Приложение в.
(обязательное)
Лабораторная работа №15
Контроль механического состояния опорно-стержневых фарфоровых изоляторов комплексом МИК-1.
Цель работы: изучение вибро-акустического метода контроля механического состояния опорно-стержневых изоляторов фарфоровых 110-220 кВ и комплекса МИК-1.
Порядок выполнения работы
Знакомство с мобильным индикаторным комплексом
Выполнение измерений на изоляторе (Рис. В1)
Скопировать информацию с БР Индикатора в компьютер (программа «LogoTransfer 1.0»
Анализ результатов диагностики технического состояния изоляторов (программа «LogoWork 1.0.»
Изучение ПО «Изолятор».
В отчёте привести рисунок БР, данные изолятора, температуру, характерные спектры, результаты анализа, диагноз.
Рисунок В1. Точки замера на нижнем (верхнем) фланце изолятора.
Контрольные вопросы.
Назначение комплекса МИК-1
Методы контроля механического состояния опорно-стержневой фарфоровой изоляции
Суть вибро-акустического метода контроля механического состояния ОСИ (МИК-1)
Критерии оценки механического состояния ОСИ по СПМ
Порядок работы
Программное обеспечение комплекса
ОГЛАВЛЕНИЕ
электрооборудования 0
1. Общие сведения 5
2. Диагностика маслонаполненного оборудования в процессе эксплуатации. 10
2.1. Периодический контроль состояния трансформатора под рабочим напряжением. 10
2.2. Хроматографический анализ газов. 10
2.3. Обследование отключенного трансформатора (традиционные методы контроля). 23
3.1. Краткий обзор систем 25
3.3 Адрес оборудования. 28
3.4. Оперативная информация 28
3.5. Описание пользовательского интерфейса ЭДИС "Альбатрос" 29
3.6. Порядок работы с ЭДИС "Альбатрос" 31
3.7. Режим "Измерения" 31
3.7.1. Панель адреса и Журнал событий 31
3.7.2. Оперативная информация и Параметры измерений 33
3.8. Панель анализа оперативной информации 37
3.9. Справочник 44
2. Работа с программой 72
2.1 Подготовка 72
2.2 Формирование карты подстанции 74
2.3 Ввод результатов измерений 76
2.4 Оценка состояния изоляторов 77
- разносить графики 78
- логарифмический масштаб по оси у 78
2.5 Формирование протокола обследования изоляторов 78
3. Копирование базы данных 79
4. Восстановление базы данных 80
Приложение А. 82
Приложение Б. 83
Приложение В. 84
Приложение В 82
АО "Мосэлектрощит" освоено производство выкатных элементов ВЭТ и ВЭТ-10 с элегазовыми выключателями для реконструкции распределительных устройств (КРУ) 6-10 кВ:
- ВЭТ-6 при реконструкции шкафов КРУ серий К-Х, K-XXI и XXV;
- ВЭТ-10 при реконструкции шкафов КРУ серий К-II и K-XXVI.
При использовании элегазовых выключателей не требуется применение специальных средств защиты от перенапряжений, поскольку указанные выключатели генерируют низкий уровень перенапряжений.
Рекомендуется применять для реконструкции КРУ 6-10 кВ выкатные элементы ВЭТ и ВЭТ-10 с элегазовыми выключателями.
6.4. О СНИЖЕНИИ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ, ВОЗДЕЙСТВУЮЩИХ
НА АВТОТРАНСФОРМАТОРЫ КЛАССОВ НАПРЯЖЕНИЯ 330 кВ И ВЫШЕ
В энергосистемах находится в эксплуатации более 800 автотрансформаторов классов напряжения 330 кВ и выше, в том числе автотрансформаторы 500 кВ, изготовленные более 30 лет назад.
Средний износ парка автотрансформаторов на 01.01.93 составил около 37%. В отдельных энергообъединениях износ достигает более 60%.
Начиная с 1991 г. в связи с общим повышением уровня рабочего напряжения в электрической сети 500 кВ и достижением в ряде точек ЕЭС значений выше определенных пунктом 15.11.17 ПТЭ износ изоляции автотрансформаторов, особенно работающих с перевозбуждением, существенно возрастает.
Защита автотрансформаторов от волн грозовых перенапряжений, набегающих с линий электропередачи, как правило, выполнена с использованием вентильных разрядников, имеющих защитные характеристики, значительно худшие по сравнению с защитными характеристиками ограничителей перенапряжений нелинейных (ОПН).
Специальных достаточно надежных средств защиты от коммутационных перенапряжений у автотрансформаторов, как правило, не устанавливалось.
Остаточный ресурс находящихся в эксплуатации (исправных) вентильных разрядников определить затруднительно, и при решении вопроса о замене исходят из их физического состояния и имеющейся наработки по сравнению с установленным техническими условиями (ТУ) сроком их службы.
