Энергетики и электрификации «еэс россии» департамент стратегия развития и научно-технической политики основные положения

Рис.3-21. Тепловая модель токоведущего контакта в масле: 1 - бак; 2 - масло; 3 - металлическая пластина; 4 - изоляция; 5 - распределение температуры по высоте поверхности бака На ранней стадии развития дефекта в ДК бак выключателя будет выглядеть светлее (при черно-белом дисплее тепловизора), нежели баки остальных фаз. Аварийные перегревы контактов ДК характеризуются появлением на поверхности баков MB локальных тепловых "пятен". При получении неудовлетворительных результатов ИК-контроля контактов дугогасительных камер рекомендуется произвести внеочередное измерение переходного сопротивления всей токоведущей цепи каждого полюса выключателя и в зависимости от его значения произвести ревизию ДК или установить учащенную периодичность ИК-контроля. Разъединители и отделители Разъединители наружной установки РЛМД, РНД, РВ и др. (рис.3-23) и отделители серии ОД35 - 220 кВ в основном состоят из одной или двух колонок изоляторов, на фланцах которых смонтирована контактная система. Она состоит из двух полуножей или одного ножа, аппаратных зажимов для подсоединения ошиновки, гибкой связи, контактных переходных пластин и т.д. в зависимости от конструкции аппарата. Коэффициенты , : фарфор - (3-4,5)·10-6; чугун - 11·10-6; алюминий - 25·10-6; цементная замазка - (10-28)·10-6. F1 - механические воздействия на изолятор, возникающие при коммутации с разъединителем; F2 - механические напряжения, возникающие в армировке Рис.3-23. Разъединитель опорного типа РЛНД-110-2: 1 - полунож; 2 - контактная плита; 3 - гибкая связь; 4 - экран; 5 - контактный вывод; 6 - изолятор Как показывают результаты ИК-контроля разъединителей и отделителей, наиболее частыми причинами повышенного нагрева элементов контактной системы являются: малая надежность плакированных медью контактных выводов из алюминиевых сплавов, окисление контактных поверхностей, ослабление контактного нажатия в результате потери жесткости пружин и другое. При ИК-контроле наряду с определением нагрева контактов и контактных соединений проверяется состояние опорно-стержневых изоляторов на предмет выявления трещин в фарфоре и увлажнения цементной армировки фланцевых соединений. Опыт эксплуатации опорно-стержневых изоляторов показал, что основная отбраковка происходит по результатам внешнего осмотра на отключенном оборудовании, при котором в фарфоре обнаруживаются продольные и кольцевые трещины. В отдельных случаях трещины были видны невооруженным глазом и достигали 1,5 и 2 мм, а их поверхность имела желтизну или была затемнена. Отбраковка изоляторов во многом определяется их конструкцией, длительностью эксплуатации и механическими усилиями, возникающими при операциях с разъединителями (табл.3-9). Таблица 3-9 Факторы, связанные с повреждаемостью опорно-стержневых изоляторов разъединителей 1. Отказы разъединителей из-за поломок изоляторов составляют около 75% всех отказов. 2. Наибольшее количество отказов в классе напряжения 110 кВ. 3. Максимум повреждений изоляторов приходится на период февраль-апрель, когда в течение одних суток отмечаются значительные перепады температуры с переходом с плюса на минус (рис.3-24). 4. Максимальная повреждаемость изоляторов отмечается после 10 лет эксплуатации и связана, с одной стороны, со снижением механической прочности фарфора, а с другой - возрастанием усилий (во времени) воздействия на изолятор от привода и других элементов разъединителей (ухудшением состояния трущихся частей механизма разъединителя, нарушением плакировки ножей и т.п.). 5. При отключении разъединителей повреждаемость изоляторов почти в 2 раза выше, чем при включении. Излом фарфора, как правило, происходит у нижнего фланца изолятора. 