенная градуировка допустима, если коэффициент передачи импульса с вывода объекта на установленный в его заземлении датчик . При этом , а погрешность расчета К_сх не будет превышать 25 %.

Покажем возможность эквивалентной градуировки. Входное сопротивление РУ в области частот, применяемых для эксплуатационных измерений, может рассматриваться как некоторая емкость С_ВХ. При приложении градуировочного импульса к выводу высокого напряжения объекта заряд его q_rl распределяется пропорционально между емкостями С_ВХ и С_Х. Измерительное устройство определит заряд, равный

q_r1С_Х /(С_Х + С_ВХ).

При градуировке на второй вывод объекта, к которому подключено измерительное устройство, показания его будут пропорциональны q_r2. При частичных разрядах в объекте с кажущимся зарядом q через вход измерительного устройства пройдет заряд qС_ВХ /(С_Х + С_ВХ). Условие эквивалентности градуировки — равенство показаний измерительного устройства при градуировке и измерении:

откуда

q_r1/ q_r2= (C_X+C_BX) / C_X= m;

q = q_r2m / (m - 1);

q = q_r1/ (m - 1).

При измерении ЧР показания индикатора прибора a_р приводятся к значению кажущегося заряда по формуле

. (4.4)

Наиболее удобна для расчетов децибельная система счисления, основанная на использовании логарифмической единицы отношения величин. Отношение двух величин К = q / q₀, выраженное в децибелах, равно К* = 20 lg К. Значение q₀ принимается в качестве уровня начала отсчета (нулевого уровня). В дальнейшем будем считать, что Кл.

Для расчетов в децибельной системе выражение (4.4) примет вид

(4.5)

Если , то .

Для перевода результатов измерений, выраженных в децибелах, в значения кажущегося заряда по величине , находят соответствующий ей множитель К_р, который умножают на величину q₀, выраженную в кулонах. С достаточной для эксплуатационных измерений точностью можно принять

q*, дБ	2	4	6	8	10	20	30	40
К	1,3	1,6	2,0	2,5	3,2	10,0	32,0	100,0

Значения q* складываются, а К умножаются. Например, значению q_p = 28дБ (20дБ + 8дБ) соответствует . При К л результат измерения Кл.

4.3. СПОСОБЫ ПОВЫШЕНИЯ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЙ

Помехи. Частичные разряды, подлежащие выявлению в эксплуатационных условиях, имеют, как правило, большую интенсивность; создание измерительных устройств с необходимой для этого чувствительностью не вызывает затруднений. Однако возможность выявления дефектов изоляции определяется обычно не чувствительностью аппаратуры, а внешними помехами.

Для того чтобы можно было измерить ЧР, вызванные ими показания измерительного устройства должны превышать показания, вызванные помехами, т.е. отношение сигнал/помеха на выходе измерительного устройства должно быть больше единицы (K_с.п.>1). Здесь и из далее под сигналом подразумевается любая измеряемая характеристика импульсов, вызываемых ЧР, а под помехой - эта же характеристика помех.

Помехи при измерении ЧР могут вызываться любыми процессами в сети, связанными с резкими изменениями тока, а также источниками высокочастотных напряжений. При измерениях ЧР в условиях эксплуатации источники помех, как правило, не могут быть устранены. Распознаются и могут быть в той или иной мере исключены из результатов измерений непериодические помехи (коммутации и т.п.), а также помехи от разрядов, источник которых достаточно удален от контролируемого объекта (путем определения места разрядов, отключения этого оборудования и т.п.). Помехи от высокочастотных источников, которые, как правило, имеют узкий спектр, можно исключить соответствующей настройкой измерительного устройства.

Импульс тока, вызванного ЧР, имеет широкий спектр, поэтому выбор полосы и области частот настройки измерительного устройства определяется исходя из необходимости подавления помех.

Область частот, занимаемых источниками наиболее интенсивных высокочастотных помех (связь по линиям ВЛ, телемеханика и т.п.), охватывает диапазоны от 40-70 до 300-500 кГц. Для широкополосного измерительного устройства может быть использована область частот от 15 до 40-70 кГц (нижняя область частот) и от 500 кГц до 1-2 МГц (верхняя область частот). Ниже 15 кГц возможно влияние высших гармоник промышленной частоты и комбинационных частот; выше 2 МГц возможно снижение уровня сигнала от ЧР. В верхней области частот часто возникают помехи от мощных местных радиопередатчиков, что также ограничивает применение широкополосных устройств. При узкополосном измерительном устройстве с изменяемой настройкой для измерений можно использовать всю упомянутую область частот.

Основным источником неустранимых помех при измерениях в эксплуатационных условиях являются коронные разряды на проводах, арматуре и оборудовании (так называемый основной уровень помех). Основной уровень определяется стримерными разрядами при положительной полярности; уровень этих помех на порядок выше уровня помех в другом полупериоде напряжения.

В РУ иногда наблюдается также высокий дополнительный уровень помех, который обычно является следствием ЧР, внешних по отношению к контролируемому объекту. К ним относятся разряды между шинами и головками проходных трансформаторов тока при отсутствии между ними перемычки, разряды между элементами токопроводов блочных трансформаторов, разряды на заостренных краях арматуры или на концах ножей отключенных разъединителей и т. п. Источниками интенсивных помех являются также некоторые системы возбуждения генераторов.

Проблему измерения ЧР в эксплуатации целесообразно разделить на две основные задачи: оптимизацию условий измерения и селекцию (выделение) импульсов ЧР. При этом обе задачи необходимо решать так, чтобы было обеспечено наилучшее (наибольшее) отношение сигнал/помеха.

Первая задача решается путем применения помехозащищенных схем измерения. Для решения второй задачи необходимы помехоустойчивые измерительные устройства.

При оптимизации условий измерения можно существенно увеличить отношение сигнал/помеха. Иногда это оказывается достаточным для производства измерений, однако в большинстве случаев, для того чтобы измерить именно сигнал, а не помеху, необходимы специальные методы измерение и измерительные устройства, дающие возможность селекции импульсов ЧР.

В автоматических измерительных устройствах (типа СЧР) селекция импульсов ЧР полностью возлагается на измерительные и логические блоки прибора. В неавтоматизированных измерительных устройствах, чтобы существенно не усложнять их схему и конструкцию, часть функции по селекции импульсов ЧР обычно возлагают на лицо, производящее измерения, которое и делает вывод о том, какое явление измеряется прибором - ЧР или помехи.

Оптимизация условий измерений. Целью оптимизации условий измерений является обеспечение наибольшего отношения сигнал/помеха на входе измерительного устройства.

Реально выявляемый в условиях помех кажущийся заряд ЧР равен

(4-6)

где К_с.п. - отношение сигнал/помеха, необходимое для выявления импульса ЧР применяемым измерительным устройством; - коэффициент передачи импульса ЧР от места его возникновения к точке установки датчика; q_И - заряд импульса помехи, протекающего через датчик измерительного устройства.

Оптимальные условия измерения (наименьшая выявляемая интенсивность разрядов) соответствует минимуму отношения .

Уровень помех q_И и коэффициент передачи сигнала зависят от частоты настройки и полосы пропускания измерительного устройства, а также от места установки датчика в схеме измерений. Поэтому оптимизация условий измерений заключается в выборе схемы измерений и места включения датчика, а также в определении частоты настройки и полосы пропускания измерительного устройства.

К схемным способам оптимизации относятся последовательное включение датчика в цепь объекта (увеличение значения ) и использование балансных схем (уменьшение q_И). При выборе частоты настройки измерительного устройства необходимо добиваться минимума отношения так как от частоты зависят оба эти параметра.

Практически оптимизация производится путем градуировки измерительного устройства в выбранной схеме измерений на всех точках включения датчика. При помощи узкополосного измерительного устройства определяются значения градуировочного коэффициента К_сх в ряде точек выбранного частотного диапазона. Затем на этих же частотах определяются показания измерительного устройства оп, вызванные помехами. По полученным данным рассчитывается эквивалентный уровень помех, т. е. уровень помех, приведенный к кажущемуся заряду импульса ЧР:

Полученная таким образом частотная зависимость эквивалентного уровня помех дает возможность определения области частот с минимальным значением q_П, которая и является оптимальной для данных условий измерений. Выявляемое при этом наименьшее значение кажущегося заряда частичного разряда q_P = К_С.П. q_П .

Методы селекции частичных разрядов. Информацию о различиях последовательности импульсов сигналов ЧР и помех от короны могут дать анализ распределения амплитуд (зарядов) импульсов, средняя частота их следования, а также распределение импульсов во времени [15]. Спектр измеряемого импульса тока переходного процесса определяется, как правило, характеристиками цепи, что значительно затрудняет частотную селекцию при импульсных помехах. Различия в частотном спектре импульсов тока ЧР и помех от короны могут быть использованы для селекции лишь в специальных случаях (например, в КРУЭ, на ВЛ).

Одним из наиболее простых является амплитудный способ селекции - по уровню сигнала. Заключение о наличии ЧР в этом случае делается при существенном (на 10-25 дБ) увеличении показаний прибора по сравнению с данными предыдущих измерений или измерений на аналогичных объектах. Однако при таком способе селекции значительно снижается чувствительность метода; выявляются ЧР только большой интенсивности.

Селекцию по уровню облегчает правильный выбор измерительного устройства. Если частота следования импульсов ЧР ниже частоты следования импульсов помех, следует применять измеритель пиковых (квазипиковых) значений. При обратном соотношении частот следования импульсов разрядов и помех лучшие результаты дает применение измерителя средних значений.

За короткое время измерения (минуты) при хорошей погоде уровень помех от короны обычно меняется не больше чем на 3-6 дБ. Поэтому периодические кратковременные увеличения показаний прибора, превышающие это значение, могут быть признаком импульсов нестабильных ЧР.

Способы амплитудной селекции просто реализуются при применении переносных приборов. В стационарно устанавливаемых приборах, а также в сложных для анализа случаях более целесообразна временная селекция. Измерительный прибор для этого (рис. 4.6,а) имеет коммутатор, управляемый напряжением UK. Измерение производится лишь в определенные периоды времени (метод временного окна). Уменьшение влияния помех достигается уменьшением продолжительности включенного положения коммутатора при синхронизации его с интервалом времени, в котором наиболее вероятно появление ЧР. Часто основными помехами являются стримерные разряды на шинах и оборудовании, возникающие в положительном полупериоде напряжения сети. Обычно импульсы ЧР имеют одинаковую амплитуду в обоих полупериодах напряжения. Синхронизируя коммутирующее напряжение с отрицательным напряжением на объекте, можно частично подавить влияние (примерной короны.

Для устройства СЧР целесообразно временное разделение каналов измерения, относящихся к разным фазам объекта, и последующее сравнение их результатов.

Уровни помех (рис. 4.7; интервалы a-b, b-с и c-d) практически совпадают на всех фазах. По этому признаку логическое устройство СЧР относит результаты измерения к воздействию помех и блокирует выдачу внешнего сигнала. Если же уровень, измеренный в одной или двух фазах, превышает уровень в третьей, выдается сигнал о наличии ЧР. Такой способ обработки результатов измерения обеспечивает скользящую уставку сигнализации, адаптированную к уровню помех, и, следовательно, более раннее выявление дефекта.

Сравнение сигналов, относящихся к разным фазам одного объекта, является удачным способом селекции не только при амплитудных измерениях, но и при измерении других характеристик частичных разрядов (например, частоты следования импульсов, среднего тока и т.п.).

Рис. 4.6. Структурные схемы измерительных приборов с помехоподавлением:

а — с временной селекцией; б — с селекцией по фазам; в — с селекцией по полярности импульсов; 1 - аттенюатор; 2 — фильтр; 3 — усилитель; 4 — коммутатор; 5 — показывающий прибор; 6 — формирователь временного окна; 7 — формирователь импульсов; 8 — схема совпадений; 9 - сигнализатор общего уровня; 10 — сигнализатор превышения уровня

Для реализации рассматриваемого метода измерений СЧР (см. рис. 4.6,б) имеет три канала временного разделения, управляемых напряжениями от вторичной обмотки трансформатора напряжения системы шин РУ (U_a, U_b и U_с), и схему пофазного сравнения. Внешний сигнал в этой схеме выдается лишь в случае существенного различия результатов измерения в каналах фаз.

Рис. 4.7. Огибающая помех от короны (ТТ=750;/„ = ЗОкГц): 1 — огибающая помех; 2 — напряжение фаз сети

При синхронизации коммутаторов с отрицательными полупериодами напряжения на объекте одновременно достигается снижение помех от стримерной короны (интервалы k-m на рис. 4.7.).

Очевидно, что метод временной селекции применим лишь в случае, когда достаточно велика вероятность совпадения интервалов времени измерения и возникновения серии разрядов в изоляции объекта.

В балансной схеме импульсы ЧР, снимаемые с обоих датчиков, имеют разную полярность, а импульсы помех - одинаковую. Измерительное устройство, реализующее принцип селекции по полярности импульсов (рис. 4.6,в), имеет два канала с коммутатором временной селекции, управляемым схемой совпадений. Схема совпадений вырабатывает коммутирующий импульс U_K лишь в случае, когда от формирователей поступят импульсы разной полярности. Если на схему совпадений подавать также и импульсы, формируемые испытательным напряжением U_И, дополнительно реализуется способ временной селекции.

Реализация большинства описанных методов селекции может быть облегчена, если в качестве индикатора измерительного устройства применять электронно-лучевой осциллограф. Наблюдая на его экране последовательность измеряемых импульсов, можно оценить и характер контролируемого явления: изменение амплитуд импульсов, их распределение по значению и времени возникновения, различие по фазам, синхронизацию с напряжением сети и т.п. При некотором навыке эти признаки дают возможность классификации наблюдаемого явления и облегчают отнесение его к числу частичных разрядов или помех.

4.4. ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Оптимизация условий измерений является важным условием организации эффективного контроля оборудования по характеристикам частичных разрядов. В ряде случаев имеющийся опыт эксплуатационных измерений позволяет дать типовые рекомендации.

Контроль трансформаторов тока и вводов. Основной является схема последовательного включения измерительного устройства. Возможно применение балансной схемы, состоящей из двух однотипных объектов, находящихся недалеко друг от друга.

Датчик (устройство присоединения) включается в цепь заземления наружной обкладки изоляционной конструкции. Используются также высокочастотные трансформаторы тока, устанавливаемые на шинах заземления объекта.

В диапазоне до сотни килогерц уровень помех и коэффициент передачи обычно от частоты зависят мало, и выбор оптимальной частоты настройки прибора существенного выигрыша в чувствительности не дает.

Из-за интенсивных помех от высокочастотных устройств для широкополосных измерений используются лишь две области частот: от 15 до 70 кГц (нижняя область) и от 0,5 до 2 МГц (верхняя область). При узкополосном приборе можно использовать всю область частот от 15 кГц до 2 МГц. Измерения на частотах выше 2 МГц производятся лишь для поиска места разрядов.

Измерения у трансформаторов тока лучше производить в области частот до 70 кГц. При этом низкое входное сопротивление схемы РУ обеспечивает наибольшее возможное значение тока, вызванного ЧР, и, следовательно, наибольшую возможную чувствительность. При выполнении этого условия может быть произведена упрощенная эквивалентная градуировка путем подачи градуировочных импульсов на вход измерительного устройства (датчика), включенного в схему измерений.

При контроле вводов силовых трансформаторов ограничение в выборе частоты настройки отсутствует, так как замыкание тока, вызванного ЧР, обеспечивает входная емкость трансформатора. И в этом случае возможна упрощенная градуировка на вход измерительного устройства.

При измерениях в области частот 0,5-2 МГц уровень разрядов в основном определяется источниками, расположенными вблизи места установки датчика. Это облегчает поиск места разрядов, но усложняет процесс анализа результатов измерений, ибо помехи от короны, вызванные разными источниками, могут иметь различающиеся уровни и, следовательно, дадут различающиеся показания прибора на однотипных объектах.

При выборе полосы частот пропускания измерительного устройства следует учитывать, что с ее расширением повышается стабильность результатов измерений и упрощается измерительное устройство, но при этом возрастают помехи от высокочастотных устройств связи, релейной защиты и телемеханики, а также мощных местных радиостанций.

Уровень помех при контроле аппаратов 330-750 кВ оценивается эквивалентным значением кажущегося заряда ЧР в пределах 10^-9- 10^-8 Кл. Это позволяет выявить лишь критические ЧР, быстро разрушающие изоляцию. Для выявления разрядов меньшей интенсивности целесообразно применение балансной схемы измерений (схемы компенсации помех), в которую включены два аналогичных объекта одной фазы. В этой схеме достаточно просто подавляются помехи, общие для обоих объектов (например, помехи от короны на шинах). Остаточный уровень помех определяется местными источниками - стримерной короной на одном из объектов и, т.п. Эти помехи появляются потому, что одноименные фазы разных объектов находятся обычно достаточно далеко друг от друга и импульсы стримерной короны на одном из объектов не дают такого же тока в другом.

При контроле трансформаторов тока, находящихся в рабочей схеме, измерены следующие уровни помех:

Диапазон частот	У20	У30	У40	У500	Ш60	Ш1,5
Уровень помех, дБ:
при последовательной схеме включения	4	8	0	-1	7	10
при балансной схеме	-6	-10	-16	-2	-7	8

Значения эквивалентного уровня помех отнесены к Кл. Измерения велись узкополосным (диапазоны У20—У500, где число означает частоту настройки в килогерцах) и широкополосным приборами (Ш60, полоса от 20 до 60 кГц; Ш1,5 — от 0,5 до 1,5 МГц).

В балансную схему были включены трансформаторы тока разных присоединений (одной фазы).

Из полученных данных следует, что компенсация помех в балансной схеме при измерениях в нижней области частот обеспечивает повышение чувствительности метода в 5—8 раз. В верхней области частот эффективность такой схемы оказалась недостаточной. При измерениях в этой области частот необходимо тщательное симметрирование схемы, что в условиях эксплуатации не всегда возможно.

Контроль силовых трансформаторов. Трансформаторы (включая автотрансформаторы) в схеме измерения ЧР могут рассматриваться как объекты со сосредоточенной ёмкостью лишь при разрядах в дефектах, находящихся вблизи от вводов. В этом случае применимы описанные методы градуировки.

Рис. 4.8. Схема замещения для случая измерения разрядов вблизи ввода ВН трансформатора. Места включения датчиков в цепях заземления:

1 — вывод ввода ВН; 2 — вывод ввода СН (на схеме не показан); 3 - нейтраль; 4 — аппарат с большой емкостью вблизи от ввода ВН; 5 — бак

Если дефект удален от ввода, то импульс тока разряда, распространяясь по обмотке, может существенно измениться (из-за затухания и деформации спектра), что исключает возможность количественной оценки интенсивности ЧР. Это должно быть учтено при оптимизации условий измерений.

Для расчетного случая разрядов вблизи вводов ВН в качестве упрощенной схемы замещения одной фазы обмотки можно принять четырехполюсник А (рис. 4.8), на вход которого через емкость С_т от эквивалентного источника напряжения подается заряд q, равный кажущемуся заряду импульса частичного разряда. Схема замещения включает также емкость С_BH ввода данной фазы и полное сопротивление Z_BX, эквивалентное входному сопротивлению схемы РУ.

Схема замещения автотрансформатора должна включать также аналогичные элементы стороны среднего напряжения.

Доступные для измерения тока частичных разрядов точки включения датчика измерительного устройства находятся в заземлениях низкопотенциального вывода ввода, нейтрали и бака трансформатора, а также в заземлении ближайшего к трансформатору аппарата, имеющего большую емкость. Последовательной схеме включения измерительного устройства соответствует только точка 5 (заземление бака). При остальных схемах включения датчика ток частичного разряда разветвляется по ряду параллельных цепей, одна из которых - входное сопротивление РУ - оказывает шунтирующее действие на схему измерений, снижая коэффициент передачи тока разряда.

При измерениях, проводимых в нижней области частот, шунтирующее действие существенно. Сигнал от ЧР, измеренный в точке 1, из-за этого может уменьшиться почти на порядок; соответственно ухудшается отношение сигнал/помеха. На более высоких частотах шунтирующее действие РУ снижается, что может быть объяснено влиянием индуктивности длинного участка шин между трансформатором и другим оборудованием.

В табл. 4.1 приведены результаты измерений коэффициентов передачи для трех блочных трансформаторов, проведенных широкополосными приборами в областях частот от 10 до 70 кГц (диапазон Ш70) и от 500 до 1500 кГц (диапазон П11.5). Шины стороны ВН заземлены на ОРУ. Градуировочный импульс подавался на ввод ВН. Каждой точке включения датчика соответствует свой коэффициент передачи, различаемый индексами. Первый индекс означает место приложения градуировочного импульса, а второй — точку включения датчика измерительного устройства.

Таблица 4.1. Коэффициент передачи импульсов тока

Тип трансформатора	Диапазон	, дБ		, дБ
Тип трансформатора	Диапазон	Без ошиновки	С ошиновкой	Без ошиновки	С ошиновкой
ТДЦ- 400000/220	Ш70	-11,0	-34,0	1,6	-28,0
	Ш1,5	-24,7	-25,9	—	-12,0
ТДЦ- 400000/330	Ш70	-8,6	-20,0	2,9	-16,5
	UI1,5	-18,4	-15,4	-17,8	-21,4
ТЦ-1000000/330	Ш70	-13,1	-27,5	4,2	-26,0
	Ш1,5	-9,0	-8,0	-14,4	-12,0

Существенное изменение коэффициентов передачи в нижней области частот (диапазон Ш70) при подключении шин подтверждает большое влияние схемы присоединения трансформатора на распределение тока ЧР. При переходе на измерения в верхней области частот (диапазон Ш1,5) шунтирующее действие РУ становится незначительным. При таких измерениях реализуется максимально возможная чувствительность и возможно применение результатов градуировки отключенного объекта.

Учесть затухание импульса ЧР в обмотке в виде поправки к результатам при эксплуатационных измерениях практически невозможно, так как место расположения дефекта неизвестно. Поэтому необходимо обеспечить малую зависимость результатов измерения от места дефекта в обмотке.

Возможны два способа устранения этой зависимости: включение датчика в цепь, имеющую емкостную связь со всей обмоткой, и выбор частоты настройки и полосы пропускания измерительного устройства в области, где затухание импульса ЧР при распространении его по обмотке находится в допустимых пределах.

Создание емкостной связи датчика прибора со всей обмоткой реализуется при измерении тока в заземлении бака (см. рис. 4.8, точка 5). На рис. 4.9 приведена частотная зависимость коэффициента передачи показывающая, что такие измерения возможны в достаточно широком диапазоне частот.

Однако в реальных условиях по шине заземления бака нередко протекают значительные импульсы тока внешних помех (от разрядов в токопроводе и т.п.), исключающие возможность измерения ЧР малой интенсивности. Поэтому необходим выбор области частот, при измерении в которой затухание импульса в обмотке будет находиться в допустимых пределах; это позволит также производить измерения в точках 1,3 и 4.

Рис. 4.9. Зависимость от частоты коэффициента передачи импульса тока в заземление бака автотрансформатора АТДЦТН-125000/330 (в рабочей схеме)

Рис. 4.10. Зависимость от частоты коэффициентов передачи импульса тока с вводов ВН (?13) и СН Сь О в заземление нейтрали автотрансформатора типа АОДЦТН-330000/750

Импульс ЧР распространяется по обмотке волновым процессом, по емкостным связям и низкочастотными колебаниями. Переходный процесс в трансформаторе зависит от конструкции его обмотки. В мощных трансформаторах до 330 кВ включительно, как правило, применяются непрерывные катушечные обмотки, в которых переходные процессы имеют хорошо выраженный волновой характер. Емкостная составляющая импульса при распространении по обмотке затухает очень быстро и может быть использована лишь для измерения разрядов, происходящих вблизи от ввода.

Исходя из полученных на трансформаторах 220-330 кВ данных можно считать, что в области частот до 60 кГц, по крайней мере для широкополосного измерительного устройства, сглаживающего резонансные выбросы, можно выбрать полосу частот, в которой зависимость результатов измерений от места дефекта в обмотке будет находиться в допустимых пределах. Нижняя граница полосы частот определяется областью помех от гармоник и комбинационных частот рабочего напряжения (15-20 кГц), а верхняя - конструктивными особенностями обмотки.

В обмотках трансформаторов высших классов напряжения 500 кВ и выше, имеющих повышенную продольную емкость (переплетенные обмотки), емкостная составляющая импульса ЧР затухает мало, а волновой процесс выражен слабо.

В таких трансформаторах зависимость результатов измерения кажущегося заряда ЧР от места дефекта значительно меньше, чем в трансформаторах с катушечными обмотками. Приведенные на рис. 4.10 данные показывают, что между вводами 750 и 330 кВ (точки 1 и 2, см. рис. 4.8) импульс затухает незначительно, а коэффициент передачи на нейтраль (в точку 3) практически не зависит от частоты в широком диапазоне, кроме области низкочастотных колебаний обмотки (вблизи частоты 20 кГц).

Таблица 4.2. Типовые условия измерений

Объект	Номинальное напряжение обмотки ВН, кВ	Точки включения датчика		Полоса частот широкополосного устройства f₂-f₁, кГц	Область частот настройки узкополосного устройства f₀, кГц
Объект	Номинальное напряжение обмотки ВН, кВ	основная	дополнительная	Полоса частот широкополосного устройства f₂-f₁, кГц	Область частот настройки узкополосного устройства f₀, кГц
Автотрансформатор	750, 500	1	2	500-1000	100-500
	330, 220	1,2	-	500-1000	100-500
		1	2,5	15-40(60)	15-60
		1	-	500-1000	100-500
Трансформатор	330, 220	1,3	4,5	15-40(60)	15-60
Примечание. Значение f₀ выбирается по минимуму помех.

Оптимизация условий измерения, которую необходимо проводить при организации контроля каждого нового типа трансформаторов, должна состоять из двух этапов. На первом этапе путем градуировки трансформатора с отключенными шинами определяют область частот и точки включения датчика, обеспечивающие малую зависимость результатов измерения от места дефекта. На втором этапе путем измерения эквивалентного уровня помех, которое целесообразно проводить при градуировке под напряжением, определяют область частот и точки включения датчика, обеспечивающие наибольшую чувствительность (наименьшую выявляемую интенсивность ЧР). Окончательно оптимальные условия измерений определяют по совокупности полученных данных, а последующие периодические измерения проводят лишь в выбранных при этом точках на одной-двух частях (полосах частот).

Рекомендуются следующие типовые условия измерений (табл. 4.2).

Следует учитывать, что при оптимизации условий измерений в зависимости от особенностей объекта и схемы его присоединения в ОРУ могут быть получены данные, несколько отличающиеся от табличных. Так, в частности, нижняя граница верхней области частот (500 кГц) принята вынужденно из-за возможных помех от высокочастотных устройств. При возможности ее следует выбирать в области от 100 до 500 кГц.

Рассмотрим в качестве примера ход и результаты работ по оптимизации условий измерения ЧР в изоляции трансформатора ТДЦ-400000/220. Датчики были установлены на измерительных выводах ВН (точка 1), а также на шинах заземления нейтрали (точка 3) и бака (точка 5). Все результаты измерений и расчетов приведены в табл. 4.3. Эквивалентный уровень помех определялся по формуле (4.5).

Таблица 4.3. Результаты измерений при оптимизации условий контроля трансформатора ТДЦ-400000/220

Определяемая величина	Измеренные значения, дБ, на частоте, кГц
Определяемая величина	20	30	40	50	60	80	100	Ш60	Ш1000
l. а_гl	62,0	62,0	62,5	64,5	66,5	63,0	60,5	50,0	46,0
2. а_г3	39,5	27,5	27,5	31,0	21,5	6,0	9,0	25,5	-
З. а_г3	38,0	31,5	32,0	32,0	27,5	-	17,0	27,5	-
4. а_г5	43,0	39,0	39,0	39,0	37,5	33,5	27,5	36,0	-
5. а_п1	78,0	67,5	70,0	71,5	73,0	75,0	70,0	57,0	44,0
6. а_п3	54,0	40,5	39,0	43,0	40,0	49,0	37,0	37,5	22,0
7. а_п5	41,0	34,0	30,0	33,5	35,0	40,0	35,0	29,0	19,0
8. q_п1	16,0	5,5	7,5	7,0	6,5	12,0	9,5	7,0	-2,0
9. q_п3	16,0	9,0	7,0	11,0	12,5	-	20,0	10,0	-
10. q_п5	-2,0	-5,0	-9,0	-5,5	-2,5	6,5	7,5	-7,0	-
Примечание. Диапазоны Ш60 (15-60 кГц) и Ш1000 (500-1000 кГц) — широкополосные.

Порядок измерений и записи результатов следующий:

градуировка отключенного трансформатора; градуировочные импульсы Кл приложены ко вводу ВН (строки 1 и 2);

градуировка под напряжением через ввод ВН; приведено к Кл (строки 3 и 4);

измерение уровня помех от короны (строки 5—7);

расчет эквивалентного уровня помех (строки 8—10).

Эквивалентный уровень помех в нижней области частот практически неизменен и оценивается значением Кл. Поэтому для измерений в точках 1 к 3 следует принять диапазон широкополосного устройства Ш60 (15—60 кГц). Для точки 5 область минимального уровня помех тоже лежит в этом диапазоне частот, причем Кл. Этот уровень ниже, чем в других точках измерений, что обеспечивает более высокую чувствительность метода.

