Выявлены недостатки существующих устройств контроля изоляции вводов, даны предложения по повышению их эффективности и коррекции требований действующих регламентов в части взаимоотношений оперативного персонала объектов электроэнергетики и диспетчеров субъектов оперативно-диспетчерского управления при устранении возникающих нарушений в работе электрических сетей.
Ключевые слова: трансформатор, шунтирующий реактор, устройство контроля изоляции вводов, надёжность, установки срабатывания, оперативный персонал объекта энергетики.
Срок службы автотрансформаторов и шунтирующих реакторов 500 и 750 кВ, согласно техническим условиям на их изготовление, существенно превышает срок службы высоковольтных вводов. В настоящее время, согласно отраслевой программе, плановая замена вводов, находящихся в эксплуатации, производится на вводы нового поколения с бумажно-масляной внутренней изоляцией и с твёрдой (RВР и RIР) внутренней изоляцией (тип изоляции “К”).
Однако принципиальная электрическая схема построения вводов остаётся практически неизменной — основная изоляция в виде изоляционного остова с проводящими обкладками, обеспечивающими необходимое распределение электрического поля в радиальном (по толщине изоляции) и аксиальном (продольном) направлениях по отношению к заземляемой соединительной втулке ввода.
Плановая замена вводов, находящихся в эксплуатации, на вводы нового поколения с внутренней изоляцией из полимерных материалов с масляным заполнением рассчитана на несколько лет. Однако установка новых вводов не исключает необходимости их диагностики и применения специальной защиты.
Для постоянного неавтоматизированного мониторинга состояния внутренней изоляции и защиты вводов 500-750 кВ трансформаторов и шунтирующих реакторов широко применяется устройство контроля изоляции высоковольтных вводов (КИВ).
В традиционном исполнении оно состоит из блок-реле КИВ - 500Р, согласующего трансформатора ТПС- 0,66, трёх вентильных разрядников РВН-0,5 (или РНК-0,5У1), кабелей и других элементов.
Устройство КИВ при предварительно сбалансированной сумме ёмкостных токов через внутреннюю изоляцию вводов, как правило вводов трёх фаз, реагирует в основном на увеличение активного тока проводимости (пробой части внутренней изоляции ввода) и, в некоторых случаях, на образование отложений на остове и покрышке дефектного ввода.
Отключаю элемент устройства вводится в действие автоматически после срабатывания реле времени сигнала ого элемента. Для предотвращения неправильной работы отключающего элемента КИВ-500Р про обрывах в цепях, соединяющих вводы 500 кВ с согласующим трансформатором, установлено блокирующее реле тока РТбл, включённое в цепь вторичной обмотки трансформатора ТПС-0,66 Уставка по току срабатывания блокирующего реле составляет 60 - 70% номинального ёмкостного тока ввода.
При резком скачкообразном изменении тока от нуля до значения, превышающего ток срабатывания блокирующего реле, отключающий элемент выводится из работы.
На отдельных подстанциях в схемах устройства КИВ в блок-реле КИВ-500Р добавлены элементы, позволяющие осуществлять пофазный контроль ёмкостного тока, протекающего по внутренней изоляции каждого ввода трёхфазной системы.
Подробные данные по устройству КИВ и его настройке приведены в отраслевом документе “Методические указания по техническому обслуживанию устройства КИВ (МУ 34-70-39-83)”.
Устройство имеет ряд недостатков:
однофазное исполнение согласующего трансформатора ТПС-0,66 и блок-реле КИВ-500Р;
недостаточную стабильность значения напряжения срабатывания (пробивного напряжения) вентильного разрядника РНК-0,5У1;
недостаточный диапазон значений шкалы уставок реле времени блок-реле КИВ-500Р;
зависимость процесса, происходящего в цепи КИВ повреждённого высоковольтного ввода, от состояния элементов схемы подключения вводов к устройству КИВ, в том числе и в цепи КИВ вводов других фаз автотрансформатора или шунтирующего реактора;
невозможность использования без выполнения специальной доработки при создании на ПС схемы для неполнофазной работы автотрансформатора или шунтирующего реактора и др.
