с соседними фазами (T= = 0,5°С) и, если бы не своевременно проведенное тепловизионное обследование, могло бы стать причиной взрыва ОПН.
Рис. 1.3. Уменьшение сопротивления изоляции ОПН-110 до 300 Ом, увлажнение и попадание влаги внутрь ОПН, перегрев T= 0,5°С.
Таким образом, рассмотрены примеры обнаружения дефектов ОПН: уменьшение сопротивления изоляции ОПН-330, увлажнение и попадание влаги внутрь ОПН [5, 8, 10].
1.4. Инфракрасная диагностика теплового состояния высоковольтного маслонаполненного оборудования
Дефекты болтовых соединений разъединителей не единственные обнаруживаемые тепловизорами. Возможно также выявление локальных нагревов на стенках бака высоковольтного маслонаполненного ЭО, связанных с дефектами обмоток встроенных ТТ или плохими контактами внутри масляного выключателя, которые скрыты толщей масла и трудно поддаются интерпретации. На рис. 1.4 виден нагрев фазы «А» встроенного трансформатора тока 110кВ (T=5,1°С) подстанция 110/35/6 кВ. Предположительно возможны две причины: раскорачивание вторичных зажимов ТТ или витковое замыкание в обмотке ТТ. [5, 8-12, 21, 22].
Рис. 1.4. Подстанция 110/35/6 кВ, трансформатор С1Т. Нагрев фазы «А» встроенного трансформатора тока 110кВ (T=5,1°С). Предположительно возможны две причины: 1) раскорачивание вторичных зажимов ТТ; 2) витковое замыкание в обмотке ТТ.
На рис. 1.5 изображен силовой трансформатор типа ТДН-40000/110, 1968 года выпуска с дефектным вводом типа БМТ-110/600, 1976 года изготовления (фаза С). Имело место отсутствие масла в верхней части ввода, эта часть холоднее аналогичной части других вводов на термограмме (правый ввод на снимке). Ввод был заменен, после оценки количества оставшегося масла было обнаружено, что не хватило 12 литров. Причиной ухода масла явилось разрушение резиновых уплотнений в нижней части ввода [5, 7-14,22].
Рис. 1.5. Трансформатор типа ТДН-40000/110 с дефектным вводом типа БМТ-110/600, отсутствие масла в верхней части ввода, эта часть намного холоднее аналогичной части других вводов на термограмме (T =2,5C, правый ввод на снимке).
1.5 Диагностика и повреждаемость измерительных трансформаторов тока, напряжения
1.5.1. Инфракрасная диагностика измерительных трансформаторов тока.
Тепловидение позволяет выявлять дефекты измерительных трансформаторов тока на подстанциях на самой ранней стадии развития, приблизительно за 8-12 месяцев до повреждения оборудования.
Например, ТТ-330 с tgб =1,0% (норма по tgб для ТТ-330 – 1.0 %), ТТ по результатам тепловизионной диагностики демонтирован и заменен.
На рис. 1.6 и рис. 1.7 изображен ТТ 330 кВ в обычном видимом диапазоне и в инфракрасном. Нормы ХАРГ для ТТ-330 отсутствуют, можно опираться только на результаты накопленного опыта. Обычно эти данные сравнивают с ХАРГ трансформаторов с трех фаз присоединения, так как одновременно не бывает 3 плохих изделия. В данном случае при DT =1,0°C соответствовало tgб расч. =1,4% (25.05.98), DT=2,2°C соответствовало tgб расч. = 2,6% (от 2.06.98), измеренный при рабочем
