К вопросу диагностики линейной изоляции

В статье приведены результаты исследований по выявлению влияния росы, тумана, дождя, загрязнений и срока эксплуатации распространенных изоляторов на разрядное напряжение, омическое сопротивление, амплитуды синусоидальной составляющей тока утечки и импульсов частичных и коронных разрядов, механическую прочность, а также распределение напряжения по гирлянде. Полученные зависимости могут быть использованы в разработке технологий риск-ориентированного управления линейной изоляцией.

Титов Д.Е.,: к.т.н., научный сотрудник центра по энергетическим системам Сколковского института науки и технологий
Волхов К.В.,: начальник службы линий электропередачи ПО КЭС филиала ПАО «МРСК Юга» — «Волгоградэнерго»
Кудрявцев А.А.,: главный инженер ООО «Экспертный центр технологических решений»
Котоливцев В.В.,: начальник департамента развития и инноваций ПАО «МРСК Юга»
Петренко С.А.,: ведущий инженер кафедры «Электроснабжение промышленных предприятий» КТИ (филиал) ВолгГТУ

Актуальность

В 2017 году в единой национальной электрической сети (ЕНЭС) 49% магистральных и 51% распределительных ЛЭП находятся в эксплуатации более 35 лет. Динамика старения парка оборудования — отрицательная [1]. Линейная изоляция соответствует тренду: при сохранении темпов замен в «Волгоградэнерго», последняя ныне эксплуатируемая подвеска будет заменена через 150 лет (рисунок 1).

Причина в недостатке финансирования, огромной задолженности перед «МРСК Юга». Подобная ситуация в большинстве сетевых компаний России. По известным авторам данным стоимость изоляторов ПС-70 Е, получаемых сетевыми предприятиями достигает 580 рублей и выше за штуку (без НДС). Поэтому масштабная замена линейной изоляции ЕНЭС в ближайшие годы не представляется возможной. Данная статистика уже отражается на отказах (рисунок 2).

Из 293 перекрытий за последние 11 лет на ВЛ 110 кВ ПО КЭС «Волгоградэнерго» совокупной протяженностью 1009 км (составляет 27,3% от общего числа отказов ВЛ), 195 произошли в утренние часы при росообразовании на поверхности изолятора (67% от общего числа перекрытий). Отказы при перекрытии изоляции не приводят к большим недоотпускам электроэнергии (более 70% сопровождаются успешным действием АПВ), но требуют затрат порядка 25–40 тысяч рублей на послеаварийные мероприятия, включая затраты на амортизацию выключателя, новую гирлянду, выезды для съема показаний приборов, на осмотр и на замену изоляторов (из консультаций с линейными службами МРСК Урала и МРСК Юга).

Рис. 1. Отношение общего числа изоляторов к числу отработавших 30 и более лет, числу замененных за период 2011–2016 годы в «Волгоградэнерго» с разбивкой по производственным отделениям

Рис. 2. Количество отключений в ПО КЭС «Волгоградэнерго» по причине перекрытия изоляции несвязанные с грозовой активностью) за период 2006–2016 гг.

Техническая политика ПАО «Россети» в качестве решения проблемы старения парка оборудования предполагает последовательный переход от системы планово-предупредительного оказания воздействия на активы к риск-ориентированному правлению активами [1]. Эксплуатация линейной изоляции не является исключением, но на данный момент отсутствуют реальные способы выявления риска перекрытия изоляторов с целью их ранжирования при планировании ТОиР:

визуальная диагностика фарфоровых и полимерных изоляторов бесполезна, стеклянных изоляторов — субъективна как минимум. В условиях ускорения срабатывания защит стеклодеталь изолятора не успевает разрушаться;
диагностика современными УФ-приборами со счетчиками импульсов улучшает достоверность диагностики, но требует исследований, направленных на повышение качества интерпретации данных, учета метеоусловий в точке контроля, типа и количества изоляторов в гирлянде;
диагностика изоляции ИК-приборами возможна, но требует подъема на высоту, наличия облачной погоды без ветра и осадков, а также положительной температуры [2, 3];
другие способы аппаратной диагностики на основе анализа электромагнитного поля и т.д. — дорогостоящие, требуют установки приборов на ВЛ, решения задач их питания и обеспечения связи, а также не позволяют ранжировать изоляторы по риску перекрытия.