В соответствии с изложенным рекомендуется осуществить в плановом порядке замену вентильных разрядников, подключенных к выводам высшего (ВН) и среднего (СН) напряжения автотрансформаторов классов 330 кВ и выше, проработавших 10 лет и более, а также других автотрансформаторов, имеющих значительно сниженные характеристики изоляции, на ОПН, руководствуясь Методическими указаниями по применению ограничителей перенапряжений нелинейных в электрических сетях 110-750 кВ.
При замене вентильных разрядников целесообразно предусматривать установку в распределительном устройстве 330 кВ и выше не менее двух ОПН на фазу (при необходимости допустима пофазная замена разрядников).
Демонтированные вентильные разрядники следует использовать для ремонтных целей, резерва, а также для замены аналогичных, имеющих срок наработки более установленного срока службы согласно ТУ, на других присоединениях и объектах.
6.5. О РЕКОМЕНДАЦИЯХ ПО ПРИМЕНЕНИЮ НАИБОЛЕЕ
ЭФФЕКТИВНЫХ МЕТОДОВ ДИАГНОСТИКИ РАЗВИВАЮЩИХСЯ
ДЕФЕКТОВ В ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИИ 110 кВ И ВЫШЕ
В 1989-1990 гг. ОАО "Фирма ОРГРЭС" был выполнен ряд работ по анализу аварийности высоковольтного электрооборудования и обобщению применения в энергосистемах нетрадиционных методов контроля его состояния.
Установлено, что более 60% развивающихся дефектов может быть выявлено на ранней стадии современными методами технической диагностики. К таким методам следует отнести:
- хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле;
- измерение комплексной проводимости;
- измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости под рабочим напряжением;
- измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости под приложенным напряжением, равным или приближающимся к рабочему;
- измерение интенсивности частичных разрядов;
- локацию частичных разрядов в баковом маслонаполненном электрооборудовании;
- измерение сопротивления короткого замыкания обмоток трансформатора;
- тепловизионный контроль оборудования и контактных соединений ОРУ и ВЛ;
- оценку влажности твердой изоляции силовых трансформаторов по результатам эксплуатационных испытаний tgd масла и изоляции;
- измерение тока проводимости вентильных разрядников и ограничителей перенапряжений под рабочим напряжением;
- контроль состояния опорной подвесной и натяжной изоляции ОРУ и ВЛ.
Благодаря применению указанных методов диагностического контроля выявлены многочисленные дефекты в элементах оборудования и тем самым предотвращены возможные отказы и аварии.
Принято считать, что диагностическая система экономически выгодна, если ее стоимость составляет не более 10-15% стоимости установленного оборудования.
Автоматизация диагностических измерений экономически целесообразна на блочных электростанциях и подстанциях 330 кВ и выше, а также в РУ 220 кВ и на ответственных объектах 110 кВ с АСУ ТП. Проведение периодических измерений с использованием переносной аппаратуры необходимо в остальных случаях и при наладочных работах.
В таблице 6.1 даются рекомендации по применению наиболее эффективных методов диагностики развивающихся дефектов в электрооборудовании ПО кВ и выше.
Таблица 6.1
Метод
Вид оборудования
Выявляемые дефекты
Документация, регламентирующая порядок проведения
Головная организация
1. Хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле:
Развивающиеся дефекты термического характера
периодический контроль
Силовые трансформаторы, шунтирующие реакторы 110 кВ и выше
1. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле:
РД 153-34.0-46.302-00"
ОАО "ВНИИЭ"
2. Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов:
РД 34.46.303-98
(М.: АО ВНИИЭ, 1998)
Эпизодический контроль (по мере необходимости)
Измерительные трансформаторы, вводы силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов 110 кВ и выше
3. Противоаварийный циркуляр № Ц-06-88(э) "О мерах по повышению надежности герметичных вводов 110-750 кВ (М.: Союзтехэнерго, 1988)
Завод "Изолятор"
(г. Москва)
2. Измерение комплексной проводимости:
непрерывный (автоматический) контроль
Трансформаторы тока, электромагнитные трансформаторы напряжения, шунтирующие реакторы, вводы силовых трансформаторов и реакторов 330 кВ и выше
Развивающиеся дефекты в изоляции трансформаторов тока, вводов и реакторов. Изменение коэффициента трансформации трансформатора напряжения
Отраслевые методики отсутствуют*
ОАО "Фирма ОРГРЭС"
периодический контроль
Трансформаторы тока, электромагнитные трансформаторы напряжения, шунтирующие реакторы, вводы силовых трансформаторов и масляных выключателей 220 кВ (110 кВ - для ответственных объектов)