Окончательно для периодического контроля данного трансформатора выбрано измерение широкополосным прибором в диапазоне частот 15—60 кГц (Ш60) в точках 1, 3 и 5 и дополнительно в диапазоне частот 500—1000 кГц (Ш1000) в точке 1. Возможно измерение узкополосным прибором в этих же частотных диапазонах (в нижней области — с частоты 30 кГц).

В качестве примера влияния шунтирующего действия РУ на выбор частоты настройки приведем результаты измерения ЧР в автотрансформаторе АТДЦТН-200000/330 и в реакторе РОДЦ-750. Разряды в автотрансформаторе возникли при нарушении изоляции магнитопровода; искрение происходило при соприкосновении его с баком при вибрации. В реакторе разряды происходили между заземленным экраном обмотки и имеющим плавающий потенциал куском фольги — оторвавшейся частью экрана.

Измерительный прибор был присоединен к специальному выводу ввода ВН (выводу ПИН). В качестве уровня помех приняты результаты измерений на другой фазе. Из графика (рис. 4.11) следует, что оптимальные частоты настройки прибора находятся в пределах 50—100 кГц. На низких частотах чувствительность снижается в 8—10 раз. На более высоких частотах снижение отношения сигнал/помеха (К_С.П_.) может быть объяснено передачей импульса ЧР по емкостным связям между шинами. При этом уменьшается возможность четкого выявления фазы с дефектом.

Рис. 4.11. Результаты измерений частичных разрядов:

—— - в реакторе РОДЦ-110000/750;

- - - - в трансформаторе АТДЦТН-200000/330. Измерено на специальном выводе ввода ВН

Современные шунтирующие реакторы имеют охватывающие обмотку симметричные экраны с выводами, которые обеспечивают возможность измерения ЧР в балансной схеме (каждый экран охватывает половину окружности обмотки). Это обеспечивает возможность значительного снижения уровня помех.

При измерении помех в схеме контроля реактора 750 кВ, находящегося под рабочим напряжением, получены следующие данные:

Диапазон частот	У20	У40	У60	У100	У150	Ш60
Уровень помех, дБ:
при последовательной схеме включения	8	6	2	10	8	-2
при балансной схеме	-45	-39	-43	-29	-23	-42

Значения эквивалентного уровня помех отнесены к Кл. Измерения велись узкополосным (диапазоны У20—У150, где число означает частоту настройки в килогерцах) и широкополосным приборами (Ш60, частота от 20 до 60 кГц).

При последовательной схеме прибор включался в цепь заземления одного экрана; при балансной схеме — в цепи обоих экранов.

Полученные данные показывают, что балансная схема позволяет измерять ЧР под уровнем помех. При помехах около Кл остаточный их уровень в балансной схеме, определяющий чувствительность к ЧР в главной изоляции реактора, не превышал Кл.

Специальные испытания. Повышение чувствительности методов измерений, необходимое для раннего выявления дефектов, связанных с процессами ЧР, может быть получено путем снижения уровня помех от короны. Для этого контролируемое оборудование выводится из работы и на нем устанавливаются дополнительные экраны. Иногда оказывается достаточным применение балансных схем.

Таблица 4.4. Рекомендуемые размеры экранов, мм [17]

Класс напряжения, кВ	Тороидальный экран			Сферический экран
Класс напряжения, кВ	d	H	D	D
110	-	-	-	500
150	80	800	810	750
220	150	1050	1050	750
330	150	1050	1050	1000
500	200	1200	1600	1800
750	-	-	-	2500

Испытание силового трансформатора в режиме холостого хода [16] производится при установленных на вводах ВН и СН экранах, исключающих появление стримерных разрядов (рис. 4.12 и табл. 4.4). Ошиновка с этих вводов снимается.

Возбуждение трансформатора производится плавным подъемом напряжения со стороны НН при помощи выделенного генератора или соответствующего регулятора. Можно обойтись без регулировки напряжения, проведя измерения только при номинальном напряжении.

Измеряются помехи при отсутствии возбуждения трансформатора и уровень ЧР при подъеме и снижении напряжения. Напряжение изменяется ступенями 0,4; 0,6; 0,8; 1,0 и 1,1 U_ф при выдержке на каждой ступени 5 мин.

При испытаниях на месте установки автотрансформатора АТДЦТН-125000/330 измерены следующие уровни помех:

до подъема напряжения (посторонние помехи) Кл;

при номинальном напряжении (холостой ход) Кл;

при работе в сети

Кл.

Следовательно, описанная методика позволила повысить чувствительность измерений более чем в 40 раз.

При контроле блочных трансформаторов, возбуждаемых генератором блока, достигнуто снижение уровня помех только в 3 раза. Определяющими оказались помехи от системы возбуждения генератора и разрядов в токопроводе.

Контроль трансформаторов тока производится при напряжении, поданном от постороннего источника (испытательного трансформатора передвижной лаборатории). Возможна подача напряжения от системы шин распределительного устройства (одна фаза).

Для испытаний объект расшиновывается на две фазы, выводы ВН которых соединяются, подается напряжение. При возможности регулирования напряжения измерения следует проводить при его подъеме и снижении ступенями по 0,2 U_ф. Целесообразно провести три серии измерений, испытывая поочередно по две фазы объекта (А-В; В-С и А-С).

Рис. 4.13. Схема измерения частичных разрядов в трансформаторах напряжения:

1 и 2— объекты контроля (две фазы); 3 — измерительное устройство

Снижение уровня помех от короны в рассматриваемом случае достигается применением балансной схемы измерений. Установка дополнительных экранов, как правило, не требуется.

Трансформаторы напряжения также можно испытывать в балансной схеме. При этом объект контроля может быть и источником испытательного напряжения (рис. 4.13). Возбуждение подается со стороны вторичных обмоток.

Анализ результатов измерений. Наиболее сложной проблемой, возникающей при эксплуатационном контроле оборудования, является идентификация явления, которое было зарегистрировано: ЧР в изоляции объекта или помехи. Сложность определяется тем, что подлежащие выявлению разряды по интенсивности близки к обычно имеющемуся уровню помех, причем оба явления имеют практически одинаковые внешние проявления.

Все многообразие явлений, с которыми можно встретиться при эксплуатационных измерениях ЧР, описать невозможно. Исходные положения для анализа можно сформулировать следующим образом:

явления, происходящие одинаково на всех трех фазах, следует отнести к внешним помехам;
к помехам относятся редкие непериодические импульсы и импульсы, идущие несинхронно с напряжением сети;
непрерывная последовательность импульсов с неизменной амплитудой и частотой следования 50 или 100 импульсов в секунду - есть следствие пробоя искрового промежутка между двумя электродами. Как правило, источники таких разрядов находятся вне изоляции объекта (их надо выявить), но не исключена возможность нахождения их в объекте контроля;
частичные разряды в изоляции могут проявляться как последовательность импульсов с достаточно стабильной амплитудой и частотой следования, кратной промышленной (иногда с очень большим количеством импульсов), или как серия нестабильных импульсов разных амплитуд. В последнем случае возможны очень высокие интенсивности (поверхностный разряд, предпробойные явления).

Большую помощь при анализе может оказать наблюдение при помощи осциллографа. Осциллограф должен быть синхронизирован с сетью, а длина осциллограммы (развертка) сделана равной одному периоду. На такой осциллограмме можно четко увидеть три всплеска помех от короны и наличие разрядов. Оцениваются амплитуда и фаза (момент) их возникновения.

При анализе результатов измерений необходимо учитывать степень загрязнения изоляции и влажность воздуха во время контроля. В зонах загрязнений уровень помех может быть высоким из-за интенсивных поверхностных разрядов по изоляции, особенно при повышенной влажности.

Следует учесть, что источниками высокого уровня помех могут быть система возбуждения генератора и некоторые технологические установки потребителей (например, электропечи).

Кроме поврежденной изоляции источниками разрядов в оборудовании могут быть некоторые дефекты, вызванные плохим монтажом или нарушениями контактов в токоведущих частях. Так, например, интенсивные разряды могут быть на незаземленных выводах ПИН или выводах для измерения вводов масляных выключателей и силовых трансформаторов. При обрыве выводов секций конденсаторов связи разряд может возникать в образовавшихся таким образом искровых промежутках. Интенсивные разряды могут быть в ослабленных контактных соединениях токоведущих частей и заземлений, в плохих контактных разъемах (выключателей, разъединителей, переключателей трансформаторов).

Перечисленные дефекты и аналогичные им представляют опасность для эксплуатации оборудования и должны выявляться и устраняться наряду с дефектами изоляции. Поэтому при анализе причин обнаруженных разрядов, которые по своему характеру не могут быть отнесены к разрядам в изоляции, необходимо учитывать возможность перечисленных выше и аналогичных им дефектов.

4.5. АКУСТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ

Контролируемые параметры. Часть энергии, выделившейся в канале разряда, преобразуется в механическую и создает короткий импульс давления (ударную волну) в окружающей среде. Распространяющийся со скоростью звука, определяемой этой средой, импульс давления может быть обнаружен соответствующим датчиком, расположенным вдали от места разрядов. На этом основаны методы контроля, называемые акустическими.

Характеристики импульса давления, возникающего при ЧР, определяются характеристиками импульса ЧР и окружающей среды в месте разряда. Доля энергии, выделяющейся при разряде в виде ударной волны, зависит от крутизны тока разряда, емкости зоны, охваченной ЧР, и напряжения на этой емкости. Существует также зависимость от расстояния между электродами (длины искры). При одинаковой энергии ЧР разряды в масле и на поверхности картона вызывают импульсы давления, различающиеся в несколько раз [18]. При ЧР в воздушных включениях диэлектрика, находящегося в масле, регистрируется импульс давления, в сотни раз меньший, чем при разрядах в масле. Зависимость между импульсом давления и интенсивностью ЧР в воздухе линейна. При ЧР в масле эта зависимость нелинейна [56].

При распространении импульса давления от места его возникновения до датчика происходит потеря энергии из-за поглощения в жидкости (масле) и элементах конструкции. Из-за этого импульс давления может уменьшиться в десятки раз.

Акустические методы контроля применимы для решения значительного круга задач [18]. Рассмотрим лишь вопросы, связанные с диагностикой маслонаполненных конструкций (силовых и измерительных трансформаторов).

Место, где происходит ЧР, неизвестно. Разряды в твердом диэлектрике - более опасный дефект, чем разряды в масле. С учетом приведенных данных ясно, что количественная оценка интенсивности ЧР. для целей диагностики при акустических методах измерений невозможна. Эти методы применимы для обнаружения факта наличия ЧР достаточной интенсивности и для определения его месторасположения (локации источника ЧР).

Для решения этих задач используются следующие характеристики процесса: импульс давления (или другие параметры, связанные с энергией импульса), время распространения и частотный спектр акустического сигнала. Параметры, связанные с энергией импульса давления, характеризуются амплитудой сигнала на выходе акустического датчика.

Временем распространения называется интервал между моментом возникновения ЧР и приходом импульса давления к датчику или интервал между моментами прихода импульса давления к датчикам, установленным в разных точках объекта.

Рис. 4.14. Составляющие акустического сигнала:

1 - начало продольной волны; 2 — начало поперечной волны; 3 — начало прямой волны

Рис. 4.15. Спектры акустических сигналов [18]:

1 — помехи от вентиляторов системы охлаждения; 2 — ЧР в масле, расстояние до стенки бака 20 см; между источником ЧР и баком имеется барьер из картона толщиной 10 мм; 3 — то же, что и 2, расстояние 70 см

Частотный спектр акустического сигнала, регистрируемого на наружной поверхности бака маслонаполненного аппарата, связан с особенностями прохождения сквозь него волны давления. При прохождении сквозь металлическую стенку волны давления, распространяющейся в масле, каждому углу падения волны соответствует определенное значение частоты колебаний, при которой коэффициент прохождения волны близок к единице. Поэтому при прохождении волны давления сквозь стенку бака из широкого спектра частот, излучаемого источником разрядов, в данной точке стенки выделяются колебания, частота которых зависит от угла падения волны и толщины стенки бака. Акустический сигнал на наружной поверхности стенки бака в радиальном направлении от эпицентра источника разрядов оказывается как бы разложенным в частотный спектр.

Импульс давления приходит к датчику разными путями: прямой волной в масле, а также по маслу до ближайшей точки бака, а затем по его стенке (продольными и поперечными колебаниями). Скорость распространения этих составляющих контролируемого импульса различна и определяется скоростью распространения звука в данной среде. Различно и затухание волн, распространяющихся разными путями. Поэтому в общем случае сигнал на выходе акустического датчика содержит составляющие разной интенсивности, пришедшие разными путями (рис. 4.14). Кроме того, в акустическом сигнале могут появиться импульсы, отраженные от различных элементов конструкции.

Ввиду особенностей явления прохождения прямой волны сквозь стенку бака она может быть обнаружена лишь в зоне, ограниченной конусом с вершиной, расположенной в месте разрядов, и с углом при вершине около 30.

Методы локации. Применяются методы локации по амплитуде сигнала, времени его распространения и частотному спектру.

Метод амплитудной локации основан на выявлении точки поверхности бака, где амплитуда сигнала максимальна. Эта точка является эпицентром разрядов. Местоположение дефекта уточняется исходя из конструкции объекта.

Поскольку метод реализуем лишь при установке датчика в зоне прохождения прямой волны, необходимо производство измерений в большом количестве точек на поверхности бака или установка большого количества датчиков для одновременных измерений. Рекомендуется устанавливать датчики в зонах выводов фаз трансформатора и между ними. По высоте бака следует производить два-три измерения в указанных зонах. Итого для локации необходимо провести измерения в 30 точках (по 15 точек с каждой стороны трансформатора).

Методы временной локации основаны на измерении времени распространения импульса давления от места дефекта до датчика. Применяется также измерение интервалов времени между приходом импульса давления к датчикам, установленным в разных точках бака.

В первом случае схема измерений состоит из устройства, воспринимающего электрический импульс, возникающий при частичном разряде, и нескольких (не менее трех) акустических датчиков, установленных на баке. Отсчет времени начинается с момента возникновения электрического импульса и заканчивается в момент прихода акустического сигнала к соответствующему датчику. Относительно каждого датчика источник разрядов находится на поверхности сферы с радиусом, равным расстоянию, которое проходит акустический сигнал за измеренный интервал времени. Пересечение трех сфер, соответствующих данным измерений в трех точках, определяет место дефекта.

Во втором случае используются лишь акустические датчики. Для каждой пары датчиков определяется интервал между моментами прихода акустического сигнала от разряда. По этим данным рассчитывается разность расстояний между местом разряда и датчиками, пары. Относительно каждой пары датчиков источник разрядов находится на поверхности гиперболоида вращения; фокусы которого совмещены с точками установки датчиков. Пересечение трех гиперболоидов и определяет место дефекта.

При практической реализации рассмотренных методов локации возникают значительные трудности [19]. Для определения места разрядов необходимо измерить -с достаточной точностью момент прихода прямой волны к датчику. Регистрируемый сигнал датчика (см. рис. 4.14) содержит и другие составляющие. При этом, поскольку скорость распространения продольной волны в стенке бака в 4 раза превышает скорость распространения волны в масле, возникает ошибка в определении момента прихода сигнала.

Существенно усложняет выделение прямой волны также наличие акустических помех. Основные источники таких помех при контроле силового трансформатора - магнитострикция сердечника, шумы системы охлаждения, включая шумы от циркуляции масла, внешние помехи, воспринимаемые стенкой бака (шум от короны, работа различных механизмов и т.п.). Интенсивность шумов в области низких частот велика (рис. 4.15), однако при частоте, превышающей 15-20 кГц, шумы существенно снижаются. Поэтому для целей акустического контроля обычно применяется диапазон частот выше 20-30 кГц.

При контроле измерительных трансформаторов значимы только внешние помехи. Измерения можно производить в области низких частот, что обеспечивает повышение чувствительности к ЧР.

Снижение влияния шумов можно обеспечить математической обработкой результатов измерений. Практикуется запись сигналов акустических датчиков на видеомагнитофоне или же использование специализированного прибора со встроенным микропроцессором.

Локация по частотному спектру сигнала акустического датчика может быть проведена несколькими способами. Один из способов заключается в определении частоты максимума акустического сигнала в точке установки датчика и последующем расчете по этой частоте и толщине стенки бака угла падения звуковой волны. Относительно датчика источник разрядов находится на поверхности конуса с вершиной в точке контроля и углом при вершине, определяемым углом падения волны. Пересечение поверхностей трех конусов, соответствующих результатам измерений в трех точках, определяет место дефекта.

На плоской поверхности бака точки с одинаковой частотой колебании образуют узкие кольца, центром которых является эпицентр источника разрядов. Поэтому, выявив путем измерений эти кольца, можно определить и эпицентр, что вполне достаточно для установления места дефекта. Можно также, не измеряя частоту максимумов, регистрировать их наличие в различных точках поверхности. В результате будет найдена зона прохождения прямой волны; центр этой зоны будет являться эпицентром источника разрядов.

Для контроля рассматриваемым способом необходимо узкополосное измерительное устройство. Это одновременно обеспечивает и высокую помехозащищенность прибора, ибо акустический сигнал на стенке бака от разрядов узкополосный, а помеха - широкополосная. Поэтому чем уже полоса пропускания измерительного устройства, тем выше отношение сигнал/помеха на выходе этого устройства.

Следует указать еще на одну особенность рассматриваемого способа контроля - возможность четкой идентификации сигналов, воздействующих на измерительное устройство. Обнаружение наличия максимума показаний прибора при изменении частоты его настройки свидетельствует о наличии частичных разрядов; малая зависимость показаний от частоты - о помехах.

Измерительные устройства. Устройство для обнаружения частичных разрядов акустическим методом состоит из первичного преобразователя (датчика) и измерительного прибора.

Акустический датчик преобразует импульс давления в электрический сигнал. Обычно применяются датчики с пьезоэлектрическим преобразователем. При эксплуатационном контроле датчики устанавливаются на поверхности бака маслонаполненного объекта (трансформатора).

Измерительный прибор по своей структурной схеме практически не отличается от прибора для измерения частичных разрядов электрическим методом (см. рис. 4.4). Фильтр обеспечивает подавление помех от шумов, возникающих при работе трансформатора. Для акустического контроля обычно применяют частоты, превышающие 30 кГц; поэтому такие устройства часто называются ультразвуковыми.

В приборе для определения наличия ЧР и локации путем измерения амплитуд сигналов в качестве измерителя применяется вольтметр пиковых (квазипиковых) значений или осциллограф. Для реализации способов локации по временным интервалам сигналы датчиков записываются многоканальным осциллографом. В современных приборах для этого используются измерители интервалов времени. Для локации с использованием частотных характеристик сигнала необходим узкополосный прибор с изменяемой частотой настройки и измерителем квазипиковых значений сигнала.

Глава пятая

КОНТРОЛЬ ИЗОЛЯЦИОННОГО МАСЛА

5.1. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Контролируемые параметры. В рассматриваемом оборудовании масло является одним из важных элементов изоляционной конструкции. Основными параметрами, определяющими свойства масла как диэлектрика, являются электрическая прочность, проводимость и диэлектрические потери [20]. Свойства масла зависят также от его газо- и влагосодержания, наличия загрязнений (твердых частиц), содержания кислот и щелочей. Фракционный состав масла определяет температуру его вспышки.

Электрическая прочность, характеризуемая пробивным напряжением в стандартом разряднике или соответствующей напряженностью электрического поля, меняется при увлажнении и загрязнении масла и поэтому может служить диагностическим признаком. При снижении температуры избыток воды выделяется в виде эмульсии, которая вызывает снижение пробивного напряжения, особенно при наличии загрязнений.

Информацию о наличии увлажнения масла может также дать его (рис. 5.1), однако лишь при больших количествах влаги. Это можно объяснить малым влиянием на масла растворенной в нем воды; резкий рост масла происходит при возникновении эмульсии.

В изоляционных конструкциях основной объем влаги находится в твердой изоляции. Между ней и маслом, а в негерметизированных конструкциях еще и между маслом и воздухом постоянно происходит влагообмен. При стабильном температурном режиме наступает равновесное состояние, и тогда по влагосодержанию масла можно оценить влагосодержание твердой изоляции (рис. 5.2).

Диэлектрические потери в масле определяются в основном его проводимостью и растут по мере накопления в масле продуктов старения и загрязнений. Начальные значения свежего масла зависят от его состава и степени очистки. Зависимость от температуры - логарифмическая.

Старение масла определяется окислительными процессами, воздействием электрического поля и присутствием конструкционных материалов (металлы, лаки, целлюлоза). В результате старения ухудшаются изоляционные характеристики масла и выпадает осадок, который затрудняет теплообмен и ускоряет старение целлюлозной изоляции. Значительную роль в ускорении старения масла играют повышенная рабочая температура и наличие кислорода (в негерметизированных конструкциях).

Рис. 5.1. Зависимость электрической прочности и изоляционного масла от влагосодержания [57]

Водорастворимые кислоты, адсорбируясь твердой изоляцией, вызывают увеличение диэлектрических потерь в ней.

Наличие продуктов окисления в масле характеризуется его кислотным числом К_Ч. Для оценки степени старения масла иногда также применяются показатель полярности и поверхностное натяжение на границе с водой, которые изменяются при накоплении в масле полярных веществ.

Параметры и К_Ч отражают разные характеристики процесса старения масла. Кислотное число характеризует стабильность масла при окислении. Диэлектрические потери растут при накоплении в масле продуктов старения, образующих коллоидные растворы (смолистые вещества, мыла металлов). Поэтому корреляционная связь между значениями и К_Ч слабая и оба параметра имеют самостоятельное диагностическое значение, взаимно дополняя друг друга.

При использовании изоляционного масла в качестве диагностического параметра следует учитывать, что его изменения в ходе старения не всегда имеют монотонный характер [22]. Высокие значения масла создают находящиеся в нем продукты старения.

Рис. 5.2. Равновесное распределение влаги в изоляции трансформатора [21]:

w_б — влагосодержание бумаги; w_м — влагосодержание масла; t — температура изоляции

Рис. 5.3. Зависимость характеристик изоляционного масла от длительности термоокислительного старения:

———— - масло ТКп; - - - - - масло Т-1500

Периодически они выпадают в виде твердого осадка, после чего значение масла уменьшается (рис. 5.3, данные для масла марки ТКп). Выпавший осадок ухудшает состояние твердой изоляции, но по масла об этом судить нельзя. Таким образом, нарушается однозначная связь между степенью старения изоляционной конструкции и значением масла.

При старении трансформаторной изоляции наблюдались аналогичные изменения значений кислотного числа К_Ч. Поэтому целесообразно ввести еще один диагностический параметр - поверхностное натяжение на границе с водой , которое изменяется монотонно.

Повышение масла в процессе эксплуатации может быть также вызвано растворением в нем лаков и других материалов, применяемых в конструкции. Если дальнейшее ухудшение свойства масла при этом не происходит, такое увеличение диэлектрических потерь, как правило, не опасно.

В нормально работающих трансформаторах температура вспышки из-за испарения легких фракций немного увеличивается. При термическом разложении масла (крекинге) температура вспышки снижается. В качестве диагностического параметра она применяется для выявления процессов, связанных с интенсивным локальным тепловым воздействием, наличием мощных электрических разрядов, разрушением масла дугой и т.п.

В масле может раствориться значительное количество газов. Содержание воздуха, растворенного в масле, при атмосферном давлении достигает 10-11% по объему (граница насыщенного состояния). При этом электрическая прочность может снизиться на 20-30%. Мелкие пузырьки, возникающие в насыщенном газом масле при изменении температуры, влиянии электрического поля и вибраций, являются местом возникновения частичных разрядов. Все это требует тщательной дегазации изоляционного масла и контроля за его газосодержанием.

Методы испытаний. Испытания изоляционного масла проводятся в лабораториях, для чего у оборудования отбираются пробы масла.

Методы определения их основных характеристик, как правило, регламентируются государственными стандартами.

Определение электрической прочности масла (ГОСТ 6581-75*) проводится в специальном сосуде с нормированными размерами электродов при приложении напряжения промышленной частоты.

Диэлектрические потери в масле измеряются мостовой схемой при напряженности переменного электрического поля, равной 1 кВ/мм (ГОСТ 6581-75*). Измерение производится при помещении пробы в специальную трехэлектродную (экранированную) измерительную ячейку (сосуд). Значение определяется при температурах 20 и 90С (для некоторых масел при 70°С). Обычно сосуд помещают в термостат, однако это значительно увеличивает время, затрачиваемое на испытания. Более удобен сосуд со встроенным нагревателем.

Количественная оценка содержания механических примесей производится путем фильтрования пробы с последующим взвешиванием осадка (ГОСТ 6370-83*).

Применяют два метода определения количества воды, растворенной в масле. Метод, регламентированный ГОСТ 7822-75*, основан на взаимодействии гидрида кальция с растворенной водой. Массовая доля воды определяется по объему выделившегося водорода. Этот метод сложен; результаты не всегда воспроизводимы. Предпочтительней кулонометрический метод (ГОСТ 24614-81*), основанный на реакции между водой и реактивом Фишера. Реакция идет при прохождении тока между электродами в специальном аппарате. Чувствительность метода (по массе).

Кислотное число измеряется количеством гидроокиси калия (в миллиграммах), затраченного для нейтрализации кислых соединений, извлеченных из масла раствором этилового спирта (ГОСТ 5985-79*).

Температурой вспышки называется самая низкая температура масла, при которой в условиях испытаний образуется смесь паров и газов с воздухом, способная вспыхивать от открытого пламени (ГОСТ 6356-75*). Нагревание масла производится в закрытом тигле с перемешиванием; испытание смеси - через определенные интервалы времени.

Общее газосодержание масла определяют путем извлечения газа из пробы масла, помещенной в вакуумированный сосуд. Более удобный и точный метод - хроматографический (с вакуумным выделением газа). При этом дополнительно могут быть получены данные о содержании кислорода, который определяет окислительные процессы в масле.

5.2. ПРОДУКТЫ РАЗЛОЖЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ

В процессе старения изоляция претерпевает ряд физико-химических изменений. При этом выделяются продукты разложения - твердые, жидкие и газообразные вещества.

Твердые изоляционные материалы на основе целлюлозы (бумага, картон), при медленном старении выделяют газы; в их числе водород, низкомолекулярные углеводороды, а также окись и двуокись углерода, образующиеся при окислении целлюлозы. Газы образуются также и при старении масла, причем интенсивность газовыделения зависит от напряженности электрического поля и химического состава масла.

Газовыделение зависит от режима работы объекта, продолжительности эксплуатации, примененных в нем материалов и ряда других не всегда легко учитываемых факторов.

Продукты разложения материалов накапливаются в изоляционном масле или в надмасляном пространстве оборудования; их можно обнаружить при анализе соответствующим образом взятых проб.

Методы, основанные на выявлении продуктов разрушения конструкционных материалов, получили широкое применение при контроле силовых трансформаторов. Они и будут рассмотрены в этом параграфе.

Диагностические газы

В числе газов, растворенных в масле нормально работающих силовых трансформаторов, имеются метан СН₄, этан С₂Н₆, этилен С₂Н₄, ацетилен С₂Н₂, пропан С₃Н₈ и пропилен С₃Н₆.

Для ориентировки в табл. 5.1 приведены данные о содержании газов в масле 95% нормально работающих мощных трансформаторов [23]. В табл. 5.2 для сравнения приведены аналогичные данные, относящиеся к отечественным трансформаторам.

При обследовании 200 трансформаторов 245 и 400 кВ с пленочной защитой получены следующие данные о влиянии РПН на содержание газов в масле (наибольшие значения у 95% трансформаторов):

Газ	Н₂	СО	СO₂	СН₄	С₂Н₄	С₂Н₆	С₂Н₂
Концентрация, мкл/л
Примечание. В числителе указаны данные для трансформаторов без РПН, в знаменателе — с РПН.

Таблица 5.1. Концентрация газов в масле трансформаторов

Группа трансформаторов	Концентрация газов, мкл/л							Продолжительность эксплуатации, лет
Группа трансформаторов	H₂	СО	СO₂	СН₄	С₂Н₄	С₂Н₆	С₂Н₂	Продолжительность эксплуатации, лет
Г	100	500	9000	70	40	40	10	0-5
Н	100	700	8000	60	80	40	40
Г	100	700	9000	40	100	40	10	6-10
Н	200	700	9000	200	300	100	200
Г	100	1500	18000	200	200	100	20	10-15
Н	300	700	9000	200	300	100	300
Г	100	1500	15000	200	200	200	50	Более 15
Н	300	1000	10000	200	300	200	300
Примечание. Г - герметизированная конструкция; Н — негерметизированная конструкция.

Таблица 5.2. Концентрация газов, растворенных в масле трансформаторов*

Оборудование	Концентрация газов, мкл/л
Оборудование	Н₂	СО	СO₂	СН₄	С₂Н₄	С₂Н₆	С₂Н₂
Трансформаторы напряжением 110-500 кВ	100	200	6000**	100	100	50	10
Трансформаторы напряжением 750 кВ	30	200	3000	20	20	10	10
Реакторы напряжением 750 кВ	100	200	3000	30	10	20	10
Граничные значения для 90% трансформаторов [24]. *Значение концентрации С02 приведено для трансформаторов со свободным дыханием при сроке эксплуатации до 10 лет; при сроке эксплуатации свыше 10 лет это значение 8000 мкл/л.