Цель и задачи исследований

Целью исследований является разработка технологии рискори ен тированного управления линейной изоляцией.

Задачи исследования:

Выявление перечня измеримых и визуально распознаваемых показателей состояния линейной изоляции, влияющих на вероятность перекрытия изолирующей подвески, сбор которых возможен в полевых условиях.
Проведение лабораторных исследований над распространенными типами изоляторов с целью выявления степени корреляции значений показателей состояния между собой и с вероятностью перекрытия изолирующей подвески.
Разработка математической модели по результатам лабораторных исследований, позволяющей на основе совокупности собранных с эксплуатируемых изоляторов данных ранжировать изоляторы по вероятности перекрытия в единицу времени.
Разработка технических и организационных решений, позволяющих минимизировать трудоемкость сбора и обработки первичных данных для риск-ориентированного управления линейной изоляцией.

В данной статье описываются неожиданные выводы по результатам решения первых двух задач.

Показатели состояния линейной изоляции

На основе анализа руководящих документов по испытаниям изоляторов, листов осмотра служб ЛЭП, опыта применения различных приборов контроля изоляции в эксплуатации и субъективных оценок авторов были выбраны показатели состояния линейной изоляции, сбор которых возможен в полевых условиях (таблица 1).

Измерение амплитуд токов возможно с помощью устройств индикации пробоя (УИП). На данный момент реализован прототип УИП (рисунок 3) и программного комплекса для визуализации данных. УИП измеряет ток через подвеску и по радиоканалу передает в радиусе 100 метров. При перекрытии в течение 48 часов транслируется сигнал о факте перекрытия в радиусе 1 км. Данные о токах утечки сохраняются при плановых осмотрах. После перекрытия УИП информирует о месте аварии.

Рис. 3. Внешний вид прототипа УИП, который одевается на однолапчатое ушко подвески или оконцеватель полимерного изолятора

Все показатели состояния в таблице 1 (кроме 2 и 3) требуют измерения температуры и влажности воздуха в месте контроля, учета типа и количества изоляторов в гирлянде, класса напряжения ВЛ, которые влияют на эталонное значение показателя.

Табл. 1. Показатели состояния линейной изоляции
№	Показатель состояния	Способ сбора данных	Потенциальная мас штаби ру е мость	Единицы измерения
1	Интенсивность частичных и коронных разрядов в УФ-спектре	Применение современных УФ-камер при осмотрах	Все изоляторы	ед./мин.
2	Число изоляторов в гирлянде со следами ржавчины	Визуально при осмотрах	Все изоляторы	ед.
3	Наличие видимых полевых и других загрязнений, а также повреждений поверхности	Визуально при осмотрах	Все изоляторы	да/нет или в градации
4	Сопротивление постоянному току	Измерения мегомметром при отключении ВЛ	Единицы подвесок	МОм
5	Амплитуда импульсов тока утечки при разрядах	Измерения стационарными устройствами	Выборочная установка	мА
6	Амплитуда синусоидальной составляющей тока утечки	Измерения стационарными устройствами	Выборочная установка	мкА
7	Распределение напряжения по гирлянде изоляторов	Применение измерительных штанг	Единицы подвесок	кВ
8	Напряженность электрического поля	Установка стационарных анализаторов поля	Выборочная установка	В/м
9	Локальная температура нагрева изолятора	Применение ИК-камер при осмотрах	Все изоляторы	°С

Особенности проведенных лабораторных исследований

В лаборатории АО «ЮАИЗ» в феврале 2017 года авторы статьи провели исследования параметров изоляторов с целью выявления степени корреляции значений показателей состояния между собой и с вероятностью перекрытия изолирующей подвески (рисунок 4).

Исследования проводились в соответствие с требованиями стандартов [4–7], но были и отличия:

Исследование электрических характеристик изоляторов проводились не только в экстремальных предразрядных режимах, но и в различных условиях, соответствующих условиям эксплуатации (погодные условия, фазные напряжения, реальные загрязнения и т.д.) с целью диагностики изоляторов по результатам плановых осмотров.
Для исключения влияния случайных факторов, обусловленных различием в электрических характеристиках отдельных изоляторов в составе гирлянды, большинство экспериментов были проведены на единичных изоляторах с предварительным подтверждением возможности аппроксимации результатов на гирлянду.

