Опыт применения необратимых термоиндикаторов для контроля состояния контактных соединений электроустановок

В статье рассматривается трехлетний опыт применения термоиндикаторов для контроля состояния контактных соединений электроустановок АО «Чукотэнерго».

Сливко Д.П., главный инженер АО «Чукотэнерго»
Тищенко С.Е., заместитель главного инженера АО «Чукотэнерго»

Эксплуатация электроустановок изолированных систем Крайнего Севера накладывает повышенные требования к обеспечению их надежности. Одним из немаловажных аспектов является своевременное выявление дефектов для предотвращения отключений и аварий, которые в суровых климатических условиях с технологически изолированными энергообъектами создают высокие риски нарушения жизнедеятельности социальных объектов и функционирования промышленных предприятий. Степень важности также обусловлена длительностью отопительного сезона, который в большинстве населенных пунктов Чукотки не прерывается.

Отдельное внимание при осмотрах электроустановок необходимо уделять состоянию контактных соединений. В соответствии с РД 4.45-51.300-97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [1] предусмотрен тепловизионный контроль контактных соединений, периодичность которого для электроустановок до 35 кВ составляет один раз в три года. Установленная периодичность, как показывает практика, является недостаточной для своевременного выявления дефектов. Учащенное проведение тепловизионной диагностики на удаленных объектах требует существенных дополнительных затрат в связи с необходимостью привлечения квалифицированных специалистов и труднодоступностью объектов. Кроме того, провести тепловизионный осмотр контактных соединений в момент максимальной нагрузки сети не всегда представляется возможным ввиду климатических условий Крайнего Севера.

В этой связи актуальным вопросом является поиск эффективных и простых методов теплового контроля контактных соединений.

АО «Чукотэнерго» — первая компания группы «РусГидро», в которой было предложено использовать необратимые термоиндикаторы для контроля состояния контактных соединений. Эксплуатация термоиндикаторов в АО «Чукотэнерго» началась в 2022 году. Термоиндикаторы установлены на контактных соединениях ТП/РП г. Анадыря, а также на Анадырской, Газомоторной, Чаунской ТЭЦ и Эгвекинотской ГРЭС. Общее количество установленных термоиндикаторов составляет 35 834 штуки.

Термоиндикаторный контроль контактных соединений заключается в установке и последующем периодическом визуальном контроле необратимых термоиндикаторов [2, 3]. Вывод о наличии или отсутствии дефекта делается на основании изменения цвета термоиндикаторных точек.

Для оценки состояния контактов использовались одно- и многотемпературные термоиндикаторы (рисунок 1). По результатам эксплуатации следует отметить очевидное преимущество многотемпературных термоиндикаторов перед однотемпературными — при срабатывании последних возникает необходимость проведения тепловизионного осмотра для установления степени развития дефекта и определения сроков вывода оборудования в ремонт.

При использовании трех- или четырехтемпературных термоиндикаторов вывод о степени развития дефекта можно сделать без использования тепловизора. Если верхняя температура срабатывания термоиндикатора соответствует наибольшему допустимому значению температуры нагрева контактного соединения, а нижняя незначительно превышает температуру нагрева контролируемого узла при максимальной нагрузке (для контактных соединений электроустановок Крайнего Севера принято значение 60°С), то можно руководствоваться следующим правилом:

• отсутствие сработавших термоиндикаторных меток свидетельствует об отсутствии дефекта;
• частичное (неполное) срабатывание термоиндикаторных меток свидетельствует о развитии дефекта (при этом немедленный вывод оборудования в ремонт не требуется);
• срабатывание всех термоиндикаторных меток свидетельствует о наличии аварийного дефекта и необходимости вывода оборудования в ремонт.

На объектах АО «Чукотэнерго» в настоящий момент эксплуатируются термоиндикаторы с температурами срабатывания, представленные на рисунке 2.

По результатам эксплуатации необходимо отметить, что среднее количество новых дефектов, возникающих на ТЭЦ в течение одного года, составляет от 10 до 18 штук. Все возникавшие дефекты были зарегистрированы на ранней стадии и выявлялись во время проведения текущих ремонтов. Такой подход позволяет с высокой эффективностью не допустить перехода дефекта в аварийное состояние и предотвратить возникновение технологического нарушения. По итогам трех лет эксплуатации можно сделать вывод, что периодичность осмотра один раз в шесть месяцев достаточна, чтобы не допустить появление аварийных дефектов контактных соединений, требующих незамедлительного вывода оборудования в ремонт.

Дефекты контактных соединений выявлялись преимущественно на контактах и контактных соединениях выключателей, магнитных пускателей, электродвигателях и выводах трансформатора. Больше половины зафиксированных термоиндикаторами дефектов, в том числе аварийных, не были выявлены при тепловизионном осмотре по причине отсутствия достаточного тока нагрузки в момент измерения.

Выявленные дефекты (рисунок 4) позволили избежать:

• повреждения электродвигателя, в результате неполнофазной работы;
• разрушения кабельной концевой муфты с аварийным отключением оборудования;
• отгорания питающего кабеля от шин в результате ослабления болтового соединения;
• нарушений электроснабжения собственных нужд в связи со скрытыми дефектами на стыках ошиновки.

Сопоставляя затраты на приобретение и монтаж термоиндикаторных наклеек с возможными последствиями технологических нарушений (повреждение электрооборудования, недоотпуск электрической и тепловой энергии, репутационные и имиджевые риски) даже без глубоких расчетов просматривается явная экономия.

Применение термоиндикаторов особенно актуально в распределительных устройствах, в которых не установлена защита от дуговых коротких замыканий, возникающих, в том числе, в результате чрезвычайных нагревов контактных соединений.

По результатам эксплуатации был разработан СТО «Необратимые термоиндикаторы. Общие технические требования. Методики оценки технического состояния контактов, контактных соединений электрооборудования и ЛЭП с помощью термоиндикаторов» [4], утвержденный и введенный в действие впервые в 2023 году.

ЛИТЕРАТУРА

1. РД 34.45–51.300–97. Объем и нормы испытаний электрооборудования. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200005329.
2. Гвоздев Д.Б., Иванов Р.В., Севастьянов А.В., Болонов В.О. Об организации теплового контроля контактных соединений электрооборудования 0,4–10 кВ в ПАО «Россети Московский регион» // ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение, 2024, № 2(83). С. 96–104.
3. Львов М.Ю., Львов Ю.Н., Новиков Н.Л., Лесив А.В., Серебрянников Е.Е. Контроль состояния контактов и контактных соединений при эксплуатации электроустановок распределительных электрических сетей // Энергия единой сети, 2024, № 2(73). С. 12–25.
4. СТО РусГидро 02.02.146–2023. Необратимые термоиндикаторы. Общие технические требования. Оценка технического состояния контактов и контактных соединений электрооборудования и ЛЭП, электродвигателей и гидрогенераторов с помощью термоиндикаторов. Утв. приказом ПАО «РусГидро» от 29.11.2024 № 834. URL: https://rushydro.ru/activity/safety/library/teksty-deystvuyushchikhstandartov-pao-rusgidro/.