Влияние РПН на газосодержание масла основной изоляции трансформаторов может быть объяснено неплотностями перегородок или газообменом через общее надмасляное пространство.

При разрушении изоляции, связанном с наличием повреждений, интенсивность процессов газовыделения резко повышается; может измениться также состав газов и их соотношение.

Повреждения в трансформаторе могут иметь различный характер. Типичными их проявлениями являются: дуговой разряд, маломощные искровые разряды в масле, частичные разряды, местные перегревы.

Таблица 5.3. Состав растворенных в масле газов, характерный для различных дефектов трансформаторов [24]

Виды дефектов	Газы
Виды дефектов	Н₂	СН₄	С₂Н₆	С₂Н₄	С₂Н₂	СО	СO₂
Разрушение масла электрическими разрядами:
дуговыми	а	б	г	б	а	г	г
искровыми	а	в	г	в	а	г	г
частичными	а	в	г	г	в (д)	г	г
Разрушение пропитанной маслом бумаги электрическими разрядами:
дуговыми	а	б	г	б	а	б	в
искровыми	а	в	г	в	а	в	в
частичными	а	в	г	г	в (д)	в	в
Местные перегревы в масле при температурах:
до 300С	г	б	а	в	-	г	г
от 300 до 700С	в	б, в	г	а	г	г	г
свыше 700С	в	б, в	г	а	б, в	г	г
Местный перегрев пропитанной маслом бумаги при температурах 300С	г	б	а	в	-	б, в	а
Примечание: а — основной газ для данного дефекта; б — характерный газ с высоким содержанием; в — характерный газ с малым содержанием; г — нехарактерный газ; д — только при высокой плотности выделяемой энергии.

Каждому виду дефекта соответствует определенный набор газов, выделяющихся при разрушении изоляции (табл. 5.3).

В реальном трансформаторе процессы, вызывающие газовыделение, могут происходить одновременно при участии различных материалов (масла, бумаги, картона, дерева, пластмасс). Кроме того, эти процессы могут различаться по интенсивности (выделяемой в месте дефекта энергии). Поэтому состав газов, выделяющихся при повреждениях, может значительно изменяться (табл. 5.4).

Между образовавшимися при разложении изоляции газовыми пузырьками и маслом происходит газообмен (в соответствии с парциальными давлениями газов). Мелкие пузырьки практически полностью растворяются в масле. Более крупные пузыри, всплывая в масле и обмениваясь с ним газами, существенно меняют свой состав. Газы, свидетельствующие о наличии дефекта (диагностические газы), как правило, быстро растворяются в масле, и поэтому, когда газовый пузырь достигнет расширителя, концентрация в нем этих газов может оказаться пониженной (табл. 5.5).

Таблица 5.5. Состав газов, выделившихся при дефектах трансформаторов (по данным [20])

Вид повреждения	Место взятия пробы	Относительная концентрация газа, %							Особенности состава газа
Вид повреждения	Место взятия пробы	Н₂	СО	СO₂	СН₄	С₂Н₄	С₂Н₆	С₂Н₂	Особенности состава газа
Пробой между витками, изолированными бумагой	ГР	46,0	1,2	0	0,4	0	0	0,2	Высокое содержание водорода, метана, ацетилена, окиси и двуокиси водорода
Пробой между витками, изолированными бумагой	М	3,2	0,3	0,2	0,9	0,9	0	1,2
Интенсивные ЧР из-за газовых пузырей в результате кавитации	ГР	11,4	од	0,2	0,1	-	-	0	В основном водород и метан. Нет ацетилена
Интенсивные ЧР из-за газовых пузырей в результате кавитации	М	6,2	0,1	0,5	0,2	-	-	0	В основном водород и метан. Нет ацетилена
Перегревы металлических деталей в нижней части бака с выделением газа. Слабые ЧР в газовых включениях. Разложение твердой изоляции	ГР	16,6	0	0,3	0,1	-	-	0	Повышенное содержание двуокиси углерода по сравнению с окисью углерода. Нет ацетилена. Отбор пробы через 6 месяцев
	М	7,2	0,3	2,0	0,2	-	-	0
Длительная дебета с перегрузкой, разложение масла и твердой изоляции, что привело к замыканию	ГР	24,3	0,5	0,1	4,7	3,3	0,2	0,1	Повышенное содержание метана, этана. Ацетилена мало
	М	3,8	0,2	0,3	9,0	23,4	2,7	0,5	Повышенное содержание метана, этана. Ацетилена мало
Примечание. Относительная концентрация определена в долях от всего объема пробы газа. Трансформаторы негерметичны; ГР - газовое реле; М - масло.

Таблица 5.4. Состав газа, выделившегося в моделях герметичных трансформаторов при различных повреждениях [20]

Вид повреждения	Относительная концентрация газа, %
Вид повреждения	H₂	CO	CO₂	CH₄	C₂H₂	C₂H₄	C₂H₆	C₃H₈	C₃H₆
Дуга в масле; раз ряд с острия на границе масло - газ	100	-	4	2	23	3	-	-	-
Местные перегревы	89	-	2	100	2	100	12	-	13
Тепловое или электрическое разрушение:
фенольных смол	33	83	100	77	2	4	9	-	2
пропитанного маслом картона	19	54	100	22	4	4	9	20	6
картона из целлюлозы	11	48	100	17	4	4	13	22	7
изоляции проводов (целлюлоза)	45	64	100	19	1	-	8	3	4
Примечание. За 100% принято наибольшее содержание данного газа в пробе.

В трансформаторах, расширители которых имеют сообщение с воздухом, парциальное давление диагностических газов ниже, чем в герметизированных, так как газы непрерывно удаляются. По мере приближения к месту дефекта концентрация этих газов растет. В трансформаторах с азотной защитой диагностические газы постепенно скапливаются над поверхностью масла. В трансформаторах с пленочной защитой выделившиеся газы в основном растворены в масле.

Методы контроля

Состав газов, сигнализирующих о дефекте, и их концентрация зависят от конструктивных особенностей трансформатора, индивидуальных особенностей дефекта и места взятия пробы. Соответственно различаются и методы контроля.

Применяются следующие методы:

определение горючести газов в газовом реле;
анализ газов в газовом реле;
определение доли горючих газов в азотной подушке;
анализ газов, растворенных в масле.

Таблица 5.6. Нормы оценки состояния изоляции трансформатора

огг, %	Оценка состояния и рекомендации
0-0,5	Внутренние повреждения отсутствуют
0,5-1	Отбирать периодически пробы до тех пор, пока не будет установлена тенденция изменения ОГГ
1-5	Взять немедленно повторную пробу; подготовиться к выяснению причины, желательно путем осмотра активной части трансформатора
Выше 5	Вывести трансформатор из эксплуатации и не включать до обнаружения и устранения дефекта

Проверка горючести и состава газов, находящихся в газовом реле, производится лишь после получения сигнала реле, т.е. на поздней стадии развития дефекта. Из-за растворения в масле горючих компонентов газовой смеси горючесть газа в реле существенно зависит от интенсивности газообразования. Достаточно надежная идентификация дефекта по составу газов возможна лишь при бурном газовыделении, когда образующиеся крупные газовые пузыри достигают реле без существенной потери хорошо растворяющихся в масле газов. Метод контроля газов из газового реле в качестве диагностического имеет малую ценность. Его следует применять совместно с другими методами для оценки характера и скорости развития дефекта.

Определение общей горючести газов (доли горючих газов в азоте) является одним из самых простых методов выявления развивающихся дефектов в трансформаторах с азотной защитой. Контроль этим методом достаточно просто автоматизировать.

На основании данных, полученных при определении общей горючести газов (ОГГ), может быть дана оценка состояния трансформатора (табл. 5.6).

Анализ газов, растворенных в масле, обеспечивает раннее выявление дефектов и поэтому является наиболее предпочтительным методом диагностики.

Диагностирование по содержанию растворенных в масле газов включает в себя выявление объектов с дефектами, оценку скорости развития дефектов и определение их характера и опасности.

На первом этапе из всей совокупности контролируемых трансформаторов выделяется группа, имеющая признаки развивающихся дефектов.

Одним из наиболее часто применяемых признаков является концентрация диагностических газов. Устанавливаются соответствующие нормы - граничные значения этих концентраций, на основании которых и производится выявление объектов с дефектами.

Обычно нормы определяются статистически как верхняя (с определенной вероятностью) граница значений концентраций диагностических газов всей совокупности эксплуатируемых трансформаторов без явных признаков каких-либо дефектов. Следовательно, нормы являются лишь условной границей между исправными и работоспособными (но имеющими дефекты) трансформаторами. Обычно превышение допустимых концентраций газов, растворенных в масле, означает переход трансформатора в группу повышенного риска, что свидетельствует о необходимости более тщательного и частого контроля.

В частности, в качестве норм могут быть приняты наибольшие значения концентраций, измеренных у 90-95% всей совокупности трансформаторов (см. табл. 5.1 и 5.2). Сравнение данных этих таблиц показывает необходимость в конкретных случаях дифференцировать нормы, устанавливая их для каждой совокупности объектов, близких по конструкции и условиям эксплуатации.

В качестве критерия скорости развития дефекта принимается скорость изменения концентраций диагностических газов. Для этих параметров также устанавливаются граничные значения (нормы), условно разделяющие исправные трансформаторы с нормальной скоростью газовыделения и трансформаторы с дефектами. Иногда устанавливаются еще одни нормы (предельные значения) допускаемой скорости выделения газов - нормы для выявления объектов с быстро развивающимися дефектами.

В соответствии со скоростью изменения концентраций газов изменяется и периодичность контроля. Это особенно необходимо для своевременного выявления быстро развивающихся дефектов.

Периодичность анализов газов определяется исходя из следующего соотношения:

где Т '- интервал времени между последующими анализами; K_i - постоянная, определяемая пороговой чувствительностью метода анализа газа и принятой периодичностью контроля; v_i - скорость увеличения концентрации данного газа.

Газосодержание масла конкретного трансформатора и скорость его изменения зависят от большого количества факторов; к ним относятся различия конструктивных материалов, режимы нагрузки, разные способы защиты масла и т.п. Поэтому к рассматриваемым граничным нормам следует относиться как к величине, отражающей компромисс между желанием выявить все объекты с дефектами и допустимыми затратами на контроль. Эффективность контроля при этом в значительной мере определяется опытом персонала. Так, в частности, нормальное состояние объекта можно констатировать и в случае превышений над нормами концентрации ряда газов, если изменения этих концентраций малы. Однако при скорости изменения концентрации, превышающей нормированную предельную, малое абсолютное значение концентрации не может быть признаком отсутствия дефекта.

Таблица 5.7. Результаты анализов газов, растворенных в масле трансформаторов

Группа трансформаторов	Объемное газосодержание, %
Группа трансформаторов	СO₂	СН₄	С₂Н₂
Не имеющие дефектов	0,02-0,6
Признанные дефектными	0,12-1,2	0,01-0,8	0,02-0,66

Опыт эксплуатации показал, что если скорость увеличения концентрации диагностического газа превышает 10% в месяц, то это свидетельствует о развитии опасного дефекта. При скорости возрастания концентрации более 15% в месяц целесообразно принять меры к срочному выявлению дефекта (включая и осмотр активной части трансформатора).

Оценка характера и опасности дефекта производится по наличию определенных диагностических газов, соответствующих каждому виду повреждения, а также по соотношениям концентрации этих газов. Практика показала, что соотношения между концентрациями различных газов и изменение скорости газовыделения являются более важными для диагноза данными, чем сведения о наличии газов и их концентрации.

Общая оценка состояния трансформатора производится по совокупности полученных данных. При этом особое внимание следует уделить результатам оценки опасности дефекта и скорости его развития.

Методы контроля, основанные на обнаружении диагностических газов, растворенных в масле, позволяют, как показал опыт энергосистем, достаточно просто и с необходимой степенью достоверности выявлять дефекты, длительно вызывающие повышенный местный нагрев элементов конструкции. Браковочным критерием при этом может служить высокая концентрация двух-трех газов.

В табл. 5.7 по данным [26] приведены результаты анализа газа, выделенного из масла около 200 трансформаторов, нормально проработавших от 6 мес. до 15 лет, а также трансформаторов, имевших дефекты. Все трансформаторы негерметизированные, с "дыханием" через влагоосушитель.

Таблица 5.8. Граничные значения концентраций газов, растворенных в масле трансформаторов

Защита масла	Концентрация газов, мкл/л						Длительность эксплуатации, лет
Защита масла	Н₂	СO₂	СН₄	с₂н₄	С₂н₆	с₂н₂	Длительность эксплуатации, лет
Открытый расширитель	670	2200	95	10	10	10	0,8-10
Азотная защита	900	870	88	10	10	10	1-15
Пленочная защита	1100	230	170	10	10	10	0,2-5,5

Таблица 5.9. Контроль по скорости увеличения концентраций газов

Скорость нарастания концентрации, мкл/л за 100 ч					Диагноз
Н₂	СН₄	С₂Н₂	С₂Н₄	С₂Н₆	Диагноз
10	10	2	1,25	0,75	ЧР в масле
80	20	6	11	1,25	ЧР в твердой изоляции (ползущий разряд)
1	0,2	0,02	0,2	0,02	Неповрежденный трансформатор
Примечание. Объем масла трансформатора 50 000 л.

Таблица 5.10. Контроль по отношению концентраций характерных пар газов

Диагностические отношения						Диагноз
						Диагноз
0,4; <1	0,2	<0,2	>1;<2	<0,5	>2; 5	ЧР в масле, интенсивность 10^-8 - 10^-9 Кл
< 0,4	>0,2; <1,0	<0,2	>0,5; <1	<0,5	>5	ЧР в твердой изоляции (ползущий разряд)
1	1	0,2	0,5	0,5	*	Тепловые повреждения
*Не показательно.

При осмотре активной части отбракованных трансформаторов были обнаружены дефекты, вызвавшие местные перегревы и термическое разложение твердой изоляции и масла.

Наиболее опасными для трансформатора являются повреждения твердой изоляции, вызванные процессами частичных разрядов. Для их выявления требуется более глубокий анализ полученных данных.

Приведем рекомендации, основанные на учете скорости увеличения концентраций пяти диагностических газов и отношения их концентраций [27].

Выделение группы трансформаторов с предполагаемыми дефектами производится на основании норм, приведенных в табл. 5.8. Характер повреждения внутренней изоляции устанавливается на основании данных табл. 5.9 и 5.10.

Описанная методика будет достаточно эффективной лишь при высокой точности определения изменений концентраций диагностических газов. И даже при этом необходимо протекание разрядов в течение значительного промежутка времени, требующегося для накопления достаточного количества газов. Выявление разрядов малой интенсивности (менее 10^-8 Кл), а также кратковременных вспышек ЧР большой интенсивности, по-видимому, за пределами возможностей метода.

Для уточнения места дефекта в ряде случаев полезно рассмотрение результатов определения количества металлов, находящихся в масле [58]. В изоляционном масле всегда имеется некоторое количество металлов в виде солей органических кислот и комплексных соединений. Существенное увеличение количества определенных металлов позволит уточнить характер повреждения. Для получения количественных характеристик необходимы методы высокой чувствительности (например, метод атомной абсорбции).

Приведем пример применения метода диагностики по количеству металлов в масле (содержание в миллионных долях):

Металл	Al	Cu	Fe	Pb	Zn
Чувствительность метода	0,005	0,002	0,002	0,001	0,001
Содержание в свежем масле	0,010	0,069	0,019	0,002	0,002
Содержание при искрении в заземлении магнитопровода	0,091	0,309	0,110	0,019	0,038

5.3. МЕТОДЫ АНАЛИЗА ГАЗОВ

Анализ газов, выделяющихся при разрушении электрической изоляции, производится с целью выявления их состава и определения концентраций.

Анализ, как правило, проводится в специальных лабораториях и является самостоятельной задачей, не входящей в круг вопросов, рассматриваемых в книге. Приведем лишь данные, необходимые для изложения проблем диагностики по результатам анализа газов. Более подробные сведения приведены в [28] и других специальных изданиях.

В рассматриваемых нами случаях газ, выделившийся при разрушении материалов, растворяется в изоляционном масле, являющемся составной частью изоляционной конструкции. Применяемые методы анализа позволяют контролировать лишь газовые смеси. Поэтому первым этапом анализа является извлечение из масла смеси контролируемых газов.

Выделенная смесь газов разделяется затем на составляющие ее компоненты и производится определение их концентрации. Полное разделение смеси на составляющие необходимо не всегда; в ряде случаев достаточно определение наличия лишь ряда характерных (диагностических) газов или их общего содержания в смеси.

Извлечение газов. Часть газов, растворенных в масле, со временем достигает газового реле. Оттуда может быть отобрана проба газа для анализа. Из-за различия в степени растворимости разных газов и скорости накопления их в газовом реле состав компонентов смеси в отобранной пробе может существенно отличаться от состава их в масле. Это снижает возможности диагностики, и рассматриваемый метод получения пробы газа может быть использован лишь для грубых оценок состояния объекта.

Более информативна, хотя и обладает указанными недостатками, проба газа, отобранная в надмасляном пространстве трансформаторов с азотной защитой.

Получают распространение методы выделения газов при помощи полупроницаемых мембран, пропускающих лишь определенные газы. Для этого применяется устанавливаемый в системе охлаждения масла датчик - камера с окном, закрытым соответствующей мембраной. С одной стороны мембрана омывается маслом, с другой ее стороны в камере выделяются диагностические газы (водород, окись углерода, этилен, ацетилен).

Широкое распространение получили способы, основанные на выделении газов, растворенных в пробе масла, отобранной из контролируемого объекта. Пробу масла помещают в герметизированный сосуд, имеющий объем, превышающий объем пробы. Через некоторое время внутри сосуда устанавливается равновесная концентрация газов, которые извлекаются из надмасляного пространства для анализа. Ускорение газообмена обеспечивается повышением температуры и увеличением площади контакта между маслом и газовой средой в сосуде.

В практике энергосистем страны используются два метода отбора проб, различающихся объемом масла в пробе. Соответственно имеются и два типа устройств для отбора проб масла и извлечения газов.

Отбор проб по первому методу производится в медицинские шприцы вместимостью от 5 до 20 мл, а по второму — в специальный маслоотборник большого объема. Иногда вместо шприца используют стеклянную пипетку.

Способ отбора пробы масла и ее герметизация при доставке в лабораторию играют существенную роль в обеспечении необходимой точности анализа. Потеря газов при отборе пробы, транспортировке и хранения до анализа не должна превышать 3% (по окиси углерода при 25С).

Извлечение газа при отборе пробы масла шприцем производится в вакуумированном сосуде при температуре до 100С. Кроме того, через пробу масла барботируется газ-носитель. Вспенивание пробы масла, введенной в сосуд, а также прохождение через масло пузырьков газа-носителя обеспечивают интенсификацию газообмена и достаточно быстрое наступление равновесного состояния.

При извлечении газа из пробы большого объема через слой масла борботируют воздух (из вспомогательного сосуда) или газ-носитель. Для ускорения установления равновесного состояния сосуд с маслом нагревается до 40-60°С.

Методика выделения газов существенно влияет на точность определения концентраций контролируемых газов. Расхождения в методике выделения нередко являются причиной значительных расхождений в результатах анализов, проведенных в разных лабораториях.

Анализ газов. Простейшим методом контроля является определение общего газосодержания масла (объема растворенных в нем газов).

Известен ряд химических методов, основанных на поглощении определенных газов соответствующими реагентами. Используются индикаторные трубки, заполненные реагентами, изменяющими свой цвет при соприкосновении с подлежащими выявлению газами.

Для определения общей горючести газов (ОГГ) используются переносные газоанализаторы или стационарные автоматические устройства. В основе работы таких приборов лежит термохимический эффект сжигания контролируемых газов в смеси с воздухом. Смесь сгорает, проходя через камеру, в которой находится накаленная током спираль из платины. При этом повышаются температура платиновго элемента и, следовательно, его сопротивление. Шкала индикатора, реагирующего на изменение этого сопротивления, градуируется в относительных единицах общей горючести газов.

Для непрерывного контроля разработано устройство с топливным элементом, в который подается смесь газов, выделенных в мембранном датчике. Напряжение на выходе этого устройства соответствует эквивалентному содержанию водорода в этой смеси.

Для целей ранней диагностики широко применяются современные физические методы полного анализа многокомпонентных газовых смесей: масс-спектрометрический и хроматографический. Наибольшее распространение получил метод газовой хроматографии.

В практике энергосистем применяется газоадсорбционная хроматография, основанная на разделении компонентов газовой смеси при помощи различных адсорбентов - пористых веществ с сильно, развитой поверхностью.

Процесс газовой хроматографии состоит из двух этапов: разделение анализируемой смеси на компоненты (качественный анализ) и определение их концентраций (количественный анализ).

Структурная схема хроматографической установки приведена на рис. 5.4. После выделения из масла анализируемая смесь газов (проба) вводится в поток газа-носителя, который с постоянной скоростью пропускается через разделительную колонку, содержащую адсорбент.

Рис. 5.4. Структурная схема хроматографической установки:

1 — сосуд с газом-носителем; 2 — устройство для введения пробы (дозатор); 3 — разделительная колонка; 4 — детектор; 5 — регистратор; 6 — устройство для извлечения газа из масла

Различия в физико-химических свойствах отдельных газов смеси вызывают различия в скорости их продвижения через адсорбент. Поэтому на выходе разделительной колонки будут последовательно появляться составляющие анализируемой пробы (в смеси с газом-носителем).

Свойства газов, выходящих из разделительной колонки, определяются детектором, сигнал которого регистрируется специальным устройством (обычно самопишущим потенциометром). Примерный вид хроматограммы приведен на рис. 5.5.

Последовательность (время) вывода из разделительной колонки конкретных газов известна (для данных условий анализа). Это дает информацию о составе анализируемой смеси. Для получения количественных данных определяется площадь пиков хроматограммы, которая на основании данных калибровки приводится к значениям концентрации соответствующих газов.

Возможности разделения компонентов газовой смеси определяются характеристиками разделительной колонки: ее наполнителем (адсорбентом), длиной и температурным режимом.

Газ-носитель должен быть инертным по отношению к анализируемым веществам и примененным адсорбентам. Он также должен обеспечивать нормальную работу детектора. Данные о применяемых адсорбентах и ряде используемых газов-носителей приведены в табл. 5.11.

Принцип действия часто применяемого детектора - катарометра основан на индикации изменения теплопроводности проходящих сквозь него газов (детектор по теплопроводности). Чувствительные элементы катарометра — резисторы расположены в камерах, по которым проходит поток газов. Два рабочих резистора обтекаются газом, выходящим из разделительной колонки; два других резистора — чистым газом-носителем. Резисторы включены в мостовую измерительную схему и нагреваются протекающим по ним током. При появлении в рабочей камере компонента анализируемой смеси, который изменяет теплопроводность газа в камере, изменяются условия теплопередачи от рабочих резисторов к ее стенке. При этом изменяются сопротивления рабочих резисторов и измерительный мост разбалансируется. Напряжение на диагонали моста, соответствующее концентрации данного компонента смеси, записывается регистратором.

Рис. 5.5. Хроматограмма смеси грех газов

Таблица 5.11. Применяемые адсорбенты и газы-носители

Адсорбент	Газ-носитель	Анализируемые газы¹
Полисорб-1	Гелий, аргон	Воздух, метан, двуокись углерода, этилен, ацетилен, этан
Молекулярные сита	Гелий	Водород, кислород, азот, метан, окись углерода
Активированный уголь	Аргон, азот	Двуокись углерода; ацетилен, этилен, этан
1Анализируемые газы перечислены в порядке их выхода из колонки.

Благодаря простоте и надежности катарометры получили большое распространение. Однако в ряде случаев их чувствительность недостаточна. Более высокую чувствительность обеспечивает применение пламенно-ионизационных детекторов (ПИД). В этих детекторах газ из разделительной колонки смешивается с водородом и сжигается в атмосфере воздуха или кислорода. Образующиеся при этом ионы под действием напряжения, приложенного к расположенным в камере сгорания электродам, создают ток, пропорциональный потоку газа (произведению его концентрации на скорость).

Для получения количественных данных хроматографический комплекс калибруется. Калибровка производится или эталонной смесью газов с известной концентрацией компонентов, или по одному газу (обычно азоту или воздуху) с соответствующим пересчетом по коэффициентам чувствительности [29].

В ряде энергосистем кроме анализа растворенных в масле газов хроматографическим методом определяется и влагосодержание масла. Это расширяет информационные возможности метода.

Чувствительность анализа, т.е. наименьшие выявляемые концентрации газов, определяет и чувствительность метода контроля.

Таблица 5.12. Порог чувствительности анализа, мкл/л

Газ	Публикация 567 МЭК	Методика СССР¹	Рекомендации СИГРЭ (1979 г.)	Фактически достигнуто [31]
Н₂	5	5/10	3	2
СO₂	25	50/50	5	5
СО	25	50/50	5	5
СН₄	1	5/50	1	0,3
C₂H₂	-	0,5/40	-	-
С₂Н₄	-	5/50	-	-
С₂H₆	-	5	-	-
C₂H_n	1	-	0,3	0,3
C₃H_n	-	-	-	0,3
1В числителе — по данных [24]; в знаменателе — допускается при упрощенном контроле негерметизированных трансформаторов [30].

Даже при определении лишь состава растворенных газов необходимо убедиться, что порог чувствительности анализа обеспечивает выявление концентраций характерных газов, свидетельствующих о наличии развивающихся дефектов. Данные о допускаемом нижнем пределе измеряемых концентраций газов приведены в табл. 5.12. Указана чувствительность всего метода, включающего отбор пробы, извлечение газа и его анализ. Нормируется и воспроизводимость (точность) полученных количественных данных.

Появлением газов в масле трансформатора ("следы") считается значение концентрации, превышающее пороговую чувствительность. Измеренные концентрации газов могут быть использованы для расчета отношений концентраций и скорости их нарастания лишь в случае, если их значения в 5-10 раз превышают порог чувствительности метода анализа.

Глава шестая

РАДИОМЕТРИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ТЕПЛОВОГО КОНТРОЛЯ

6.1. ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ И КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ

Выделение тепла в электрооборудовании связано с потерями энергии. Потери в токоведущих частях определяются их сопротивлением и рабочим током. В металлических элементах конструкций потери энергии связаны с протеканием вихревых токов. В изоляции имеются диэлектрические потери.

Возникновение дефектов в указанных элементах приводит к увеличению потерь энергии. Выделившееся тепло частично отводится, а оставшаяся часть вызывает изменение теплового состояния объекта, его нагрев. Одним из проявлений этого является изменение распределения температур на поверхности соответствующего узла объекта. Это и используется для диагностирования.

Известны и другие методы выявления рассматриваемых дефектов. В токоведущих частях наиболее часты дефекты контактных соединений; при этом увеличивается сопротивление контактного перехода. Дефект может быть выявлен при измерении этого сопротивления или падения напряжения на контакте, от рабочего тока. Дефекты изоляционных конструкций и устройств для ограничения перенапряжений, при которых увеличивается мощность потерь, могут быть обнаружены прямыми измерениями соответствующих параметров — изоляции и тока проводимости.

Однако относительная простота контроля, наглядность полученных данных и (при бесконтактном контроле) высокая производительность и отсутствие необходимости вмешательства в рабочие режимы оборудования определили достаточно широкую область применения методов диагностики по тепловым проявлениям дефектов.

Методы непосредственного измерения температуры в данной точке поверхности объекта при помощи контактных термометров, термощупов и других приборов известны давно. Применение их ограничивается достаточно высокой трудоемкостью и необходимостью использования изолирующих приспособлений, так как контролируемые элементы оборудования обычно находятся под рабочим напряжением.

Различные термоиндикаторные пленки и покрытия, наносимые на контролируемый узел, широкого применения не получили из-за недостаточной долговечности и надежности.

В этой главе будут рассмотрены дистанционные методы, основанные на индикации тепловых излучений - радиометрические методы контроля.

Для построения системы диагностирования, основанной на тепловых проявлениях дефектов, необходимо:

выявить и классифицировать возможные дефекты оборудования, наличие которых изменяет тепловое состояние объекта;
определить диагностические параметры, характеризующие тепловое поле объекта или его изменения, значения которых могут быть измерены в условиях эксплуатации;
установить браковочные критерии и предельные значения диагностических параметров для каждого вида или группы дефектов.

Параметром, значения которого определяются тепловым состоянием объекта, является его температура. В качестве диагностического признака дефекта используется температура контролируемого узла или же распределение ее по поверхности объекта.

Следует учитывать, что приборы, основанные на измерении теплового излучения, определяют температуру только очень тонкого слоя поверхности. Внутренние дефекты и явления могут быть обнаружены лишь тогда, когда они, создают изменения температуры поверхности объекта, достаточные для измерения. Поэтому для решения задач диагностики необходимо выявить связь между процессами, возникающими при развитии дефектов внутри объекта, и процессами на его поверхности, т.е. определить тепловой образ дефекта на поверхности объекта.