Отраслевые методики отсутствуют*
ОАО "Фирма ОРГРЭС"
3. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости под рабочим напряжением:
Развивающиеся дефекты в изоляции
периодический контроль
Трансформаторы тока, шунтирующие реакторы, вводы силовых трансформаторов и масляных выключателей 220 кВ и выше (110 кВ - для ответственных объектов)
Отраслевые методики отсутствуют*
ОАО "Фирма ОРГРЭС"
4. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости под приложенным напряжением, равным или приближающимся к рабочему:
Развивающиеся дефекты в изоляции
периодический контроль
Трансформаторы тока 110 кВ и выше
Отраслевые методики отсутствуют*
ОАО "Фирма ОРГРЭС"
5. Измерение интенсивности частичных разрядов:
Развивающиеся дефекты в изоляции
непрерывный (автоматический) контроль
Силовые трансформаторы, реакторы, трансформаторы тока, вводы силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов 330 кВ и выше
Отраслевые методики отсутствуют*
ОАО "Фирма ОРГРЭС"
периодический контроль
Силовые трансформаторы, шунтирующие реакторы, трансформаторы тока, вводы силовых трансформаторов 220 кВ (110 кВ - для ответственных объектов)
Отраслевые методики отсутствуют*
ОАО "Фирма ОРГРЭС"
6. Локация частичных разрядов в баковом маслонаполненном электрооборудовании:
эпизодический контроль (по мере необходимости)
Силовые трансформаторы и шунтирующие реакторы 110 кВ и выше
Развивающиеся дефекты в изоляции. Установление места источника частичных разрядов
Отраслевые методики отсутствуют*
ОАО "Фирма ОРГРЭС"
7. Измерение сопротивления короткого замыкания обмоток трансформаторов:
Деформация обмоток
эпизодический контроль (по мере необходимости)
Силовые трансформаторы, автотрансформаторы 110 кВ и выше
Эксплуатационный циркуляр № Ц-02-88 (э) "Об измерениях сопротивления КЗ трансформаторов"
(М.: СПО Союзтехэнерго, 1988)
НИЦ ВВА
(г. Москва)
8. Тепловизионный контроль оборудования и контактных соединении: периодический контроль
Дефекты термического характера
Трансформаторы тока, вводы, выключатели, разъединители, конденсаторные батареи, вентильные разрядники, ограничители перенапряжений, аппаратные зажимы, болтовые опрессованные и другие соединения элементов электрооборудования ОРУ и ВЛ 110 кВ и выше
Отраслевые методики отсутствуют*
ОАО "Фирма ОРГРЭС"
9. Оценка влажности твердой изоляции силовых трансформаторов по результатам эксплуатационных испытаний tgd масла и изоляции:
Увлажнение твердой изоляции
периодический контроль
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы 110 кВ и выше
Отраслевые методики отсутствуют*
ОАО "ВНИИЭ"
10. Измерение тока проводимости вентильных разрядников и ограничителей перенапряжений под рабочим напряжением:
Нарушение работоспособно-
сти шунтирующих резисторов
периодический контроль
Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений 110 кВ и выше
Отраслевые методики отсутствуют*
ОАО "Фирма ОРГРЭС"
11. Контроль состояния опорной, подвесной и натяжной изоляции ВЛ и ОРУ:
Нарушение работоспособно-
сти внешней изоляции
периодический контроль
Опорная, подвесная и натяжная изоляция ОРУ и ВЛ 110 кВ и выше
Отраслевые методики отсутствуют*
СибНИИЭ
(г. Новосибирск)
* Проведение обследований оборудования, разработка методик и аппаратуры осуществляются головными организациями по заказам.
О комплексном обследовании
силовых трансформаторов, автотрансформаторов,
шунтирующих реакторов и их маслонаполненных высоковольтных вводов
В связи с нарастающим количеством трансформаторного оборудования отработавшего нормативный срок службы, РАО "ЕЭС России" выпустил Приказ от 07.07.95 № 304 "О проведении диагностики технического состояния трансформаторного оборудования" с приложением разработанной программы обследования технического состояния силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их маслонаполненных высоковольтных вводов. Департаментом эксплуатации энергосистем и электростанций РАО "ЕЭС России" по данному вопросу также разосланы информационные письма № 04-05 от 03.03.95 и 12.07.95 с разработанными ОАО "Фирма ОРГРЭС" программами комплексного обследования трансформаторного оборудования и высоковольтных вводов.
Обследования по этим программам позволяют выявить дефекты в электрооборудовании на ранней стадии их развития, оценить ресурс оборудования, определить основные мероприятия по поддержанию его работоспособности и дать техническое обоснование необходимости проведения капитальных ремонтов с уточнением объемов работ или отсрочки проведения таких работ на определенный период в целях избежания неоправданных материальных затрат.