Рис. 4. Процесс одновременного съема показаний осциллографа и УФ-камеры при повышении прикладываемого к гирлянде напряжения (слева); общий вид климатической камеры с разрядными шарами (справа)

Рис. 5. Верхний изолятор гирлянды до и после чистки щелочным средством «Крот» (10 мин. ожидания после нанесения и протирания с последующим обмывом)

Параллельные измерения токов утечки, омических сопротивлений изоляторов, распределения напряжений по гирлянде, разрядных напряжений единичных изоляторов и гирлянды, а также наблюдение зон и интенсивности частичных и коронных разрядов с помощью УФ-камеры Corocam-6D проводились до и после чистки изоляторов для выявления влияния факторов загрязнения и старения изолятора по отдельности. Для чистки были применены различные вещества согласно [8]. Наилучший результат для очистки полевых загрязнений был достигнут при применении соляной кислоты 20% и щелочных средств для очистки труб (рисунок 5).
Использование бывших в эксплуатации в «Волгоградэнерго» изоляторов с неравномерными полевыми загрязнениями возрастом от 12 до 47 лет, в том числе со следами перекрытия (объем выборки — 360 изоляторов);
Учет влияния неравномерности поверхностных загрязнений (с помощью мегомметра измерялось сопротивление между шапкой и пестиком — суммарное объемное и поверхностное сопротивление R_П; пестиком и торцом — R_П нижней части изолятора; шапкой и торцом — R_П верхней части изолятора); на торец стеклодетали была нанесена электропроводящая краска.
Использование предварительного охлаждения изолятора до отрицательных температур с последующим приложением разрядного напряжения в условиях абсолютной влажности для более точного моделирования процесса росообразования на изоляторе (моделирование тумана, напротив, проводилось с предварительным подогревом изолятора на 10–15 градусов выше температуры пара для предотвращения выпадения росы на поверхности).

Результаты исследований

Влияние росы, загрязнений и срока эксплуатации на U50% и омическое сопротивление. Получены зависимости разрядных напряжений U50% (здесь и далее — действующее значение напряжения, вызывающее в 50% случаев приложения разряд по изолятору) от срока эксплуатации изоляторов в нормальных условиях и в условиях насыщенной влажности и росообразования, в том числе для очищенных изоляторов (рисунок 6).

Рис.6

Рис. 6. Зависимость U50% от срока эксплуатации верхнего в гирлянде изолятора ПС-70Е и аналогичных ему ПС-6А, ПС-6Б (усредненное значение по выборке гирлянд, собранных в 3 районе по степени загрязнения)

Как видно из графика U_50% в нормальных условиях (сухая поверхность) не коррелирует со сроком эксплуатации и практически соответствует _U50% нового сухого изолятора (точка слева на графике). Роса на полевых загрязнениях снижает U_50% до 74%. Даже ручная чистка восстанавливает U_50% до 86 % от U_50% нового изолятора под росой. Следовательно, растворение полевых загрязнений в равномерно распределенной по поверхности росе почти в 2 раза усиливает эффект снижения U_50% под росой, что является причиной «утренних отключений» и объясняет их редкость на новых (чистых) изоляторах.

Омическое сопротивление сухого изолятора определяется сопротивлением стеклодетали между пестиком и шапкой и составляет в среднем 250 тысяч МОм. Под росой сопротивление изолятора определяется сопротивлением поверхностного слоя изолятора, снижается до 5–50 МОм на загрязненных и чистых изоляторах соответственно. При этом отношение сопротивлений поверхностного слоя верхней и нижней части стеклодетали составляет в среднем 1:10 для новых изоляторов и колеблется в широких пределах для загрязненных изоляторов от 0,06 до 16 единиц.

