МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего образования
«Дальневосточный федеральный университет»
Инженерная школа
Кафедра электроэнергетики и электротехники
Афанасьев Роман Олегович
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ
ИЗОЛЯЦИИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
МАГИСТЕРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ
по образовательной программе подготовки магистров
по направлению подготовки
13.04.02 «Электроэнергетика и электротехника»,
магистерская программа «Энергоэффективность и энергосбережение
в электроэнергетических системах»
г. Владивосток
2019
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего образования
«Дальневосточный федеральный университет»
Инженерная школа
Кафедра электроэнергетики и электротехники
УТВЕРЖДЕНО
Руководитель ОП _______________
(ученая степень, должность)
_____________ __________________
(подпись) (ФИО)
«____» __________ 20__ г.
Заведующий кафедрой ________________
(ученая степень, звание)
____________________ ___________________________
(подпись) (ФИО)
«____» _________ 20___ г.
ЗАДАНИЕ
на выпускную квалификационную работу
Студенту (ке)
Группа
(Фамилия, Имя, Отчество)
1. Наименование темы
2. Основания для разработки
3. Источники разработки
4. Технические требования (параметры)
5. Дополнительные требования
6. Перечень разработанных вопросов
2
(номер группы
АННОТАЦИЯ
Выпускная квалификационная работа состоит из пояснительной записки,
представленной на 80 страницах, 3 страниц приложений и 17 слайдами
презентации.
В представленной работе рассмотрен вопрос совершенствования методов
оценки состояния изоляции силовых трансформаторов, указана его возможность
влияния на состояние энергетических систем. Рассмотрена теоретическая
сторона влияния различных факторов на изоляцию трансформатора в ходе его
эксплуатации. Объяснена физическая и химическая природа происходящих
процессов. На основе анализа существующих методов выявления дефектов и
оценки состояния изоляции по продуктам её разложения разработана
структурная схема диагностического контроля состояния трансформатора.
Указана возможность повышение эффективности методов оценки состояния
изоляции силовых трансформаторов, за счёт разработки технических средств
регистрации малых и предельно малых концентраций диагностируемых
веществ. Произведен анализ экономического эффекта от внедрения данных
разработок.
В презентационном материале указаны основные концепции идей,
продемонстрированных в диссертации, и выводов, сделанные по результатам
проделанной работы.
3
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ .................................................................................................................. 6
1
МИРОВОЙ И РОССИЙСКИЙ ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИЛОВЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ .............................................................................................. 9
1.1 Состояние парка трансформаторного оборудования в России .................. 11
1.2. Аварийные ситуации и экономический ущерб ........................................... 15
1.2.1. Повреждения по месту установки трансформатора .............................. 16
1.2.2. Повреждения по причине их возникновения ......................................... 17
1.2.3. Повреждения по причине возраста трансформатора ............................ 19
1.3 Выводы по главе ........................................................................................... 20
2
ИНФОРМАТИВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ
СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ....................................................................... 22
2.1 Факторы, воздействующие на изоляцию трансформатора в ходе
эксплуатации.......................................................................................................... 23
2.2 Продукты деградации изоляционных материалов ...................................... 25
2.2.1 Гидролитическое разложение ................................................................... 27
2.2.2 Окислительное разложение ...................................................................... 28
2.2.3. Термическое разложение ......................................................................... 29
2.2.4 Образование фурановых соединений ...................................................... 30
2.3 Существующие методы выявления дефектов и оценки состояния
изоляции по продуктам её разложения ............................................................... 33
2.3.1 Методика, принятая в России ................................................................... 36
2.3.2 Методика МЭК ........................................................................................... 39
2.3.3 Методика СОУ-Н ....................................................................................... 41
4
2.3.4 Методика СЕGВ ......................................................................................... 42
2.3.5 Методика Дорненбурга ............................................................................. 44
2.3.6 Методика Дюваля ...................................................................................... 46
2.4 Программная и техническая реализация ...................................................... 47
2.5 Выводы по главе .............................................................................................. 52
3 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ
ИЗОЛЯЦИИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ................................................ 54
3.1 Контроль изоляции с учётом возможности выявления малых и предельно
малых концентраций характерных веществ ....................................................... 54
3.2 Перспективные направления создания технических средств контроля
изоляции силовых трансформаторов .................................................................. 56
3.3 Оценка экономического эффекта повышения эффективности методов
оценки состояния изоляции силовых трансформаторов ................................... 65
3.5 Выводы по главе .............................................................................................. 67
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ......................................................................................................... 68
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ......................................................................................... 70
ПРИЛОЖЕНИЕ А ..................................................................................................... 81
5
ВВЕДЕНИЕ
Современная электроэнергетика требует большого внимания к надежности
и качеству работы всей энергосистемы в целом. Однако, старение и износ
электрооборудования приводит к увеличению числа аварийных ситуаций,
которые несут за собой неблагоприятные последствия. Ситуация усугубляется
ростом энергопотребления во всём мире, в результате чего нагрузка на и без того
изношенное оборудование возрастает.