Типовая программа комплексного обследования
силового трансформатора, автотрансформатора
или шунтирующего реактора
1. Состояние вопроса
В настоящее время парк силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов, эксплуатирующихся в энергосистемах России и стран СНГ, достаточно старый.
В последние годы не имелось возможности своевременного обновления оборудования, отработавшего свой нормативный срок службы. В ближайшие годы изменения ситуации не предвидится.
В связи с вышеизложенным возникает необходимость принятия правильного решения о дальнейшей судьбе оборудования, что невозможно без достоверной информации о его состоянии.
Проведение капитальных ремонтов без предварительного обследования себя не оправдывает, поскольку приводит к неоправданным материальным затратам и зачастую вследствие разгерметизации оборудования к ухудшению состояния изоляции.
Вывод оборудования в ремонт по наличию одного параметра, выходящего за пределы нормируемых значений, без подтверждения диагноза другими методами зачастую приводит по данным экспериментов в СНГ и западных странах к ложным браковкам оборудования и, как следствие этого, к неоправданно крупным материальным затратам.
2. Цель работы
Целью данной работы является выявление объективного состояния силового трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора путем проведения комплексного обследования указанного электрооборудования.
Проведение комплексного обследования целесообразно в следующих случаях:
- на трансформаторах, автотрансформаторах или шунтирующих реакторах, отработавших нормативный срок службы, для принятия правильного решения о возможности дальнейшей его работы и условиях, при которых эта работа возможна;
- на трансформаторах, автотрансформаторах или шунтирующих реакторах, отработавших 8-12 лет, для принятия правильного решения о необходимости и объемах капитального ремонта;
- на трансформаторах, автотрансформаторах или шунтирующих реакторах, имеющих результаты профилактических испытаний, выходящие за нормируемые значения, или другие показания на наличие внутреннего дефекта, для выявления характера дефекта, возможности, порядка и допустимых сроков его устранения.
3. Решаемые задачи и методы испытаний
Для достижения поставленной цели необходимо решение таких задач, как:
3.1. Выявление слабых мест силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов конкретных типов и конструкции, определение возможных дефектов и дефектных узлов на базе анализа аварийности оборудования аналогичных типов и конструкций, анализа режимов работы, результатов и методик эксплуатационного контроля состояния указанного оборудования.
Составление рабочей программы обследования конкретного трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора с целью выявления возможных дефектов.
3.2. Оценка влажности твердой изоляции по результатам измерений изоляционных характеристик и по равновесному состоянию системы "масло-бумага".
3.3. Оценка деструктивных процессов в бумаге по результатам определения фурановых производных в масле трансформатора путем жидкостной хроматографии, хроматографического анализа растворенных в масле газов, химического анализа масла из трансформатора и инфракрасной спектроскопии.
3.4. Оценка загрязнения твердой изоляции продуктами разложения масла, бумаги и конструкционных материалов путем химического анализа масла и хроматографического анализа растворенных в масле газов, а также наличия и фракционного состава механических примесей в масле и инфракрасной спектроскопии.
3.5. Определение наличия и места расположения источников частичных разрядов (ЧР) в силовом трансформаторе по результатам измерения частичных разрядов электрическим методом и локации ЧР акустическим методом, а также на базе хроматографического анализа растворенных в масле газов.
3.6. Оценка состояния магнитной системы на базе измерения потерь в трансформаторе в режиме холостого хода при номинальном и пониженном напряжении, термографического обследования трансформатора с помощью тепловизора и хроматографического анализа растворенных в масле газов.
3.7. Оценка динамического состояния обмоток путем определения сопротивления короткого замыкания, измерения индуктивности обмоток, измерений характеристик низковольтных импульсов и анализа динамических воздействий на трансформатор в процессе эксплуатации.
3.8. Оценка состояния жидкой изоляции (трансформаторного масла) путем проведения комплекса измерений характеристик (химический анализ масла, хроматографический анализ растворенных в масле газов, измерение tgd и удельной объемной проводимости масла на подъеме и спаде температур, определение наличия в масле фурановых производных, определение наличия и фракционного состава механических примесей, определение влажности трансформаторного масла, определение наличия и количества антиокислительных присадок, инфракрасная спектроскопия и т.д.).
3.9. Оценка состояния высоковольтных вводов путем анализа эксплуатационной документации, результатов профилактических измерений изоляционных характеристик вводов и испытания масла из ввода, а также путем проведения дополнительных испытаний вводов и масла из них (измерение tgd и емкости ввода при двух температурах, проведение испытания масла в объеме пункта 3.10, термографического обследования вводов), анализа работы защиты КИВ, расчета влажности остова, расчета коэффициентов запаса электрической прочности и т.д.