6. Наиболее повреждаемые типы изоляторов: СТ-110, УСТ-110, АКО-110, ОНС-110/300, ОНС-110/1000, КО-110/1250, ИОС-110/300, ИОС-110/400. Рис.3-24. Повреждаемость изоляторов разъединителей в течение года Изломы фарфора могут быть обусловлены следующими факторами: - резким снижением механической прочности фарфора за время эксплуатации; - увлажнением цементной армировки в местах заделки фарфора; - возникновением при отрицательных температурах в результате замерзания влаги в цементной армировке механических усилий, направленных на срез фарфора. При динамическом воздействии на изолятор при коммутациях с разъединителем эти механические усилия способствуют разрушению (излому) фарфора. Выявление потенциально опасных в этом отношении изоляторов с увлажненной армировкой целесообразно проводить поздней осенью до наступления заморозков. При увлажнении цементной армировки происходит увеличение тока утечки, протекающего через нее, "разогрев" армировки с повышением температуры. Последнее фиксируется тепловизором и после обработки результатов съемки на компьютере выдается в виде термограммы. Из термограммы видно, что температура на поверхности армировки при ее увлажнении примерно в 3-4 раза выше, нежели на поверхности изолятора. Критерии оценки состояния фарфоровых изоляторов при ИК-контроле недостаточно выработаны и носят рекомендательный характер - путем сравнительного анализа термограмм обследованных изоляторов. Шинный мост 6 кВ с опорно-стержневыми изоляторами: 1 - дефектный изолятор; 2 - исправный изолятор Шинный мост 6 кВ со штыревыми изоляторами: 1 - дефектный изолятор; 2 - исправный изолятор Опорно-стержневой изолятор с увлажненной армировкой фланца Опорно-стержневой изолятор с продольной трещиной в фарфоре Методика ИК-контроля ИК-контроль опорно-стержневых изоляторов желательно проводить весной или осенью при повышенной влажности воздуха. Это обусловлено тем, что при наличии продольной трещины в фарфоре изолятора в ней будет протекать повышенный ток утечки, несколько разогревая трещину. При измерении в сухую погоду или при отрицательных температурах окружающего воздуха такой дефект может быть не выявлен, поскольку в первом случае сухая поверхность трещины существенно ограничит ток утечки, а во втором случае влага в трещине превращается в лед, являющийся диэлектриком. При исправном изоляторе температуры фланца и фарфора практически одинаковы. Температура чистого исправного изолятора превышает температуру окружающей среды не более чем на 0,5 °С. Перегрев загрязненного изолятора может достигать 2 °С. Маслонаполненные трансформаторы тока Как известно, в зависимости от конструктивного выполнения обмоток маслонаполненные трансформаторы тока, выпускаемые отечественной промышленностью, можно условно разделить на три группы: 1) трансформаторы тока со звеньевой изоляцией обмоток (серия ТФЗМ); 2) трансформаторы тока с U-образной первичной обмоткой (серия ТФУМ); 3) трансформаторы тока с рымовидной обмоткой (серия ТФРМ). При ИК-контроле трансформаторов тока оценивается состояние внутренних и внешних контактных соединений, а при выполнении определенных условий по измеренным температурам на поверхности фарфоровой покрышки - и состояние бумажно-масляной изоляции. При проведении ИК-контроля необходимо учитывать как конструктивные особенности трансформатора тока, так и причины, приводящие к локальным нагревам на поверхности их фарфоровых покрышек. Трансформаторы тока серии ТФУМ Результаты осмотра трансформаторов тока (ТТ) 330 кВ с U-образной обмоткой (рис.3-25) показали, что основные причины их повреждения обусловлены: - пробоем изоляции первичной обмотки в нижней U-образной ее части. Пробои носили тепловой характер, происходили в летний период года и связаны с недостаточным режимом сушки бумажно-масляной изоляции или увлажнениями ее в процессе эксплуатации; - перекрытием поверхности бумажно-масляной изоляции, происходящим в результате неравномерного наложения лент бумаги или смешения бумажной основы и уравнительных обкладок в первичной обмотке; - пробоем изоляции обмотки в результате воздействия на нее в процессе эксплуатации электродинамических усилий. Рис.3-25. Конструкция трансформатора тока ТФКН-330: 1 - вывод Л1 первичной обмотки; 2 - трансформаторное масло; 3 - фарфоровая покрышка; 4 - изоляционная распорка; 5 - первичная обмотка; 6 - ленточный сердечник с вторичной обмоткой; 7 - распорка; 8 - бак; 9 - вывод Л2 первичной обмотки; 10 - локальный нагрев на поверхности фарфоровой покрышки при местном ухудшении состояния бумажно-масляной изоляции Анализ статистики повреждений ТТ показал, что ежегодно в энергосистемах происходит 5-6 тяжелых аварий с полным разрушением ТТ. Повреждаемость ТТ зависит от срока их службы (табл.3-10). Таблица 3-10 Длительность эксплуатации, лет До 5 6-10 11-15 16-18 19-20 Более 20 Количество ТТ 1 5 4 5 3 16 Возникновение и развитие дефекта в изоляции ТТ ТФУМ-330, ТФКН-330 обусловлено конструктивным выполнением его U-обмотки. Она выполнена в виде петли из гибкого многожильного провода, изолированного многослойной бумажной изоляцией, разделенной на слои конденсаторными обкладками. Под действием токов к.з. в обмотке возникают электродинамические усилия, стремящиеся "разогнуть" петлю обмотки. Проводившиеся в НИЦ ВВА испытания двух ТТ ТФКН-330 на динамическую стойкость при снятой фарфоровой покрышке (рис.3-26) с киносъемкой протекающих механических процессов показали, что по мере увеличения значения тока к.з., протекающего через трансформатор, имеют место необратимые процессы в механическом креплении его обмоток (табл.3-11). Рис.3-26. Общий вид первичной обмотки трансформатора тока ТФКН-330 после испытаний на электродинамическую стойкость к токам к.з. Таблица 3-11 Результаты испытания трансформаторов тока ТФКН-330 на электродинамическую стойкость 1) Im - наибольшее амплитудное значение тока к.з. (Imнорм = 198 кА) Токр = 812 °С 2) Ig - начальное действующее значение периодической составляющей тока к.з. (Igнорм = 80 кА в течение 0,1 с) № п.п. Ток к.з. Im кА Ig Результаты осмотра внутренней изоляции обмотки ТТ Первый трансформатор тока ТФКН 1 100 40 Без замечаний 2 160 70 Обрыв 8 ниток первого верхнего бандажа 3 180 75 Упругая деформация 35-40 мм в каждую сторону в верхней части обмотки, обрыв дополнительно 4 ниток первого бандажа 4 83 35 Упругая деформация обмотки по 8 мм в каждую сторону 5 190 77 Упругая деформация 35-40 мм в каждую сторону в верхней части обмотки, обрыв 7 ниток второго сверху бандажа 6 190 77 Упругая деформация 80-90 мм в каждую сторону в верхней части обмотки, обрыв всех ниток первого и дополнительно обрыв 6 ниток второго бандажа, разрушение "клицы" у выводов секций первичной обмотки Второй трансформатор тока ТФКН 1 58 25,5 Упругая деформация 6 мм в каждую сторону в верхней части обмотки 2 80,6 40,0 Упругая деформация 12 мм в каждую сторону в верхней части обмотки 3 99,5 44,5 Упругая деформация 20 мм в каждую сторону в верхней части обмотки, остаточная деформация после опыта составила по 2 мм в каждую сторону 4 145,0 68,0 Упругая деформация около 40 мм в каждую сторону в верхней части обмотки, обрыв всех ниток первого и второго бандажей По результатам проведенных экспериментов были сделаны следующие выводы: - при неоднократном (3-4 раза) воздействии токов к.з., наибольшее амплитудное значение которых составляет 80% и более от нормативных значений, происходит постепенный рост упругой деформации первичной обмотки, сопровождающийся обрывом бандажей, разрушением крепежной клицы и нарушением плотности намотки бумажной изоляции; - упругая деформация первичной обмотки при испытаниях достигает 80-90 мм (при зазоре между внутренней поверхностью покрышки и первичной обмоткой - 50-60 мм); - при нарушении плотности бумажной изоляции (в результате смятия бумаги) при динамическом воздействии на нее проводов обмотки возможны разрыв бумажной оплетки и фольги, изменения напряженности электрического поля с повышением его градиентов на отдельных участках до недопустимо высоких значений, возникновение частичных разрядов, образование газовых включений и т.п., и в итоге - электрический пробой главной изоляции ТТ. Проведенные эксперименты и опыт эксплуатации ТТ/ТФУМ (ТФКН)-330 показывают, что их работоспособность зависит не только от длительности эксплуатации, но и от ее условий, прежде всего от количества и значений токов к.