Поиск по сайту

О ремонте высоковольтных герметичных вводов трансформаторов - Архивы 2001

Оглавление
Об использовании выносного заземлителя для плавки гололеда на ВЛ постоянным током
Автоматизированная система для оценки технического состояния электрооборудования
О ближнем резервировании на подстанциях с выключателем 110 кВ в цепи трансформатора
Влияние качества электрической энергии на уровень ее потерь
Применение устройств электрозащитного и противопожарного отключения АСТРО-УЗО
Состояние АЧР энергосистем и пути ее совершенствования
Приложение
Противоаварийная автоматика для энергосистем с большой удельной единичной мощностью
Система анализа показателей работы оборудования электростанций
Система для решения технологических задач ИАСУ ПЭС
Отечественные оперативно-информационные комплексы АСДУ
Компьютерные технологии и оперативный журнал диспетчера
Система для решения технологических задач службы линий
Информационное обеспечение автоматизированных систем управления распредсетями
Тренажеры оперативных переключений
О ресурсе энергетических объектов
Устройство дальнего резервирования отключения коротких замыканий
Области рационального применения ЛЭП высших классов напряжения в ЕЭС России
О ремонте высоковольтных герметичных вводов трансформаторов
Переходные соединительные муфты на 110 кВ
Результаты эксплуатации управляемого подмагничиванием трехфазного шунтирующего реактора
Системы возбуждения генераторов
Тепловизионный контроль генераторов и импульсное дефектографирование трансформаторов
Атлас ветров России
Итоги развития электроэнергетики Польши в 90-е годы
Энергокомпания Токио
Энергетика Южной Кореи

ОБОРУДОВАНИЕ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

О ремонте высоковольтных герметичных вводов трансформаторов в эксплуатации

трансформатор 110 кВ

Кассихин С. Д., инж., Славинский А. 3., Львов Ю. Н., доктора техн. наук, Львов М. Ю., Чичинский М. И., кандидаты техн. наук

Решение о возможности ремонта ввода в условиях эксплуатации или на заводе-изготовителе принимается на основании результатов внешних осмотров и критериев, приведенных далее.

  1. При полном или частичном (ниже уровня бумажной намотки) отсутствии трансформаторного масла во вводе или наличии повреждений, приведших к непосредственному контакту внутренней полости с атмосферой и влагой, ввод подлежит ремонту с полной заменой внутренней изоляции на заводе-изготовителе.
  2. При превышении установленных [3] предельно допустимых значений тангенса угла диэлектрических потерь (tg δ1) или емкости основной изоляции (С1) или влагосодержания масла, а также при достижении концентраций ацетилена или суммы углеводородных газов, нормируемых [4], ввод подлежит ремонту на заводе-изготовителе.
  3. При превышении значений тангенса угла диэлектрических потерь трансформаторного масла (tg δм) или тангенса угла диэлектрических потерь между последней обкладкой внутренней изоляции и соединительной втулкой (tg δ3), установленных [3], или при достижении значения мутности масла более 40 м -1 [5], но при уровне кажущегося заряда частичных разрядов, измеренном на испытательном стенде при иисп = 1,05 Цф.наиб, не более 10 пК [2] ввод может подлежать ремонту в условиях эксплуатации с частичной разборкой, заменой масла и очисткой внутренней поверхности фарфоровых покрышек и внешней поверхности внутренней изоляции.

В процессе вскрытия и ремонта ввода с целью оценки дальнейшей пригодности или замены необходимо проводить тщательные осмотры следующих узлов и деталей: фарфоровые покрышки; соединительная втулка; измерительное устройство (манометр); измерительный вывод;
механическое крепление фарфоровых покрышек к соединительной втулке;
уплотнения (резиновые прокладки) между соединительной втулкой и фарфоровыми покрышками; нижний узел:
уплотнение фланца и фарфоровой покрышки;
Опыт эксплуатации силовых трансформаторов и автотрансформаторов свидетельствует об относительно высокой повреждаемости некоторых типов высоковольтных герметичных вводов, приводящей, как правило, к тяжелым последствиям.
Одной из главных причин повреждений высоковольтных герметичных вводов трансформаторов является отложение осадка (продуктов окисления масла или вымываний из конструктивных материалов) на внутренней поверхности фарфоровых покрышек и на внутренней изоляции (остове), а также коллоидное старение масла.
В решении секции электротехнического оборудования НТС РАО “ЕЭС России” “Опыт эксплуатации, ремонт, диагностика и пути повышения надежности высоковольтных вводов” от 25.02.98 г. отмечалось, что рассмотрение физико-химических процессов в изоляции вводов, анализ их повреждаемости и оценка фактора риска повреждения при эксплуатации указывают на низкую эффективность ремонтно-профилактических мероприятий, проводимых без разборки вводов, длительно находящихся в эксплуатации [1].
Для высоковольтных герметичных вводов на напряжение 110 кВ и выше с длительным сроком эксплуатации и ухудшенными характеристиками масла с целью восстановления изоляционных свойств масляного канала необходимо проводить ремонт с частичной разборкой ввода, заменой масла, чисткой внутренней поверхности фарфоровой покрышки и внешней поверхности внутренней изоляции и последующими специальными испытаниями.
Однако при ремонте высоковольтных герметичных вводов трансформаторов в условиях эксплуатации не обеспечивается гарантия технического уровня работ по восстановлению внутренней изоляции или ее замене из-за сложной технологии и требований к необходимому объему последующих испытаний [2].
Целью данной статьи является изложение рекомендаций по принятию решений о возможности и целесообразности ремонта высоковольтных герметичных вводов трансформаторов в условиях эксплуатации, а также по минимальному объему необходимых послеремонтных испытаний.