Влияние росы, загрязнений и срока эксплуатации на ток утечки. Получены зависимости амплитуд синусоидальной составляющей и импульсов тока утечки (здесь и далее — максимальное значение импульсов частичных и коронных разрядов на 10-секундной осциллограмме) от наличия росы, загрязнений и срока эксплуатации изоляторов в нормальных условиях и в условиях насыщенной влажности и росообразования (рисунок 7). Под росой синусоидальная составляющая тока утечки возрастает в десятки раз, что приводит к обильному тепловыделению и, при подсыхании влаги, способствует возникновению частичных разрядов на более низких уровнях напряжения (красная и фиолетовая линии на рисунке 7 снизу). При увеличении прикладываемого к изолятору напряжения (например, из-за более быстрого высыхания остальных изоляторов в гирлянде) происходит перекрытие при импульсах до 0,4 А в предразрядном режиме. Причем, на загрязненных изоляторах импульсы еще меньше. На сухих изоляторах наблюдались импульсы до единиц ампер при напряжении до 70 кВ. Меньшие амплитуды импульсов под росой объясняются тем, что сплошной слой мелкодисперсной влаги стремится выровнять потенциалы. В целом, импульсы тока утечки на одинаковых изоляторах имеют значительно большую дисперсию, чем синусоидальная составляющая, и не позволяют однозначно судить о их состоянии, что подтверждает предыдущие исследования [9]. Амплитуда синусоиды, напротив, сильно зависит от наличия росы и загрязнений и позволяет более точно судить о состоянии изолятора как видно из рисунка 7 (сверху). На загрязненном изоляторе под росой (фиолетовая линия) наблюдалась синусоида амплитудой в 40 мА при напряжении до 35 кВ).

Рис. 7. Зависимости амплитуд синусоидальной составляющей (сверху) и импульсов (снизу) тока утечки от прикладываемого напряжения для нового ПС-70Е и эксплуатируемого 47 лет ПС-6А

Влияние тумана и дождя на ток утечки и U_50%. Исследования характеристик отдельных изоляторов в климатической камере и в дождевальной установке показали, что ток утечки и _U50% изменяются незначительно, что подтверждает малую значимость наличия тумана для образования устойчивого перекрытия и объясняет редкое возникновение перекрытий под дождем по причине отсутствия увлажнения нижней части изолятора.

Влияние росы, загрязнений и срока эксплуатации на распределение напряжения по гирлянде. Получено распределение напряжений по гирлянде стеклянных изоляторов, которое качественно повторяет распределение по гирлянде «нормальных» фарфоровых изоляторов [10], с той разницей, что изоляторы в центральной части гирлянды испытывают значительно меньшее напряжение, чем нижней (рисунок 8).

Рис. 8. Распределение напряжения на гирлянде из новых ПС-70Е и эксплуатируемых 44 года ПС-6А

Выявлено, что загрязнения на гирлянде способствуют выравниванию уровней напряжений на отдельных изоляторах, причем напряжение на нижнем — максимальное, и при движении к заземленному концу равномерно снижается.

Увлажнение новых и бывших в эксплуатации изоляторов показало неожиданные результаты: напряжение смещается к верху гирлянды. Распределение напряжения выравнивается. Напряжение на нижнем изоляторе приближается к напряжению на верхнем (среднее напряжение на верхнем и нижнем изоляторах по результатам опытов на 6 гирляндах разных возрастов в условиях росообразования по 11 кВ, в сухом режиме 5 кВ и 31 кВ соответственно).

Видеосъемка и съемка с помощью УФ-камеры Corocam-6 D показали, что развитие дуги начинается на верхнем или нижнем изоляторах в зависимости от степени загрязнений и легко переходит на изоляторы в центре, так как к ним во влажном режиме приложено изначально большее напряжение (рисунок 9). Данный факт объясняет наличие утренних отключений в условиях росообразования.

Рис. 9. Распределение частичных и коронных разрядов в момент начала перекрытия

Влияние срока эксплуатации на остаточную механическую прочность. На изоляторах возрастов от 12 до 47 лет были проведены испытания на остаточную механическую прочность согласно [4, 5]. Все 28 изоляторов выдержали испытания (80–113 кН при норме в 70 кН и 60–100 кН для остатка изолятора (с предварительным разрушением стеклянной части) при норме в 50 кН). Не выявлено корреляции между возрастом изолятора и его прочностью, что в совокупности с полученными результатами увеличения U_50% после чистки (рисунок 6) подтверждает перспективность проведения «глубокой» чистки изоляторов с целью снижения стоимости обновления линейной изоляции.