Надежность работы энергосистемы в значительной степени зависит от
надежности работы силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Выход
из строя данного оборудования приводит к весомым экономическим потерям,
которые связаны, как со значительными затратами на покупку нового или
восстановление повреждённого трансформатора, так и с ущербом от перерывов
электроснабжения для конечного потребителя.
Надежная работа трансформатора определяется техническим состоянием
всех его узлов и элементов. Основными причинами отказов в работе
трансформаторного оборудования является: износ изоляции обмоток, низкое
качество технического обслуживания и ремонта, несоблюдения периодичности
и объема выполнения профилактических мероприятий, недостаточный уровень
исполнения средств оценки технического состояния и диагностики, недостатки
эксплуатации. Все, кроме первого из перечисленных пунктов, зависят от так
называемого «человеческого» фактора, однако самой массовой причиной
отказов трансформаторного оборудования является именно повреждения
изоляции силовых обмоток.
Изоляция силовых трансформаторов представляет собой сложную
систему, состоящую из различных как по значению, так и конструкции
элементов и узлов. В процессе эксплуатации трансформатора, изоляция
подвергается воздействию внешних и внутренних факторов. В результате чего,
происходит загрязнение и увлажнение твердой изоляции и масла.
6
Старение изоляции - процесс изменения структуры, физико-химических
и механических свойств изоляции. Когда изоляция стареет, она становится
неспособной выполнять требуемые от неё функции, в результате чего,
происходят сбои и отказы в работе трансформаторного оборудования.
Значительная часть отказов трансформаторов может быть предотвращена
путем использования современных систем диагностики технического состояния
и комплексного обследования. Данные системы опираются на действующие
нормативные документы и обеспечивает не только комплексную оценку
технического состояния силовых трансформаторов, но и принятие правильных
решений по их дальнейшей эксплуатации. Они позволяют принимать решения
по дальнейшей эксплуатации трансформатора и осуществлять техническую
политику перехода к ремонту по фактическому состоянию оборудования в
соответствии с правилами технической эксплуатации электрических станций и
сетей.
Таким образом, в современных условиях, когда потребность в надежной и
качественной
работе
совершенствование
энергосистем
методов
оценки
непрерывно
состояния
возрастает,
изоляции
вопрос
силовых
трансформаторов весьма актуален. Он может быть решен за счёт поиска и
применения новых технических решений, основанных на использовании лучших
отечественных и импортных материалов, опыта передовых инофирм.
Объектом
исследования
–
изоляция
силовых
трансформаторов,
техническое состояние которой является решающим фактором отказов
трансформаторного оборудования, влияющих на качество и надёжность работы
энергосистемы.
Предмет исследования – факторы, воздействующие на изоляцию
трансформатора в ходе его эксплуатации и определение существующих норм
выявления дефектов по продуктам деградации изоляционных материалов.
Цель работы – разработка новых методов выявления дефектов по
продуктам деградации изоляционных материалов и поиск возможных способов
их реализации.
7
В соответствии с целью работы были поставлены и решены
следующие задачи:
• анализ факторов, воздействующих на изоляцию трансформатора в
процессе его эксплуатации;
• анализ продуктов деградации изоляционных материалов, формирование
рабочего набора маркеров;
• анализ существующих методов выявления дефектов и оценки состояния
изоляции по продуктам её разложения;
• разработка структурной схемы диагностического контроля технического
состояния изоляции трансформатора;
• предложение возможной реализации разработанной схемы на базе
используемого в мировой практике оборудования;
• прогнозирование экономического эффекта повышения эффективности
методов оценки состояния изоляции силовых трансформаторов.
Методы исследования. Решение поставленных задач осуществлялось с
использованием теоретических исследований ведущих специалистов в данной
области, методов математического моделирования, программно-технических
средств, методов лабораторных испытаний.
8
1 МИРОВОЙ И РОССИЙСКИЙ ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ
СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
В настоящее время положение в мировой энергетике характеризуется
некоторыми особенностями, объясняющими повышенное внимание к
надежности работы оборудования энергосистем, и в том числе силовых
трансформаторов [36].
Повышение
надежности
и
экономичности
эксплуатируемого
оборудования необходимо не только вследствие спада темпов ввода нового
оборудования, но из-за растущей мощности энергообъединений, усиления
конкурентной борьбы между энергокомпаниями. На режимы работы силовых
трансформаторов существенно влияет резкий рост обмена электроэнергией и
увеличение потоков мощности между энергообъединениями, вызванный
переходом к рынку электроэнергии.
Развитие свободного рынка электроэнергии во многих странах мира
(большинство энергокомпаний в мире к настоящему времени являются
частными) привело к усилению конкурентной борьбы между компаниями,
производящими, передающими и распределяющими электроэнергию [37]. Это
в свою очередь привело к стремлению любыми средствами повысить
рентабельность производства и снизить расходы на эксплуатацию парка
оборудования.
