С каждым годом всё актуальнее стоит вопрос повышения надежности работы оборудования при одновременном сокращении финансовых и трудовых ресурсов. Одним из вариантов снижения затрат и обеспечения эффективной работоспособности оборудования является переход с планово-предупредительного ремонта на техническое обслуживание и ремонт (ТОиР) по техническому состоянию (ТС). Такое обслуживание позволяет повысить надежность электроснабжения, обеспечить рациональное использование ресурсов, а также повысить эффективность ремонтных работ и продлить срок службы материальных активов.

Для перехода на стратегию ТОиР по ТС необходимо обеспечить наличие актуальной и достоверной базы данных испытаний и диагностики оборудования для управления сетевыми активами. Это может быть достигнуто за счет более высокого уровня обслуживания со стороны эксплуатирующего персонала и повышения требований к диагностике и мониторингу состояния оборудования. Использование новейших методов диагностики, выявляющих дефекты от «зарождающихся» до «требующих обслуживания», позволит создать эффективные методы оценки текущего состояния оборудования.

Одним из развивающихся методов контроля «зарождающихся» дефектов является метод измерения частичных разрядов (ЧР), образующихся в электрическом поле при загрязнении или разрушении поверхностного слоя изоляции. В методе измерения ЧР основным параметром, прогнозирующим состояние изоляции, является интенсивность разрядов, которая определяется по внешним проявлениям процесса: звуковым (ультразвуковым) и световым импульсам, электрическим процессам, выделению газов, нагреву диэлектрика. Отсутствие ЧР является одним из признаков нормального состояния изоляции.

В настоящее время в электроэнергетике в качестве основных дистанционных средств диагностирования [5] зарекомендовали себя приборы, работающие по принципу тепловизионного контроля [4, 7] с использованием инфракрасных (ИФ) или ультрафиолетовых (УФ) технологий [3, 6].
ИФ метод заключается в измерении инфракрасного излучения, обусловленного нагревом. Невидимое инфракрасное излучение с помощью тепловизоров преобразуется в видимый человеком сигнал. Данный метод позволяет регистрировать изменения температуры в доли градуса, однако при мониторинге на большом расстоянии, например при контроле коронных разрядов на линиях электропередач, простые ИФ сканеры не обладают достаточной разрешающей способностью. Для решения таких задач применяют приборы, работающие в ультрафиолетовом диапазоне.

Ультрафиолетовые сканеры способны дистанционно выявить дефекты изоляции на ранних стадиях, сопровождающиеся поверхностными частичными или коронными разрядами, наблюдение которых возможно именно в ультрафиолетовом диапазоне. Сопровождающийся при ЧР процесс электрохимической коррозии приводит к постепенному разрушению элементов изоляции за счет выделения из воздуха азота, его реакцией с влагой и получением азотной кислоты. Но возможности УФ сканеров ограничены, так, например, нагрев из-за плохого контактного соединения или утечку тока зафиксировать не удастся.

Новинкой диагностики оборудования являются ультразвуковые (УЗ) приборы, способные совместить в себе все положительные стороны ИФ и УФ сканеров.

Принцип действия прибора основан на выявлении неслышимых человеческим ухом ультразвуковых возмущений, излучаемых работающим оборудованием [1] с последующим преобразованием сигнала в доступную для человека форму восприятия. На основании показаний прибора в зависимости от уровня и характера шума можно сделать определенные выводы по стадии повреждения и необходимости их устранения.

В качестве испытуемого УЗ сканера нам был предоставлен ручной прибор, способный визуализировать на дисплее в режиме реального времени источник звуковой активности. В приборе также реализована функция анализа сигнала, позволяющая оценить вид дефекта: внутренний разряд, коронный разряд или шумовые явления. Данная способность позволяет в режиме реального времени без отключения оборудования проводить диагностику для обнаружения дефектов на ранних стадиях развития, когда ИФ и УФ сканеры еще не определяют дефект по критическому значению нагрева.

Специализированный институт по проектированию объектов энергетики ООО «СамараНИПИнефть» с целью проверки эффективности УЗ метода технической диагностики организовал проведение демонстрационных испытаний УЗ сканера на объектах АО «Самаранефтегаз». В качестве наблюдателей и участников испытаний были приглашены представители служб энергетиков из нескольких обществ ПАО «НК «Роснефть». В процессе испытаний УЗ сканером выполнялось обследование энергетического оборудования на ПС 110/35/6 кВ «УКПН-2», учебном полигоне АО «Самаранефтегаз», а также в котельной. Результаты УЗ диагностики сравнивались с информацией, полученной от применяемых ИФ и УФ камер.