Достаточно развитой и проверенной в эксплуатации системы диагностики, полностью отвечающей сформулированным условиям, еще нет. Однако уже давно проводится разработка разных аспектов этой проблемы и накоплен значительный опыт. Исходя из имеющихся данных [32-34] укажем на возможности и опишем методы диагностики оборудования путем контроля его теплового состояния.

Наиболее отработана методика дистанционного контроля открытых соединений токоведущих частей электрооборудования, контактных соединений шин, кабелей, а также разъемных контактов коммутационной аппаратуры. Выявляются дефекты, приводящие к увеличению переходного сопротивления контакта. Имеется однозначная связь между степенью развития дефекта и его тепловым проявлением: мощность, выделяемая в контактном соединении при известном значении тока, пропорциональна его переходному сопротивлению.

Способы контроля другого оборудования пока еще находятся в стадии разработки. Проводятся опыты по выявлению повышенного тепловыделения в изоляции вводов, измерительных трансформаторов, конденсаторов. Обнаруживаются локальные нагревы баков трансформаторов вихревыми токами. Определяется наличие дефектов разрядников (неравномерное распределение напряжения, увлажнение).

Оценка полученных данных производится лишь путем сравнения между собой результатов измерений на однотипных объектах. Это дает возможность выявлении объектов с повышенным нагревом. Определение вида дефекта и оценка его опасности пока невозможны. Поэтому для таких объектов рассматриваемый метод контроля следует отнести к числу экспресс-методов выявления отклонения от нормального состояния.

6.2. МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Радиометрические методы в последние годы получили широкое распространение при решении большого количества прикладных задач. Приведем лишь данные, необходимые для изложения проблем диагностики электрооборудования по тепловому излучению; более подробные сведения имеются в [35, 36] и других специальных изданиях.

Тепловое излучение. Все тела, имеющие температуру выше абсолютного нуля, являются источниками электромагнитного излучения, возникающего за счет тепловой энергии (теплового излучения).

Практический интерес для рассматриваемых задач контроля имеет излучение в инфракрасной области (ИК-излучение)¹. ИК-излучение занимает протяженную область спектра - от видимого (красного) света до диапазона радиоволн, т.е. с длинами волн от 0,76 мкм до 1 мм.

ИК-излучение, распространяясь в атмосфере, селективно поглощается парами воды, углекислым газом, метаном, озоном. Участки спектра с высоким пропусканием ИК-излучений называются "атмосферными окнами". Наибольшее значение для контроля теплового состояния объектов имеют окна в диапазонах длин волн 3-5 и 8-14 мкм.

---------------------------------------

1Для контроля изоляции линий электропередач используются и другие виды излучений (видимый свет, ультрафиолетовое излучение и т.п.). Соответствующие методы контроля описаны в [18].

При температуре объекта 300 К (27"С) в диапазоне 3-5 мкм излучается лишь 1,3% теплового потока; на диапазон 8-14 мкм приходится 26,4% излучения, что делает его предпочтительным.

Методы радиометрии - дистанционного измерения температуры объекта - основаны на регистрации его теплового излучения.

Идеальным тепловым излучателем является так называемое абсолютно черное тело; его излучение является только функцией температуры. Реальные твердые тела, излучение которых имеет тот же спектр, что и излучение черного тела при данной температуре, называются серыми. Их излучение отличается только интенсивностью. Для оценки излучательной способности таких тел используется коэффициент излучения .

Интегральная плотность излучения для серых тел , где -коэффициент излучения; - постоянная (коэффициент Стефана-Больцмана), а Т - температура тела (влиянием температуры внешней среды пренебрегаем). Измерив тепловое излучение объекта и зная значение , можно определить его температуру.

Точность измерения температуры радиометрическими методами определяется достоверностью значения коэффициента излучения, который существенно зависит от материала и температуры излучателя, а также от состояния его поверхности. Состояние поверхности даже однотипных объектов может быть разным; меняется оно и во времени (от атмосферных воздействий). Поэтому возможны значительные погрешности определения температуры контролируемого объекта. Обычно при измерениях используются усредненные значения коэффициента излучения (табл. 6.1).

Плотность излучения в любом направлении, составляющем угол с нормалью к излучающей поверхности , где r_H - плотность излучения единичной поверхности в направлении нормали к ней. Реально измеряется суммарное излучение в некотором телесном угле ; тогда . Следовательно, результат измерения будет зависеть также от взаимного расположения объекта и измерительного устройства.

Нагретое тело находится в динамическом равновесии с окружающей средой. На него падает излучение других тел (фоновое излучение), часть которого поглощается, а другая - излучается. Коэффициенты поглощения и излучения равны, поэтому в потоке излучения контролируемого объекта будет составляющая , где Т_ф - средневзвешенная температура окружающих предметов (температура фона). Влияние этой составляющей потока излучения должно быть исключено из результатов измерения.

Таблица 6.1. Значения коэффициента излучения

Материал	Состояние поверхности	Температура, °С	Коэффициент излучения
Алюминий	Полированная	50-100	0,04-0,06
	Грубо обработанная	20-100	0,06-0,07
	Сильно окисленная	50-600	0,2-0,3
Медь	Полированная	200	0,03
	Обработанная наждаком	20	0,2
	Тусклая	20-350	0,22
	Окисленная	50-600	0,59-0,61
Свинец	Окисленная	20	0,28
Сталь	Грубо обработанная	50	0,95-0,98
	Окисленная	50	0,88
	Сильно окисленная (ржавая)	20	0,69
Цинк	Полированная	200-300	0,04-0,05
	Окисленная	100-1200	0,5-0,6
Чугун	Шероховатая, окисленная	40-250	0,95
Фарфор	Глазурованная	20	0,92
Вода	Пленка на металле	20	0,98
Краска масляная (на металле)	—	100	0,92-0,96

Измерительные устройства. В практике эксплуатационного контроля электрооборудования наибольшее распространение получили два вида устройств для индикации и измерения ИК-излучений: пирометры и тепловизоры.

Пирометр позволяет измерить поток излучения части поверхности объекта, перекрывающей его поле зрения (измерительное поле зрения). При наличии сведений об излучающей способности этой поверхности по данным измерений может быть определена ее температура.

Тепловизор - устройство для визуализации тепловых полей объектов. Современные тепловизоры кроме получения видимого изображения нагретых объектов по их тепловому излучению позволяют измерить их тепловые (температурные) поля, т.е. получить количественную характеристику теплового состояния.

Тепловизор обеспечивает возможность панорамного обзора всего оборудования распределительного устройства. Таким образом, достаточно быстро могут быть выявлены элементы с повышенным тепловыделением. Определение температуры этих элементов лучше производить пирометром, обеспечивающим большую точность измерения и более удобным в применении.

Пирометр (рис. 6.1,о) состоит их оптической системы, приемника теплового излучения и индикатора.

Рис. 6.1. Структурная схема устройств для радиометрического контроля:

а — пирометр; б— тепловизор; 1 — оптическая система; 2 — приемник излучения; 3— индикатор; 4 — узел сканирования

Тепловизор (рис. 6.1,6), принцип действия которого - последовательный просмотр контролируемой поверхности объекта узким лучом (сканирование), кроме упомянутых элементов структурной схемы пирометра имеет узел сканирования. Сканирование обеспечивает просмотр поля обзора с помощью растра (например, телевизионного типа) и осуществляется обычно оптико-механическим устройством, поочередно проектирующим на активную поверхность приемника излучения малый участок поверхности объекта. Все поле зрения (кадр) при этом разлагается построчно на достаточно большое количество малых областей (мгновенных полей зрения), каждой из которых на выходе приемника соответствует определенный сигнал (видеосигнал).

Оптическая система обеспечивает получение изображения контролируемого объекта (или его части) в плоскости приемника. Объективы изготавливаются из материалов, прозрачных в контролируемой области излучения. В спектральной области излучения, соответствующей диапазону температур контролируемого электрооборудования, применяются объективы из фтористого лития (бария), кремния и т.п. Используется и зеркальная оптика с соответствующими покрытиями.

Приемник преобразует тепловое излучение в электрический сигнал, пропорциональный потоку излучения.

Применяются два основных класса приемников излучения: тепловые и фотонные. Тепловые приемники (термопары, болометры), поглощая тепловое излучение, изменяют свои характеристики из-за увеличения температуры активной зоны. Эти изменения после соответствующих преобразований отображаются индикатором электрических величин. Тепловые приемники преобразуют тепловые излучения в широкой спектральной области (неселективны). Их недостаток - повышенная инерционность. К фотонным (фотоэлектрическим) приемникам относятся фоторезисторы и фотодиоды - полупроводниковые устройства, непосредственно преобразующие тепловую энергию в электрическую. Они практически безынерционны, но селективны.

В последние годы стали применять пьезоэлектрики - керамические структуры, поверхностные заряды которых определяются их температурой.

Рис. 6.2. Зависимость результатов измерения температуры от расстояния до объекта для пирометра НР-200. Температура объекта (черного тела) диаметром 40 мм: 1 - 30С; 2- 50 С; 3- 70С; 4- 90С

Для снижения собственного теплового излучения приемника и обеспечения стабильности его характеристик в тепловизорах применяется охлаждение приемников. Охлаждение также обеспечивает расширение спектрального диапазона приемника, увеличение его чувствительности и снижение уровня тепловых шумов. При работе в диапазоне излучений 8-14 мкм применяется глубокое охлаждение жидким азотом. В диапазоне 3-5 мкм можно ограничиться термоэлектрическим охлаждением, что упрощает конструкцию и применение ИК-приборов.

В качестве индикаторов в пирометрах применяются измерители средних значений электрических величин. В тепловизоре используется видеоконтрольное устройство (ВКУ), аналогичное телевизору. Это устройство формирует видимое изображение поля зрения, яркость которого, определяемая видеосигналом с выхода приемника излучения, соответствует тепловому излучению объекта в данной точке его поверхности. Контрастность изображения на экране ВКУ определяется разностью температур на поверхности объекта. Для улучшения различимости небольших перепадов температуры, контрастность изображения при которых мала, применяется цветное ВКУ; в нем контрастность изображения передается изменением цвета. Цветное изображение является изображением изотермических областей, в котором каждая небольшая область температур отображается определенным цветом.

При выборе измерительного устройства для решения конкретной задачи диагностики необходима проверка соответствия его параметров условиям измерений. Измерительные устройства характеризуются спектральной (температурной) областью принимаемого излучения, чувствительностью, параметрами оптической системы (полем зрения, пределами фокусировки), быстродействием и т.п.

Одной из важных характеристик пирометра, определяющей возможность его применения для эксплуатационного контроля, является поле зрения. Необходимо, чтобы изображение контролируемой части объекта перекрывало поле зрения прибора при расстояниях, определяемых условиями измерения, главным, из которых является безопасное расстояние до токоведущих частей, находящихся под напряжением. Если это условие не соблюдается, то прибор будет принимать излучение из пространства, расположенного за объектом, что приведет к существенным погрешностям измерения (рис. 6.2).

Основные параметры тепловизора: поле зрения (угловое поле обзора), мгновенный угол зрения (угловое разрешение), а также порог температурного разрешения. Качество изображения также зависит от числа строк и кадров развертки узла сканирования.

Поле зрения характеризуется плоскими углами по вертикали и горизонтали, ограничивающими область пространства, попадающего в кадр.

Мгновенное поле зрения определяется характеристиками объектива и линейными размерами чувствительной площадки приемника. Угловое (или линейное) разрешение оценивает способность тепловизора различать минимальные размеры элементов тепловой картины поверхности объекта. Угловое разрешение - это наименьший угол между двумя точечными излучателями, расположенными на фоне с заданной температурой и воспроизводимыми раздельно в тепловизионном изображении.

Размеры мгновенного поля зрения определяют воспроизводимость градаций температуры по исследуемой поверхности объекта. Приемник излучения усредняет значение теплового потока в пределах мгновенного поля зрения. Поэтому чем меньше будет мгновенное поле зрения по сравнению с изображением контролируемого объекта в плоскости приемника, тем больше будет получено информации о тепловом состоянии объекта.

У современных тепловизоров поле зрения от нескольких десятков до сотен миллирадиан (со сменой объективов), мгновенное поле зрения (угловое разрешение) - единицы миллирадиан, а температурное разрешение - десятые доли градуса.

Быстродействие, т.е. временное разрешение тепловизора, определяется скоростью сканирования, инерционностью приемника излучения и системы обработки информации. При решении задач диагностики электрооборудования, как правило, измеряются квазистационарные тепловые поля. В этом случае быстродействие измерительного устройства не является определяющим.

Определение температуры. Измерительное устройство воспринимает тепловое излучение объекта. Соответствующее ему значение температуры определяется градуировкой прибора и обработкой результатов измерения с учетом условий их проведения и излучающей способности поверхности объекта.

Энергия теплового излучения с интенсивностью S в приемнике измерительного устройства преобразуется в пропорциональный ему электрический сигнал U_S При помощи градуировки или расчетным путем этот сигнал можно перевести в соответствующие ему значения температуры Т. Используется следующая аппроксимирующая зависимость:, где Т - температура (по шкале Кельвина), которой соответствует тепловое излучение с интенсивностью S, а величины А, В и С - постоянные, определяемые градуировкой.

Тепловое излучение, воспринимаемое приемником измерительного устройства, создается излучением объекта контроля, отраженным им излучением от окружающих предметов (фона) и излучением атмосферы на пути от объекта до приемника:

(6.1)

где S₀' - принимаемое излучение; S₀ - излучение черного тела, имеющего температуру объекта; S_ф - излучение фона; S_а - излучение атмосферы; - коэффициент излучения поверхности объекта; - коэффициент, учитывающий поглощение излучения атмосферой.

Принято, что фон однородный, поэтому = 1. Не рассматриваются потери в измерительном устройстве (до приемника), учитываемые при его градуировке, и излучение приемника. Тепловой поток приемника излучения при его глубоком охлаждении пренебрежимо мал; в других случаях его можно учесть при обработке результатов измерения.

Температуре объекта, которую требуется определить, соответствует тепловое излучение S₀. Из (6.1) следует

(6.2)

Поэтому для определения температуры по результатам измерения излучения S₀' необходимо знать излучающую способность поверхности () и учесть влияние фона и атмосферы. Часто в качестве температуры фона принимают температуру окружающей среды, что может дать существенные погрешности определения температуры объекта.

Для обеспечения достаточной точности определения температуры объекта необходима привязка результатов измерения к шкале температур. Для этого используют реперную точку, полученную путем измерения излучения объекта с известной температурой. С этой целью может быть применено специальное градуировочное устройство (черное тело) или любой предмет, температура и коэффициент излучения поверхности которого известны.

При измерении репера

При сравнении тепловых излучений контролируемого объекта и репера (примем)

откуда

(6.3)

Дальнейшее повышение точности измерений дает сравнение между собой излучений от двух областей поверхности одного объекта. При этом можно принять, что и

. (6.4}

При таких измерениях исключается погрешность от влияния фона, однако для определения разности температур исследуемых областей также необходимо знание их излучательной способности. При эксплуатационных измерениях поглощение излучения атмосферой невелико (при расстоянии 100 м ) и им можно пренебречь.

6.3. КОНТРОЛЬ СОЕДИНЕНИЙ ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

Для контактного соединения токоведущих частей нормируются наибольшая допускаемая температура при номинальном токе (tH) и ее превышение над температурой окружающей среды (AfH):

Вид контактного соединения
Соединение из меди, алюминия и их сплавов:
без защитного покрытия	90	55
с покрытием оловом	105	70
Соединение из меди и медных сплавов с защитным покрытием:
серебром	120	85
никелем	110	75
Выводы аппаратов из меди, алюминия и их сплавов:
без защитного покрытия	90	55
с покрытием оловом	100	65
с покрытием серебром	105	70
Соединения шин, проводов, кабелей из меди, алюминия и их сплавов:
без защитного покрытия	—	40
с покрытием неблагородными металлами	—	50
Примечание. Приведены предельные значения при работе в воздухе.

Соответственно методы контроля контактных соединений могут быть основаны на определении их температуры или ее превышения над температурой окружающей среды. Возможно также сравнение температуры проверяемого объекта с температурой другого объекта, не имеющего дефектов (сравнение с эталоном). Как следует из данных предыдущего параграфа, наибольшую точность контроля обеспечивает сравнение между собой тепловых излучении двух участков поверхности одного объекта или сравнение излучений аналогичных участков однотипных объектов.

Один из методов контроля заключается в том, что по результатам измерения при данном токе нагрузки определяют превышение температуры контакта над температурой окружающей среды и, приведя его к значению номинального тока соединения, сравнивают с нормой. Приведение производится по формуле

где - расчетное значение превышения температуры при номинальном токе I_ном; - измеренное превышение температуры при токе через соединение I.

Возможно определение допустимого значения тока I_Д, соответствующего текущему состоянию соединения. Температура поверхности соединения не будет превышать нормированной при токе:

Обе задачи могут быть решены при помощи номограммы (рис. 6.3). Если при токе I=0,7I_ном измерено , то сравнивать с нормами следует значение . При нормированном для этого контактного соединения значении наибольший допустимый ток I_Д = 0,8I_HOM.

Рис. 6.3. Зависимость превышения температуры контактного соединения от относительного значения тока нагрузки [33]

При токах через контакт менее (0,25-0,3) I_HOM точность оценки его состояния существенно снижается, ибо даже сравнительно небольшая погрешность определения температуры дает при пересчете большую ошибку.

Результаты контроля ряда объектов рассматриваемым методом приведены в табл. 6.2 [33].

В качестве диагностического параметра также применяется коэффициент дефектности, определяемый как отношение превышений температур нагрева контакта и находящегося около него участка провода над температурой окружающего воздуха: . Дефектными считаются соединения, для которых (для разных соединений и требований надежности).

С большей точностью может быть определена разность температур одинаковых или близких по внешним характеристикам элементов контролируемых объектов.

На этом основаны методы оценки состояния контактного соединения по превышению его температуры над температурой находящегося вблизи него участка провода . При применимы следующие рекомендации:

- непосредственной опасности нет, соединение держать под контролем;

- развивающийся дефект; необходима ревизия соединения при очередном ремонте; срочность проведения работ определяется с учетом возможных нагрузок присоединения;

- опасное состояние, необходим срочный ремонт; степень опасности дефекта определяется исходя из условий работы присоединения, требований к его надежности, возможных нагрузок и т.п.

Температура поверхности контактного соединения определяется не только тепловыделением в контакте, которое характеризует степень развития дефекта. Она зависит также от внешних факторов: нагрева солнечной радиацией, охлаждения осадками, ветром и т.п.

Таблица 6.2. Результаты контроля контактов

Объект, узел	I_HOM, A	I, A	Измеренное при I значение , для фаз			Наибольшее расчетное значение	Нормированное значение	Результат осмотра узла
Объект, узел	I_HOM, A	I, A	A	B	C	Наибольшее расчетное значение	Нормированное значение	Результат осмотра узла
Разъединитель, контактный узел:
РЛНД-220	2000	810	22	23	23	141,5	85	Ослаблено контактное нажатие, следы перегрева
РЛНД-220	1000	350	30	23	21	245	40	Отожжены пружины на всех фазах
Ввод выключателя 220 кВ, аппаратные зажимы	2000	460	39	5	5	740	70	Плохая затяжка болтов
Ввод выключателя 110 кВ, расширитель	200	700	7	7	30	245	70	Плохое крепление аппаратного зажима к токоведущей трубе ввода

Неравномерность нагрева объектов солнечными лучами и отражение их от поверхности могут быть восприняты как результаты местного нагрева из-за дефектов. Для исключения возможности ошибок контроля целесообразно измерения проводить при отсутствии прямого воздействия солнечного излучения на объект.

Дождь и туман охлаждают соединение. Водяные пары поглощают тепловое излучение. Это приводит к погрешностям измерения. При такой погоде контроль нецелесообразен.

Ветер также охлаждает соединение. При скорости ветра V < 7 м/с возможно приведение результатов измерения к нормальным условиям: ; обычно принимают V₀=0,2 м/с.

Для учета при сравнительных измерениях внешних факторов предложена диагностическая таблица (табл. 6.3).

Описанные методы контроля оказались достаточно эффективными. Ежегодно бракуется до 1% числа контролируемых контактов, причем наличие опасных дефектов подтверждается при их ревизии.

Таблица 6.3. Рекомендации по оценке состояния контактных соединений [59]

Показатель	Разность температур
Скорость ветра, м/с:
менее 2	10-30	31-50	51-70	Более 70
более 2	10-20	21-35	36-50	Более 50
Степень нагрузки WHOM, %
40-60	А	Б	Б	Б
60-80	А	А	Б	Б
более 80	А	А	А	Б
Примечания: 1. А — срочное отключение; Б — немедленное отключение. 2. Определяется разность температур соединения и соседнего участка провода . 3. При осадках, сильном солнечном нагреве и скорости ветра более -5 м/с контроль нецелесообразен.

Обнаружение перегрева проблему контроля контактных соединений не исчерпывает. Этим методом плохо выявляются другие дефекты, например механические дефекты в сварных соединениях. Наблюдались случаи, когда контакты с диагностируемыми начальными стадиями дефектов разрушались при протекании токов короткого замыкания. Требуется дальнейшая работа по повышению надежности прогнозирования изменений состояния контактов.

Глава седьмая

СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И ДИАГНОСТИЧЕСКИЕ ПРОЦЕДУРЫ
7.1. БРАКОВОЧНЫЕ КРИТЕРИИ

Задачи контроля. Диагностические процедуры, отвечающие требованиям стратегии обслуживания оборудования по его техническому состоянию, в первую очередь должны обеспечивать выявление совокупности признаков, свидетельствующих о появлении дефектов и о необходимости дальнейших испытаний, уточняющих их опасность.

Исходя из такого подхода следует выделить три группы методов испытаний:

группу методов раннего выявления отклонений от нормального состояния;
группу методов проверки состояния после экстремальных режимов оборудования;
группу методов определения технического состояния объекта, т.е. собственно технической диагностики, реализуемой в полном объеме.

Очевидно, что некоторые методы могут быть включены в две или три группы; различие - в целях и глубине контроля.

В первую группу входят достаточно просто реализуемые методы интегрального контроля, обеспечивающие получение данных об ухудшении технического состояния объекта без особой детализации дефектов и оценки их опасности. Применение таких методов будет эффективно лишь при частом (желательно непрерывном) наблюдении. Целесообразен контроль без вывода оборудования из работы.

Вторая группа методов применяется для выявления дефектов, которые могут возникнуть при ряде особых режимов оборудования или после определенного количества операций. Показаниями для контроля такими методами являются данные, полученные штатными устройствами ведения режима объекта.

Третья группа включает весь набор методов испытаний, позволяющих обнаруживать и классифицировать возможные дефекты с целью определения технического состояния объекта и оценки его изменений. Комплекс испытаний с применением указанных методов предназначен для выявления дефектов, оценки их опасности и установления местонахождения. Испытания в полном объеме и последовательности, предусмотренной алгоритмом контроля, проводятся после получения соответствующих результатов экспресс-контроля методами первых двух групп. Такие же испытания должны предшествовать ремонту оборудования для уточнения его объема.

Алгоритм, определяющий объем испытаний и их последовательность, строится исходя из условия выявления основных возможных дефектов. Особенностью рациональной процедуры диагностики является то, что направление поиска дефектов и, следовательно, соответствующие испытания каждый раз устанавливаются по результатам предшествующих проверок.

Результаты каждого отдельного испытания могут быть удовлетворительными, свидетельствующими об отсутствии предполагаемого дефекта, или неудовлетворительными. В последнем случае это означает, что выявлены отклонения в техническом состоянии объекта или какого-либо его узла, выходящие за допустимые пределы. Совокупность результатов всех испытаний, предписанных алгоритмом диагностирования, и является результатом контроля, на основании которого делается заключение о техническом состоянии объекта и прогноз его работоспособности.

Браковочные критерии. Конкретное техническое состояние проявляется в совокупности определенных признаков и, следовательно, в значениях отображающих их диагностических параметров. Задачи диагностики могут быть корректно поставлены лишь в том случае, когда выявлены связи между значениями контролируемых параметров и наличием дефектов, а также степенью их развития.

Браковочным критерием является совокупность значений параметров и других признаков, достаточных для оценки технического состояния объекта и отнесения (классификации) его к числу имеющих определенные дефекты. Наблюдаемыми показателями перехода объекта из одного технического состояния в другое являются граничные (предельные) значения диагностических параметров.

В простейшем случае, когда значение контролируемого параметра однозначно связано с состоянием объекта, диагностирование сводится к сравнению результата измерения с установленным предельным значением - браковочным нормативом. При этом выход значения параметра за пределы нормы однозначно трактуется как признак наличия соответствующего дефекта.

При назначении браковочного норматива учитывается опыт эксплуатации всей совокупности объектов данного типа и допускаемая степень снижения их надежности. Для объектов, к эксплуатационной надежности которых предъявляются высокие требования, нормы обычно устанавливаются исходя из цели поддержания практически неизменного технического состояния и фактически являются верхней границей совокупности значений параметра для основной массы объектов данного типа, определяемой исходя из допускаемого объема ложной браковки.

Обычно объект контроля имеет ряд различных узлов, изменение состояния которых может вызвать изменение значений одних и тех же параметров. При этом одинаковые значения параметра могут быть вызваны разными дефектами, имеющими к тому же разную опасность с точки зрения надежности. Все это затрудняет диагностирование.

В случаях, когда изменение контролируемого параметра может быть вызвано рядом воздействующих факторов или разными дефектами, исходят из необходимости выявления наиболее опасного дефекта. Для исключения ложной браковки при этом необходимо привлечение дополнительных данных, позволяющих установить характер и место дефекта.

Некоторые виды дефектов удается определить по совокупности изменений различных параметров. В других случаях по результатам измерений может быть сделано достаточно обоснованное заключение о материале поврежденного узла. Алгоритм диагностирования таких объектов должен предусмотреть достаточную глубину поиска дефектов и способы их идентификации с привлечением дополнительных данных, учитывающих влияние различных факторов.

Процедуры диагностирования некоторых объектов или их узлов будут рассмотрены в последующих параграфах.

При решении значительного класса задач эксплуатационного контроля полностью формализовать в алгоритме весь процесс установления технического состояния объекта, особенно с учетом необходимости прогноза, в настоящее время еще не удается. Поэтому окончательное решение принимают специалисты по эксплуатации электрооборудования.

Рис. 7.1. Распределение остаточного срока службы изоляции вводов БМТ-500 и трансформаторов тока ТФКН-330 после очередного контроля (для аппаратов с измеренным значением ниже браковочного). Объекты с дефектами

В общем случае браковочное значение контролируемого параметра (браковочный норматив) отличается от предельно допустимого, определяемого как признак перехода объекта в другой класс технических состояний. Браковочный норматив должен назначаться с учетом периодичности контроля, чтобы за время между испытаниями текущее значение контролируемого параметра не вышло за допускаемые пределы.

На рис. 7.1, по данным [2], приведено распределение остаточного срока службы ряда аппаратов с бумажно-масляной изоляцией, повредившихся в период между испытаниями. При очередных испытаниях они были признаны работоспособными. Для выявления 95% объектов с дефектами контроль этих аппаратов должен проводиться с интервалом, не превышающим 100 сут. Частота контроля вводов БМТ-500, имевших неудачную конструкцию [1], не была согласована со скоростью развития дефектов, поэтому периодический контроль оказался неэффективным. Потребовался переход на непрерывный контроль.

Браковочная норма при периодическом контроле была . Специально разработанная защита КИВ-500 не обеспечивает столь высокой чувствительности; она выдает сигнал о наличии дефекта при . Однако непрерывный контроль позволил предупредить большое количество аварий, причем, получив сигнал защиты, персонал имел достаточное время для оперативного отключения трансформатора.

7.2. СИСТЕМА ДИАГНОСТИКИ СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА

Классификация внутренних повреждений трансформаторов [37] показала, что надежность современного трансформатора в значительной мере определяется его изоляцией (рис. 7.2).

Оптимизация конструкций трансформаторов и применение эффективных устройств для ограничения перенапряжений привели к снижению испытательных напряжений, т.е. к относительному снижению запасов электрической прочности изоляции. Определяющим стал рабочий режим трансформатора, так как возникновение и развитие дефектов связано в основном с длительным действием рабочего напряжения, нагрузки и т.п.

Основными причинами старения и разрушения изоляционных материалов в трансформаторе являются электрические и термические воздействия, а также увлажнение и загрязнение изоляции. К повреждениям изоляции приводит и деформация обмоток из-за динамических воздействий при токах короткого замыкания.

Рис. 7.3. Зависимость интенсивности отказов силовых трансформаторов 220—500 кВ от продолжительности работы:

1 — повреждение изоляции ползущим разрядом; 2 — деформация обмоток; 3 — увлажнение и загрязнение изоляции; 4 — повышенный нагрев элементов конструкции и токоведущих соединений

На рис. 7.3 приведены зависимости интенсивности отказов трансформаторов 220-500 кВ от продолжительности работы [37]. Из них следует, что наиболее частым видом развивающихся повреждений является повышенный нагрев элементов конструкций. Значительное количество отказов связано с увлажнением и загрязнением изоляции и деформациями обмоток.