Для
основного
оборудования
энергосистем
прямым
последствием этого явилось снижение капитальных вложений в обновление
парка оборудования, стремление как можно дольше эксплуатировать уже
работающее оборудование. Другой особенностью настоящего момента, также
вызываемой, главным образом, конкуренцией, являются повышенные
требования к качеству электроснабжения потребителей, к надежности работы
оборудования. Эти требования противоречат желанию продлить срок работы
9
установленного оборудования и компромиссные решения являются весьма
непростыми.
Современное трансформаторостроение переживает достаточно сложный
период своего развития, который характеризуется ростом потребности
энергетики
в
новом
оборудовании,
вызванным
старением
парка
трансформаторов и увеличивающимся энергопотреблением [75].
На данный момент существуют две мировые тенденции:
• Значительное снижение числа квалифицированных специалистов в области
трансформаторостроения;
• Отсутствие производственных генерирующих мощностей, удовлетворяющих
потребностям растущей энергетики.
В ближайшем будущем данные «проблемы» могут значительно сказаться
на ситуации в мире и привести к дефициту электроэнергии, повышению
аварийности оборудования и другим негативным последствиям.
При разработке современных силовых трансформаторов принимается во
внимание изменение тенденций в развитии мировой энергетики [36]. Эти
изменения характеризуются расширением электрических сетей. В результате
техническая политика энергокомпаний и производителей оборудования
изменилась от стремления максимального использования активных материалов
к максимальной эксплуатационной надежности и экономичности оборудования.
Энергосистемы
предъявляют
следующие
требования
к
силовым
трансформаторам [24]:
• повышенная надежность в эксплуатации в условиях воздействий больших
токов короткого замыкания, кратковременных и длительных перегрузок,
режимов с частыми переключениями напряжений под нагрузкой;
• снижение потерь холостого хода и нагрузочных потерь;
• высокая ремонтопригодность и минимальные затраты при эксплуатации;
• наличие диагностических систем;
• снижение уровня шума, наличие систем защиты от взрыва и пожара.
10
В
связи
с
этим,
разработка
и
внедрение
трансформаторов
и
автотрансформаторов базируются на применении новых технических решений,
использовании лучших отечественных и импортных материалов, опыта
передовых инофирм.
Основными
направлениями
разработки
трансформаторов
нового
поколения являются [24]:
• совершенствование параметров;
• повышение технического уровня на базе пользования результатов научных
исследований, новых методик расчета и т.п.
• совершенствование методов диагностики состояния трансформатора для
обеспечения оптимизации его жизненного цикла.
1.1 Состояние парка трансформаторного оборудования в России
Надежность работы трансформаторного оборудования непосредственно
связана
с
его
сроком
службы.
От
продолжительности
эксплуатации
трансформатора зависят допустимые значения воздействующих режимных
факторов и их количество.
Основная особенность трансформаторного оборудования состоит в том, что
срок службы в большой степени определяется состоянием бумажно-масляной
изоляции в процессе ее естественного временного старения и под воздействием
внешних факторов.
Рост повреждаемости при работе за пределами нормированного срока
службы увеличивает расходы на текущий ремонт оборудования, повышает
вероятность аварийного выхода из строя и из-за этого - растет объем
профилактических мероприятий. В условиях рыночной конкуренции снижение
рентабельности оборудования приводит к потерям значительно большим, чем
расходы на ремонты - к потере конкурентоспособности.
11
Опыт
эксплуатации
показывает,
что
силовые
трансформаторы
производства СССР и РФ по надежности находятся примерно на уровне
трансформаторов
выпускающейся
зарубежных
в
СССР
по
фирм.
Однако
ГОСТ
12965-85
технический
и
ГОСТ
уровень
17544-85
трансформаторного оборудования по массогабаритным показателям и потерям
уступает мировой практике, особенно в части потерь холостого хода [47].
Во время распада СССР крупнейший производитель трансформаторного
оборудования "Запорожтрансформатор" остался за пределами России. У
московского "Электрозавода", Тольяттинского трансформаторного завода и
других предприятий отрасли были трудности. Преодоление кризиса началось в
середине 90-х годов. В настоящее время в российском трансформаторостроении
начался период устойчивого роста. Стабилизировал работу трансформаторный
завод в Тольятти. Мощным игроком вышел на рынок екатеринбургский
"Уралэлектротяжмаш". Крупнейшим в России производителем мощных силовых
трансформаторов стал "Электрозавод", вновь освоивший практически всю
необходимую
электроэнергетике
номенклатуру
трансформаторов
и
шунтирующих реакторов [45].
По данным ПАО «РОССЕТИ», на данный момент на территории РФ
располагаются около 7 тысяч электростанций, 15 тысяч подстанций и 484 тысяч
распределительных/трансформаторных пунктов (таблица 1.1).