Устройство аналогичного назначения в новом исполнении, производство которого было освоено в ООО НПП “ЭКРА” (г. Чебоксары), оказалось нестабильно работающим из-за выполнения схемы на старой элементной базе, вследствие чего его выпуск прекращён.
Устройство контроля изоляции высоковольтных вводов трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов, выполненное с использованием функции 50/50 NS Оver Сurrent [фазной максимальной токовой защиты/чувствительной токовой защиты нулевой последовательности и дополнительной логики терминала 7J621-1 (АК2)], внедрённое в проекты некоторых новых ПС 500 - 750 кВ, недостаточно адаптировано к условиям применения, и опыт его эксплуатации мал для принятия решения (программы) замены традиционных устройств КИВ на подстанциях.
Выполненные расчёты и исследования показывают следующее.
При нарушении симметрии токов, поступающих в первичную обмотку ТПС – 0,66 от измерительных выводов (или выводов ПИН) вводов, одно и то же среднее (между максимальным и минимальным отклонениями стрелки миллиамперметра блок-реле КИВ 500Р) значение тока в первичной обмотке может быть в двух случаях:
в начальной стадии повреждения высоковольтного ввода автотрансформатора или шунтирующего реактора, когда вентильный разрядник типа РНК-0,5У1 не срабатывает (отсутствуют его пробои);
в практически завершающей стадии повреждения (пробоя) изоляции высоковольтного ввода, когда вентильный разрядник РНК-0,5У1 срабатывает многократно, включаясь своим нелинейным со противлением параллельно первичной обмотке ТПС- 0,66.
Во втором случае от измерительного вывода (или вывода ПИН) повреждённого высоковольтного ввода в ТПС- 0.66 ответвляется ток, более чем на порядок меньший по сравнению с током, проходящим через вентильный разрядник РНК- 0,5У1.
Например, в первом случае значение тока 10 мА (15,4% значения номинального ёмкостного тока через изоляцию высоковольтного ввода), протекающего в первичной обмотке согласующего трансформатора, соответствует пробою около 15 % изоляции ввода; во втором — пробою около 80 % изоляции ввода.
Изложенное объясняет причину существующих различных суждений об эффективности и надёжности устройства КИВ и неадекватных в ряде случаев действий оперативного персонала под станций субъектов электроэнергетики при срабатывании устройства КИВ “на сигнал” или увеличении “тока небаланса” через устройство.
Для повышения эффективности устройства КИВ- 500 традиционного исполнения требуется выполнение дополнительных организационно-технических мероприятий.
1. Действия оперативного персонала ПС при срабатывании устройства КИВ на “сигнал” должны быть следующими:
1 . 1. Измерить значение тока, протекающего через первичную обмотку согласующего трансформатора, по миллиамперметру блок-реле КИВ-500Р, записать результат измерения и, с определёнными интервалами, вести наблюдение за показаниями миллиамперметра в течение 3 - 5 мин.
1.2. При возникновении первого или обоих из нижеследующих признаков:
постоянного роста тока, измеряемого миллиамперметром блок-реле КИВ-500Р, и превышения 10 % - ного значения номинального ёмкостного тока через изоляцию высоковольтного ввода;
скачкообразного и устойчивого (или относительно устойчивого) снижения значения тока по сравнению с измеренным до этого, сопровождающегося изменением амплитуды и частоты колебаний стрелки миллиамперметра,следует требовать от дежурного диспетчера СО ЕЭС (ОДУ, РДУ) немедленной выдачи разрешения на отключение автотрансформатора или шунтирующего реактора с дефектным вводом и информировать его о предстоящем действии с выдержкой времени 10 мин сигнального элемента устройства КИВ на отключение указанного оборудования.