3.10. Оценка состояния системы охлаждения масла путем анализа режимов работы маслоохладителей, маслонасосов, дутьевых вентиляторов и шкафов ГОУ, результатов хроматографического анализа растворенных в масле газов, измерений фазных токов маслонасосов систем охлаждения, а также путем проведения обследования маслонасосов и вентиляторов с помощью виброакустической аппаратуры.
3.11. Оценка работы системы очистки трансформаторного масла путем анализа силикагеля из термосифонных фильтров и масла из трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора и анализа механических примесей в трансформаторном масле.
3.12. Оценка состояния контактной системы и переключающего устройства путем анализа режимов работы трансформатора, измерения сопротивлений обмоток постоянному току и переходных сопротивлений переключающих устройств по специальным схемам, осциллографирования процесса переключения, в том числе под рабочим напряжением, и термографического обследования оборудования.
3.13. Оценка состояния бака и уплотнения путем осмотра оборудования и анализа эксплуатационной документации.
3.14. Оценка состояния расширителя и системы защиты масла путем осмотра расширителя, пленки, проверки работы маслоуказателя и определения влагосодержания масла из трансформатора.
Порядок проведения обследования
Обследование оборудования производится в пять этапов:
Этап 1. Анализ условий эксплуатации, изучение технической документации, оперативных и ремонтных журналов, протоколов испытаний и измерений, карт изоляции и других материалов. Составление модели вероятных дефектов с учетом конструктивных особенностей конкретного трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора и данных эксплуатационной документации.
Этап 2. Проведение проверок, испытаний и измерений в нормальном режиме работы.
Этап 3. Проведение проверок, измерений и испытаний при отключении трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора.
Этап 4. Проведение специальных измерений и испытаний, требующих специальных режимов работы оборудования и специальных средств испытаний и измерений.
Этап 5. Составление отчета о проделанной работе с результатами испытаний, измерений, проверок и с рекомендациями по дальнейшей эксплуатации силового трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора.
Возможные выходы по работе:
- документально подтвержденная возможность дальнейшей эксплуатации силового трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора;
- рекомендации по дальнейшей эксплуатации силового трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора с перечнем ограничений режимного температурного или иного характера;
- документально подтвержденный перечень дефектов силового трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора с рекомендациями по их устранению и по проведению необходимых ремонтных работ. По желанию заказчика за отдельную плату могут быть организованы ремонтные работы с привлечением заводов-изготовителей оборудования и специализированных ремонтных организаций.
При необходимости силовые трансформаторы, автотрансформаторы и шунтирующие реакторы могут быть оснащены такими системами диагностики (в том числе под рабочим напряжением), как:
контроль изоляции вводов с выбором дефектной фазы и повышенной чувствительности;
контроль давления и температуры масла во вводах;
автоматическое определение наличия горючих газов в масле и т.д.;
- документально подтвержденное заключение о необходимости вывода силового трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора из работы и его списании.
5.7. О ВВЕДЕНИИ В ДЕЙСТВИЕ "МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ
ПО ДИАГНОСТИКЕ РАЗВИВАЮЩИХСЯ ДЕФЕКТОВ
ТРАНСФОРМАТОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ
ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ГАЗОВ, РАСТВОРЕННЫХ
В МАСЛЕ: РД 153-34.0-46.302-00"
По заданию Департамента научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России" ОАО "ВНИИЭ" и ЗАО "Мосизолятор" разработали "Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле: РД 153-34.0-46.302-00".
В Методических указаниях изложены критерии диагностики развивающихся в трансформаторах дефектов: эксплуатационные факторы, влияющие на состав и концентрацию растворенных газов; дефекты, обнаруживаемые в трансформаторах с помощью анализа растворенных газов; граничные концентрации растворенных в масле газов; определение наличия дефекта в высоковольтных герметичных вводах; приведены примеры диагностики эксплуатационного состояния трансформаторов по результатам анализа растворенных газов и определения вида дефекта с помощью номограмм.
Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле, утверждены Департаментом научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России" и рекомендуются для руководства персоналу энергетических объектов, наладочных и ремонтных предприятий.
С выходом настоящих Методических УКАЗАНИЙ отменяются "Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов: РД 34.46.302-89" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1989).
Отменяется также Противоаварийпый циркуляр Ц-06-88(э) от 27.07.1988 г. "О мерах по повышению надежности герметичных вводов 110-750 кВ" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1988) в связи с тем, что методика и нормы, приведенные в нем, изменены и содержатся в РД 153-34.0-46.302-00, в "Объеме и нормах испытаний электрооборудования: РД 34.45-51.300-97" (М.: ЭНАС, 1998) и "Сборнике методических пособий по контролю состояния электрооборудования" (М: СПО ОРГРЭС, 1997).