Таблица 1.1 – Энергетические объекты на территории РФ
ПС 35-1150 кВ
РП/ТП
ПАО «МРСК Центра»
2 400
100 000
ПАО «МРСК Северного Кавказа»
881
30 370
ПАО «МРСК Волги»
1 698
45 356
ПАО «МРСК Юга»
1 218
30 172
ПАО «МРСК Сибири»
1 802
52 608
ПАО «МРСК Центра и Приволжья»
1 500
63 000
ПАО «МРСК Урала»
1 047
31 186
12
Продолжение таблицы 1.1
ПАО «МРСК Северо-Запада»
1 172
36 991
АО «ТЮМЕНЬЭНЕРГО»
647
6 790
ПАО «КУБАНЬЭНЕРГО»
716
23 018
АО «ЯНТАРЬЭНЕРГО»
47
4 127
ПАО «ТРК»
136
3 096
ПАО МОЭСК
612
39 004
ПАО «ЛЕНЭНЕРГО»
386
18 001
ПАО «ФСК ЕЭС»
870
270
Итого
15 132
483 989
На
территории
всех
этих
объектов
эксплуатируются
силовые
трансформаторы напряжением от 6 до 1150 кВ и установленной мощностью до
4000 МВА. В 2005 г. около половины трансформаторов превысило определяемые
стандартами минимальные сроки службы.
В настоящее время выработали свой ресурс около [75]:
• 35% трансформаторов, установленных в МЭС Центра и Северо-Запада,
через 5-10 лет доля таких аппаратов увеличится соответственно примерно
до 65 и 58%.
• 45% трансформаторов МЭС Сибири, 27-28% трансформаторов МЭС Волги,
18% МЭС Урала и Востока. Существенно ухудшится ситуация через 5-10
лет, когда отработаю от 40 до 45% трансформаторов МЭС Центра, Волги и
Урала, 65% трансформаторов МЭС Востока и 85% трансформаторов МЭС
Сибири.
• 40% трансформаторов тока, установленных в МЭС Центра, Урала, Сибири,
причем через 5 лет практически на всех ПС 500 кВ РАО «ЕЭС» 50% всех
трансформаторов тока отработают свой срок службы, но уже сейчас 12%
трансформаторов тока МЭС Центра в работе более 40 лет.
• от 20 до 30% трансформаторов напряжения, через 5 лет их количество
увеличится от 40 до 60%. Уже проработали 30 лет и больше 10%
трансформаторов напряжения МЭС Центра и 20% аппаратов МЭС Волги и
13
Урала. МЭС 330 кВ РАО «ЕЭС» включает 8 подстанций МЭС Центра, 18
ПС МЭС Северо-Запада и 12 ПС МЭС Юга.
Так же, к настоящему времени повсеместно выработали свой ресурс
примерно
15%
установленных
реакторов.
Однако
в
сравнении
с
трансформаторами, ситуация различна. Через 5 лет будут непригодными к
работе 80% реакторов МЭС Востока, в то время как для МЭС Волги - не более
20%, а для МЭС Урала и Центра - 25%.
Аналогичная
картина
старения
парка
силовых
трансформаторов
наблюдается и в зарубежных энергосистемах. Так, например, по данным института
электроэнергетики США EPRI, на сегодняшний день около 65 % силовых
трансформаторов в сетях США отработало более 25 лет, [37].
Наиболее частыми группами причин, вызывающих отказы в работе
отечественных
трансформаторов,
являются
дефекты
маслонаполненных
вводов, повреждения обмоток из-за динамической нестойкости, увлажнение и
газовыделение изоляции, дефекты устройств регулирования напряжения.
Тяжелые повреждения трансформаторов, изготовленных до 1970 году,
составляют 1% , для трансформаторов более позднего изготовления - около 0,2%.
Анализ
за
последние
годы
показал,
что
удельная
повреждаемость
трансформаторов составляет 0,45% в год [75].
Около 33% отказов трансформаторов приходится на вводы, причем
основную долю составляют очень тяжелые повреждения с взрывом ввода и
обычно с пожаром, из-за перекрытия по желтому налету на внутренней
поверхности нижней покрышки ввода.
Около 23,5% отказов приходятся на устройство регулирования под
нагрузкой (РПН).
На повреждения из-за недостаточной стойкости обмоток при КЗ
приходится 5,36% отказов, причем этот дефект в конструкции наиболее часто
проявляется в автотрансформаторах (AT) 330 и 500 кВ. Ежегодно одно-два
повреждения происходили из-за дефектов главной изоляции (в том числе из-за
заусенцев на проводе обмотки) и др.
14
Влияние срока службы на развитие дефектов значительное. Отработавшие
менее 10 лет трансформаторы выходят из строя в 3-4 раза реже, чем можно
ожидать по средним цифрам [45]. Удельная повреждаемость трансформаторов
зависит от класса напряжения и мощности, она несколько выше для
трансформаторов 6-10 кВ (плохое состояние сетей) и 220-750 кВ (меньшие запасы
конструкции).