2. Уставка срабатывания устройства блок-реле КИВ-500Р по току и времени должны быть следующими.
2.1. Срабатывание реле РТ 1 (сигнальный элемент) должно происходить при токе в первичной обмотке согласующего трансформатора, равном 7% номинального ёмкостного тока через изоляцию высоковольтного ввода 500 кВ (норма по МУ 34-70-39-83 составляет 5 - 70 %).
2.2. Первая выдержка времени срабатывания сигнального элемента блок-реле КИВ-500Р (на реле РВ 1) должна соответствовать норме по МУ 34-70-39-83 (выдержка времени должна обеспечивать отстройку от максимальной выдержки времени срабатывания резервных защит сети и задаваться службой релейной защиты, автоматики и АСУ).
2.3. Вторая выдержка времени срабатывания сигнального элемента должна быть 10 мин (требуемое системным оператором минимальное время для подготовки режима электрической сети) и должна реализовываться на отключение через реле времени защиты от потери системы охлаждения соответствующего автотрансформатора или шунтирующего реактора.
Цепь от блок-реле КИВ-500Р до реле времени защиты от потери системы охлаждения автотрансформатора или шунтирующего реактора выполняется (с установкой традиционного переключающего устройства) дополнительно к существующей схеме вторичной коммутации на ПС. При этом должна быть обеспечена раздельная фиксация (сигнализация) действия на отключение сигнального элемента (с выдержкой времени 10 мин) и за щиты от потери системы охлаждения.
Нормальное положение указанного переключающего устройства — “действие на отключение”.
2.4. Срабатывание реле РТ 2 (отключающий элемент) должно происходить при токе в первичной обмотке согласующего трансформатора, равном 16 – 20 % номинального ёмкостного тока через изоляцию высоковольтного ввода 500 кВ (норма по МУ 34-70-39-83 составляет 20 – 25 %).
2.5. Выдержка времени, выставленная на реле времени РВ 2, должна соответствовать норме по МУ 34-70-39-83 (выдержка времени должна обеспечивать отстройку от выдержки времени быстродействующих защит сети и задаваться службой релейной защиты, автоматики и АСУ).
3. Устройства контроля изоляции высоковольтных вводов 500 кВ автотрансформаторов и шунтирующих реакторов других типов должны иметь аналогичные указания в п. 2 значения уставок срабатывания по току и времени.
4. При отсутствии возможности получения выдержки времени 10 мин и срабатывании устройства КИВ “на сигнал” оперативный персонал ПС должен требовать от дежурного диспетчера СО ЕЭС (ОДУ, РДУ) разрешения на немедленное отключение автотрансформатора или шунтирующего реактора с дефектным вводом.
При этом, согласно корпоративным нормам, оперативному персоналу ПС разрешается принять решение об отключении оборудования (автотрансформатора или шунтирующего реактора) самостоятельно, с предварительным или последующим уведомлением дежурного диспетчера СО ЕЭС.
Соответствующие изменения в части действий оперативного персонала ПС при срабатывании устройства КИВ и настройке уставок следует внести в действующие с местные инструкции объектов электроэнергетики.
Выводы
1. При применении автоматизированных систем автоматизированных систем контроля состояния трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих реакторов в другого оборудования высших классов напряжения с высоковольтными вводами классов напряжения 500 кВ и выше рекомендуется введение в состав АСУ ТП устройства контроля изоляции вводов (КИВ).
2. В нормативно-технических документах, содержащих требования к устройству КИВ, его наладке и обслуживанию, необходимо отразить мероприятия по повышению эффективности устройства и выполнить соответствующую коррекцию требований действующих регламентов в части взаимоотношений оперативного персонала объектов электроэнергетики и диспетчеров субъектов оперативно-диспетчерского управления при устранении возникающих нарушений в работе электрических сетей.
|