Поиск по сайту
Начало >> Статьи >> Диагностика и эксплуатация ТТ и ТН 110-500 кВ в Свердловэнерго

Диагностика и эксплуатация ТТ и ТН 110-500 кВ в Свердловэнерго

трансформаторы тока 110 кВ

Комаров В.И. (Свердловэнерго, Екатеринбург)

В АО "Свердловэнерго" в настоящее время повреждаемость и отбраковка маслонаполненных измерительных трансформаторов (ИТ) становится серьезной проблемой, требующей к себе все большего внимания и материальных вложений. Всего в системе установлено ИТ 110кВ - 2213 шт., 220 кВ - 256 шт., 500 кВ - 35 шт. В основном это трансформаторы напряжения (ТН) типа НКФ и НДЕ и трансформаторы тока (ТТ) типа ТФН, ТФЗМ и ТФРМ. Средний возраст парка ИТ составляет 20-25 лет. Ранее случаи повреждения ИТ были крайне редкими, поэтому это оборудование считалось и по инерции сейчас считается высоконадежным, хотя в последние годы число отказов возросло и составило в 1995г. - 1 отказ, 1996г.- 2 отказа, 1997г. - 2 отказа, 1998г. - 1 отказ, 1999г. - 4 отказа. Это все ТН, отказов ТТ за последние 5 лет не было. Применяемые до недавних пор методы оценки технического состояния ИТ (анализы трансформаторного масла, традиционные методы оценки изоляции, снятие вольтамперных характеристик, измерение сопротивления обмотки постоянному току, измерение коэффициента трансформации) в целом способы выявить дефекты лишь на стадии значительного их развития. Так, по результатам измерения сопротивления изоляции вторичных обмоток (несколько ком) в августе 1999г. был забракован ТФНКД-500. При испытаниях и вскрытии в цехе Свердловэлектроремонта были обнаружены:

  1. большое количество воды из-за прямого попадания влаги (в эксплуатационных условиях при ремонте контактных соединений первичной обмотки снималась крышка расширителя. При этом, из-за конструктивного заводского недостатка (стальные болты ввернуты в силуминовый корпус расширителя) все 16 головок болтов были сорваны. Новые 16 отверстий были просверлены, а заводские не были надежно заглушены, что привело к проникновению влаги сначала в верхний, а затем в нижний элемент);
  2. пластмассовый изоляционный блок контактных зажимов верхнего и нижнего элементов утоплен относительно фланцев и является отстойником влаги и продуктов старения масла. После отсоединения обмоток от шпилек сопротивление изоляции обмоток резко возросло - от единиц Ком до МГом;
  3. отложение продуктов старения масла на днище;
  4. низкая изоляция контактных шпилек вторичных обмоток и экрана;
  5. следы перекрытия на пластмассовом блоке контактных зажимов связующей обмотки на верхнем фланце нижнего элемента;
  6. треки разрядов с поверхности изоляции первичной обмотки на изоляцию связующей. На картонных экранах, устанавливаемых между этими обмотками, также видны науглероженные места, которые, по- видимому, возникли из-за локального дефекта изоляции, что привело к концентрации тока в этом месте и ускоренному старению масла и бумажной изоляции. Последний хроманализ был сделан в ноябре 1998г., результаты удовлетворительные, что может говорить о скорости развития дефекта. Количество и характер обнаруженных дефектов прямо указывают на то, что использование лишь традиционных методов ИТ на сегодняшний день в ряде случаев явно недостаточно. Поэтому в Свердловэнерго помимо упомянутых методов применяется измерение tg δ изоляции под рабочим напряжением, снятие частотной характеристики по Ц-66-87(7), хроманализ, контроль средствами инфракрасной техники, измерение влагосодержания масла, мехпримесей количественно, наличие присадки . Кроме этого, при ремонте ТН в некоторых случаях измеряется tg δ при самовозбуждении по схеме, предложенной СВИ П.М. Использование этих методов позволило выявить ряд потенциально опасных дефектов, развитие которых с большой долей вероятности могло бы привести к отказу в работе. Так, по результатам ТВК в 2 фазах НКФ- 110 было выявлено повышенное влагосодержание (30-40 г/т) и, как следствие, низкое Vnp масла (25 кВ), в одной фазе НКФ-110 был обнаружен низкий уровень масла. Основные причины повреждений типичны, все они указаны в материалах тематического селекторного совещания РАО "ЕЭС России” по проблемам надежности и эксплуатации энергетического оборудования, состаоявшегося 07.05.98, это:
  7. недостатки конструкции и изготовления;
  8. старение из-за превышения ресурса нормативного срока эксплуатации;
  9. неправильный выбор режима работы сети или схемы ПС, приводящей к перенапряжениям;
  10. продолжение             игнорирования             возможности             появления феррорезонансных перенапряжений;
  11. недостатки ремонта и обслуживания, в том числе нарушение регламента испытаний;
  12. оставление в работе ИТ с отклонением от требовани й НТД;
  13. неправильные действия оперативного персонала.