У зарубежных трансформаторов характер выявленных дефектов и средние
цифры удельной повреждаемости близки к цифрам, полученным из отечественной
практики [37].
1.2. Аварийные ситуации и экономический ущерб
Значительная часть оборудования в энергетике работает с превышением
расчётного срока службы. Вместе с тем массовая замена изношенных основных
фондов в современных условиях является достаточно проблематичной задачей
не только в республиках бывшего СССР, но и странах со значительно более
устойчивым финансовым положением. Поэтому как у нас, так и на Западе тема
эксплуатации, технического обслуживания и ремонта, отработавшего парковый
ресурс энергетического оборудования, ещё очень долго будет оставаться
актуальной.
Старение парка эксплуатируемых силовых трансформаторов приводит к
увеличению
числа
их
повреждений.
Ситуация
усугубляется
ростом
энергопотребления во всём мире, в результате чего загрузка и без того
изношенных трансформаторов возрастает.
Информацию о повреждениях трансформатора обычно распределяют по
следующим позициям:
• год, в котором произошло повреждение;
• мощность повреждённого трансформатора;
• причина возникновения повреждения;
15
• возраст повреждённого трансформатора;
• место применения повреждённого трансформатора;
• экономический ущерб, связанный с повреждением трансформатора;
• экономический ущерб для конечного потребителя электроэнергии.
Далее в тексте будет рассмотрен анализ повреждений силовых
трансформаторов на территории РФ за период с 2011 по 2015 год.
Распределение количества аварий по годам и экономические потери от
повреждений оборудования и перерывов в электроснабжении представлены в
таблице 1.2.
Таблица1.2 – Количество повреждений трансформаторов и экономические
потери
Год
Количество Потери от повреждения
Потери от перерывов в
Суммарные
аварий
оборудования, руб.
электроснабжении, руб.
потери, руб.
2011
19
1 001 466 920
629 713 360
1 631 180 280
2012
25
995 884 560
1 404 840
997 289 400
2013
15
1 479 768 080
15 895 560
1 495 663 640
2014
20
2 274 323 360
3 732 947 800
6 007 271 160
2015
15
778 120 640
555 627 360
1 333 748 000
Итого
94
6 529 563 560
4 935 588 880
11 465 152 440
1.2.1. Повреждения по месту установки трансформатора
Наибольшее число повреждений произошло на сетевых подстанциях.
Данные по количеству повреждений и причинённому ущербу по месту
установки трансформаторов отражены в таблице 1.3.
16
Таблица 1.3 – Потери по месту применения трансформаторов
Год
Повышающий
Промышленность,
Сетевые
Общее число
генераторный, руб.
руб.
подстанции, руб.
за год, руб.
2011
1 168 053 160
3
89 575 720
4
373 551 400
12
1 631 180 280
19
2012
632 005 920
8
159 809 160
6
205 474 320
11
997 289 400
25
2013
121 257 320
4
996 918 320
4
377 488 000
7
1 362 837 040
15
2014
4 936 711 520
10
988 967 280
4
81 592 400
6
6 007 271 160
20
2015
1 283 300 040
11
-
-
50 447 960
4
1 333 748 000
15
Итого
8 141 327 960
36
2 235 510 480
18
1 088 554 040
40
11 465 152 440
94
1.2.2. Повреждения по причине их возникновения
Распределение повреждений по причине их возникновения приведено в
таблице 1.4. Причины повреждения систематизируют следующим образом.
Повреждения изоляции — наиболее частая причина аварии. Сюда
относятся все повреждения, за исключением произошедших по причине
внешних воздействий: сетевых перенапряжений и молний. В большинстве
случаев ухудшение параметров изоляции связаны с разложением изоляции при
нагревании, окислением, воздействием кислоты, увлажнением. Средний возраст
повреждённых по причине плохой изоляции трансформаторов составляет
примерно 18-20 лет.
Ошибки проектирования, плохой материал, неправильная установка —
повреждения, связанные с отсутствием блокировок, плохой пайкой, плохим
контактом,
недостаточной
изоляцией
стержней,
низкой
динамической
стойкостью к токам короткого замыкания, посторонними предметами внутри.
Загрязнение масла — повреждения по причинам, связанным с маслом.
Характерным признаком таких повреждений являются шламообразование и
углеродные следы.
17
Перегрузка — повреждения, причиной которых явилась перегрузка
трансформатора. В этом случае рассматривались только те трансформаторы, по
которым были представлены данные по номинальной мощности.
Возгорания/взрывы — повреждения по причинам возгорания и взрывов вне
трансформатора, при которых пострадал сам трансформатор. Здесь не
учитывались возгорания и взрывы внутри трансформатора, ставшие следствием
какого-либо дефекта.
Сетевые перенапряжения — повреждения из-за перенапряжений,
вызванных коммутациями, короткими замыканиями, перекрытием изоляции
линий и прочими причинами.