Перечень
информационных документов раздела "Трансформаторы",
изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г.
Номер информационного документа, изданного после 01.01.1990 г.
Наименование документа
Состояние на 01.10.2001 г. (включен или не включен в настоящий Сборник)
Примечание
ИП-11-03-10 от 25.05.95
Об исключении повреждений трансформаторов ТМ-400/10 и ТМ-630/10
Включен в п. 5.1 настоящего Сборника
Без переработки
ИП-02-98(э) от 14.05.98
О введении в действие "Методических указаний по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов: РД 34.46.303-98"
Включен в п. 5.2 настоящего Сборника
Без переработки
ИП-11-03-01/12 от 18.01.95
О предотвращении случаев увлажнения изоляции автотрансформаторов АОДЦТН-167000/500/220 (Департамент электрических сетей)
Включен в п. 5.3 настоящего Сборника
Без переработки
ИП-11-03-10 от 04.05.95
О предотвращении повреждений автотрансформаторов 330 кВ и выше при регулировании коэффициентов трансформации (Департамент электрических сетей)
Включен в п. 5.4 настоящего Сборника
Без переработки
ИП-11-03-01 от 08.10.94
Об устранении дефектов шунтирующих реакторов РОДЦ-60000/500 (Департамент электрических сетей)
Включен в п. 5.5 настоящего Сборника
Внесены изменения
ИП-22-90
О повышении надежности однофазных устройств РПН трансформаторов
Включен в п. 5.6 настоящего Сборника
Без переработки
ИП-03-2001(э)от 05.04.2001
О введении в действие "Методических указаний по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле: РД 153-34.0-46.302-00"
Включен в п. 5.7 настоящего Сборника
Без переработки
6. АППАРАТУРА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
6.1. О ВЫПОЛНЕНИИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ
ФЕРРОРЕЗОНАНСА В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВАХ
220-500 кВ С ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫМИ ТРАНСФОРМАТОРАМИ
НАПРЯЖЕНИЯ И ВЫКЛЮЧАТЕЛЯМИ, СОДЕРЖАЩИМИ
ЕМКОСТНЫЕ ДЕЛИТЕЛИ НАПРЯЖЕНИЯ
Статистические данные по отказам, учитываемым в электроэнергетической отрасли, свидетельствуют о продолжающихся повреждениях электромагнитных трансформаторов напряжения (ТН) 220-500 кВ.
Обращается внимание эксплуатационных организаций на необходимость принятия мер, исключающих появление феррорезонанса либо подавляющих его как при оперативных переключениях, так и при автоматических отключениях выключателей от действия релейной защиты или автоматики.
Феррорезонанс возникает при отключении воздушными выключателями ненагруженной системы шин с подключенным к ней трансформатором напряжения, когда его нелинейная индуктивность намагничивания резонирует с емкостями отключенных выключателей и емкостью ошиновки.
Однако это не означает, что ТН, установленный на шинах, может быть поврежден. Феррорезонанс может пройти незамеченным, или от него повредятся только УСТРОЙСТВА релейной защиты.
Трансформатор напряжения повредится только тогда, когда будет сочетание больших токов в его обмотках с большим временем существования феррорезонанса. При этом сначала обугливается изоляция и возникают витковые замыкания, а затем происходит взрыв ТРАНСФОРМАТОРА (обычно через 5-10 мин после включения его под рабочее напряжение).
Для защиты трансформаторов НКФ от повреждения при феррорезонансе необходимо в первую очередь выполнять рекомендации, содержащиеся в "Методических указаниях по предотвращению феррорезонанса в распределительных УСТРОЙСТВАХ 110-500 кВ с электромагнитными ТРАНСФОРМАТОРАМИ напряжения и выключателями, содержащими емкостные делители напряжения: МУ 34-70-163-87" (РД 34.20.517) (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987).
В целях предотвращения повреждений ТН и неправильной логики действия АПВ шин и АПВ ВЛ из-за возникновения феррорезонансного процесса в РУ 220-500 кВ, обеспечения безопасности эксплуатационного персонала рекомендуется:
1. Определить схемы РУ электростанций и подстанций, в которых возможен феррорезонанс (расчетом и экспериментальной проверкой).
2. Разработать мероприятия по предотвращению феррорезонанса (схемные решения или установка устройства подавления феррорезонанса). При этом необходимо принять во внимание:
- кардинальное мероприятие - установку батарей конденсаторов связи или замену электромагнитных ТН емкостными ТН типа НДЕ, если это допустимо по условиям питания цепей напряжения УСТРОЙСТВ учета электроэнергии;
- временный статус схемных решений - с помощью устройств РЗА.