Причины повреждений, имевших место в работе в Свердловэнерго за последнее десятилетие, является:

  1. пробой изоляции ГГ ТФЗМ-110 из-за ее увлажнения - 3 случая;
  2. пробой изоляции ТТ (ТФНКД-500) из-за возникновения и развития ЧР-
  3. случай ;
  4. повреждение НКФ-110,220 из-за резонансных повышений напряжения
  5. 3 случая;
  6. витковые к.з. в обмотке ВН НКФ-110 из-за повышения напряжения при несимметрии сети (выделение участка без заземленной нейтрали) -2 случая;
  7. повреждение НКФ-110 из-за увлажнения - 2 случая;
  8. повреждение НКФ-110 по неустановленным причинам (предполагаем из-за высокочастотных перенапряжений                при коммутации разъединителями )- 2 случая;
  9. повреждение НКФ-110 - слито масло - 1 случай.

В целом, состояние парка измерительных трансформаторов можно оценить как удовлетворительное. Средняя вероятность безотказной работы за десятилетие составляет 0,998. В дальнейшем вероятность безотказной работы, по-видимому будет снижаться, так как значительная часть ИТ выработала установленный срок службы. Для повышения надежности работы ИТ мы проводим ряд мероприятий, в том числе:

  1. начали профилактический ремонт в Свердловэлектроремонте ИТ, проработавших более 15-20 лет и имеющих замечания по техническому состоянию;
  2. совершенствовании схемы сети, логики работы релейной защиты;
  3. провели обследование подстанций 110-500 кВ на возможность возникновения феррорезонанса, просчитали на ПЭВМ и установили, в сети 110 кВ точки возникновения феррорезонанса отсутствуют, а в сети 220-500 кВ для предотвращения резонанса и его подавления в Свердловэнерго установлены специальные регламенты оперативных переключений и, где возможно, сняты емкостные делители на выключателях: ВМТ-220 и воздушных.