з., протекавших через первичную обмотку. Исследования, проведенные в Ленэнерго, показали, что между увеличением tg основной изоляции обмоток ТТ и значениями температур на поверхности фарфоровых покрышек ТТ имеется зависимость. По расчетам, в среднем увеличение tg основной изоляции ТТ на 1% приводит к росту температуры на 0,1 °С. Контроль tg под рабочим напряжением ТТ ТФУМ-330 и проведение измерения температур на поверхности фарфоровых покрышек с помощью тепловизора подтвердили идентичность результатов (табл.3-12). Таблица 3-12 Условный № ТТ 1 2 3 4 Температура на поверхности фарфоровой покрышки, °С 0,2 0,1 0,1 0,5 tg, % основной изоляции 1,6 0,8 1,2 4 последних слоев изоляции 2,1 1,4 1,7 4,6 Распределение температур в ТТ при номинальной нагрузке следующее: в нижней части петли обмотки - 36 °С, в средней части - 23 °С, во вторичных обмотках - 26 °С. Поскольку температура в нижней и средней частях обмотки является наивысшей, тепловая стойкость бумажно-масляной изоляции ТТ определяется именно этими участками обмотки.

Похожие:

	Энергетики и электрификации «еэс россии» департамент научно-технической... Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей...		Приказ 13. 07. 2006 №490 Об утверждении и вводе в действие Стандарта ОАО рао «еэс россии» Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации «еэс россии»
	Инструкция по проектированию городских электрических сетей рд 34. 20. 185-94 Утверждена: Министерством топлива и энергетики Российской Федерации 07. 07. 94, Российским акционерным обществом энергетики и электрификации...		Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации... Оэтс и экспертными организациями, выполняющими профильные работы по противокоррозионной защите и базируется на применении международных,...
	Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного... Разработано: Департаментом научно-технической политики и развития рао "еэс россии", Научно-исследовательским институтом электроэнергетики...		Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации... Необходимые изменения в настоящий стандарт (вызванные новым опытом противокоррозионной защиты трубопроводов тепловых сетей, внедрением...
	Методические указания по организации учета топлива на тепловых электростанциях рд 34. 09. 105-96 Утверждено Российским акционерным обществом энергетики и электрификации "еэс россии" 12. 05. 96 г		Согласовано Департаментом экономики рао "еэс россии" Инструкция предназначена для персонала акционерных обществ энергетики и электрификации (энергосистем) Российской Федерации, проектных...
	И электрификации СССР главное научно-техническое управление энергетики и электрификации Производственное объединение по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей "союзтехэнерго"		Департамент научно-технической политики и развития Разработано открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей...
	Справочник содержит новые квалификационные характеристики, связанные... Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации "еэс россии"		Приказ 08. 10. 2003 №521 Об обеспечении сбора данных коммерческого... Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации ОАО рао «еэс россии»
	Департамент научно-технической политики и развития технические требования... Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей...		Департамент научно-технической политики и развития технические требования... Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей...
	Стратегия развития здравоохранения Российской Федерации на долгосрочный период 2015 – 2030 гг Положения настоящей Стратегии определяют приоритеты и основные направления государственной политики и нормативно-правового регулирования...		Стратегия Российской Федерации в области развития науки и инноваций... Использование результатов научно-технической деятельности и объектов интеллектуальной собственности имеет первостепенное значение...