1000kV交流特高压设备电压等级较500kV电压等级提高了一倍,尺寸和重量较500kV设备明显增大,在原理、结构、技术性能等方面发生了显著变化,设备更加复杂、精密、贵重。比如主体变长宽高为11.2m×4.97m×4.99m、重577.8t;调压补偿变长宽高为6.6m×2.9m×4.2m、重153t;高压电抗器长宽高为7.8m×3.64m×4.84m、重350t;串补装置平台长宽高为27m×12.5m×11.47m,荷重不大于100t,上述变化对检修作业、检修工器具和仪器仪表以及人员作业强度等提出了新的挑战,常规的检修方法和手段无法满足新的技术变化所带来的需求,需要实现检修试验技术的升级和跨越。
(一)1000kV交流主变压器及电抗器
(1)在进行油处理工作时,要严格控制油中5～100μm的颗粒小于2000个/100m L,常规500kV交流中没有严格要求。在保证高效、安全的前提下降低颗粒含量,如采用常规的单纯滤油机滤油不能满足要求,需要在滤油回路中串接精滤设备。
(2)在完成油处理工作后要求进行静置。常规500kV设备静置时间为48h,但特高压变压器及电抗器静置时间至少为96h。
(3)油色谱分析周期:常规500kV变压器及电抗器周期为3个月1次,特高压变压器及电抗器周期为1个月1次。
(4)油微水测量周期:常规500kV变压器及电抗器的周期为1年1次,特高压变压器及电抗器为3个月1次。
(5)运行中铁心接地电流的判断标准:常规的500kV变压器判断标准为一般不大于0.1A,特高压变压器及电抗器的判断标准为不大于0.3A。
(6)检修预试工作量的增加。由于特高压变压器是由本体变和调压补偿变两部分组成,在每年的检修预试中相当于分别检修了两台变压器。
(7)套管式电流互感器二次绕组绝缘电阻的判断差异。常规500kV设备要求绝缘电阻不小于1MΩ,特高压变压器及电抗器要求不小于1000MΩ。
(8)绕组直流电阻测量电流的差异。常规500kV变压器的测试电流不大于5A,特高压变压器测试电流不大于2.5A。
(9)绕组的消磁试验。为了抑制剩磁对特高压变压器的运行危害,特高压变压器在直阻测试完成后,要进行变压器的消磁处理。
(10)长时感应电压试验(ACLD)试验时间。特高压变压器ACLD预加电压高压为工频耐受电压1100kV(标称电压的1.1倍),5min;常规500kV变压器ACLD的预加电压高压为工频耐受电压680kV(标称电压的1.36倍),试验时间按频率进行折算(工频1min)。
(11)短时感应电压试验(ACSD)。特高压变压器高压与中压线端的工频耐压耐受时间不同,所以高压与中压的工频耐受电压不能同时进行试验,常规500kV变压器高压与中压的工频耐受电压同时进行试验。
(二)1000kV交流GIS
(1)1000kV交流GIS罐体体积尺寸大,每台断路器内部SF6气体可达1t,安装检修时气体处理工作量大,耗时长。
(2)1000kV交流GIS一般采用氮气储能液压机构,结构复杂,且线路断路器带有合闸电阻,总体质量很大,每台断路器质量可达30t左右,安装检修时吊装不易。(www.xing528.com)
(3)1000kV交流GIS对SF6气体泄漏要求较严格,年漏气率不得超过0.5%,而500kV交流GIS年漏气率不得超过1%。
(4)1000kV交流GIS对导电回路测试要求较严格,要求使用不小于300A的直流电流进行测量,而500kV交流GIS要求使用不小于100A的直流电流进行测量。
(三)1000kV交流电压互感器
在测量特高压电压互感器下节介损电容时,由于下节电容量较大(近50万p F),采用常规的正接线法不能检测,需要采用外施电压进行测量。
(四)1000kV交流避雷器
(1)为提高特高压避雷器密封防潮性能,采用了充高纯氮保持微正压的方式运行。在每年的年度检修中需要对每柱避雷器的氮气压力进行监测,确保满足厂家要求。
(2)特高压避雷器由于结构上的原因,要求在检修预试时测量直流8m A下的电压和0.75U8mA下泄露电流,与常规的避雷器在直流测量电流(1m A)上存在区别。
(3)特高压避雷器在运行时的泄露电流较常规500kV设备大,常规设备一般在2～3m A,特高压设备的泄露电流一般为5～10m A。
(五)1000kV交流串补装置
(1)电容器的检修试验:对于电容器组桥臂电容的测量,常规要求6年1次,特高压要求每年1次。
(2)金属氧化物限压器的检修试验:绝缘电阻的测量,常规要求6年1次,特高压系统要求每年进行一次;特高压系统每3年进行1次MOV直流1m A下参考电压和0.75U1mA下泄漏电流。
(3)旁路断路器的检修试验:主回路电阻测量,每年进行1次,常规设备6年进行1次;分合闸线圈电压检验,每年进行1次,常规设备要求6年1次;辅助回路和控制回路绝缘电阻检查,每年1次,常规设备6年1次;断路器时间参数测试,每年进行1次,常规设备在大修后或必要时测量。
(4)由于特高压串补平台的运行高度达到了12.5m,在正常运行下无法进行红外测温检测,在特高压系统中通过安装固定红外摄像头进行监测,但存在死角。
(六)110kV交流断路器(无功设备专用)
特高压系统采用了110kV无功补偿装置,由于电抗器组、电容器组的容量大,对相应配套的110kV断路器切除感性、容性电流的性能提出了更高要求。为了保证110kV断路器的触头接触良好,具备可靠切断上千安感性、容性电流的能力,在每年的年度检修中需开展110kV断路器分合闸时间测量。
免责声明：以上内容源自网络，版权归原作者所有，如有侵犯您的原创版权请告知，我们将尽快删除相关内容。