По кривым рис. 7.3 хорошо прослеживается влияние ремонта на показатели надежности. После начала периода ремонтов {свыше 8 лет эксплуатации) существенно снижается повреждаемость из-за деформаций обмоток и медленного увлажнения изоляции. Отказы из-за увлажнения и загрязнения изоляции в приработочном периоде (1-3 года после ввода в эксплуатацию и после ремонта) свидетельствуют о том, что контроль при монтаже и вводе в эксплуатацию недостаточен и не выявляет эти дефекты.

Испытания трансформаторов с целью выявления развивающихся дефектов производятся чаще, чем ремонты. Однако влияние эксплуатационного контроля на надежность трансформаторов не просматривается. Не выявляются дефекты, приводящие к частичным (ползущим) разрядам в изоляции - одному из наиболее опасных видов повреждений. Необходимо своевременное обнаружение и устранение ослабления прессовки или деформаций обмоток.

Можно было ожидать, что метод хроматографического контроля продуктов разрушения материалов, достаточно эффективный при выявлении термических разрушении, позволит существенно снизить число отказов из-за износовых дефектов от перегревов. Однако этого не произошло. По-видимому, требуется улучшение методики диагностирования.

Приведенные данные свидетельствуют о недостаточной эффективности применяемой системы контроля трансформаторов. Плохо используются новые методы выявления развивающихся дефектов.

Рассмотрим принципы построения современной системы технической диагностики мощных трансформаторов. Применительно к этим трансформаторам в группу экспресс-методов испытаний входят контроль изоляционного масла, определение наличия растворенных в нем газов, а также индикации частичных разрядов.

Анализ масла позволяет выявить процессы его старения, появление загрязнений и влаги. Наличие диагностических газов свидетельствует о термическом или электрическом разрушении изоляции, недопустимых температурах токоведущих частей и сердечника. Считается, что по этим показателям может быть выявлено до 90% развивающихся дефектов трансформатора.

Быстрое ухудшение состояния изоляции при воздействии интенсивных частичных разрядов, плохо выявляемое по анализу газов из-за малого выделения, привело к необходимости непосредственной индикации разрядов.

К группе испытаний, проводимых после экстремальных режимов трансформатора, относятся методы выявления механических деформаций обмоток. К ним также следует отнести контроль РПН после определенного (предельного) числа операций.

Контроль обмоток производится с целью выявления изменений их геометрии в результате воздействий токов короткого замыкания или нарушения механизма прессовки, так как это является опасным дефектом, приводящим к отказам из-за витковых замыканий или потери динамической устойчивости.

Полный цикл диагностирования должен обеспечить выявление и идентификацию всех видов основных дефектов трансформатора - его изоляции, обмоток, магнитной системы и вспомогательных устройств (систем циркуляции и охлаждения масла, герметизации и т.п.).

Для трансформаторов, работающих при высоких нагрузках или длительно эксплуатируемых, важно также иметь оценку степени старения твердой изоляции.

В качестве примера приведем часть алгоритма диагностирования силового трансформатора, относящуюся к его изоляции и обмоткам [60]. В основе этой системы - контроль изоляционного масла (рис. 7.4).

При недопустимом ухудшении физико-химических характеристик масла делается заключение о необходимости его замены. При увлажнении масла производится поиск причины (контроль вспомогательного оборудования) и затем восстановление характеристик. При обнаружении высоких концентраций растворенных газов - определение возможного дефекта.

В данной системе диагностики контроль частичных разрядов производится при выявлении электрических повреждений изоляции, обнаруженных хроматографическим анализом растворенных газов. Предусмотрены испытания на частичные разряды отключенного и возбужденного со стороны НН трансформатора. При этом производятся количественная оценка разрядов и их локация. Знание места возникновения разрядов позволяет уточнить характер и опасность дефекта. В других системах диагностики контроль по газам и измерение разрядов производятся одновременно.

Контроль деформаций обмоток обеспечивается измерением сопротивления короткого замыкания ZK. В качестве дополнительного контроля ведется поиск локальных повышений температуры при помощи индикации инфракрасного излучения.

Аналогичный подход применяется и при диагностировании трансформатора в случае нарушений работы, выявленных штатными средствами контроля (рис. 7.5).

Методы испытаний, перечисленные на рис. 7.4 и 7.5, являются основными для текущего контроля. При необходимости более детального определения технического состояния трансформатора, например при оценке необходимости и объема ремонта, следует использовать также и другие методы, дающие дополнительную информацию.

Ввиду неоднозначности связей контролируемых параметров с техническим состоянием объекта установлены процедуры для оценки результатов отдельных видов испытаний. Рассмотрим некоторые из них.

Диагностирование по составу газов в масле

Диагностических схем предложено много, причем в ряде случаев имеются существенные различия.

Наиболее простыми являются методы контроля, основанные на выявлении наличия горючих газов. Для контроля мощных трансформаторов используются системы непрерывного выделения и анализа нескольких характерных газов. В трансформаторах с азотной защитой масла применяют метод определения общей горючести газов, выделенных из надмасляного пространства.

Таблица 7.1. Граничные значения ("опасность")

Класс трансформатора	Концентрация растворенных газов, мкл/л						Скорость образования горючих газов, мкл/л, за год
Класс трансформатора	Сумма горючих газов	Н₂	СН₄	С₂Н₆	С₂Н₄	СО	Скорость образования горючих газов, мкл/л, за год
I	1000	400	200	150	300	300	350
II	700	400	150	150	200	300	250
III	400	300	100	50	100	200	150

Оба упомянутых метода являются методами экспресс-контроля, выявляющими лишь наличие дефектов. Определение характера дефекта и его опасности возможно при более разветвленной системе диагностирования - по содержанию газов, растворенных в масле.

Алгоритм контроля. В качестве примера рассмотрим одну из систем диагностирования, применяемых в Японии [38]. Контролируемые трансформаторы разбиваются на три класса: первый - с номинальным напряжением до 275 кВ (включительно), мощностью до 10 MB • А; второй - с тем же напряжением и мощностью более 10 MB • А: третий включает все трансформаторы 500 кВ.

При контроле определяются концентрации диагностических газов и суммарная концентрация горючих газов. К горючим газам отнесены: Н₂, СН₄, С₂Н₆, С₂Н₄ и С₂Н₂. С учетом предыдущих измерений рассчитывается средняя скорость роста концентрации.

Полученные данные сравниваются с граничными значениями (табл. 7.1), при превышении которых трансформатор относится к группе с повышенной вероятностью наличия дефектов (группа "опасность"). Частота отбора проб увеличивается.

Нормы по ацетилену не установлены. Хотя выделение этого газа, как правило, связано с опасными дефектами (искровыми разрядами), известны случаи нормальной работы трансформаторов при достаточно высокой его концентрации (десятки микролитров газа в литре масла). При обнаружении ацетилена предписывается детальная проверка и анализ состояния изоляции с учетом всех других признаков дефектов.

Если концентрация отдельных газов или скорость их выделения превышают предельные значения (табл. 7.2), трансформатор относится к группе имеющих повреждения. При этом необходимо перейти на частый контроль и провести комплексную оценку состояния трансформатора всеми имеющимися методами (в том числе и с выводом из работы).

Таблица 7.2. Предельные значения ("повреждение")

Класс трансформатора	Концентрация растворенных газов, мкл/л						Скорость образования горючих газов, мкл/л за месяц
Класс трансформатора	Сумма горючих газов	H₂	СН₄	C₂H₆	C₂H₄	СО	Скорость образования горючих газов, мкл/л за месяц
I	2000	800	400	300	600	600	100
II	1400	800	300	300	400	600	70
III	800	600	200	100	200	400	40

Таблица 7.3. Кодовые числа для диагностирования

Пределы отношения	С₂Н₂/С₂Н₄	СН₄/Н₂	С₂Н₄/C₂Н₆
R<0,1	0	1	0
0,1R<1	1	0	0
1R<3	1	2	1
R3	2	2	2

Таблица 7.4. Диагноз по коду

С₂Н₂/С₂Н₄	СН₄/Н₂	С₂H₄/C₂H₆	Вид повреждения
0	2	0	Местный нагрев (низкая температура)
0	2	1	Местный нагрев (средняя температура)
0	0;1;2	2	Местный нагрев (высокая температура)
1	0;1;2	0;1;2	Дуговой разряд (высокая энергия)
2	0;1	0;1;2	Частичные разряды (низкая энергия)

Характер и опасность дефектов трансформаторов, газовыделение в которых превышает граничные нормы, устанавливаются двумя методами: по отношению концентраций газов и по диаграмме их состава.

По значениям отношений концентраций R определяются соответствующие коды (табл. 7.3), которые используются для диагноза (табл. 7.4).

Классифицировать дефекты можно также по характерным газам, т.е. газам, содержание которых в данной пробе наибольшее. Характерным газом при дуге и частичных разрядах является Н₂, а при повышенных нагревах - СН₄ и С₂Н₄. Для диагностирования вычисляют значения относительных концентраций остальных газов (в долях от концентрации характерного газа) и строят диаграмму (рис. 7.6).

Рис. 7.6. Определение дефекта по характерному газу:

А - частичные разряды; Б - искрение или дуга; В - перегрев плохих контактов; Г — перегрев, переходящий в дугу; Д — перегрев, переходящий в частичные разряды

Вид диаграммы облегчает определение дефекта.

Оценка степени старения изоляции. В парке работающих трансформаторов значительна доля тех, срок службы которых приближается к расчетному. Возникла проблема выявления трансформаторов, исчерпывающих ресурс работоспособности. Определяющим является старение изоляции. Старение бумажной изоляции приводит к потере ее механической прочности, что создает предпосылки для возникновения витковых замыканий. Степень разрушения бумаги может быть оценена по степени полимеризации (СП). У нового трансформатора СП имеет значение 800-1000 ед., при снижении СП до 250 ед. ресурс работы бумаги считается исчерпанным (рис. 7.7).

Рис. 7.7. Связь между механической прочностью и степенью полимеризации целлюлозы [20]:

Р* — относительная механическая прочность; 1 — кабельная бумага; 2 - электротехнический картон

Рис. 7.8. Зависимость срока службы изоляционной бумаги от скорости образования СО и СO₂ (расчетная кривая) [61]:

1 — недопустимый уровень; 2 — предупредительный уровень; 3 — нормальное газовыделение; 4 — "предупреждение"; 5 — "недопустимо"

Для оценки состояния бумаги необходимы вскрытие трансформатора и извлечение образцов для лабораторного исследования. Поэтому для предварительной оценки степени старения изоляции целесообразно использование методов, основанных на выявлений растворенных в масле продуктов разрушения изоляции.

Старение изоляционной бумаги вызывается в основном воздействием повышенной температуры. При этом в масло выделяются окись и двуокись углерода. Установлена связь между степенью полимеризации изоляционной бумаги и количеством выделившихся газов [61]. Определив концентрацию СО и СО₂ в масле и пересчитав ее относительно массы бумаги по имеющимся зависимостям (рис. 7.8), можно оценить соответствующий "возраст" изоляционной конструкции.

Точность оценки этим методом остаточного срока службы изоляционной бумаги невелика. Окислы углерода выделяются из изоляции не только при общем старении бумаги. Газовыделение происходит также при окислении масла и при местных дефектах (перегревах). Информация об общем количестве выделившихся газов теряется при очистке или замене масла и т.п. Однако для сравнительных оценок внутри совокупности однотипных объектов метод может быть полезным.

К продуктам термического разложения бумаги относятся также и фурфурол и его соединения (фураны). Установлена связь между количеством выделившегося при старении фурфурола и степенью полимеризации бумаги [39]. Содержание фуранов в масле определяется методом жидкостной хроматографии. Нормы браковки еще не установлены; содержание фурфурола около 0,5 мг/л считается значительным, а концентрация более 1 мг/л - предельной.

При применении этого метода надо иметь в виду, что в ряде случаев фурфурол может находиться в масле как добавка с целью увеличения короностойкости бумаги [20].

Индикация частичных разрядов

Наличие частичных разрядов свидетельствует о процессах разрушения изоляции. В зависимости от места возникновения эти разряды могут разрушать или твердую, или жидкую изоляцию. В первом случае процесс интенсивного разрушения изоляции сравнительно быстро приводит к ее пробою или перекрытию. Во втором случае основную опасность представляют лишь вторичные процессы; пузырьки газа, возникшего при разложении масла, могут стать причиной возникновения разрядов, затрагивающих твердую изоляцию.

Из прямых методов измерений наибольшее развитие получил электрический; диагностическим параметром при этом является кажущийся заряд частичного разряда. Акустические методы позволяют лишь индицировать наличие разрядов; их основное назначение - установление месторасположения дефекта.

При дефектах, связанных с разрушением твердой изоляции, наблюдаются частичные разряды с кажущимся зарядом порядка 10^-7 К л (табл. 7.5). Разряды такой интенсивности могут быть выявлены без отключения трансформатора при использовании достаточно простых устройств.

Практически выявляемые в условиях эксплуатации ЧР являются опасными (разрушающими). Поэтому браковочным критерием является сам факт обнаружения ЧР в изоляции. Из-за достаточно быстрого развития дефектов необходим частый контроль. Для особо ответственных объектов целесообразен непрерывный контроль с сигнализацией о возникновении опасных ЧР.

Непосредственная индикация ЧР необходима лишь для обнаружения быстро развивающихся дефектов. При повреждениях, связанных с длительно протекающими ЧР, возможно их выявление по косвенным признакам.

Таблица 7.5. Дефекты изоляции силовых трансформаторов 330 кВ, рштиртянямв при измерениях частичных разрядов [15,40]

+	Браковочные показатели		Продолжительность наблюдения разрядов	Данные контроля изоляции другими методами
+	q, Кл	K_С.П	Продолжительность наблюдения разрядов	Данные контроля изоляции другими методами
Ползущий разряд в изоляционных цилиндрах	-	3	5сут	Повышен обмотки ВН
	-	6	19мес	В норме
		2	1сут	Увеличение в зоне дефекта
Разряд в баке кабельного ввода вдоль цилиндра из бакелита	-	4 - 40	3 мес	В норме
Разряд вдоль цилиндра из бакелита в месте касания отвода переключения		-	Более 4 мес	В норме, в том числе и по анализу газов
Обрыв вала переключателя ответвлений	-	10-100	2 мес	-
Замыкание в емкостном кольце		5-10	Несколько суток	В норме
Примечание. K_С.П —отношение интенсивности разрядов к уровню помех от короны.

Один из методов, основанных на обнаружении продуктов разрушения изоляции, описан в предыдущем параграфе. Следует учесть, что выявить ЧР путем анализа газов можно лишь при достаточном их накоплении в масле. При существующей периодичности анализов таким образом могут быть обнаружены длительно протекающие в изоляции ЧР сравнительно небольшой интенсивности (менее 10^-8 Кл). Наиболее опасные ЧР критической интенсивности разрушают твердую изоляцию так быстро, что накопление достаточного для их своевременного обнаружения количества газов маловероятно. В этом случае надежное выявление дефекта даже при частом контроле вряд ли возможно. Науглероженные следы частичных разрядов в твердой изоляции (картоне) могут быть выявлены путем измерения изоляции обмоток трансформатора.

Для диагностирования производятся измерения изоляции по зонам и сравниваются их результаты; желательно также сравнивать значения одинаковых зон разных фаз. Измерения следует вести на остывшем трансформаторе, чтобы высокое значение неповрежденной изоляции, обусловленное ее нагревом, не маскировало дефекта.

Измерение диэлектрических потерь изоляции обмоток одного трансформатора по схемам, принятым для эксплуатационного контроля, существенных изменений по сравнению с предыдущими данными не выявило, однако было отмечено, что при исключении из схемы измерений промежутка ВН—НН снижается значение . У данного трансформатора обмотка НН расположена между двумя частями обмотки ВН. Поэтому дальнейшее уточнение места дефекта было проведено путем измерений зоны ВН—НН на каждой из фаз. При температуре изоляции около 20°С получены следующие данные: для фаз А и С , а для фазы В . Таким образом, выявлено, что очаг повреждения находится между обмотками ВН и НН фазы В. При разборке трансформатора были обнаружены науглероженные следы частичных разрядов в картоне изоляционного цилиндра (так называемый "ползущий" разряд).

Обнаружение увлажнения изоляции

Допускаемое в эксплуатации влагосодержание твердой изоляции по условиям сохранения запасов электрической прочности не должно превышать 1,5-2,0%. Прямое определение влагосодержания твердой изоляции без вскрытия трансформатора невозможно. Необходимы косвенные методы контроля.

Между твердой изоляцией и маслом, а в негерметизированных конструкциях еще и между маслом и воздухом постоянно происходит перемещение влаги, определяемое их температурой и влагосодержанием. При равновесном состоянии имеется однозначная связь влагосодержания твердой изоляции и масла (см. рис. 5.2). Однако равновесное влагосодержание изоляции достигается только при постоянных нагрузке и температуре окружающей среды, что редко встречается в реальных условиях эксплуатации. Неравномерное распределение температуры вызывает неравномерное распределение влаги, причем небольшое уменьшение количества влаги в твердой изоляции дает значительное увеличение влагосодержания масла. Все это не позволяет по влагосодержанию масла оценить влагосодержание твердой изоляции.

Наиболее простым выходом является установление жесткой нормы на содержание влаги в масле, что должно предотвратить недопустимое увлажнение твердой изоляции. Из данных рис. 5.2 следует, что допустимое влагосодержание твердой изоляции может быть обеспечено в случае, если влагосодержание масла находится в пределах 5-10 г/т. Контроль влагосодержания масла производится путем анализа проб. Следует учитывать, что случайно взятая проба масла не гарантирует получение достаточной информации. При уменьшении нагрузки трансформатора и понижении температуры обмотки значительная часть воды абсорбируется твердой изоляцией и влагосодержание масла падает. При повышении нагрузки вода будет частично переходить в масло. Для выявления начальных стадий увлажнения изоляции пробы масла следует отбирать при длительной работе трансформатора с большими нагрузками.

Увлажнение масла может быть обнаружено также при помощи зонда, встроенного в систему циркуляции масла [41]. Зонд (модель участка твердой изоляции) имеет электроды с выводами для присоединения измерительных устройств. Контроль ведется без отключения трансформатора по изменению сопротивления изоляции зонда. Ввиду различия температурных режимов зонда и изоляции обмотки данные, полученные при измерении характеристик зонда, не могут характеризовать состояние твердой изоляции. Однако факт увлажнения масла этим методом может быть установлен с достаточной степенью надежности. Такой зонд, используемый в автоматизированной системе контроля, может обеспечить своевременное получение сигнала о недопустимом влагосодержании масла.

Количественной оценки степени увлажнения твердой изоляции трансформатора рассмотренные методы контроля не дают. Информацию об увлажении изоляции трансформатора, полученную при контроле под рабочим напряжением, необходимо уточнить путем измерений на отключенном от сети трансформаторе. Обычно для этого используются результаты измерений обмоток.

Оценка степени увлажнения твердой изоляции по результатам этих измерений невозможна без исключения влияния масла. В качестве примера укажем, что при неизменном влагосодержании твердой изоляции в диапазоне допускаемых нормами значений масла измеренное значение tg6 обмоток может изменяться в 5-7 раз.

Для учета влияния масла предложен расчетный метод, основанный на представлении значения обмотки в виде суммы двух составляющих, одна из которых определяется характеристиками твердой изоляции, а вторая - характеристиками масла [42].

Используется соотношение вида ,

где K_K и К_M - конструктивные коэффициенты, отражающие степень влияния диэлектрических потерь в картоне и масле на измеренное значение ; - начальное значение картона, соответствующее влагосодержанию w₀ высушенной изоляции; - измеренное значение масла.

Изменение состояния твердой изоляции учитывается экспоненциальным множителем, в показателе которого коэффициент определяется температурой, а разность w-w₀ характеризует степень увлажнения.

Рис. 7.9. Зависимость изоляции обмоток трансформаторов от влажности и [42]. Температура изоляции 60С; температура пробы масла при контроле 70С: а - 220 кВ; б - 330-500 кВ; в - 750 кВ

Из предыдущего соотношения следует, что

Это выражение может быть использовано для оценки влагосодержания твердой изоляции по результатам измерений изоляции обмоток и масла при известной температуре изоляции.

На рис. 7.9 приведены графики, позволяющие произвести такую оценку. Следует отметить, что этот метод контроля дает доволь» грубую оценку степени увлажнения, так как возможная при эксплуг тационных измерениях погрешность определения обмотки существенно влияет на результаты определения влагосодержания. Погрешность измерения диэлектрических потерь даже при температуре изоляции 60С дает погрешность определения влагосодержания обмоток трансформатора 750 кВ, близкую к 100%. Выявление же предельных значений влагосодержания рассмотренным методом, особенно для трансформаторов на напряжения 220- 500 кВ, может быть произведено с достаточной для эксплуатационных нужд точностью. Это позволяет использовать значения обмоток и масла в качестве диагностических параметров.

Для оценки влажности твердой изоляции используются также результаты измерения абсорбционных характеристик. Предложен расчетный метод оценки влажности по значению коэффициента состояния Кс, определенного по скорости спада тока абсорбции в диапазоне времени 0,06-0,1 с с начала его протекания [43]. Влагосодержание твердой изоляции рассчитывается по измеренному значению К_С с учетом масла, температуры изоляции и ряда коэффициентов, определяемых конструктивными размерами трансформатора.

Ранее для оценки увлажнения изоляции применялся коэффициент абсорбции - отношение значений сопротивления изоляции, измеренных через 60 и 15 с после приложения к объекту напряжения. Однако при хорошо высушенной изоляции, залитой маслом с низкими диэлектрическими потерями, этот коэффициент близок к единице. Поэтому использование его для целей контроля также возможно лишь при учете влияния масла.

Выявление деформаций обмоток

Нарушение геометрии обмоток силового трансформатора в результате воздействий при протекании больших токов или нарушения механизма прессовки является серьезным дефектом, приводящим к отказам из-за витковых замыканий или потери устойчивости обмотки.

При протекании по обмоткам трансформатора больших токов (например, токов внешних КЗ) возникают электродинамические силы, которые могут вызвать деформацию отдельных проводников, катушек или всей обмотки. Вероятность повреждений при таких воздействиях зависит не только от значения тока, но и от числа внешних КЗ, создавших броски тока через трансформатор. Ослабление усилий прессовки приводит к повышенным вибрациям обмотки и как следствие к витковым замыканиям из-за истирания изоляции.

К числу опасных дефектов относятся осевые смещения отдельных катушек и радиальные их деформации. Более 80% повреждений мощных трансформаторов при коротких замыканиях связано с потерей радиальной устойчивости обмоток.

Диагностирование описанных дефектов возможно как электрическими, так и вибрационными методами контроля.

Деформация обмотки изменяет ее локальные (частичные) емкости, а также собственные и взаимные индуктивности ее элементов (катушек). При этом меняется частотная характеристика обмотки. Изменение взаимного расположения обмоток создает соответствующие изменения их взаимной индуктивности и, следовательно, сопротивления короткого замыкания z_K. Существенные изменения частотной характеристики обмотки связаны, как правило, с осевыми деформациями. Изменение z_K значимо при радиальных смещениях обмотки.

Вибрация обмотки создает повышенную вибрацию бака трансформатора.

Диагностическими признаками, связанными с вышеперечисленными дефектами, являются частотная характеристика обмотки, сопротивление короткого замыкания между обмотками и вибрационная характеристика трансформатора. Развитие дефектов вызывает соответствующие изменения указанных характеристик. К электрическим методам контроля относятся метод импульсов низкого напряжения, метод частотных характеристик и измерение сопротивления короткого зя-мыкания.

Метод импульсов основан на осциллографировании тока переходного процесса в обмотках при приложении коротких импульсов низкого напряжения (рис. 7.10).

При вводе трансформатора в эксплуатацию снимается исходная осциллограмма (иормеграмма). В ходе эксплуатации при тех же схемах соединения снимается контрольная осциллограмма (дефектограмма). Изменение геометрии обмотки выявляется при сравнении дефектограммы с нормограммой.

Рис. 7.10. Схема измерений при контроле импульсами низкого напряжения:

1 - генератор импульсов; 2 — осциллограф; R— измерительный резистор

Рис. 7.11. Схема измерений при контроле методом частотных характеристик:

1 — регистратор; 2 — измеритель частотных характеристик; 3 — детектор; 4 — генератор синусоидального напряжения

Спектр частот переходной характеристики трансформатора, несущий диагностическую информацию, охватывает область до 1 МГц.

Соответственно выбираются параметры осциллографа и форма импульса напряжения, который в указанной области должен иметь плоский спектр.

Эксплуатационное применение метода связано с трудностями обеспечения необходимой воспроизводимости результатов. Источниками ошибок являются погрешности установки амплитуды и формы импульсов, изменения скорости развертки осциллографа и схемы измерений. Погрешность определения отклонений дефектограммы относительно нормограммы велика, так как реальные дефекты создают лишь небольшие изменения амплитуд. Применение дифференциальной схемы (рис. 7.10, фазы А и С), где осциллографируется разность переходных характеристик двух обмоток и, следовательно, сразу выявляется относительное изменение их состояния, уменьшает погрешность расшифровки дефектограмм, а также влияние внешних полей. Однако неоднозначность получаемых результатов, связанная с тем, что разные по характеру дефекты могут дать похожие дефектограммы, ограничивает применение метода в эксплуатации.

Рис. 7.12. Частотная характеристика трансформатора 550 MB-A [62]:

а - обрыв заземления экрана обмотки ВН; б - замыкание 10% витков обмотки НН;

—— - без дефекта; — — — - с дефектом

Метод частотных характеристик позволяет выявить изменение параметров обмотки более точно, чем метод импульсов [62]. Частотная характеристика обмотки определяется путем подачи на вход трансформатора определенного напряжения, изменяемого по частоте, и измерения на выходе (нейтрали) соответствующего тока или напряжения (рис. 7.11). Отношение выходного напряжения к входному Кц и является искомой частотной характеристикой. Возможно также использование переходной частотной характеристики двух обмоток.

Для выявления изменений состояния обмотки полученная частотная характеристика сравнивается с исходной, снятой при вводе трансформатора в эксплуатацию. Метод пригоден для определения изменений как емкости, так и индуктивности обмоток (рис. 7.12).

Метод короткого замыкания основан на измерении тока через одну из обмоток трансформатора при замыкании выводов другой [44]. Измерение производится при низком напряжении промышленной частоты (обычно 380 В). По результатам измерения рассчитывается значение сопротивления короткого замыкания z_K.

Диагностический параметр - относительное изменение сопротивления короткого замыкания:

Здесь z_к.б - исходное (базовое) значение сопротивления, по отношению к которому определяется изменение z_к В качестве исходного следует использовать значение z_к, полученное измерениями при вводе трансформатора в эксплуатацию. Возможно применение паспортного значения , где U_HOM и I_HOM - номинальные фазное напряжение и ток обмотки, на которую подается напряжение, a UK -паспортное значение напряжения короткого замыкания для проверяемой пары обмоток (в процентах).

Предельное (браковочное) значение изменения сопротивления короткого замыкания . Чувствительность метода зависит от точности определения значений z_к и z_к.б. При использовании для расчетов паспортных значений z_к.б, которые могут отличаться от действительных на 2%, браковочный норматив увеличивается до 5%.

Изменения z_к, которые необходимо выявить, сопоставимы с возможными погрешностями измерений в эксплуатационных условиях. Необходимо применение измерительных приборов с высоким классом точности (не более 0,5). Если при измерениях частота сети f' отличается от номинальной, то полученное значение z_к' должно быть приведено к частоте 50 Гц:

На результат измерений влияет также качество выполнения перемычек между выводами трансформатора (переходные сопротивления контактов, сечения проводов).

Приведем примеры диагностирования [45]. При контроле трансформатора АТДЦТГ-240000/330/150 выявлены изменения ZK, показывающие наличие деформации обмоток (табл. 7.6).

Наличие деформаций подтверждает показатель , определяемый различием результатов измерений на разных фазах в данной схеме:

Изменение z_K между обмотками ВН и СН несущественно, оно ниже точности измерений. Значимы изменения z_K между обмотками ВН—НН и СН—НН, причем для обмотки СН, которая ближе к обмотке НН, изменения z_K больше.

Диагноз: деформация обмотки НН фаз В и С.

Результаты измерений на трансформаторе АТДЦТН-125000/330/110 (табл. 7.7) показали, что имеются существенные изменения z_K, причем наибольшая несимметрия по фазам выявлена в схемах измерений с участием обмотки СН.

Таблица 7.6. Результаты контроля трансформатора АТДЦТГ-240000/330/150

Схема измерения	Фаза	z_к, Oм	z_к.п, Ом	, %	между фазами, %
ВН-СН	А	50,3	50,8	-0,98	0,80
	В	50,7		-0,20
	С	50,5		-0,59
ВН-НН	А	161	162	-0,62	6,2
	В	171		5,56
	С	170		4,95
СН-НН	А	24,1	23,8	1,3	11,6
	В	26,9		13,0
	С	26,3		10,5

Таблица 7.7. Результаты контроля трансформатора АТДЦТН-125000/330/110

Схема измерения	Фаза	z_к, Ом	z_к.п, Ом	, %	между фазами, %
ВН-СН	А	86,3	83,4	3,5	5,0
	В	88,1		5,6
	С	90,6		8,6
ВН-НН	А	272	286	-4,9	1,8
	В	277		-3,1
	С	272		-4,9
СН-НН	А	22,0	22,7	-3,1	4,8
	В	22,0		-3,1
	С	21,0		-7,5
СН-РО	А	12,9	13,6	-5,1	5,7
	В	12,7		-6,6
	С	12,2		-10,3
Примечание. Данные табл. 7.6 и 7.7 окоуглены с учетом реальной точности измерений.