Ошибки при обслуживании — повреждения вследствие выведения из
работы или плохой настройки защит, отсутствия охлаждения, плохой очистки
масла, коррозии стальных элементов, то есть все повреждения, связанные с
недостатками в обслуживании трансформатора.
Заливание водой — повреждения, вызванные попаданием воды в
трансформатор, как по вине персонала, так и вследствие естественных
процессов.
Плохие контакты — повреждения по причинам плохого монтажа,
некачественного сопряжения разнородных материалов, плохих болтовых
соединений и пр.
Молния — повреждения из-за молнии.
Увлажнения изоляции — повреждения вследствие утечек в насосах,
оболочках, просачивания воды через вводы, уплотнения, наличия влаги в масле.
Таблица 1.4 – Распределение экономических потерь и повреждений
по причине их возникновения
Причина возникновения повреждения
Количество
Экономический ущерб, руб.
Повреждения изоляции
24
5 998 691 080
Проектирование, материал, установка
22
2 587 842 040
Неизвестно
15
1 191 049 800
18
Продолжение таблицы 1.4
Загрязнение масла
4
473 454 680
Перегрузка
5
342 750 720
Возгорание/взрыв
3
321 830 840
Сетевые перенапряжения
4
198 387 640
Ошибки при обслуживании
5
140 751 320
Заливание водой
2
89 607 920
Плохие контакты
6
87 469 000
Удар молнии
3
26 317 400
Увлажнение изоляции
1
7 000 000
Итого
94
11 465 152 440
1.2.3. Повреждения по причине возраста трансформатора
Возраст изоляции и возраст трансформатора — категории неидентичные,
так как старение изоляции обусловлено не только календарным временем, но и
во многом условиями работы. Состояние изоляции в значительной степени
зависит от следующих факторов: температура, напряжённость электрического и
магнитного полей, механические воздействия. По этой причине повреждения по
возрасту трансформатора вынесены в отдельный пункт. Распределение
повреждений по возрасту трансформатора приведено в таблице 1.5.
Таблица 1.5 – Экономические потери, связанные с возрастом трансформатора
Возраст на момент повреждения
Количество
Экономический ущерб, руб.
до 5
9
449 854 400
от 6 до 10
6
898 635 240
от 11 до 15
9
127 171 640
от 16 до 20
9
420 731 320
от 21 до 25
10
657 677 200
более 25
16
601 710 440
19
Продолжение таблицы 1.5
нет данных
35
8 309 372 240
Итого
94
11 465 152 440
Помимо повреждений, уже произошедших, огромный интерес вызывают
повреждения, которые произойдут в будущем, то есть прогнозные показатели
надёжности. Для их расчёта существуют модели оценки будущих повреждений.
При вычислении прогнозных показателей надёжности стоит сложная задача:
определить снижение надёжности работы трансформатора во времени и вывести
его из работы «за день» до повреждения. Описанные выше повреждения
трансформаторов и связанные с ними ущербы свидетельствуют об актуальности
решения данного вопроса.
1.3 Выводы по главе
Классическим
способом
решения
проблемы
изношенности
трансформаторов, как в 1960–1970 годы прошлого столетия, так и в наше время,
является их замена. Реализации этих планов мешают существенные недостатки
такой
стратегии:
большие
единовременные
капитальные
вложения
и
недоиспользование ресурсов.
В такой ситуации наиболее приемлемой стратегией является разработка
системы управления жизненным циклом трансформатора с учётом степени его
загрузки, условий эксплуатации и с возможностью определения:
• трансформаторов с дефектами, которые можно отремонтировать;
• трансформаторов, которые возможно модернизировать или восстановить;
• трансформаторов, которые необходимо переместить в другие условия
эксплуатации;
• трансформаторов, которые следует заменить.
20
Разработка как в нашей стране, так и за рубежом новых систем, средств и
методов контроля и диагностики, требует анализа и сравнения их эффективности
для облегчения выбора наиболее целесообразного комплекса контрольнодиагностических мероприятий при эксплуатации силовых трансформаторов.
21
2 ИНФОРМАТИВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ОЦЕНКИ
СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ СИЛОВЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
Изоляция силовых трансформаторов представляет собой сложную
систему, состоящую из различных как по значению, так и конструкции
элементов и узлов. При классификации изоляции трансформатора следует
выделить два основных ее вида: внутренняя изоляция и внешняя изоляция [1].
К внешней изоляции относится, например, изоляция покрышек вводов,
соприкасающаяся с атмосферой, воздушные изоляционные промежутки между
вводами данной обмотки, между вводами разных обмоток и до заземленных
частей [6].
Внутренняя
(маслонаполненная,
газовая,
литая)
изоляция
трансформатора разделяется на главную и продольную изоляцию обмоток [6].