Расположение фланца относительно торца фарфоровой покрышки; верхний узел:
соединение корпуса верхнего узла с поддоном; уплотнение поддона ввода с верхней покрышкой;
мембрана ввода.
Ремонт высоковольтных вводов в условиях эксплуатации для продления срока службы рекомендуется производить для вводов на напряжения 110 - 220 кВ. Ремонт вводов более высоких классов напряжений рекомендуется производить на заводе-изготовителе или с привлечением в некоторых случаях специалистов завода-изготовителя.
При выполнении ремонта ввода в условиях эксплуатации гарантировать его дальнейшую надежную работу возможно только после проведения минимально необходимых послеремонтных измерений характеристик ввода и электрических испытаний, состоящих в следующем.

  1. Из ввода отбирают пробу масла для определения его характеристик:

пробивное напряжение в стандартном разряднике не ниже 65 кВ;
влагосодержание не более 10 г/т; тангенс угла диэлектрических потерь при температуре 90°С для масла ГК не более 0,005, для масла Т-750 не более 0,01;
общее газосодержание не выше 1,5%; концентрация Н2 не выше 10 ppm;
CnHm должны отсутствовать.
Остальные характеристики масла должны удовлетворять требованиям к качеству свежих масел, подготовленных к заливке в новое электрооборудование в соответствии с [3].

  1. Электрические испытания заключаются в измерении электрических характеристик ввода. Для этого ввод с установленным нижним экраном погружают нижней частью в испытательный бак, заполненный просушенным и дегазированным трансформаторным маслом.

Измерения следует проводить не ранее, чем через 12 ч после установки ввода в испытательный бак. Виды измерений и их нормативные значения приведены далее.
Сопротивление изоляции измерительного         1500
вывода, МОм, не менее
Тангенс угла диэлектрических потерь при температуре внутренней изоляции 15 - 25°С:
измерительного конденсатора (ПИН) tg δ2 при Uисп = 5 кВ для вводов на напряжение, не более:
110 кВ                                                                 0,008
220 кВ                                                                 0,006
tg δ3 при Uисп = 5 кВ для вводов на напряжение, не более:
110 кВ                                                                   0,03
220 кВ                                                                   0,02
tg δ1* для вводов, не более:
110 кВ при Uисп = 80 кВ                                  0,008
220 кВ при Uисп = 160 кВ                                       0,006
Прирост tg δ1 при температуре внутренней изоляции


15 - 25°С для вводов, не более:

 

110 кВ при изменении Uисп:

 

от 35 до 80 кВ

0,001

от 35 до 100 кВ

0,0015

220 кВ при изменении Uисп:

 

от 80 до 160 кВ

0,0006

от 80 до 190 кВ

0,0015

* Измерения tg δ1 проводятся при напряжениях: 10, 35, 80 и 100 кВ - для вводов 110 кВ; 10, 35, 80, 160 и 190 кВ - для вводов 220 кВ.
Изменение емкости основной изоляции (С1) при Uисп = 10 кВ должно оставлять не более 5% значения, полученного при испытаниях на заводе-изготовителе.

  1. Опять отбирают пробу масла из ввода для определения общего газосодержания и концентрации Н2 и CH4, причем прирост концентраций газов не должен превышать более, чем в 1,5 раза, значений, полученных до испытаний по п. 2, а CnHm должны отсутствовать.
  2. Затем измеряют уровень частичных разрядов

при Uисп 1,05Uф.наиб:
значение кажущего заряда 4P не более 10 пК.

  1. По окончании всех измерений отбирают пробу масла из ввода: прирост общего газосодержания должен быть не более 0,6% значения перед измерениями по п. 3.

Через неделю после проведения измерений снова отбирают пробу масла из ввода:
прирост общего газосодержания должен быть не более 0,8% значения, указанного в п. 3; концентрация Н2 не выше 20 ppm, CH4 - не выше 5 ppm, остальные CnHm должны отсутствовать.

Выводы

  1. Ремонт высоковольтных герметичных вводов трансформаторов в условиях эксплуатации не позволяет обеспечить гарантию технического уровня работ по восстановлению изоляционных характеристик внутренней изоляции.
  2. Ремонт в условиях эксплуатации высоковольтных герметичных вводов трансформаторов на напряжения 110 - 220 кВ с ухудшенными характеристиками масла с целью восстановления изоляционных свойств масляного канала необходимо проводить с частичной разборкой ввода, заменой масла, чисткой внутренней поверхности фарфоровой покрышки и внешней поверхности внутренней изоляции и последующими измерениями в указанном объеме.

Список литературы

  1. Мамиконянц Л. Г. О работах по повышению надежности высоковольтных вводов. - Энергетик, 1998, № 11.
  2. Славинский А. 3. Контроль электротехнического оборудования в эксплуатации и при ремонтах. М.: Научтехлитиз- дат, 2000.
  3. РД 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования. М.: ЭНАС, 1998.
  4. РД 153-340-46.302-00. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле. М., 2001.
  5. О нормировании концентрации растворенных газов и мутности масла для выявления дефектов высоковольтных вводов / Ванин Б. В., Львов М. Ю., Львов Ю. Н. и др. - Электрические станции, 2000, № 2.


 
« Аппараты распределительных устройств низкого напряжения   Безрельсовая перевозка трансформаторов »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.