Дополнительный контроль показал наибольшие изменения z_K между регулировочной обмоткой и обмоткой СН (СН—РО).

Положительные значения изменений z_K должны соответствовать деформациям, увеличивающим расстояние между соответствующими обмотками; отрицательные — их сближению. Знаки изменений z_K соответствуют взаимному расположению обмоток в диагностируемом трансформаторе. Диагноз: деформация обмотки СН, особенно на фазе С. При вскрытии обнаружено смещение изоляции в промежутках ВН—СН с выпучиванием проводников обмоток СН. На фазе С — деформации в двух местах окружности обмотки.

Метод вибрационных характеристик заключается в определении изменения во времени амплитуд вибрации бака трансформатора [46].

Вибрационные характеристики определяются путем измерения наибольших амплитуд вибрации поверхности бака, проводимых в 10-15 точках по периметру и в 3-4 сечениях по высоте.

Рис. 7.13. Уровни вибрации бака трансформатора ТД1Н25000/110 [46]:

а — амплитуда вибрации; N — точка контроля; 1 — дефект на фазе А (повреждение со стороны точки 3); 2 — средний уровень на аналогичных трансформаторах электростанции

Вибрация трансформатора зависит от большого количества факторов, в том числе и от его режима (нагрузки). Если сравнивать вибрационные характеристики трансформатора, снятые при одинаковых режимах, могут быть выявлены изменения, связанные с наличием механических дефектов, таких, как ослабление креплений, уменьшение усилия прессовки обмотки и т.п.

Возможно также сравнение с усредненными данными, полученными на группе однотипных трансформаторов, работающих в одинаковых (близких) режимах.

На рис. 7.13 приведены результаты измерений на группе трансформаторов при вводе их в эксплуатацию. Через непродолжительное время работы трансформатор с повышенной вибрацией повредился, причем дефект находился в обмотке фазы А с той стороны, где наблюдался наибольший ее уровень.

7.3. ДИАГНОСТИКА ИЗОЛЯЦИИ АППАРАТОВ

Дефекты изоляции. Рассматриваются методы диагностирования бумажно-масляной изоляции конденсаторного типа, широко применяемой в конструкциях вводов и трансформаторов тока. К основным процессам, вызывающим повреждение такой изоляции, относятся увлажнение, нарушение теплового равновесия (тепловой пробой) и частичные разряды. В отдельную группу следует выделить случаи разрядов по поверхности твердой изоляции (остова и покрышки), приводящие к перекрытию на заземленные элементы конструкции.

Причины возникновения и характер развития дефектов в основном зависят от конструкции аппаратов. Увлажнение и связанные с ним тепловой пробой или перекрытие по поверхности наблюдаются у негерметизированных конструкций. В герметичных аппаратах преобладают повреждения, определяемые процессами частичных разрядов или ухудшением состояния масла.

Частичные разряды в бумажно-масляной изоляции, вызывающие ее разрушение, начинаются в тонких масляных прослойках между слоями бумаги. При этом происходит разложение масла с выделением газов. Одновременно идет процесс поглощения этих газов путем растворения их в масле и связывания химическим путем [17].

Дальнейшее развитие повреждения определяется свойствами масла (его газостойкостью). Если весь выделившийся газ поглощается и, следовательно, условия для образования пузырьков отсутствуют, происходит старение изоляции, которое проявляется в росте ее диэлектрических потерь. Дальнейшее развитие такого дефекта может привести к тепловому пробою изоляционной конструкции. При образовании пузырьков газа, что происходит при превышении газовыделения над газопоглощением, резко увеличивается интенсивность ЧР. В этом случае дефект быстро развивается и происходит разрушение твердой изоляции. На ранних стадиях развития дефекта появляется зависимость изоляции от напряжения и наблюдается накопление в масле продуктов разложения изоляции, в дальнейшем наступает пробой или перекрытие по поверхности.

Лучшей газостойкостью обладает масло с повышенным содержанием ароматических углеводородов; с уменьшением их увеличивается газовыделение при воздействии ЧР. Однако масло с пониженным содержанием ароматики более стабильно при окислении.

Приведенные данные обычно учитываются при конструировании изоляции. Однако в энергосистемах наблюдалось повышенное газовыделение в вводах, залитых маслом ГК [47]. Это может привести к описанному процессу развития ЧР.

Развитие дефектов определяется рядом взаимно зависимых процессов ухудшения изоляции. На разных стадиях развития повреждения определяющими могут быть разные процессы. Это необходимо учитывать при выборе методов испытаний и построении алгоритма диагностирования.

Рассмотрим способы выявления основных дефектов изоляции и процессов их развития.

Обнаружение увлажнения. При увеличении влажности бумажно-масляной изоляции ухудшаются ее основные электрические характеристики (рис. 7.14).

Рис. 7.14. Зависимости напряженности начальных E_н и критических E_кр частичных разрядов и пробивной напряженности E_пр от влагосодержания изоляции [17]: — - 90°С; - - - - 30°С

Рис. 7.15. Зависимость от влагосодержания бумажно-масляной изоляции [48]. Масло при 70°С имеет

Хорошо высушенная изоляция имеет остаточное влагосодержание менее 1%. Резкое снижение пробивного напряжения наступает, если влагосодержание превысит 2,5-3%; при этом снижается почти в 2 раза и напряжение начала частичных разрядов критической интенсивности.

В негерметизированных конструкциях за счет естественного влагообмена влагосодержание изоляционного остова через несколько лет эксплуатации может достигнуть 4-5%. В герметизированных конструкциях допускаемое значение влагосодержания твердой изоляции (остова) - 2-3%. Указанные значения увлажненности остова следует считать предельно допустимыми.

Одним из параметров, изменяющихся при увлажнении, является изоляции (рис. 7.15). Однако при температурах 20-30°С при влагосодержании до 2% зависимость от влажности изоляции так слабо выражена, что использовать ее для целей ранней диагностики нельзя. Следует также учитывать, что измеренное значение в значительной мере может определяться не увлажнением, а качеством масла. Так, при температуре 20-30°С изменение пропитывающего масла от 5 • 10^-3 до 1,5 • 10^-2 дает увеличение объекта более чем в 2 раза, а изменение влагосодержания твердой изоляции от 0,6 до 2% приводит к увеличению измеренного значения всего в 1,3 раза.

Достаточно надежно можно выявить лишь предельные значения влагосодержания твердой изоляции, особенно если контроль производится при повышенной температуре (рис. 7.16).

Проникновение влаги в изоляционную конструкцию можно выявить путем испытаний масла. Один из признаков наличия воды в масле - снижение его пробивного напряжения (см. рис. 5.1). Количественные данные о влагосодержании масла дают химические анализы или хроматография. Влагосодержание твердой изоляции может быть оценено по кривым равновесного состояния (см. рис. 5.2).

Выявление тепловой неустойчивости. Нарушение теплоотвода или местное увеличение тепловыделения приводят к тепловому пробою. Причины могут быть разные: сильное уплотнение остова, частичные разряды, недопустимый нагрев обмоток и других элементов конструкции.

Существует еще одна причина увеличения тепловыделения в изоляционной конструкции - старение масла. Если продукты старения (шлам) проникнут между слоями бумаги, то объекта необратимо увеличится. Известны случаи резкого увеличения недостаточно стабильных масел, быстро стареющих в электрическом поле. Развитие дефекта обычно приводит к тепловому пробою изоляции.

Следует заметить, что увеличенное значение масла не всегда свидетельствует об опасности такого процесса. Если увеличился, например, из-за растворения в нем некоторых компонентов изоляционных лаков и далее не растет, то нет оснований ожидать быстрого ухудшения основной изоляции до опасных пределов.

О процессах, предшествующих тепловому пробою, может свидетельствовать высокое значение изоляционного остова конструкции, а также зависимость от значения и продолжительности воздействия напряжения [49,50] (рис. 7.17).

В качестве диагностического следует также использовать обобщенный параметр - комплексную проводимость изоляции. Изменение этого параметра определяется изменением и емкости изоляции и, следовательно, несет информацию о вызывающих эти изменения дефектах.

Повышенное тепловыделение в изоляции вызывает дополнительный нагрев конструктивных элементов аппарата. Связанное с этим повышение температуры поверхности объекта может быть выявлено радиометрическими методами контроля [50].

Индикация частичных разрядов. Одной из основных причин старения изоляции и повреждений современных герметизированных аппаратов являются ЧР. Разряды постепенно разрушают жидкие и твердые диэлектрики, что в конечном итоге приводит к пробою или перекрытию по поверхности изоляционной конструкции.

Начальные ЧР не ведут к быстрому разрушению твердого диэлектрика, но вызывают его старение. Разряды критической интенсивности (10^-8 - 10^-7 Кл) обычно возникают в местных дефектах и сравнительно быстро разрушают изоляцию. Скорость разрушения зависит от большого количества факторов.

Так, например, при влагосодержании изоляции около 1% срок ее разрушения разрядами с зарядом 1•10^-8 Кл - несколько тысяч часов; при влагосодержании 1% разрушение происходит за минуты. Возможно временное прекращение ЧР в случае, когда область дефекта ограничивается проводящими обкладками, а напряжение между ними из-за шунтирующего действия науглероженного канала падает до уровня, недостаточного для поддержания разрядов.

С целью ранней диагностки следует применять методы измерений, выявляющие ЧР с интенсивностью, меньшей, чем интенсивность критических разрядов (порядка 10^-9 Кл). Для сигнализации предаварийного состояния достаточно выявить разряды критической интенсивности; при этом необходим частый или даже непрерывный контроль.

Результаты измерений на ряде объектов подтверждают эти рекомендации. Имеются данные об успешном выявлении дефектов изоляции трансформатора тока и ввода 750 кВ путем измерения ЧР с интенсивностью порядка 10^-6 Кл [51]. При испытаниях герметизированного ввода 110 кВ были измерены разряды интенсивностью Кл. Дефект - ухудшение состояния масла с повышенным выделением газа. Хорошие результаты дал и акустический метод контроля [63].

Длительно протекающие разряды сравнительно небольшой интенсивности могут быть выявлены косвенными методами - путем измерений диэлектрических характеристик изоляции и по содержанию в масле диагностических газов.

При контроле по диэлектрическим характеристикам изоляции дефект выявляется по увеличению и наличию зависимости этого параметра от напряжения (рис. 7.18).

При дефектах, связанных с длительным процессом ЧР в изоляции, в масле герметичных конструкций накапливаются продукты разрушения диэлектриков. Они выявляются путем контроля газов, растворенных в масле. Однако частые отборы масла, к тому же требующие отключения оборудования, неприемлемы по условиям нормальной эксплуатации. Поэтому контроль по каличию растворенных в масле газон следует считать вспомогательным и использовать для получения дополнительной информации при отсутствии необходимых данных о состояние, изоляции.

Достаточные данные для установления предельно допустимых концентраций газов, растворенных в масле аппаратов, еще не накоплены. Для предварительной оценки наличия разрядов в вводах 330-750 кВ предложены следующие граничные значения:

Состояние изоляции	Хорошее	Плохое
Концентрация газов, мкл/л:
водород.	< 100	> 400
сумма углеводородов	< 50	> 50

Система контроля. Приведенные данные показывают, что диэлектрические потери являются достаточно информативной характеристикой состояния бумажно-масляной изоляции. Значение существенно изменяется при развитии основных дефектов, связанных с увлажнением, возникновением ЧР и старением масла. При ухудшении состояния изоляции появляются четко выраженные зависимости от температуры и напряжения.

Поэтому при контроле основной изоляции (изоляционного остова) вводов и трансформаторов тока в качестве определяющего диагностического параметра следует использовать .

Этот вывод не противоречит неоднократно подтвержденному опытом эксплуатации мнению, что традиционный метод контроля по значению неэффективен. Недостаточно информативно лишь значение , измеренное на отключенном оборудовании при напряжении 10 кВ. Для реализации возможностей диагностирования по этому параметру необходим контроль под рабочим напряжением, так как основную информацию дает использование зависимостей от напряжения и температуры.

Рис. 7.18. Зависимость от напряжения tg & изоляции трансформатора тока (кабельно-конденсаторная изоляция): 1 — начало процесса ЧР; 2 — интенсивные ЧР; 3 — предаварийное состояние

Рис. 7.19. Корреляция между tg 6 изоляции и остаточным сроком службы [2 J объекты с дефектами: 1 — вводы НО кВ (негерметизированные); 2 — трансформаторы тока ТФКН-330; 3 -вводы БМТ-500

Эффективность контроля существенно зависит от его периодичности. Для установления периодичности контроля целесообразно использовать зависимость между значением диагностического параметра и остаточным временем службы изоляции объекта. Так, например, из корреляционной связи между изоляции и остаточным временем до отказа вводов 500 кВ (рис. 7.19) следует, что при браковочном нормативе испытания должны проводиться не реже 3 раз в год. При частом (непрерывном) контроле можно увеличить допускаемое изменение значения диагностического параметра, что позволяет снизить требования к чувствительности метода измерений. При этом можно принять (среднее значение остаточного срока службы-10 сут).

Следует учитывать, что одинаковые изменения могут быть вызваны разными дефектами, имеющими различную опасность. Сравнительно небольшое изменение , вызванное ЧР, свидетельствует о существенном разрушении изоляции. Такое же изменение из-за ухудшения масла терпимо длительное время; браковочный норматив в этом случае много выше. Поэтому для постановки диагноза и своевременного выявления особо опасных дефектов необходим контроль и по другим параметрам.

Достаточно информативны результаты испытаний изоляционного масла. Эти данные, рассмотренные совместно с результатами измерений основной изоляции, позволяют провести диагностирование в необходимом объеме.

Для герметичных конструкций, где отбор пробы масла, как правило, нецелесосбразен, необходимы косвенные методы контроля состояния масла.

Одним из косвенных методов контроля состояния масла в вводах является измерение наружных слоев изоляции. Значение этого параметра определяется характеристиками бумажной изоляции, накладываемой поверх низкопотенциальной (измерительной) обкладки остова, и состоянием масла. В негерметизированных конструкциях следует учитывать возможность увеличения этой зоны из-за увлажнения твердой изоляции при влагообмене с маслом.

Соотношение между толщиной бумажной подмотки и масляным каналом между остовом и фланцем ввода не регламентируется, и поэтому нормировать значение наружных слоев изоляции и его соотношение с масла нельзя.

При низких значениях масла (хорошая очистка, низкие температуры) определяющим является бумаги. Для сухой изоляция эти значения не превышают (3-5)•10^-3. Поэтому полученные в результате измерений высокие значения наружной изоляции при низких значениях основной изоляции с достаточной степенью надежности можно отнести к влиянию масла. Для герметичных вводов, имеющих вывод от наружной обкладки изоляции (измерительный вывод), рассмотренный метод косвенного контроля является приемлемой альтернативой. Выявляемость дефекта улучшается при повышении температуры объекта.

Предложен диагностический параметр , учитывающий температурные изменения значений изоляции трансформатора тока [64]:

, где t— температура изоляции.

Рис. 7.20. Зависимость изоляции трансформаторов тока от температуры [64]:

1 — нормальное состояние (0,005 << 0,01); 2 — имеются загрязнения (0,02 << 0,03); 3 — сильное увлажнение (0,03 <<0,05); 4 — интенсивные ЧР или перегревы (0,06 << < 0,07)

Рис. 7.21. Характеристика изоляции трансформатора тока при отсутствии (1, 2) и наличии (3, 4) дефектов [65]

Диагностируемые состояния изоляции (рис. 7.20): хорошее (зона 1), наличие загрязнений (зона 2), сильное увлажнение (зона 3), интенсивные ЧР или перегрев (зона 4). Сравнение с рис. 7.16 показывает, что сильное увлажнение диагностируется при влагосодержании твердой изоляции, превышающем 2,5%. При опасных дефектах твердой изоляции (зона 4) значения при температурах 20-40С достаточно велики и не маскируются большим масла. Такие дефекты четко выявляются при измерениях без дополнительного нагрева изоляции. Широкое применение описанного метода диагностики в условиях эксплуатации нецелесообразно из-за необходимости предварительного прогрева объекта. Однако критерии состояния изоляции, полученные из данных рис. 7.20, могут оказаться полезными (табл. 7.8).

При значениях , превышающих границу, определяемую увлажнением, наиболее вероятны интенсивные ЧР или перегревы изоляции. Постановку диагноза существенно облегчает совместное рассмотрение результатов измерений нескольких параметров.

Приведем критерии оценки состояния изоляции трансформаторов тока по результатам измерения и интенсивности ЧР (табл. 7.9). Более информативны зависимости этих параметров от напряжения (рис. 7.21).

Таблица 7.8. Граничные значения изоляции

при температуре изоляции t, С				Диагноз
20	40	60	80	Диагноз
0,35	0,35	0,35	0,45	Хорошее состояние
0,5	1,0	2,0	3,5	Загрязнение
1,0	2,0	5,0	12,0	Увлажнение

Таблица 7.9. Критерии оценки состояния изоляции [65]

Область значений параметра		Оценка состояния	Решение
	q, пКл	Оценка состояния	Решение
2-5	1-10 100-1000	Хорошее	Годен к работе
2-5	-	Медленное разрушение	Ежегодный контроль
8-15	100-1000	Сильное разрушение	Немедленный вывод из эксплуатации
8-15	1-10	Близкое к пробою	Тоже

При контроле герметичных вводов 110 кВ, залитых недостаточно газостойким маслом, обнаружены интенсивные ЧР и существенная зависимость от напряжения [47]. Кажущийся заряд ЧР Кл, причем напряжение возникновения ЧР снизилось до половины рабочего напряжения ввода; напряжение погасания разрядов было еще ниже. Значение при изменении напряжения с 10 кВ до фазного увеличилось в 14 раз (при 10KB , при 70KB ).

Ввод с ЧР в изоляции был испытан циклическим приложением напряжения, равного номинальному линейному напряжению сети. За 200 с таких испытаний диэлектрические потери, измеренные в конце каждого цикла приложения напряжения, увеличились до значений (при 70 кВ) и (при 10 кВ). В конце опытов ввод выдержал приложение испытательного напряжения. Это свидетельствует о достаточна длительном периоде развития такого дефекта, что дает возможность его выявления при эксплуатационном контроле.

Для ряда партий герметичных вводов в последнее время характерными стали повреждения из-за ЧР по наружной поверхности остова или по внутренней поверхности фарфоровой покрышки [52]. Эти повреждения связаны с ухудшением характеристик масла, ростом его и выпадением мелкодисперсного осадка желтого цвета, который, адсобрируя влагу, становится проводящим. Для выявления таких дефектов измерение только главной изоляции (остова) недостаточно: необходим комплекс испытаний.

Одним из косвенных признаков резкого увеличения масла или наличия осадка может быть уменьшение измеренного значения главной изоляции, вызванное паразитными токами, протекающими с остова на заземление части конструкции (см. § 2.3). Но это — признак уже глубокого развития дефекта. Более информативен контроль путем измерения наружных слоев изоляции, однако достаточно надежные результаты могут быть получены лишь при повышенной температуре ввода.

В рассматриваемом случае проблема выходит за рамки собственно эксплуатационного контроля. Необходимо выявить и снять из эксплуатации объекты с заводскими дефектами, возникшими из-за применения недостаточно стабильных материалов. Здесь необходимы прямые испытания масла и выявление наличия газов, вызванных процессом ЧР.

Приведем примеры выявления дефектов при контроле оборудования в энергосистемах.

1. Измерение трансформаторов тока ТФКН-330 (ТФУМ-330) при рабочем напряжении [50].

Результаты измерений:
Номер трансформатора	1145	1123
Измеренное значение под рабочим напряжением	12,3·10^-2	16,4·10^-2
Измеренное значение после вывода из эксплуатации:
при напряжении 10 кВ	1,8·10^-2	2,5·10^-2
при напряжении 200 кВ	4,0·10^-2	5,1·10^-2
при напряжении 200 кВ через 1 ч выдержки	-	9,6·10^-2
Примечание. Измерение на месте установки произведено при температуре воздуха —25°С; остальные измерения — при температуре +12°С.

При вскрытии трансформатора обнаружены очаги теплового повреждения изоляции первичной обмотки.

Дефекты этих трансформаторов тока были обнаружены также при контроле тепловизором. Ориентировочная оценка показала, что увеличение потерь в изоляции на дало повышение температуры поверхности фарфоровой покрышки на . Частичные разряды в изоляции не выявлены. Отсутствуют также значимые изменения состава и концентраций газов, растворенных в масле.

2. Контроль ТФКН-330 (ТФУМ-330) под рабочим напряжением по изменению комплексной проводимости [11].

Результаты измерений:
Номер трансформатора	1138	193
Изменение комплексной проводимости за время контроля под напряжением	6,0·10^-2	1,6·10^-2
Измеренные значения при напряжении 10 кВ: до начала контроля под напряжением:
	1,0·10^-2	0,2·10^-2
С_x, пФ	672	858
после браковки:
	1,8·10^-2	0,9·10^-2
С_x, пФ	693	860
Изменение характеристик изоляции за время эксплуатации:
	0,8·10^-2	0,7·10^-2
	3·10^-2	Нет

Следует отметить, что кроме недопустимого увеличения при контроле под напряжением выявлено увеличение емкости изоляции.

Рис. 7.22. Зависимость изоляции трансформаторов тока от напряжения:

1 - исправный (ТФРМ-330); 2 - дефектный (ТФКН-330)

3. Определение зависимости изоляции от напряжения [53].

Измерение характеристик изоляции производилось специальной мостовой установкой с образцовым конденсатором на напряжение 200 кВ. Результаты измерения (рис. 7.22) указывают на наличие частичных разрядов. Из 177 испытанных объектов 330-750 кВ отбраковано 10 трансформаторов тока 330 кВ.

4. Контроль вводов, залитых недостаточно стабильным маслом [52].

После сравнительно небольшого срока эксплуатации (5-6 лет) в таких вводах стали происходить перекрытия по внутренней поверхности покрышек. Выявлено повышение значения tg6 масла и выпадение из него полупроводящего осадка.

Метод контроля путем измерения наружных слоев изоляции хотя и оказался более эффективным по сравнению с другими, достаточно четких данных для выявления вводов с повышенным значением масла не дал. Значениям , измеренным у проб масла при 90°С, соответствует увеличение наружных слоев изоляции в среднем до (при температуре ввода 15-25°С).

Анализ газов показал, что в ряде вводов имеются дефекты, вызывающие частичные разряды в масле (табл. 7.10); наличие дефектов подтверждено вскрытием.

Основным диагностическим газом, определяющим характер дефекта, в этих случаях является водород Н₂ с сопутствующим метаном СН₄.

Сопоставление значений масла с концентрацией водорода для всей совокупности исследованных вводов (440 шт.) значимой связи между этими параметрами не выявило, что подтверждает самостоятельную диагностическую ценность обоих методов контроля.

5. Контроль герметичного ввода 110 кВ (по данным Липецкэнерго).

Измерение характеристик изоляции ввода, установленного на трансформаторе, при температуре верхних слоев масла 30°С дало следующие данные: в основной изоляции , в наружных слоях изоляции .

Отрицательное значение может быть вызвано паразитными токами, связанными с плохим состоянием масла и наличием полупроводящего осадка на внутренней поверхности фарфоровой покрышки.

Таблица 7.10. Результаты анализа газов, растворенных в масле вводов

Условный номер ввода	Продолжительность работы, лет	Концентрация газов, мкл/л							Примечание
Условный номер ввода	Продолжительность работы, лет	O₂	CO	CO₂	Н₂	СН₄	С₂Н₄	С₂Н₆	Примечание
1	10	0,11	230	1500	340	32	22	8	Обуглероженные кольцевидные следы на фарфоре
2	10	0,1	190	1200	330	41	26	8	То же
3	4,5	0,44	250	1670	650	23	6	5	Следы электрических разрядов на фарфоре и латунных деталях
4	4,4	0,13	220	1100	530	13	6	5,4	За 30 дней до повреждения. После отбора пробы доливалось масло в объеме 10%
	4,5	0,23	160	850	450	10	5,4	4,8	За 6 дней до повреждения
Примечание. С₂Н₂ — отсутствует.

Испытания масла подтвердили предположение: при температуре 70єC , а при температуре 90°С .

Концентрация газов, растворенных в масле следующая:

Газ	Н₂	СН₄	С₂Н₄	С₂Н₆	С₂Н₂	С_xH_y
Концентрация, мкл/л	800	42	1,4	2,9	Отсутствует	46,3

Преобладающий (характерный) газ - водород; диаграмма отношений газов соответствует процессу частичных разрядов.

При вскрытии ввода обнаружен проводящий осадок на остове и внутренней поверхности фарфора со следами частичных разрядов.

Рис. 7.23. Интенсивность частичных разрядов в изоляции оборудования 750 кВ:
а — ввод ВН силового трансформатора; б — трансформатор тока

Необходимо отметить, что состояние ввода значительно хуже, чем следует из сопоставления результатов анализа газов с предлагаемыми нормами. И лишь на основании всех полученных данных было принято верное решение о немедленном отключении трансформатора.

6. Выявление предаварийного состояния аппаратов путем измерения частичных разрядов [51].

Непрерывная регистрация результатов измерений ЧР на опытном оборудовании 750 кВ позволила своевременно обнаружить развитие процесса разрушения изоляции ввода и трансформатора тока. Прибор был включен в цепь заземления измерительного вывода ввода ВН. При этом одновременно контролировался и присоединенный к шинам ВН трансформатор тока. Выявляемая интенсивность ЧР (порог чувствительности метода) составляла: по эквивалентному значению кажущегося заряда Кл, а по среднему току ЧР Кл/с.

При возникновении ЧР в нижней части ввода зарегистрировано Кл и I_ч.р = (3-5) 10^-3 Кл/с. В дальнейшем произошло увеличение интенсивности ЧР (q > 10^-6 Кл и I_ч.р =5·10^-3 Кл/с) и еще через 35 мин трансформатор был отключен защитой (рис. 7.23,о). С момента начала интенсивных ЧР до отключения прошло более трех часов.

Непрерывные разряды в изоляции трансформатора тока с интенсивностью Кл и Кл/с начались через 6 ч после включения напряжения; через 30 мин он был оперативно отключен (рис. 7.23,6). Причина разрядов - повреждение главной изоляции одной из ступеней.

В обоих случаях повреждения изоляции, вызвавшие интенсивные ЧР, наблюдались длительное время, вполне достаточное для оперативного отключения объекта.

7.4. КОНТРОЛЬ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ

Наиболее часто встречающиеся дефекты: отказы функционирования, ухудшение изоляции и недопустимые нагревы токоведущих частей. Специфическим дефектом газонаполненных конструкций является потеря герметичности.

Потеря герметичности выявляется, как правило, штатными средствами контроля (по снижению давления, повышенному расходу газа и т.п.). Для выявления других дефектов необходимы специальные испытания.

Проверка функционирования. Отказы функционирования в значительной мере являются следствием нарушений в механической системе. К отказам механической системы, число которых может достигать 70- 80% всего количества отказов, ведут поломки или изменение характеристик пружин, увеличение трения в рабочем механизме, повреждения клапанов, уменьшение усилий приводов и т.п.

Контроль общего состояния механической системы возможен только путем проверки функционирования выключателя. Проверка производится на выведенном из работы аппарате.

В объем проверки входят контроль регулировочных и установочных характеристик приводов, определение наименьшего напряжения или давления воздуха (масла), обеспечивающего нормальное выполнение рабочих циклов, а также измерение временных и скоростных характеристик работы выключателя.

Состояние механизмов можно оценить по усилиям, необходимым для их перемещения. Усилие на штанге привода, связанной с контактной системой, при медленном ее перемещении позволяет выявить появление недопустимых люфтов, разрегулировок, ухудшение смазки, износ контактов.

Измерения при проведении операций позволяют определить время срабатывания и его разброс по фазам, перемещения, скорости и ускорения подвижных частей, расход воздуха на операцию, потребление привода, а также ряд других параметров, характеризующих состояние механизмов (в зависимости от конструкции выключателя).

Временные характеристики определяются осциллографированием работы контактоЕ. Характеристики движения механических частей могут быть получены путем снятия виброграммы или преобразования их перемещения в последовательность импульсов, интервалы между которыми соответствуют скорости движения. Такое преобразование производится при помощи растра, связанного с контролируемым механизмом. Применяются также электромагнитные датчики скорости движения.

Рис. 7.24. Схема осциллографирования работы контактов полюса выключателя ВВБ-220: SA1 - главные контакты; SA2 - вспомогательные контакты; R_Ш - шунтирующие резисторы; PG - гальванометры осциллографа; GВ и R_Д - источники питания и резисторы схемы осциллографирования

Проверка функционирования включает также многократное опробование выключателя во всех режимах.

Приведем примеры определения временных характеристик при контроле воздушных и масляных выключателей.

