Техническая диагностика и аварийность электрооборудования

Причиной возникновения нарушения на ПС 750 кВ явились развитие локальных очагов развивающегося теплового пробоя основной изоляции ТТ-330 кВ при высоких температурах окружающего воздуха и, соответственно, высокой температуры изоляции ТТ, а также большие перепады температур днем и ночью. Как следствие, более высокое поверхностное увлажнение твердой изоляции в утренние часы привело к электрическому пробою основной изоляции ТТ с корпуса расширителя (потенциал ВН) на заземленные элементы конструкции в зоне "тройника". В результате действия дугового разряда произошло разрушение ТТ.

Причиной разрушения фазы "С" воздушного выключателя явилось динамическое действие спуска ошиновки при падении трансформатора тока, что привело к падению фазы "С" выключателя на землю.

Для трансформаторов тока типа ТФРМ-330-У1 (ТРН-330) можно рекомендовать следующие диагностические измерения:

проведение тепловизионного контроля;

измерении tg изоляции ТТ под рабочим напряжением;

физико-химический анализ масла;

хроматографический анализ масла (ХАРГ);

– мониторинг интенсивности частичных разрядов в изоляции [5- 22].

1.5.4. Повреждение трансформатора напряжения типа НКФ-110 кВ .

Трансформатор напряжения типа НКФ-110 кВ электромагнитного типа, блок 110 кВ является главным элементом для всех каскадов ТН классов напряжения 220 кВ и выше.

На подстанции северо-западного региона произошло разрушение ТН типа НКФ-110 при подаче на него рабочего напряжения после нахождения под воздействием процесса феррорезонанса при неполнофазном режиме питания.

Причины возникновения и развития технологического нарушения

1.Причиной возникновения нарушения явилось разрушение трансформатора напряжения ТН-110 кВ при подаче на него рабочего напряжения после нахождения его под воздействием процесса феррорезонанса при неполнофазном режиме питания 1 СШ-110 кВ со стороны линии 110 кВ после отключения масляного выключателя МШВ-110 кВ.

2. Из-за возникших значительных перенапряжений в момент короткого замыкания на шинах 110 кВ при разрушении ТН-110 кВ произошло разрушение фазы «В» ограничителя перенапряжений ОПН-110 кВ 1 СШ-110 кВ.

3. Причиной излишнего отключения трансформаторной группы ГТ-4 от действия защиты нулевой последовательности явилось непереключение реле положения разъединителя (РПР) из-за механического дефекта в блок-контактах привода шинного разъединителя 2ШР ГТ-4. В результате чего цепи напряжения ГТ-4 питались от резервного источника ТН-110 кВ 1СШ, который находился в неполнофазном режиме.

4. Повреждение секционного разъединителя CF-110 кВ (излом опорной изоляции одной колонки из-за дефекта фарфора в армировочном шве) не позволило обеспечить оперативное восстановление электроснабжения потребителей от 2-й секции 2СШ-110 кВ.

Описание повреждений оборудования

Разрушены все три фазы ТН-110 кВ типа НКФ-110 1СШ-110 кВ, поврежден разъединитель 110 кВ ТН-110, повреждены опорные изоляторы 1 СШ-110 кВ (25 штук), поврежден ОПН-110 кВ фаза "В" 1 СШ-110 кВ, произошёл излом опорного изолятора СР-110кВ 2СШ-110кВ по армировочному шву, повреждены проходные вводы типа ГТПА-2-90-110/2000 (3 штуки).

Основные мероприятия по предотвращению подобных нарушений:

– замена отработавших установленный НТД ресурс трансформаторов напряжения на феррорезонансностойкие типа НАМИ или других типов;

– проанализировать схемы подстанций с целью выявления возможных феррорезонансных перенапряжений и разработки специальных мероприятий но их предотвращению;

– принять дополнительные меры, повышающие надёжность и безопасность эксплуатации оборудования, отработавшего установленный НТД ресурс (расширение объёма контроля параметров технического состояния согласно [1- 3] и т.д.);

– дополнительный мониторинг интенсивности ЧР в изоляции с предварительной установкой датчиков ЧР [13-22].

Выводы к главе 1.      

1. Тепловизионный контроль стал важным инструментом для обследования состояния различного электротехнического оборудования энергосистемы: трансформаторов тока и напряжения, разъединителей, вентильных разрядников, высоковольтных вводов, силовых трансформаторов, масляных выключателей, качества пайки обмоток статора турбогенераторов при ремонтных работах, электродвигателей, дымовых труб и газоходов и др.

2. Проблема обеспечения используемыми технологиями качества пайки соединительных головок статорных обмоток ТГ при проведении ремонтных работ на сегодняшний день достаточно актуальна. Необходима проверка качества пайки с помощью последовательного тепловизионного контроля и измерения сопротивления постоянному току обмоток статора ТГ.

3. Средства инфракрасной диагностики выявляют такие дефекты, как перегрев контактных соединений, локальные нагревы на стенке бака высоковольтного маслонаполненного ЭО, связанные с дефектами обмоток встроенных ТТ или плохими контактами внутри масляных выключателей, которые скрыты толщей масла и трудно поддаются интерпретации.