3. Проверить (в РУ с электромагнитными ТН) при АПВ шин и АПВ ВЛ синхронизм напряжения на контактах выключателей, замыкающих на параллельную работу раздельно работающие части энергосистемы.
4. Не допускать отключение ТН разъединителем после возникновения феррорезонансного процесса независимо от типа привода разъединителя (ручной или электродвигательный).
5. Включение под напряжение ТН, находившегося в режиме феррорезонанса, допускается производить только после профилактических испытаний ТН, включая анализ трансформаторного масла.
6. Привлекать при необходимости ОАО "Фирма ОРГРЭС" для выполнения отдельных работ (расчет, экспериментальная проверка возможности существования феррорезонанса в распределительном устройстве, монтаж и наладка устройства фиксации и подавления феррорезонанса, расчет параметров батарей конденсаторов связи, подключаемых к шинам, и др.).
Департамент электрических сетей РАО "ЕЭС России" просит энергосистемы информировать о разработанных мероприятиях по предотвращению возникновения феррорезонанса в распределительных устройствах подстанций и их выполнении.
В "Методические указания по предотвращению феррорезонанса в распределительных устройствах 110-500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и выключателями, содержащими емкостные делители напряжения: МУ 34-70-163-87" (РД 34.20.517) следует внести следующие изменения:
Страница
Строка
Напечатано
Следует читать
4
9-я сверху
...ВВБ и ВВДМ...
...ВВБ, ВВДМ и ВМТ...
22
7-я и 8-я сверху
ПФ
Ф
6.2. О ПРЕДОТВРАЩЕНИИ НАРУШЕНИЙ РАБОТЫ
В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ С СИНХРОННЫМИ КОМПЕНСАТОРАМИ
В отдельных энергосистемах России имеют место нарушения РАБОТЫ участков электрических сетей, связанные с комплексом упущений в цепочке: проект, строительство, монтаж, эксплуатация.
Так на одной из подстанций 500 кВ при испытаниях синхронного компенсатора (СК) мощностью 100 МВ×А в момент третьего пуска произошло двухфазное к.з. между фазами А и С ошиновки пускового выключателя, которое было отключено действием дифференциальных защит СК через 0,15 с. От выброса ионизированных газов произошло к.з. на рабочем выключателе СК, которое было ликвидировано через 3 с действием максимальной токовой защиты соответствующего автотрансформатора. При этом через сетчатое ограждение ячейки рабочего выключателя и разрушенную взрывной волной дверь получили ожоги пять участников испытаний.
Местная комиссия, проводившая расследование, установила:
1. Недостатки проекта.
1.1 Отступление от требований п. 4.2.13 ПУЭ - плотное заполнение открытой камеры оборудованием, не обеспечивающее локализацию повреждений. Установка пускового выключателя с номинальным током отключения ниже значения фактического тока к.з. в месте его установки.
1.2. Конструкции ячеек выключателей СК и компоновка панелей не обеспечивают безопасности персонала, находящегося в коридоре обслуживания и местном щите управления.
1.3. Отсутствует дистанционное управление шинным разъединителем СК.
2. Недостатки строительства, монтажа и нормативных документов.
2.1. На трехфазной ошиновке пусковой схемы расстояние между изоляторами увеличено с 700 мм (по проекту) до 1370 мм (фактически).
2.2. Тип установленных шинодержателей не соответствует проекту.
2.3. При устройстве камер с маслонаполненным электрооборудованием в ПУЭ не учитывается мощность к.з.
3. Недостатки эксплуатации.
3.1. Не осуществлялся в требуемом объеме технический надзор за монтажом СК.
3.2. Вывод при испытаниях основной быстродействующей защиты ошиновки автотрансформатора без разрешенной оперативной заявки.
Для исключения подобных нарушений Департамент электрических сетей РАО "ЕЭС России" рекомендует:
1. В обоснованных случаях проводить (совместно с проектными организациями) обследование действующих электроустановок, в том числе зданий вспомогательных устройств (ЗВУ) СК, для выявления отступлений от проекта и составление в случае необходимости заданий на проектирование с целью изменения компоновки панелей и ограждений силовой части камер, обеспечивающих безопасность персонала.
2. Откорректировать типовые проекты установки синхронных компенсаторов в части ЗВУ с целью изменения компоновки панелей и конструкции ячеек выключателей СК для обеспечения безопасности персонала.
3. При разработке программ испытаний в электроустановках руководствоваться действующим "Положением о порядке разработки, согласования и утверждения программ испытаний на тепловых, гидравлических и атомных электростанциях, в энергосистемах, тепловых и электрических сетях" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1986).