Для проверки воздушных выключателей производится опробование с одновременным осциллографированием работы контактов и тока в цепи электромагнитов управления (рис. 7.24). Осциллографирование производится со скоростью, определяемой быстродействием выключателя (обычно отметка времени на осциллограмме - не реже 10 мс).

По осциллограммам (рис. 7.25) определяются собственное время отключения (t₀) и включение (t_B), разновременность размыкания главных и вспомогательных контактов (t_Р.Г и t _Р.В), разновременность смыкания главных и вспомогательных контактов (гс<г и t Р'), запаздывание размыкания и включения вспомогательных контактов (t_С.Г и t_C.B), a также ток привода управления (длительность и характер изменения).

Эти параметры, а также выполнение сложных циклов работы (ОB, ОBО, BO) определяют работоспособность выключателя.

Измерение скоростей включения и отключения масляных выключателей позволяет проверить правильность регулировки всей механической системы. Измерение производится путем снятия виброграммы (рис. 7.26). Виброграмма записывается вибрографом - электромагнитом, питаемым током частотой 50 Гц, к якорю которого прикреплено пишущее устройство. Во время движения траверсы включателя записывается синусоидальная кривая, длина периода которой на виброграмме определяется скоростью подвижных частей. Одновременно эта синусоида дает отметку времени.

Рис. 7.25. Осциллограммы проверки выключателя ВВБ-220:

а — отключение; б — включение; 1, 2 — главные контакты; 3—6 — вспомогательные контакты; 7 — ток электромагнита; 8 — отметка времени. Номера осциллограмм соответствуют номерам гальванометров (рис. 7.24)

Рис. 7.26. Виброграмма контроля масляного выключателя. Наибольшая скорость: L₁/t₁. Скорость при замыкании контактов: L₂/t₂

При расшифровке виброграммы определяются моменты замыкания или размыкания контактов и скорость движения подвижных частей (наибольшая, в моменты замыкания или размыкания). Скорость определяется путем деления длины участков виброграммы на время (каждый период виброграммы — 20 мс).

Дефекты работы привода можно выявить путем осциллографирования тока его потребления. Контроль ведется по изменению осциллограммы и по значению тока в заданные моменты времени.

Контроль изоляции. Испытания изоляционной конструкции производятся путем приложения повышенного напряжения, а также измерения сопротивления или тока проводимости. Контролируется также изоляционное масло или другая изолирующая или защитная среда.

В выключателях и других устройствах, где в качестве изолирующей и защитной среды применен элегаз (в КРУЭ), необходимы дополнительные методы контроля. Каждый такой аппарат помещен в газоплотной оболочке, заполненной элегазом при определенном давлении, большем, чем атмосферное. Внутри оболочек имеются сорберы, обеспечивающие поддержание низкой влажности элегаза и поглощение продуктов его разложения (в выключателях). Хотя сорберы рассчитываются на поддержание требуемых характеристик элегаза в течение всего межремонтного периода, за его состоянием нужен контроль.

Практика показала, что испытания повышенным напряжением, проводимые при монтаже, не обеспечивают достаточной надежности изоляции устройств с элегазом. Мелкие частицы, оставшиеся в замкнутом объеме оболочки или возникшие при работе механизмов, могут стать причиной ЧР в элегазе. Поэтому надо контролировать разряды.

Одним из основных методов контроля КРУЭ является проверка элегаза. Контролируются пробивное напряжение, влажность и наличие продуктов разложения. Пробивное напряжение определяется в специальном сосуде, заполняемом пробой из контролируемого объема. Путем контроля продуктов разложения элегаза можно обнаружить длительно протекающие процессы ЧР и недопустимые нагревы токоведущих частей и контактов.

Химические методы контроля (по продуктам разложения элегаза) позволяют обнаруживать лишь длительно протекающие ЧР с интенсивностью в сотни пикокулон. Более чувствительные акустические методы (порог чувствительности - десятки пикокулон), однако большой уровень помех от внешних шумов препятствует проведению измерений простыми приборами. Наибольшую чувствительность обеспечивают электрические методы измерений, использующие специальные электроды, встроенные в конструкцию. Контроль электрическими методами можно вести, используя также электромагнитные датчики, располагаемые на поверхности оболочки, или измеряя на ней разность потенциалов, вызванную импульсами ЧР.

Контроль нагрева. Недопустимые нагревы токоведущих частей и контактов могут быть обнаружены по изменению температуры наружных поверхностей выключателей.

Наиболее эффективны при этом радиометрические методы контроля. При отключении оборудования дефекты, вызывающие повышенное выделение тепла, выявляются путем измерения сопротивления токоведущего тракта или его частей.

Глава восьмая

ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ

8.1. ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА И ПРИСПОСОБЛЕНИЯ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ИЗОЛЯЦИИ

Рассматриваются специализированные устройства для эксплуатационного контроля, а также особенности использования приборов общепромышленного применения.

Устройства присоединения. Применяются для создания стационарных схем контроля изоляции без вывода оборудования из работы, под напряжением. Устройства могут быть установлены на объектах, имеющих вывод от низкопотенциальной обкладки изоляционной конструкции (вывод экрана, специальный вывод для ПИН или измерительный вывод для контроля изоляции).

Конструкция устройства присоединения обеспечивает возможность перехода к различным схемам измерения без снятия рабочего напряжения с объекта. Для измерения и емкости изоляции при помощи соответствующей коммутации можно подать на измерительный прибор ток любой фазы объекта. Для контроля за изменением диэлектрических характеристик изоляции неравновесно-компенсационным методом в схему устройства включены необходимые регулировочные элементы. Предусмотрена также возможность производства измерений частичных разрядов и градуировки измерительных устройств при рабочем напряжении на объекте.

В состав устройства присоединения входят шунты и групповая сборка зажимов (см. рис. 3.1); в ряде случаев используется также фазная сборка. В шунтах установлены резисторы; их защищают искровые промежутки. В фазной сборке расположены конденсаторы, применяемые при необходимости дополнительной защиты низкопотенциального вывода объекта от импульсных напряжений. Групповая сборка состоит из узла защиты персонала (дополнительный резистор, разрядники) и коммутирующего устройства. В ней также имеются зажимы для соединения кабелей линий связи со стационарно установленными измерительными устройствами.

В качестве коммутирующего устройства применен разъем, сменой вставок которого можно собрать требуемую схему контроля, например, отключить кабели линий связи стационарной схемы и присоединить переносные измерительные устройства, провести контроль одной фазы объекта и т.п.

Применяется комплект устройств присоединения, содержащий шесть конструктивно различающихся устройств (табл. 8.1).

Таблица 8.1. Состав комплекта устройств присоединения

Тип	Состав			Контролируемый объект
Тип	Шунт	Фазная сборка	Групповая сборка	Контролируемый объект
УП I	3	—	1	Автотрансформаторы 500 и 750 кВ
УП II	3	3	1	Автотрансформаторы 1150 кВ, реакторы 500, 750 и 1150 кВ (вводы)
УП III	3	—	1	Автотрансформаторы 220 и 330 кВ
УП V	3	—	1	Трансформаторы тока 330, 500, 750 и 1150 кВ
УП V-1	3	—	1	Реакторы 500 и 750 кВ (экраны)
УП V-2	6	—	1	Реакторы 1150 кВ (экраны)

Эти различия определяются местом и способом установки шунтов на объектах контроля. Каждое устройство присоединения обеспечивает контроль трехфазного объекта.

Мегаомметр. Для контроля изоляции высокого напряжения необходимы мегаомметры напряжением 1 и 2,5 кВ, обеспечивающие относительную погрешность измерения не более 10% и дающие возможность экранирования элементов схемы измерений.

Этим требованиям отвечают мегаомметры Ф4108 (рис. 8.1), имеющие следующие пределы измерений:

Шкала	I	II	II	II	II
Множитель шкалы	1	1	10	100	1000
Диапазоны измеряемых величин, МОм	0-50	5-50	50-500	500-5000	5000- 50 000

Модификация прибора Ф4108/1 имеет универсальное питание - от химического источника тока и сети переменного тока промышленной частоты; для модификации Ф4108/2 источник питания - сеть переменного тока.

Мегаомметр Ф4108/2 имеет повышенную мощность источника измерительного напряжения, что обеспечивает нормальную работу при низком сопротивлении цепей экранирования (не ниже 500 кОм). 11м можно, например, измерять сопротивление изоляции обмоток мощного генератора без разборки системы водяного охлаждения и без ее сушки. На первом пределе измерений защитное сопротивление мегаомметра (5 МОм) значительно снижает напряжение на объекте. Однако присоединив контролируемый объект к выводу "Э" мегаомметра, им можно пользоваться как источником испытательного напряжения 1 и 2,5 кВ (при сопротивлении объекта не ниже 0,5 МОм).

Рис. 8.1. Структурная схема мегаомметра Ф4108:

Резистор R_ог включается на первом пределе измерений (шкала I); С — конденсатор для защиты от токов влияния

Мегаомметр имеет защиту от токов влияния промышленной частоты, протекающих по измерительным цепям (при токе до 0,5 мА).

Измерители абсорбционных характеристик. Выпускаются два типа приборов: ПЕКИ-2 и У268.

Прибор ПЕКИ-2 предназначен для измерения геометрической и абсорбционной составляющих емкости объекта. Пределы измерения 0-100 тыс. пкФ (0-1 тыс. пкФ; 0-5 тыс. пкФ; 0-10 тыс. пкФ; 0-50 тыс. пкФ и 0-100 тыс. пкФ). Измеряются - геометрическая емкость (С₅₀); абсорбционная составляющая (С) и разность емкостей, эквивалентных значениям при 2 и 50 Гц (С₂-С₅₀). Напряжение на объекте -100 В. Питание - универсальное (от химического источника и сети переменного тока).

Прибор У267 позволяет измерить заряд геометрической емкости объекта и мгновенное значение тока абсорбции в заданные моменты времени после разряда геометрической емкости. Напряжение на объекте 1000 В.

Измеритель комплексной проводимости. Предназначен для контроля изоляции неравновесно-компенсационным методом, измеряет изменение комплексной проводимости объекта при рабочем напряжении. Измерительное устройство состоит из первичного преобразователя и измерительного прибора.

В первичном преобразователе производится симметрирование измеряемой системы трехфазных токов, их суммирование и формирование нормированного выходного напряжения, пропорционального сумме токов. Применяются две схемы - с суммирующим трансформатором и суммирующим резистором (рис. 8.2).

Рис. 8.2. Схемы измерения неравновесно-компенсационным методом:

а — с суммирующим трансформатором; б — с суммирующим резистором; 1 — объект контроля; 2 — устройство присоединения; 3 — первичный преобразователь; 4 — измерительный прибор

Преобразователь с трансформатором полностью отвечает требованиям защиты от помех, ибо обеспечивает разделение цепей заземления объектов. Более простая схема - с суммирующим резистором может применяться лишь в случаях, когда погрешностью измерения от неэквипотенциальности точек заземления можно пренебречь.

Симметрирование токов (балансировка схемы) производится при помощи резисторов R_C, которые вместе с выходным сопротивлением R_Д устройства присоединения образуют делитель тока. Используются регулировочные резисторы, установленные в устройстве присоединения или имеющиеся в первичном преобразователе измерительного устройства. Нормирование выходного напряжения преобразователя производится резистором R₀ путем изменения коэффициента передачи в зависимости от тока через изоляцию объекта.

Коэффициенты преобразования первичного преобразователя по контролируемому току и по контролируемому параметру равны:

где U_вых - выходное напряжение преобразователя; - контролируемое изменение суммарного тока; R'₀ - сопротивление нормирующего резистора; k_C - коэффициент деления тока симметрирующим и суммирующим устройствами; I₀ - ток через изоляцию объекта.

Для схемы с суммирующим трансформатором , где К - коэффициент трансформации ТА, для схемы с суммирующим резистором (принято, что R₀=R_Д).

Градуировка шкалы измерительного прибора в относительных единицах возможна лишь при одинаковом для всех объектов данной подстанции значении . Это обеспечивается при соблюдении условия R₀'I₀=const, для чего при наладке схемы измерений соответственно изменяется значение R₀'.

Из-за нелинейности в начале характеристики суммирующего трансформатора возможны недопустимые погрешности измерения малых величин контролируемого параметра. Уменьшение этой погрешности возможно или путем шунтирования трансформатора малым сопротивлением, или путем увеличения его индуктивности. В первом варианте из-за малого сопротивления R₀' очень уменьшается коэффициент преобразования; во втором - существенно увеличивается вес трансформатора.

Для уменьшения рассматриваемой погрешности может быть применен преобразователь с компенсированным трансформатором, вторичная обмотка которого включается в цепь обратной связи операционного усилителя (рис. 8.3). Коэффициент преобразования такого устройства линеен в диапазоне линейности выходного тока усилителя и регулируется изменением сопротивления R_o.c цепи обратной связи.

Рис. 8.3. Схема преобразователя с компенсированным трансформатором

На рис. 8.3 приведена также схема одной из возможных систем симметрирования токов, в меньшей степени, чем рассмотренные выше, зависящая от стабильности выходного сопротивления устройства присоединения. Коэффициент деления тока для этой схемы

В качестве измерительного прибора в устройствах для контроля неравновесно-компенсационным методом применяется селективный милливольтметр (рис. 8.4), состоящий из фильтра нижних частот 1 и измерительного органа 2, содержащего усилитель, линейный зыпря-митель и индикатор, градуированный в относительных значениях измеряемого тока (шкала - изменение комплексной проводимости объекта). Подавление третьей и высших гармоник промышленной частоты - не менее 50 дБ.

Выпускается переносная модификация устройства для контроля за изменением комплексной проводимости изоляции (ИКП). Устройство имеет преобразователь с суммирующим трансформатором, обеспечивающим разделение цепей заземления фаз объектов, а также встроенную систему градуировки, упрощающую производство измерений и повышающую их точность.

Мостовые измерительные устройства. Применяются для контроля изоляции под рабочим напряжением. Основой измерительных схем являются выпускаемые промышленностью мосты типа Р5026.

В схеме измерений с образцовым конденсатором (см. рис. 3.8, a) необходимо использование шунта плеча R₃; однако в мосте Р5026 при переходе на измерения со встроенным образцовым конденсатором шунт плеча R₃ отключается.

Рис. 8.5. Мостовое измерительное устройство с внешним образцовым конденсатором

Необходима установка внешнего образцового конденсатора.

В качестве образцового (рис. 8.5) может быть применен герметизированный слюдяной конденсатор в металлическом корпусе (типа ССГ, КСГ и т.п.) или аналогичный ему по стабильности характеристик (при ). Номинальное напряжение не менее 500 В. Для обеспечения необходимой чувствительности следует взять конденсатор емкостью не менее 1000 пФ. Конструкция узла образцового конденсатора должна предусматривать обязательную экранировку цепей присоединения к мосту. Экраном самого образцового конденсатора служит его металлический корпус. Мост включается для измерений по прямой схеме на высоком напряжении. Положения переключателя моста А1 или А2, в зависимости от требуемого диапазона измерений емкости объекта. Предпочтительней использование предела А2, так как входное сопротивление моста при этом мало (порядка 15 Ом) и погрешностью от его шунтирования резисторами устройства присоединения можно пренебречь.

Для выбора предела измерений моста могут быть использованы следующие данные:

Пределы измерений моста	Al	A2
Диапазон контролируемых емкостей объектов, пФ, при номинальном напряжении сети, кВ:
110	10-1100	700-11000
220	10-550	350-5500
330	10-370	230-3700
500	10-250	150-2500
750	10-160	100-1600

Расчет проведен по формулам табл. 3.1, данные округлены. Принято, что сопротивление плеча R₃ моста изменяется в пределах от 10 Ом до 20 кОм, R'_3Ш=15,9 Ом, R₄=3183 Ом (N=1), а С₀ = 1000 пФ. Выходное сопротивление устройства присоединения 1 кОм. В качестве трансформатора TL применен трансформатор напряжения НОС-0,5-380/100.

При определении отрицательного значения емкость С₄ в мосте присоединена к плечу R₃. Поэтому наибольшее отрицательное значение , которое может быть измерено мостовой схемой, зависит от емкости объекта, определяющей величину R₃.

С учетом соотношений в мостовой схеме (табл. 3.1)

(для предела А1);

(для предела А2).

Для оценки пределов измерения отрицательных значений могут быть использованы следующие данные:

Емкость объекта, пФ	250	500	750	1000
Наибольшее отрицательное значение , которое можно измерить при номинальном напряжении сети, кВ:
(предел А1) 110	1,4	0,7	0,47	0,35
(предел А2) 110	1,3	6,5	4,3	3,25
220	6,5	3,25	2,15	1,65
330	4,3	2,15	1,43	1,0
500	2,4	1,2	0,8	0,6
750	1,9	0,95	0,63	0,47

Наибольшие возможные отрицательные значения , которые можно измерить мостовой установкой на пределе А1, малы; иногда мост нельзя будет сбалансировать. В этом случае целесообразно ввести в цепь питания трансформатора TL фазовращатель (конденсатор, включенный параллельно вторичной обмотке, и резистор в первичной цепи). Значения этих элементов при наладке схемы измерений выбираются так, чтобы при контроле всех объектов измеренное значение было положительным. При измерениях на пределе А2 мост, как правило, можно сбалансировать. В случае необходимости можно также использовать фазовращатель.

В схеме сравнения двух объектов (см. рис. 3.8, б) возможны случаи, когда будет больше . При этом целесообразно менять точкиподключения объектов к мосту (вместо "С_х" к "С₀" и наоборот) или же измерять отрицательное значение .

При измерении отрицательных значений tg6 получаем - ; поэтому диапазон измеряемых значений - будет меньше указанного в паспорте моста. Отношение R_3Ш/R₄=2,4 х 10^-2. По паспорту моста Р5026 наибольшее измеряемое значение =1, следовательно, наибольшее измеряемое отрицательное значение . Для схемы сравнения однотипных объектов этого достаточно.

8.2. УСТРОЙСТВА И ПРИСПОСОБЛЕНИЯ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ЧАСТИЧНЫХ РАЗРЯДОВ

Большинство схем эксплуатационных измерений ЧР электрическими методами может быть реализовано без применения сложных и дорогих специализированных устройств. Для этого используются приборы общепромышленного применения и ряд несложных приспособлений, легко изготавливаемых в условиях энергосистем. Приведем описание некоторых таких приспособлений.

Индуктивные датчики. Датчик типа ДИС является высокочастотным трансформатором тока, устанавливаемым на шинах заземлений аппаратов, баков трансформаторов и их нулевых выводов (нейтралей). Его можно также установить на выводах низкопотенциальных обкладок аппаратов, пропустив через отверстие датчика провод их заземления.

Измерительным элементом датчика является катушка индуктивности - вторичная обмотка трансформатора тока, намотанная на ферритовом кольцевом сердечнике. Первичный обмоткой является шина с измеряемым током, на которую надевается датчик.

Сердечник датчика разъемный и состоит из двух полуколец, заключенных в кожухи 2 и 5 (рис. 8.6,а). Обмотка расположена на одном (верхнем) полукольце 3, на кожухе которого установлен соединитель 1 для присоединения кабеля. Для установки датчика отвинчиваются гайки 4, шина помещается в центральное отверстие, а затем полукольца стягиваются гайками так, чтобы зазор сердечника был минимальным (практически отсутствовал). Для стационарно устанавливаемых датчиков можно применить неразъемный сердечник.

Схема и основные данные измерительного элемента приведены на рис. 8.6, б. В зависимости от схемы включения и входного сопротивления измерительного прибора датчик может быть использован как широкополосный или как узкополосный (резонансный).

Рис. 8.6. Индуктивный датчик ДИС:

а — конструкция; б — схема; w₁ = 10 витков; w₂ = 100 витков (провод марки ПЭВ-2-0,51); сердечник ферритовый М600 НН-13-К69 х 50 х 28; С = 2,2·10^-3 пФ

Для получения резонасного датчика вторичная обмотка настраивается при помощи конденсатора С на частоту около 40 кГц (соединяются выводы 1 и 2). Увеличение частоты настройки до 150 кГц достигается включением между выводами 1 и 2 дополнительного конденсатора. При высоком входном сопротивлении измерительного устройства и малой емкости соединительного кабеля оно может быть подключено к выводам 1 и 4, а коэффициент передачи такого датчика в зависимости от схемы включения лежит в пределах от 0,2 до 2 мкВ/пКл.

При включении, к выводам 1 и 4 резистора (или входа измерительного устройства) с сопротивлением 200 Ом (при отключенном конденсаторе С) датчик становится широкополосным. Полоса пропускания такого датчика от 10 кГц до 1,5 МГц, коэффициент передачи 40мкВ/пКл.

Соединять датчик с измерительным прибором следует коаксиальным кабелем. При измерениях в зоне интенсивных импульсных помех кожух датчика надо заземлять около места установки.

Датчик типа ДИП предназначен для поиска объекта с частичными разрядами. Датчик переносной; для производства измерений его прикладывают к шине заземления объекта. Измерительным элементом датчика является колебательный контур, образованный индуктивностью катушки, расположенной на ферритовом сердечнике, и емкостью конденсатора, расположенного в корпусе датчика.

Для изготовления датчика берется пластинчатый ферритовый сердечник от магнитной антенны, на который наматывается катушка индуктивности.

Рис. 8.7. Индуктивные датчик ДИП:

а - конструкция; б - схема; 1 - разъем; 2 - ручка; 3 - крышка; 4 - корпус; 5 - соединительный кабель; 6 - измерительный элемент; w₁ = 50 витков; w₂ = 10 витков (провод марки ПЭВ-2-0,25); сердечник ферритовый М400 П100 х 20 х 3; С = 360 пФ

После настройки контура на выбранную частоту конденсатор припаивается к выводам катушки и сердечник устанавливается в корпусе из изолирующего материала. Схема и конструкция датчика, настроенного на частоту 465 кГц, приведены на рис. 8.7. Коэффициент передачи датчика 3 мкВ/пКл.

Измерительные приборы с простыми фильтрами. Выпускаемые промышленностью малогабаритные полупроводниковые осциллографы имеют характеристики, обеспечивающие проведение большинства необходимых эксплуатационных измерений частичных разрядов. Указанные осциллографы могут питаться также и от автономного источника постоянного тока (24 В), что создает возможность более, широкого применения измерительных устройств.

Непосредственное подключение осциллографа к широкополосному датчику невозможно, ибо на шинах подстанций и проводах ВЛ всегда имеются существенные помехи от высокочастотных устройств (связь, защита, телемеханика и т.п.), а также от мощных радиопередатчиков. Поэтому применение осциллографа для эксплуатационных измеренной возможно лишь при наличии селективных приставок - устройству фильтрами для формирования необходимой полосы частот и области настройки измерительного устройства.

Осциллограф включается на выходе приставки. Развертка осциллографа выбирается так, чтобы на экране помещался один период промышленной частоты. Синхронизация развертки производится от сети питания. При двухлучевом осциллографе на второй луч рекомендуется подать напряжение промышленной частоты.

В качестве селективных приставок могут быть использованы резонасные датчики, широкополосные фильтры, селективные измерители уровня высокочастотных сигналов, измерители радиопомех и т.п.

Для эксплуатационных измерений разработан блок компенсации помех, состоящий из балансной схемы и колебательного контура высокой добротности, являющегося фильтром; напряжение на контуре измеряется осциллографом. Предусмотрена также последовательная схема измерений.

Схема коммутации блока (рис. 8.8) содержит переключатели SA1, SA2 и SA3, при помощи которых можно поочередно подключать фазы объекта контроля (фазы А, В и С), а также переключатель SA4 схем измерения ("Б" — балансная, "П" — последовательная).

К устройству присоединения объекта блок подключается при помощи разъема ХР. При сборке схемы измерений с компенсацией помех ко входам 1 к 2 подключаются соответственно Датчики однотипных объектов или экранов реактора. При сборке схемы последовательного включения ко входам 2 подключаются заземления объектов (контакт 4 разъема при этом остается свободным).

Схема для измерений с компенсацией помех образована резисторами Rl, R2 и R3, R4; регулировка баланса в пределах ± 10% осуществляется резисторами R1 и R4. В схеме последовательного включения резисторы R3 и R4 закорачиваются переключателем SA4.

Емкости конденсаторов С4 и С5 совместно с индуктивностью трансформатора Т1 образуют фильтр верхних частот, защищающий схему от напряжения промышленной частоты.

Колебательный контур образован индуктивностью L2 трансформатора Т1 и емкостями конденсаторов С1—СЗ. К схеме компенсации помех контур подключается при помощи трансформаторной связи (обмотка L1). Импульсы тока в обмотке L1 вызывают в контуре колебательный процесс, амплитуда которого, пропорциональная заряду импульса, измеряется осциллографом. Выбор частоты настройки контура производится изменением его емкости (переключателем SA5).

Слабая связь между контуром и цепями датчика, а также высокое входное сопротивление осциллографа обеспечивают необходимую добротность контура и, следовательно, достаточную длительность процесса собственных колебаний в нем. Таким образом создается возможность четкой визуальной индикации импульсов, вызванных частичными разрядами.

Генератор градуировочных импульсов состоит из динистора VD1 и конденсаторов С7 и С8. В момент открытия динистора конденсатор С7 разряжается на входную цепь блока. Протекающий при этом заряд градуировочного импульса равен произведению емкости конденсатора С7 на напряжение коммутации динистора.

Конденсатор С6, имеющий такую же емкость, как конденсатор С7, служит для симметрирования схемы.

Полученная чувствительность измерительных устройств из осциллографа и селективной приставки приведена в табл. 8.2.

В большинстве случаев полученная чувствительность достаточна для целей эксплуатационного контроля.

Следует учитывать, что при широкой полосе частот импульс, наблюдаемый на экране осциллографа, будет коротким и его яркость может оказаться недостаточной для зрительного восприятия. Это в первую рчёредь относится к редким сериям разрядов. Поэтому измерения следует проводить с затемнением экрана (с тубусом).

Таблица 8.2. Чувствительность измерительных устройств

Приставка	Частота настройки (полоса частот), кГц	Наименьший измеряемый уровень разрядов, Кл
Датчик ДИС:
узкая полоса	40	5·10^-9
широкая полоса	10-1000	25·10^-12
Датчик ДИП	465	3·10^-9
Блок компенсации помех	30	4·10^-10
(узкая полоса)	45	2·10^-10
	60	1·10^-10

В технике связи широко применяются измерители уровня, которые являются узкополосными измерительными устройствами, перестраиваемыми в широком диапазоне частот. Для измерения частичных разрядов непосредственно применять устройства, имеющие индикатор среднего значения, нельзя. Помехи от короны имеют среднее значение, во много раз превышающее среднее значение импульсов разрядов (при одинаковых амплитудах). Поэтому таким прибором можно выявить лишь разряды с уровнем, в десятки или сотни раз превышающим уровень помех. Однако если на выходе усилителя измерителя уровня включить осцюшограф, то такой измерительный прибор можно применять для измерения частичных разрядов. Усилитель измерителя уровня будет использован в качестве селективной приставки.

Измерители радиопомех являются узкополосными устройствами, характеристики которых наиболее близки к характеристикам устройств для измерения частичных разрядов. Различия имеются лишь в индикаторах квазипиковых значений; в измерителях радиопомех зависимость показаний индикатора от частоты следования входных импульсов больше, чем это допускается в измерителях частичных разрядов. Для эксплуатационных измерений такая зависимость допустима.

Градуировочные устройства. Наиболее простым градуировочным устройством, отвечающим эксплуатационным требованиям, является устройство с динисторным коммутатором (рис. 8.9,о).

Вспомогательный конденсатор С₀ заряжается от трансформатора через ограничивающий резистор R. Когда напряжение станет равным напряжению переключения динистора, конденсатор быстро разряжается, создавая градуировочный импульс тока в цепи конденсатора С_г. Спектр этого импульса достаточно широк (несколько мегагерц).

Можно использовать несколько последовательно включенных динисторов. Напряжение переключения цепочки из пяти динисторов КН-102И приблизительно равно 600 В, следовательно, при емкости градуировочного конденсатора около 200 пФ заряд градуировочного импульса будет превышать 1•10^-7 Кл.

Рис. 8.9. Схемы градуировочных устройств:

а — с динисторным коммутатором; б — с герконовым коммутатором

Это обеспечивает производство градуировки при обычно имеющемся в действующем РУ уровне помех.

Градуировочное устройство с герконовым коммутатором (рис. 8.9, б) обеспечивает градуировку обесточенного объекта и градуировку под напряжением. Схема устройства содержит градуировочный конденсатор С_г1 (или С_г2) и генератор импульсов напряжения, образованный источником постоянного напряжения, зарядным конденсатором С₀ и быстродействующим коммутатором. Герконовый коммутатор К управляется через фазовращатель напряжением промышленной частоты, что обеспечивает получение последовательности импульсов с частотой следования 100 импульсов в секунду и возможность выбора момента (фазы) замыкания контактов. Напряжение на конденсаторе U_г. регулируется потенциометром.

Один из выводов градуировочного конденсатора должен быть непосредственно соединен с вводом объекта. Поэтому при градуировке на обесточенном объекте градуировочный конденсатор С_г1 устанавливается на конце коаксиального кабеля, второй конец которого подключается к коммутатору. Конденсатор С_г2 (выход q_г) используется для градуировки собственно измерительного устройства.