Главная изоляция обмоток — это изоляция от данной обмотки до
заземленных частей магнитопровода, бака и других обмоток (в том числе и
других фаз) [6].
Продольная изоляция — это изоляция между различными точками одной
обмотки: между витками, слоями, катушками [6].
Изоляция трансформаторов в процессе эксплуатации подвергается
неограниченно
длительному
воздействию
рабочего
напряжения
и
кратковременным перенапряжениям: грозовым (импульсы, длительностью от
единиц до десятков микросекунд); коммутационным (импульсы с большим
затуханием,
длительностью
до
нескольких
тысяч
микросекунд)
и
квазистационарным (повышение напряжения рабочей частоты, длительностью
до нескольких часов). Координация внутренней изоляции трансформатора
требует обеспечения электрической прочности при всех этих воздействиях [3].
22
2.1 Факторы, воздействующие на изоляцию трансформатора в ходе
эксплуатации
Во время работы трансформаторов на изоляцию обмоток могут
воздействовать внешние (грозовые) и внутренние (коммутационные, дуговые и
др.) факторы. Коммутационные перенапряжения возникают при отключениях
трансформаторов через малый промежуток времени после его включения.
Дуговые перенапряжения возникают при однофазном замыкании, данный вид
перенапряжений может существовать относительно долго [46].
Старение изоляции - процесс изменения структуры, физико-химических
и механических свойств изоляции. Изоляция обмоток может подвергаться
механическому, электрическому, тепловому и химическому старению [40].
Механическое старение изоляции приводит к возникновению и развитию
трещин. Динамические нагрузки, воздействующие в радиальном и осевом
направлениях, приводят к деформации обмотки и ослаблению поджима витков.
Причинами механического старения продольной изоляции также могут быть
повышенная вибрация, электродинамические усилия из-за пусковых и токов
короткого замыкания [9, 12].
Электрическое старение изоляции может происходить, как при рабочем,
так и при повышенном напряжениях. С увеличением напряжения темпы
электрического
старения
возрастают.
Одной
из
основных
причин
электрического старения продольной изоляции является появление частичных
разрядов. Различают начальные (НЧР) и критические (КЧР) частичные разряды.
НЧР возникают в ослабленных местах изоляции, например, у микронеровностей.
КЧР имеют мощность для относительно быстрого разрушения слоев бумаги. Они
возникают при перенапряжениях и могут сохраняться при рабочих напряжениях,
тем самым за короткое время разрушают изоляцию [8].
Тепловое старение изоляции, связанное с электрической нагрузкой,
приводит к изменению ее структуры и диэлектрических свойств. Изменение и
23
появление сверхдопустимой электрической нагрузки и прохождение по
обмоткам токов перегрузки или короткого замыкания может привести к
перегреву обмоток и разрушению изоляции [11].
Химическое
старение
витковой
изоляции
происходит
из-за
ее
увлажнения. Влага во внутреннюю изоляцию трансформатора в основном
проникает из окружающего воздуха. В некоторых случаях в результате
термоокислительных процессов возможно увлажнение самой изоляции [40].
Способность изоляции сохранять свои свойства во многом зависит от
качества сборки. Сборщик трансформаторов должен знать, что любая
небрежность при установке изоляционных деталей, монтаже обмоток или
отделке активной части может стать причиной повреждения изоляции. Обрыв
полоски бумаги, изолирующей обмоточный провод, может вызвать витковое
замыкание, недостаточная толщина изоляции, наложенной на конец обмотки —
пробой главной изоляции, посторонние предметы (волокна ткани, куски бумаги,
пыль, грязь, влага) — загрязнение масла. Персонал, обслуживающий
трансформаторы, не всегда обращает внимание на некоторые особенности
работы оборудования. Так, оперативный персонал часто допускает ошибку при
устранении аварий (неоднократное включение на устойчивое КЗ) и проведении
оперативных переключений. Причиной, также, может являться некачественное
выполнение капитального ремонта трансформаторов. Все указанные факторы заводские
дефекты,
слабая
организация
эксплуатации,
некачественный
капитальный ремонт - могут быть вызваны низкой организацией службы
эксплуатации и производства трансформаторов [47].
Исходя
из
проведенного
выше
классификация факторов.
24
анализа,
на
рисунке
приведена
Рисунок 2.1 - Классификация факторов, влияющих на состояние изоляции трансформатора
[41]
Приведенная
классификация
факторов,
показывает,
что
причины
нарушения изоляции могут быть связаны или могут проявляться обособленно. В
зависимости от нагрузки трансформатора, условий окружающей среды и
длительности работы действие этих факторов может быть различным. Данные
аспекты затрудняют, но в то же время подталкивают к поиску новых
современных решений по защите обмоток трансформаторов.
2.2 Продукты деградации изоляционных материалов
Рассмотрим сам процесс изоляционной деградации. Хорошо известно, что
бумага и масло, используемые в трансформаторах, разлагаются с течением
времени в зависимости от факторов, оговоренных ранее. Исследования СИГРЭ
[39, 42] показывают, что старение бумажного листа представляет собой
25
комплексный
процесс,
в
результате
которого
происходит
изменение
химического состава целлюлозы (рисунок 2.2).