Выводы

Выявлено отсутствие реальных способов выявления риска перекрытия изоляторов ВЛ с целью их ранжирования при планировании ТОиР.
Выбраны показатели состояния линейной изоляции, влияющие на вероятность перекрытия изолирующей подвески, сбор которых возможен в полевых условиях.
Разработан прототип устройства для диагностики изоляторов по току утечки.
Растворение полевых загрязнений в росе почти в 2 раза усиливает эффект снижения разрядного напряжения на изоляторах под росой. Загрязнения и увлажнение гирлянды способствуют выравниванию уровней напряжений на отдельных изоляторах. Развитие дуги начинается на верхнем или нижнем изоляторах и легко переходит на изоляторы в центре, так как к ним во влажном режиме приложено изначально большее напряжение. Данные факты объясняют наличие утренних отключений в условиях росообразования.
Под росой синусоидальная составляющая тока утечки возрастает в десятки раз, что приводит к обильному тепловыделению и при подсыхании влаги способствует возникновению частичных разрядов на более низких уровнях напряжения. Предразрядные импульсы тока на загрязненных влажных изоляторах на порядок меньше импульсов сухих чистых изоляторов. Импульсы тока утечки на одинаковых изоляторах имеют значительно большую дисперсию, чем синусоидальная составляющая. Амплитуда синусоиды сильно зависит от наличия росы и загрязнений и позволяет более точно судить о состоянии изолятора.
Не выявлено корреляции между возрастом изолятора и его прочностью, что в совокупности с полученными результатами увеличения разрядного напряжения после чистки подтверждает перспективность проведения «глубокой» чистки изоляторов с целью снижения стоимости обновления линейной изоляции.

В связи с обширностью вопросов в части изучения поведения загрязненной изоляции с разной природой загрязнений исследования будут продолжены.

Авторы статьи благодарны за помощь директору ДТРиИ ПАО «Россети» В.В. Софьину, сотрудникам АО «ЮАИЗ» О.И. Ефимову, В.Г. Смирнову, Н.В. Мовсум-Заде, ПАО «МРСК Юга» П.Н. Бабешко и А.В. Золотареву и «МРСК Урала» Г.Е. Буракову и Д.Д. Каплину.

Литература

Положение ПАО «Россети» «О единой технической политике в электросетевом комплексе» (протокол от 22.02.2017 № 252).
Основные положения методики инфракрасной диагностики электрооборудования и ВЛ. РД 153-34.0-20.363-99. Дата введения 01.06.2000 г.
Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.45-51.300-97. 6-е издание (с изменениями и дополнениями по состоянию на 01.03.2001 г.).
Изоляторы линейные подвесные тарельчатые. Общие технические условия. ГОСТ 6490-93. М.: Стандартинформ, 2005.
Изоляторы подвесные для ВЛ 110–750 кВ. Методы испытаний. СТО 56947007-29.240.069-2011. Стандарт организации ПАО «ФСК ЕЭС». Дата введения 31.01.2011 г.
Методы испытаний высоким напряжением. Часть 1. Общие определения и требования к испытаниям. IEC 60060-1:2010. Дата введения 29.09.2010 г.
Методы испытаний высоким напряжением. Измерения частичных разрядов. ГОСТ Р 55191-2012 (МЭК 60270:2000). Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26.11.2012 г. № 1183-ст.
Изоляция электроустановок в районах с загрязненной атмосферой. Эксплуатация и техническое обслуживание. СТО 56947007-29.240.133-2012. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС». Дата введения 29.10.2012 г.
Мерхалев С.Д., Соломоник Е.А. Изоляция линий и подстанций в районах с загрязненной атмосферой. Под общ. ред. Б.И. Леоновой, В.А. Кипрушева. Л.: «Энергия», 1973. 155 с.
Типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35–800 кВ. РД 34.20.50494. Утв. ОАО РАО «ЕЭС России» 19.09.1994 г.