При градуировке под рабочим напряжением встроенный источник напряжения отключается и используется только коммутатор, который через коаксиальный кабель (без конденсатора С_г1) подключается к специальным выводам устройства присоединения объекта.

Импульс напряжения, подаваемый на градуировочный конденсатор, образуется путем заряда емкости С₀ до напряжения U_г и последующего разряда ее на ограничивающее ток сопротивление R_p.

Форма напряжения аппроксимируется выражением

где ; ; R₃ - эквивалентное сопротивление цепи заряда.

Спектр такого импульса с единичным напряжением

Для того чтобы спектр импульса градуировочного напряжения соответствовал спектру импульса напряжения при частичном разряде, необходимо соблюдение следующих условий:

и .

В рассматриваемой схеме это достигнуто увеличением времени заряда конденсатора С₀. Разрядное сопротивление R_p не превышает нескольких десятков ом, что обеспечивает требуемые условия градуировки в области высоких частот.

8.3. СРЕДСТВА АВТОМАТИЗАЦИИ КОНТРОЛЯ

Системы раннего выявления ухудшения технического состояния, базирующиеся на методах испытаний, проводимых без вывода объекта из работы, будут эффективны лишь при достаточно частом контроле. Периодичность испытаний устанавливается такой, чтобы обеспечить своевременное обнаружение быстро развивающихся дефектов. При этом периодический контроль по своим свойствам приближается к непрерывному. Все виды контроля, отвечающие указанному требованию, будем относить к непрерывному.

Очевидно, что система непрерывного контроля должна быть автоматической. Специалисты должны заниматься лишь установлением причин и возможных последствий отклонений от нормы, выявленных автоматическими устройствами.

Рис. 8.10. Датчик сигнализатора водорода:

1 - масло трансформатора; 2 - мембрана; 3 — пористые электроды; 4 — электролит

Устройства для автоматического контроля могут работать автономно или совместно с ЭВМ (например, в составе АСУ ТП подстанции). Наиболее целесообразны специализированные диагностические устройства с микропроцессорным управлением.

Обычно устройства для автоматического контроля содержат измерительные преобразователи одного или нескольких контролируемых параметров и пороговые элементы для выработки сигналов о том, что измеренное значение параметра превысило норму. Эти устройства являются сигнализаторами недопустимых изменений параметров. Устройства на базе ЭВМ или функционирующие совместно с центральной ЭВМ системы АСУ ТП могут производить дополнительно математическую обработку информации, а также большинство операций собственно контроля (сравнение с нормами, оценку технического состояния, изменение режима контроля объекта в соответствии с этой оценкой, а также выдачу необходимой информации). При дальнейшем развитии системы технической диагностики, когда будет установлена достаточная ее надежность и подтверждена достоверность оценки состояния объекта, на такие устройства может быть возложена и выдача управляющих воздействий (изменение режима объекта, его отключение).

Приведем данные некоторых устройств для автоматического контроля изоляции электрооборудования.

Сигнализатор водорода. Устройство [66] предназначено для контроля маелонаполненного оборудования (трансформаторов) по наличию и концентрации растворенного в масле водорода и ряда других газов, выделяющихся при разрушении изоляции (окись углерода СО, этилен С₂Н₄, ацетилен С₂Н₂). Датчик (рис. 8.10), который встраивается в систему охлаждения масла, состоит из полимерной мембраны и топливного элемента. Водород и указанные газы проникают в полость датчика через полупроницаемую мембрану, омываемую с одной стороны маслом. Выделенные газы направляются в сернокислотный топливный элемент, где в присутствии кислорода воздуха генерируется электрический ток. Этот ток используется для сигнализации о выделении

водорода и индикации его концентрации. Показания устройства пропорциональны эквивалентной концентрации водорода (чувствительности по отношению к водороду при контроле других газов); чувствительность к окиси углерода - 15%, этилена - 1 % и ацетилена - 8% от чувствительности к водороду.

Автоматический хроматограф. Выделение газов производится методом, примененным в сигнализаторе водорода, - через полупроницаемую пленку. Для разделения газов используются две хроматографические колонки. Детектор электрохимический; генерируемый им ток пропорционален концентрации газов, окисленных кислородом воздуха, который применен в качестве газа-носителя [54].

Через мембрану, омываемую с одной стороны контролируемым маслом, проникают водород, окись углерода, этилен и ацетилен. Через вторую мембрану часть водорода поступает в датчик, аналогичный датчику сигнализатора водорода. Оставшиеся газы направляются в разделительные колонки; в первой выделяются Н₂ и СО; во второй - СН₄ и С₂Н₂. Описанный хроматограф не определяет концентрации метана СН₄ и этана С₂Н₆. Это затрудняет диагностирование по приведенным в предыдущих параграфах схемам. Однако по полученным данным можно разделить ЧР, искрение и повышенный нагрев.

Для более детального анализа разработан хроматограф, управляемый микропроцессором [61]. Выделение газов производится через мембрану; разделение и измерение - хроматографическими колонками с соответствующими детекторами.

Алгоритм диагностирования, проводимого ЭВМ, приведен на рис. 8.11. В основе его диагностическая схема, описанная в § 7.2.

Сигнализатор и локатор частичных разрядов. Устройство [61] имеет несколько акустических датчиков, устанавливаемых на баке трансформатора, индуктивные датчики для регистрации в шинах заземления нейтрали и бака импульсов тока, вызванных ЧР, и систему обработки данных (рис. 8.12).

Цикл измерения начинается с момента возникновения электрического импульса на выходе индуктивного датчика. Фиксируются интервалы времени с момента возникновения этого импульса до прихода акустического сигнала к каждому датчику. Если эти интервалы не превышают наибольшее возможное время растространения акустического сигнала внутри бака, данные считаются достоверными и по ним рассчитывается месторасположение дефекта. Канал контроля электрическим методом позволяет одновременно получить количественные данные об интенсивности ЧР.

Такие устройства имеют высокую помехоустойчивость, так как для выдачи сигнала о наличии ЧР необходимо совпадение двух признаков, вызванных электрическими и акустическими проявлениями процесса ЧР.

Рис. 8.12. Структурная схема контроля трансформатора методом частичных разрядов:

1 — индуктивный датчик; 2 — акустический датчик; 3 — блок преобразования сигналов

Подобную структуру имеет ряд других известных устройств. Варьируется место установки индуктивных датчиков; используются методы снижения помех путем применения балансной схемы измерений. Для связи датчиков с измерительным устройством иногда используются волоконно-оптические кабели. Разработаны устройства на базе микроЭВМ.

Диагностическое устройство ИПИ. Устройство предназначено для автоматического контроля изоляции электрооборудования 330-1150 кВ под рабочим напряжением. Контролируемые параметры: изменение комплексной проводимости () и интенсивность ЧР (q). Предусмотрена возможность автономной работы и функционирования совместно с управляющей ЭВМ.

В структурную схему ИПИ входят (рис. 8.13) блок входных устройств БВУ, коммутатор аналоговых сигналов КАС, измерительные преобразователи каналов параметров и q (ИКП и ИЧР), а также блоки индикации и согласования сигналов БИС и управления режимом БУР.

Рис. 8.13. Структурная схема устройства ИПИ

Подлежащие контролю токи от устройств присоединения (датчиков), установленных на объектах, по линиям связи поступают в БВУ; число каналов БВУ соответствует числу контролируемых трехфазных объектов (до 40).

После первичного преобразования в БВУ сигналы (выходные напряжения), несущие информацию о значениях контролируемых параметров и q, через коммутатор подаются на соответствующие измерительные преобразователи. Коммутатор обеспечивает поочередный контроль всех каналов.

При автономной работе режимом переключения каналов управляет встроенный таймер. При работе с ЭВМ все команды управления определяются ее программой.

В БИС производится индикация результатов измерений и согласование уровней и кодов сигналов для совместной работы с ЭВМ. Если значение контролируемого параметра превысит предельно допустимое, выдается внешний сигнал.

Предусмотрена периодическая тестовая проверка всего устройства путем подачи по одному из каналов контрольных сигналов.

Математическая обработка результатов измерений, проводимая ЭВМ, имеет целью уменьшение влияния помех. Это дает возможность снижения количества ложных сигналов при достаточно низких значениях браковочных нормативов (уставках сигнализации), обеспечивающих своевременное выявление дефекта. Как показал опыт, это целесообразно, так как даже сравнительно редкие ложные сигналы (несколько за год) могут подорвать доверие персонала к информации, выдаваемой ИЛИ.

Для исключения высокочастотной (по сравнению с контролируемым процессом) составляющей помех целесообразно экспоненциальное сглаживание (фильтрация). Этот способ обработки данных применим при контроле за изменением комплексной проводимости.

При быстрых изменениях параметра контроль по его усредненному значению вносит большую временную задержку в получении сигнала. Однако при этом значение параметра так велико по сравнению с уровнем помех, что в усреднении нет необходимости. Экспоненциальное среднее ряда из i последовательных измерений определяется из рекуррентного соотношения:

где - экспоненциальное среднее ряда из i-1 членов; a_i - значение i-го члена ряда; - значение весовой функции (коэффициента сглаживания).

При контроле аппаратов на подстанции 750 кВ математическая обработка данных обеспечила существенное снижение уровня помех (рис. 8.14); при этом значительно уменьшилась вероятность ложных сигналов (табл. 8.3). Данные были получены при непрерывном контроле в течение 5 мес (550 измерений). При математической обработке принято =0,15. Приведено расчетное значение вероятности ложного сигнала, полученное исходя из нормального закона распределения результатов измерений.

В рассмотренном случае путем усреднения данных обеспечено снижение вероятности ложного сигнала до приемлемого значения при уставке .

Параметр q, характеризующий интенсивность ЧР, может изменяться быстро. В этом случае методы высокочастотной фильтрации сигнала неприемлемы. Быстрые изменения уровня помех, определяемых короной на оборудовании и шинах, не превышают некоторого значения (по отношению к среднему значению этих помех в данный период времени). Следовательно, возможное текущее значение помех . Результаты измерения, превышающие этот уровень, следует отнести к ЧР.

Таблица 8.3. Вероятность ложных сигналов устройства ИЛИ в канале контроля параметра

Объект	Сглаживание данных	Вероятность ложного сигнала при браковочном нормативе _н
Объект	Сглаживание данных	5·10^-3	7·10^-3	9·10^-3
Трансформатор	Нет	0,06	0,02	0,01
тока 750 кВ	Есть	0,02	0,001	0,001
Трансформатор	Нет	0,17	0,11	0,04
тока 330 кВ	Есть	0,08	0,02	0,001

Средний уровень помех в зависимости от напряжения на шинах, состояния их поверхности, атмосферных условий и других факторов может меняться в течение года в значительных пределах (в 5-6 раз). Установив браковочный норматив q_Н исходя из текущего значения помех , можно получить значительное повышение чувствительности метода контроля. "Плавающая" норма, адаптированная к текущему уровню помех, при благоприятных внешних условиях позволяет выявить ЧР с интенсивностью, в несколько раз меньшей, чем при норме, установленной исходя из наибольшего возможного уровня помех.

Для расчета текущего значения , целесообразно экспоненциальное усреднение.

При работе ИПИ совместно с ЭВМ предусмотрены три режима контроля, соответствующие трем состояниям: наличие дефекта, опасное состояние, предельное состояние. Соответственно назначаются значения браковочных норм а_H1<а_H2<а_H3 и устанавливается периодичность измерений T₁>Т₂>T₃.

На основании результатов сравнения значения параметра с нормой определяется градация технического состояния, устанавливаются соответствующие ему периодичность контроля и браковочная норма для данного объекта, формируется информационное сообщение.

При контроле по параметру с первой нормой сравнивается усреднённое значение . При контроле по параметру q первая норма определяется по текущему уровню помех. Для исключения временной задержки, вносимой усреднением, с другими нормами сравниваются непосредственно результаты измерений.

Пульт контроля изоляции. Приведем основные характеристики типовой системы контроля вводов и измерительных трансформаторов подстанции 750 кВ.

На пульте контроля изоляции установлены диагностическое устройство ИПИ и мостовое измерительное устройство (МИУ). Они обеспечивают автоматическое измерение тока через изоляцию (параметр ) и интенсивности частичных разрядов (параметр q), а также возможность определения изменений диэлектрических потерь и емкости изоляции (параметры и ).

Устройство ИПИ обычно работает в автономном режиме; МИУ используется персоналом для получения дополнительных данных в случае, если при автоматическом контроле обнаружены значительные изменения контролируемых параметров.

Одновременно с вводами по частичным разрядам также контролируются автотрансформаторы и реакторы. Датчики системы контроля (устройства присоединения) установлены и на выводах экранов реакторов; они обеспечивают возможность измерения частичных разрядов с повышенной чувствительностью (путем компенсации помех в балансной схеме).

Развитие повреждений электромагнитных трансформаторов напряжения 330 кВ обычно приводит к витковым замыканиям в обмотке. Такие повреждения могут быть своевременно выявлены путем контроля за коэффициентом трансформации. Это реализуется в неравновесно-компенсационной схеме измерений, контролирующей трехфазную сумму токов, пропорциональных напряжениям вторичных обмоток трансформаторов. Выявляются изменения коэффициента трансформации, выходящие за пределы допустимой погрешности, определяемой классом точности трансформатора напряжения.

Контролируемые объекты: вводы 750 кВ автотрансформаторов -2 группы; вводы 750 кВ реакторов - 2 группы; вводы 330 кВ автотрансформаторов - 2 группы; трансформаторы тока 750 кВ - 6 групп; трансформаторы тока 330 кВ - 10 групп; трансформаторы напряжения 330 кВ - 6 групп; реакторы 750 кВ - 2 группы.

Всего используется 30 каналов контроля ИПИ; остальные каналы резервированы для развития системы контроля,

Пульт контроля расположен на релейном щите подстанции и занимает одну стандартную панель. Устройства присоединения, установленные на объектах, соединены с пультом контрольными кабелями, имеющими экраны.

Для подключения цепей любого объекта к МИУ имеется специальная система коммутации. Переключение каналов ИПИ производится коммутатором общепромышленного применения с герконовым реле. Измерительные преобразователи ИКП и ИЧР, а также блоки управления работой системы разработаны и изготовлены специально для ИПИ.

Блок входных устройств ИПИ выполнен с применением трансформаторных преобразователей (сумматоров), это исключило помехи от неэквипотенциальности точек заземления объектов. Коэффициент преобразования сумматора K_I=15В/А, что при наименьшем токе объекта I₀=30мА (ввод 330 кВ) дает выходное напряжение U_вых=450мВ. Верхний предел шкалы селективного (измерительного) преобразователя (милливольтметра) выбран равным =0,1(U_вх=45мВ).

Градуировка в рабочей схеме показала, что для измерений частичных разрядов в изоляции вводов, трансформаторов тока и реакторов оптимальным является диапазон 30-60 кГц; для контроля автотрансформатора следует выбрать частоту в диапазоне 100-250 кГц. Уровень помех от короны на подстанции оценивается значением Кл. При применении балансной схемы помехи удается снизить в пределах от 10 (для трансформаторов тока) до 20 дБ (для реакторов).

Длительность интервала наблюдения за каждым объектом в течение цикла контроля выбирается в пределах до 10 мин. При действующих каналах контроля это обеспечивает контроль объекта не реже чем 1 раз в 5 ч. Если будут выявлены изменения контролируемых параметров, частоту измерений можно увеличить. Учитывая небольшую скорость развития начальных стадий дефектов изоляции, такой контроль можно считать непрерывным (достаточно частым).

Система дистанционного контроля с применением устройства ИПИ для своей реализации требует прокладки большого количества кабелей. Поэтому экономически целесообразно применение ее лишь на подстанциях высших классов напряжения. Для контроля отдельных объектов (например, только вводов автотрансформатора) могут быть использованы специализированные устройства - сигнализаторы, устанавливаемые вблизи оборудования. Такие устройства передают на щит управления подстанцией лишь сигнал о том, что контролируемый параметр превысил допустимое значение (уставку сигнализатора).

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бананов C.А. Причины повреждения маслонаполненных вводов 110—500 кВ //Электрические станции. 1974. № 7. С. 53-55.

2. Локшин МЛ. К анализу профилактических испытаний бумажно-масляной изоляции аппаратов высокого напряжения // Электричество. 1978. № б. С. 75—78.

3. Кучинский Г.С., Кизеветтер В.Е., Пинталь Ю.С. Изоляция установок высокого напряжения: Учебник для вузов /Под общ. ред. Г.С. Кучинского. М.: Энергоатомиздат, 1987.

4. Вайда Д. Исследование повреждений изоляции. М.: Энергия, 1968.

5. Теория диэлектриков /И.П. Богородицкий, Ю.М. Волокобинский, А.А. Воробьев, Б.М. Тареев. М.: Энергия, 1965.

6. Базуткин B.B., Ларионов В.П., Пинталь Ю.С. Изоляция и перенапряжения в электрических системах: Учебник для вузов /Под общ. ред. В.П. Ларионова. — 3-е. изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986.

7. Иерусалимов М.Е., Ильенко О.С. Абсорбционные явления в неоднородной изоляции: Учебное пособие. — Киев: Киевский политехн. ин-т, 1986.

8. Шваб А. Измерения на высоком напряжении: Измерительные приборы и способы измерения. — 2-е изд., перераб. и доп.: Пер. с нем. М.: Энергоатомиздат, 1983.

9. Локшин М.В., Сви П.M. Измерение диэлектрических потерь высоковольтной изоляции. — 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергия, 1973.

10. Локшин М.В. Влияние постороннего электрического поля на погрешность при определении диэлектрических характеристик высоковольтной изоляции // Электричество. 1976. № 1.С. 36-43.

11. Сви П.М. Контроль изоляции оборудования высокого напряжения. - 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомивдат, 1988.

12. Кучеренко B.Г. Система контроля электрооборудования под рабочим напряжением на подстанции 750 кВ "Винницкая" // Энергетика и электрификация. 1981. № 3. С. 9—10.

13. Опыт эксплуатации нелинейных ограничителей перенапряжений 110 и 220 кВ /В.Д. Катсон, А.Г. Константинов, В.Н. Осотов и др. // Электрические станции. 1985. № 2. С. 66-67.

14. Зайцев K.А. Градуировка схем для измерения характеристик частичных разрядов //Электротехническая промышленность. Сер. Аппараты высокого напряжения, трансформаторы, силовые конденсаторы. 1978. Вып. 5 (85). С. 5—7.

15. Сви П.М. Измерение частичных разрядов в изоляции оборудования высокого напряжения энергосистем. М.: Энергия, 1977.

16. Гурин В.В., Сви П.М. Испытание силовых трансформаторов на частичные разряды в условиях эксплуатации // Электрические станции. 1975. № 5. С. 67—70.

17. Кучинский Г.С. Частичные разряды в высоковольтных конструкциях. Л.: Энергия, 1979.

18. Кудратиллаев А.С. Методы и устройства контроля состояния изоляции оборудования и линий высокого напряжения. Ташкент: Фан, 1988.

19. Миклебаст Р., Хеллман П. Техника измерений для оценки частичных разрядов при испытании трансформаторов и реакторов напряжением промышленной частоты // Трансформаторы: Переводы докладов Международной конференции по большим электрическим системам (СИГРЭ-74) / Под ред. С.И. Рабиновича. М.: Энергия, 1978. С. 43-59.

20. Липштейн P.А., Шахнович М.И. Трансформаторное масло. - 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1983.

21. Лизунов С.Д. Сушка и дегазация изоляции трансформаторов высокого напряжения. М.: Энергия, 1971.

22. Гречко О.Н., Горчакова Л.A. Взаимосвязь характеристик трансформаторного масла в процессе эксплуатационного старения // Исследование старения и срока службы внутренней изоляции электрооборудования высокого напряжения (Сб. научных трудов НИИПТ). Л.: Энергоатомиздат, 1985. С. 40-45.

23. Вильпут, Рандокс. Результаты контрольных испытаний изоляционных масел, применяемых в силовых трансформаторах // Трансформаторы: Переводы докладов Международной конференции по большим электрическим системам (СИГРЭ-86) / Под ред. С.Д. Лизунова. М.: Энергоатомиздат, 1988. С. 61-72.

24. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов. М.: СПО Союзтехэнерго, 1989.

25. Степанчук К.Ф., Климович Г.С. Контроль состояния внутренней изоляции силовых трансформаторов путем определения количества горючих газов в пространстве над маслом // Изв. вузов. Сер. Энергетика. 1978. № 1. С. 20-25.

26. Обнаружение повреждений в силовых трансформаторах посредством анализа растворенных в масле газов / М.А. Смирнов, Г.К. Колобаев, Т.Е. Касаткина и др. // Электротехническая промышленность. Сер. Аппараты высокого напряжения, трансформаторы, силовые конденсаторы. 1975. Вып. 7 (51). С. 20—24.

27. Аракелян В.Г., Сенкевич Е.Д. Ранняя диагностика повреждения изоляции высоковольтного маслонаполненного оборудования // Электротехническая промышленность. Сер. Аппараты высокого напряжения. Обзорная информация. 1986. Вып. 3 (7).

28. Авдеева А.А. Хроматография в энергетике. М.: Энергия, 1980.

29. Дубнова Г.С., Гречко О.Н. Метод калибровки хроматографа по одному газу // Энергетик, 1982. № 8. С. 31-32.

30. Методические указания по обнаружению повреждений в силовых трансформаторах с помощью анализа растворенных в масле газов. М.: СПО Союзтехэнерго, 1979.

31. Выявление повреждения и определение места его возникновения в трансформаторе / Тибо-Карбалейра, Аллэр, Делайе и др. // Трансформаторы: Перевод докладов Международной конференции по большим электрическим системам (СИГРЭ-82) / Под ред. С.Д. Лизунова. М.: Энергоатомиздат. 1984. С. 14-23.

32. Перспективы тепловизионных методов контроля в энергетике / Б.Д. Козицкий, Н.А. Гнатюк, Л.Д. Буць и др. // Электрические станции. 1981. № 3. С. 72—73.

33. О тепловизионном контроле электротехнического оборудования / Д.С. Масленников, А.Г. Константинов, В.Н. Осотов и др. // Электрические станции. 1985. № 11. С. 73—75.

34. Об опыте использования средств тепловизионной техники в энергетике. Инф. письмо № 13-87/СПО Союзтехэнерго, 1987.

35. Дроздов B.А., Сухарев В.И. Термография в строительстве. М.: Стройиздат, 1987.

36. Жуков A Г., Горюнов А.Н., Кальфа A.А. Тепловизионные приборы и их применение / Под ред. Н.Д. Девяткова. М.: Радио и связь, 1983.

37. Соколов B.B. Повышение эффективности диагностики состояния мощных силовых трансформаторов // Энергетика и электрификация. Сер. Эксплуатация и ремонт электростанций. (Информэнерго). 1985. Вып. 3.

38. Анализ растворенных в масле газов и его использование при обслуживании трансформаторов / Кавамура, Кавада, Андо и др. // Трансформаторы: Переводы докладов Международной конференции по большим электрическим системам (СИГРЭ-86) / Под ред. С.Д. Лизунова. М.: Энергоатомиздат. 1988. С. 46-54.

39. Усовершенствование методов теплового расчета трансформаторов и контроля их состояния / Бартон, Грехем, Холл и др. // Трансформаторы. Перенапряжения и координация изоляции: Перевод докладов Международной конференции по большим электрическим системам (СИГРЭ-84) / Под ред. С.Д. Лизунова. М.: Энергоатомиздат. 1986. С. 112-127.

40. Левит A.Г., Поляков В.С., Шмерлинг Л.A. Из опыта измерений частичных разрядов силовых трансформаторов в эксплуатации // Из опыта работы высоковольтных сетей Ленэнерго. Л.: Энергоатомиздат. 1986. С. 101-Щ.

41. Баранник Е.Я., Ковтун A.Ю. Определение влагосодержания масла трансформатора с помощью малочувствительного элемента на основе кабельной бумаги // Вестник Киевского политехнического института. Электроэнергетика. 1988. Вып. 25. С. 55—56.

42. Повышение эффективности традиционных методов контроля изоляции трансформаторов / Б.В. Ванин, Ф.Я. Левин, В.В. Соколов и др. // Электрические станции. 1983. № 8. С. 52-56.

43. Абрамов B.Б. Контроль за влагосодержанием маслобарьерной изоляции // Энергетика и электрификация. 1985. № 1. С. 30—32.

44. Конов Ю.С., Короленко B.B., Федорова В.П. Обнаружение повреждений трансформаторов при коротких замыканиях // Электрические станции. 1980. № 7. С. 46—48.

45. Определение деформаций обмоток крупных силовых трансформаторов / В.В. Соколов, С.В. Цурпал, Ю.С. Конов и др. // Электрические станции. 1988. № 6. С. 52-56. .

46. Трунин Е.C., Хасанов P.А. Диагностика вибрационного состояния силовых трансформаторов в условиях электростанций // Электрические станции. 1987. № 6. С. 66—68.

47. Опыт эксплуатации высоковольтных маслонаполненных вводов / Б.М. Вида, Ю.К. Ефимов, А.Г. Константинов и др. // Электрические станции. 1989. № 3. С. 57—59.

48. Влияние увлажнения на электрические характеристики бумажно-масляной изоляции конденсаторного типа при переменном напряжении промышленной частоты / Г.С. Ку-чинский, Г.Г. Лысаковский, Ю.В. Берзин и др. // Электричество. 1969. № 10. С. 69—72.

49. Айзстраутс Э.B., Апинис Г.А. Об опыте эксплуатации трансформаторов тока ТФКН-330 // Электрические станции. 1980. № 4. С. 61-65.

50. Поляков B.C., Аристов ЕЗ. О причинах повреждений и способах выявления развивающихся дефектов в изоляции трансформаторов тока типа ТФУМ-ЗЗОА-VI (ТФКН-330) // Из опыта работы высоковольтных сетей Ленэнерго. Л.: Энергоатомиздат, 1986. С. 111—127.

51. Зайцев K.А., Шарлот С.А. Частичные разряда как фактор контроля изоляции электрооборудования в эксплуатации // Электротехника. 1983. № 4. С. 29—30.

52. Носулько Д.Р., Соколов B.B., Назаров А.И. Опыт эксплуатации герметичных маслонаполненных вводов силовых трансформаторов // Электрические станции. 1987. № 8. С. 54-58.

53. Бочаров В.И., Вольпов К.Д. Повышение эффективности контроля состояния бумажно-конденсаторной изоляции трансформаторов тока // Энергетика и электрификация. Сер. Эксплуатация и ремонт электрических сетей (Информэнерго). 1985. Вып. 9.

54. Малевски, Дувиль, Беланже. Система диагностики изоляции силовых трансформаторов высокого напряжения в эксплуатации // Трансформаторы: Переводы докладов международной конференции по большим электрическим системам (СИГРЭ-88) / Под ред. С.Д. Лизунова. М.: Энергоатомиздат. 1988. С. 7-20.

55. Bargigia A., Stevanato F. Metodi per la diagnosi in esercizio di searicatori ad ossido di zinco // L'energia elettrica. 1985. N 10. P. 437-446.

56. Harrold R.T. The relationship between ultrasonic and electrical measurements of under oil corona sources // Conf. Diagn. Test. High Voltage Power Appar. Serv. 1973. Part 1. London. 1973. P. 59-64.

57. Kruger M. Prufung der dielektrischen Eigenschaften von Isolierflussigkeiten // OZE. 1987. Jg 40. N 5. S. 116-189.

58. Wolff RJ. New technique pinpoints fault locations // Electr. World. 1981. V. 195. N 5. P. 119-121.

59. Kuszke H. Pomiary termowizyjne temperatur w energetyce / Bul. Energopomiar, 1974. N 5/6.S.33-36 // Energetika. 1974, N 12.

60. Bosetto D.e.a. Techniche di diagnosi per la valutazione, dello stato dei Transformatori di grande ponenza // L'Energia Elettrica. 1985. N 10. P. 399-410.

61. Kamata Y. Diagnostic Methods For Power Transformer Insulation // IEEE Trans. on Electrice Insulation. 1986. V. El-21. N 6. P. 1045-1048.

62. Dick E.P., Erven C.C. Transformer diagnostic testing by frequency response analysis // IEEE Trans, Power Appar. and Syst. 1978. V.PAS-97. N 6. P. 2144^-2153.

63. Train D., Mercier A., Thorne D. The detection of partial discharges in high voltage potential transformers in service // IEEE Trans. Power Appar. and Syst. 1974. V. 93. N 6. P. 1909-1915.

64. Saily J. Multiple explisions of current transformers due to poor quality of materials used and inadequate acceptance tests. C1GRE Symposium. Vienna. 1987. N1020-01.

65. Aquet M. Mesures dielectriques preventives sur des transformateurs de mesure \ haute tension en rite propre // Bull. Schweiz. elektrotechn. Ver. 1982. V. 73, N 7. P. 300-305.

66. Webb M. Anticipating failures by dissolved-gas monitoring // Power Engineer Journal. 1987. V. 1. N 5. P. 295-299.

R₄, Ом	100/	1000/	10000/
tg	0,01C₄	0,1C₄	C₄
tg, %	C₄	10C₄	100C₄