В настоящее время много вопросов возникает при измерении тангенса угла диэлектрических потерь (tg δ) изоляции ТТ типа ТФЗМ-500, имеющих собственную емкость порядка нескольких десятков пикофарад, под рабочим напряжением. На результаты измерений оказывают влияние ненадежные протяженные цепи заземления между сравниваемыми объектами, электрическая несимметрия по высоте и в плане, не полная аналогия геометрического расположения сравниваемых присоединений на ОРУ-500, влияние паразитных емкостей, климатические условия. Все это дает основание считать, что диагностические испытания как под рабочим напряжением без вывода из эксплуатации, так и при профилактических испытаниях выводимых из эксплуатации ТТ-500 по специальным программам должны проводиться очень тщательно и при благоприятной погоде. В связи с полученными сравнительными данными по измерениям ТТ-500 на ОРУ нужно очень осторожно подходить к оценке результатов измерений tg δ1 под рабочим напряжением, где оценить все перечисленные факторы практически невозможно, Поэтому сегодня мы дополнительно приступаем к наработке данных по оценке состояния изоляции ТТ-500 по абсолютной величине диэлектрических потерь основной и наружной изоляции при испытании от постороннего источника высокого напряжения от 10 до 75 кВ при двух полярностях.
На основании многочисленных выступлений, публикаций о снижении надежности ТТ, мы решили в начале этого года оценить состояние ТТ-110-500 кВ в энергосистеме, выполнив анализ результатов последних испытаний изоляции, измерений обмоток и анализов масла на (01.04.2000). По предварительному анализу на сетевых предприятиях всего установлено 959 фаз из них 1,3% не удовлетворяют требованиям ’’Норм" по Лиз, с учетом группы риска - 2,5%, аналогично по влагосодержанию масла 0,4 и 3%, соответственно, по tg δ, 6,8% и 27,6%, по Vnp 3,2% и10,5%, по кислотному числу 0,5% -0,8%, по tg δM -0% и 2,45%. По электростанциям цифры немного другие: всего установлено 218шт., из них по Rиз 11,46% не удовлетворяют требованиям "Норм” и с учетом группы риска 13,8%, по влагосодержанию 4,1% и 6,4% соответственно, по tg δ изоляции - 7,3% и 16%, по Ипр - 0,9% - 2,29%, по кислотному числу и tg δM браковки нет. Это разница видимо определяется разным уровнем эксплуатации. В общем, по разным характеристикам у нас 171 фаза (14,5%) имеют показатели превышающие норму и 308 фаз (26%) входят в группу риска. Это мы имеем данные по 1177 ТТ. Полученные данные дают большую пищу для размышления и требуют активных действий. При этом надо учесть, что при проверке, которую мы планируем начать в этом году часть данных не подтвердится, тем более, что некоторые браковочные результаты были получены в 93-95 годах, после чего измерений или анализов не было и если за это время ничего не произошло, то скорее всего или данные результаты неверны, или критерии отбраковки очень жесткие и оборудование бракуется на очень ранней стадии развития дефекта или из-за этих отклонений от "Норм” ТТ вообще не могут повредиться. Мы контролируем одно, а взрывается из-за другого.
В заключение хотелось затронуть еще один вопрос. Распространение требований вновь введенных "Норм” испытания изоляции электрооборудования (издание шестое) 1998г. на оборудование, выпущенных в 70-80 годах, приведет к чрезмерно высокой отбраковке этих трансформаторов и проведению большого числа необоснованных ремонтов. Сравним нормируемые величины диэлектрических потерь основной изоляции этих аппаратов при выпуске с завода и в эксплуатации. Предельные значения tg δ1 при номинальном напряжении:

 

110 кВ

220 кВ

500 кВ

Заводские нормы

2,0%

не более 1,0%

не более 1,0%

Нормы 1978г. при вводе /в эксплуатации

2,0%/3,5%

1,5%/2,5%

1,0/1,5%

Нормы 1998г. при вводе/в эксплуатации

2,0%/3,0%

1,0%/1,5%

0,8%/1,0%

В приведенных данных видно, что к изоляции элемента каскада ТТ- 500 типа ТФЗМ во вновь введенных (1998г.) "Нормах" предъявляются более жесткие требования, чем к ТТ-220 этой серии, хотя изоляция элемента каскада ТТ-500 работает в одинаковых условиях с ТТ-220. На заводе-изготовителе эти требования к ТТ-220 и элементу каскада ТТ-500 одни и те же.
Учитывая более чем двадцатипятилетний положительный опыт эксплуатации ТТ-110-500 кВ типов ТФНД, ТФНКД и ТФЗМ, считаем необходима при подготовке изменений к новым "Нормам" сохранить нормы отбраковки маслонаполненных ТТ 110-500 кВ типов ТФН, ТФНД, ТФНКД и ТФЗМ выпуска до 1998г. на уровне требований ’’Норм испытаний электрооборудования", издание 5, 1978.

 
« Диагностика высоковольтных выключателей   Диагностика маслонаполненного оборудования в Свердловэнерго »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.