В ходе обследования силового трансформатора 110/35/6 кВ (С-1-Т) на поверхности фазы «В» опорного изолятора ИОС-35 (рис. 1а) УЗ сканер выявил разрядную активность с уровнем сигнала 23 дБ. Участники испытаний поинтересовались у представителя производителя УЗ оборудования, о чем свидетельствует данный уровень сигнала и в какой степени выявленный дефект критичен. После изучения действующих нормативных документов [1, 2, 6] выяснилось, что в них не регламентированы критерии уровней ЧР и отсутствуют четкие указания, какой уровень дБ является нормальным, а при каком требуется аварийный вывод оборудования в ремонт. В условиях отсутствия нормативной документации представитель производителя УЗ оборудования предложил участникам испытаний руководствоваться результатами исследований, проводимыми в этой области [9]. Уровень ЧР в 23 дБ был оценен как развивающийся дефект, требующий периодического мониторинга и контроля. Для сравнения: проведено дополнительное обследование ИФ сканером (рис. 1б), которое выявило незначительный нагрев контакта ввода. При этом точка перегрева определена ИФ сканером автоматически в другом месте, что создает вероятность пропуска при исследовании зарождающегося дефекта.

Дальнейшие исследования УЗ сканером на подстанции выявили на фазе «В» разъединителя 110 кВ в месте контактного соединения ЧР на уровне 18,4 дБ. Автоматический анализ диаграммы ЧР, в соответствии с настройками производителя, определил данный разряд как коронный «разряд в воздух», что не является прямым дефектом и не носит разрушающего характера для оборудования (косвенное разряжение происходит через окисление озоном, выделяющимся при коронном разряде). Для сравнения результатов технической диагностики проведено дополнительное обследование ИФ сканером, которое не выявило нагрев.

В ходе обследования гирлянды изоляторов портала 110 кВ УЗ сканер зафиксировал уровень ЧР на уровне 23 дБ и один четко локализующийся источник — нижняя тарелка гирлянды (рис. 2а). УЗ сканер определил данный разряд как «разряд на поверхности или внутреннем компоненте». Уровень сигнала соответствует критерию «развивающийся дефект». Для сравнительного анализа проведена проверка гирлянды изоляторов портала 110 кВ с помощью УФ сканера и обнаружена активность с внутренней части нижней тарелки изолятора (рис. 2б), а проверка ИФ сканером зафиксировала наличие нагрева в указанной точке (рис. 2в) до величины 8,9 °C.

С целью сравнения эффективности обнаружения дефекта гирлянды изоляторов портала 110 кВ при отсутствии прямой видимости с помощью разных технологий диагностики были произведены замеры с противоположной стороны портала. При этом зона ЧР на внутренней поверхности тарелки изолятора закрыта толщей тела тарелки. УЗ сканер зафиксировал ультразвуковой сигнал ЧР
(рис. 2г), который стал ослабленным до уровня 15 дБ (уменьшился на 6 дБ от сигнала прямой видимости). УЗ сканер также определил ЧР как «разряд на поверхности или внутреннем компоненте». Сравнительное обследование УФ сканером разряды не выявило, т.к. зона ЧР закрыта телом тарелки изолятора (рис. 2д). Обследование ИФ сканером с тыльной стороны тарелки изолятора также не выявило наличие нагрева точки ЧР (рис. 2е). Таким образом, в условиях непрямой видимости УЗ сканер обладает более высокой чувствительностью к обнаружению дефектов.

Для проведения испытаний УЗ сканера на учебном полигоне АО «Самаранефтегаз» электротехнической лабораторией была организована подача напряжения с шагом 5 кВ от 25 до 40 кВ на линию, где был установлен изолятор, имеющий повышенный ток утечки. Целью испытаний являлась оценка зависимости уровня ультразвука, полученного по результатам УЗ сканера от уровня напряжения и имеющегося дефекта [8] (поверхностные разряды на изоляторе). При напряжении 25 кВ УЗ сканер зафиксировал уровень ЧР на тарелке изолятора на уровне 17 дБ, что оценивается как зарождающаяся стадия дефекта. Результаты обследования УФ сканером подтвердили наличие поверхностного частичного разряда на тарелке изолятора. Результаты обследования ИФ сканером подтвердили незначительный (слабо различимый) нагрев в зоне частичного разряда на тарелке изолятора. В ходе испытаний была снята зависимость уровня ультразвукового ЧР на дефектном изоляторе при напряжениях 25, 30, 35, 40 кВ. Анализ полученных результатов свидетельствует о линейной зависимости влияния напряжения на уровень интенсивности ЧР. Каждое повышение уровня напряжения на 5 кВ увеличивает уровень интенсивности ЧР на +3 дБ.

Для изучения всех возможностей УЗ сканера выполнялось обследование технологического оборудования котельной с целью определения мест дефектов оборудования, утечек в трубопроводах и кранах, выявления элементов системы, находящихся в работе, и выявления источников шумового загрязнения.

В ходе проведения обследования УЗ сканером в котельной выявлен источник шумового загрязнения. Локализация шума была определена на расстоянии более 20 м в конце цеха. Источник шума не являлся дефектом, но производил шумовое загрязнение цеха, которое возможно уменьшить с помощью звукоизолирующих средств.

Для проверки возможностей УЗ сканера проводилась имитация протечки клапана дренажного трубопровода. Вначале были проведены замеры шума на корпусе крана в закрытом состоянии, а когда кран был приоткрыт, то УЗ сканер зафиксировал появление источника шума.

В ходе испытаний УЗ сканер продемонстрировал способность выявлять элементы системы, находящиеся в работе. Обследования проводились на двух одинаковых питательных насосах, один из которых находился в работе (рис. 3а), а также на двух ветках трубопровода с одной работающей веткой (рис. 3б).