Таблица 6.1
Метод
Вид оборудования
Выявляемые дефекты
Документация, регламентирующая порядок проведения
Головная организация
1. Хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле:
Развивающиеся дефекты термического характера
периодический контроль
Силовые трансформаторы, шунтирующие реакторы 110 кВ и выше
1. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле:
РД 153-34.0-46.302-00"
ОАО "ВНИИЭ"
2. Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов:
РД 34.46.303-98
(М.: АО ВНИИЭ, 1998)
Эпизодический контроль (по мере необходимости)
Измерительные трансформаторы, вводы силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов 110 кВ и выше
3. Противоаварийный циркуляр № Ц-06-88(э) "О мерах по повышению надежности герметичных вводов 110-750 кВ (М.: Союзтехэнерго, 1988)
Завод "Изолятор"
(г. Москва)
2. Измерение комплексной проводимости:
непрерывный (автоматический) контроль
Трансформаторы тока, электромагнитные трансформаторы напряжения, шунтирующие реакторы, вводы силовых трансформаторов и реакторов 330 кВ и выше
Развивающиеся дефекты в изоляции трансформаторов тока, вводов и реакторов. Изменение коэффициента трансформации трансформатора напряжения
Отраслевые методики отсутствуют*
ОАО "Фирма ОРГРЭС"
периодический контроль
Трансформаторы тока, электромагнитные трансформаторы напряжения, шунтирующие реакторы, вводы силовых трансформаторов и масляных выключателей 220 кВ (110 кВ - для ответственных объектов)
Отраслевые методики отсутствуют*
ОАО "Фирма ОРГРЭС"
3. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости под рабочим напряжением:
Развивающиеся дефекты в изоляции
периодический контроль
Трансформаторы тока, шунтирующие реакторы, вводы силовых трансформаторов и масляных выключателей 220 кВ и выше (110 кВ - для ответственных объектов)
Отраслевые методики отсутствуют*
ОАО "Фирма ОРГРЭС"
4. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости под приложенным напряжением, равным или приближающимся к рабочему:
Развивающиеся дефекты в изоляции
периодический контроль
Трансформаторы тока 110 кВ и выше
Отраслевые методики отсутствуют*
ОАО "Фирма ОРГРЭС"
5. Измерение интенсивности частичных разрядов:
Развивающиеся дефекты в изоляции
непрерывный (автоматический) контроль
Силовые трансформаторы, реакторы, трансформаторы тока, вводы силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов 330 кВ и выше
Отраслевые методики отсутствуют*
ОАО "Фирма ОРГРЭС"
периодический контроль
Силовые трансформаторы, шунтирующие реакторы, трансформаторы тока, вводы силовых трансформаторов 220 кВ (110 кВ - для ответственных объектов)
Отраслевые методики отсутствуют*
ОАО "Фирма ОРГРЭС"
6. Локация частичных разрядов в баковом маслонаполненном электрооборудовании:
эпизодический контроль (по мере необходимости)
Силовые трансформаторы и шунтирующие реакторы 110 кВ и выше
Развивающиеся дефекты в изоляции. Установление места источника частичных разрядов
Отраслевые методики отсутствуют*
ОАО "Фирма ОРГРЭС"
7. Измерение сопротивления короткого замыкания обмоток трансформаторов:
Деформация обмоток
эпизодический контроль (по мере необходимости)
Силовые трансформаторы, автотрансформаторы 110 кВ и выше
Эксплуатационный циркуляр № Ц-02-88 (э) "Об измерениях сопротивления КЗ трансформаторов"
(М.: СПО Союзтехэнерго, 1988)
НИЦ ВВА
(г. Москва)
8. Тепловизионный контроль оборудования и контактных соединении: периодический контроль
Дефекты термического характера
Трансформаторы тока, вводы, выключатели, разъединители, конденсаторные батареи, вентильные разрядники, ограничители перенапряжений, аппаратные зажимы, болтовые опрессованные и другие соединения элементов электрооборудования ОРУ и ВЛ 110 кВ и выше
Отраслевые методики отсутствуют*
ОАО "Фирма ОРГРЭС"
9. Оценка влажности твердой изоляции силовых трансформаторов по результатам эксплуатационных испытаний tgd масла и изоляции:
Увлажнение твердой изоляции
периодический контроль
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы 110 кВ и выше
Отраслевые методики отсутствуют*
ОАО "ВНИИЭ"
10. Измерение тока проводимости вентильных разрядников и ограничителей перенапряжений под рабочим напряжением:
Нарушение работоспособно-
сти шунтирующих резисторов
периодический контроль
Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений 110 кВ и выше
Отраслевые методики отсутствуют*
ОАО "Фирма ОР