Механизм разложения включает [39, 41, 42]:
• деструкцию целлюлозы в результате гидролиза (разложения вследствие
обменной реакции с водой);
• деструкцию целлюлозы в результате окисления (под воздействием кислот
кислорода и др.).
• деструкцию целлюлозы в результате пиролиза (термическое разложение).
Гидролиз и пиролиз целлюлозы приводят к ее деполимеризации (разрыву
молекул и соответствующему снижению степени полимеризации).
Рисунок 2.2 – Деградация целлюлозы [41]
Как видно из рисунка, результатом взаимодействия продуктов, как
термического, так и гидролитического разложения является образование
фурановых производных. Данные вещества растворяются в масле и могут
26
использоваться для оценки возможного состояния изоляции и снижения степени
её полимеризации. Рассмотрим все, вышеперечисленные процессы более
подробно.
2.2.1 Гидролитическое разложение
Влага, находящаяся в масле (растворенная или связанная) является одним
из важнейших факторов, влияющим на изоляционные свойства бумажномасляной изоляции. Непосредственной причиной снижения электрической
прочности масла является наличие в нем растворенной влаги. Содержание влаги
до 2004-10-6 отн. ед. практически не влияет на проводимость и электрическую
прочность масла. При превышении этого количества влаги начинается
образование
древовидных
образуются
свободные
структур
включения
повышенной
воды
(капли),
проводимости,
резко
далее
снижающие
электрическую прочность [24].
Присутствие воды увеличивает степень деградации. В начале жизни
трансформатора крафт-бумага изоляции содержит воду меньше чем 0,5 %, и
осушенное масло. Уровень влагосодержания в трансформаторе может
увеличиться до 5 % в течение его жизни.
Гидролиз целлюлозы - каталитический процесс, где скорость реакции
зависит от диссоциированных кислот или скорее от Н+-ионов, которые могут
войти в аморфные зоны целлюлозы [41].
Низкомолекулярные водорастворимые кислоты, которые образованы в
результате старения бумаги и до некоторой степени также старением масла,
более эффективны в этом отношении, чем высокомолекулярные гидрофобные
кислоты, которые главным образом образуются в результате старения масла. Тот
факт, что кислота, катализирующая гидролиз, производит органические кислоты
и в то же самое время определена их присутствием, делает процесс
самоускоряемым [40].
27
Вода и кислоты воздействуют на гликозидную связь (кислородный мостик
между глюкозидными кольцами), отщепляя от цепи целлюлозы глюкозу (см.
рис.).
Рисунок 2.3 – Гидролитическое разложение [24]
Бумага атмосферной влажности нормально содержит 7-8% воды по массе.
Изоляционная
бумага
обычно
сушится
перед
использованием,
чтобы
затормозить этот тип разложения. Тем не менее, с увеличением в изоляционной
системе воды за счёт других процессов этот тип реакции активизируется [6].
2.2.2 Окислительное разложение
Кислород также ускоряет реакцию деградации. Известно, что, если
уровень кислорода в масле поддерживается ниже 2000 ppm, то скорость
деградации системы изоляции в целом в пять раз ниже, чем при свободном
дыхании трансформатора. Концентрация кислорода в масле трансформатора
может достигать 30000 ppm при полном насыщении, но в действительности
большинство трансформаторов со свободным дыханием в эксплуатации
(тёплые) содержат только 20000 ppm как следствие растворения кислорода из
воздуха. Окисление способствует накоплению дополнительных акселераторов
старения, как например, кислот [40].
Целлюлоза окисляется, и конечные продукты реакции окисления
находятся в зависимости от природы окислителя, концентрации ионов водорода
(рН) и температуры. Во всех случаях, направление реакции - это окисление
28
гидроксильных
групп
до
карбонильных
(образование
альдегидов)
и
карбонильных - до карбоксильных (образование кислот) [24].
Рисунок 2.4 – Окислительное разложение [24]
В этом химическом процессе образуется вода. Соседство карбоксильных
или карбонильных групп ослабляет гликозидную связь и может привести к
разрыву цепи и дальнейшему окислению [25].
2.2.3. Термическое разложение
Пиролиз — процесс разложение органических и неорганических
соединений благодаря сильному нагреву или полному отсутствию кислорода.
Под пиролизом понимают процесс, который может иметь место без доступа
воды и/или кислорода, или любого другого агента, инициирующего разложение.
При нормальной работе или допустимой температуре перегрузки (то есть, <140
°С) такие процессы, как полагают, являются малозначимыми. При высокой
температуре, которая может иметь место при дефектах типа плохой сварки или
вихревых токах, пиролиз может вполне иметь место. Последствием этого
возможно образование следующих газов: водорода (H2), метана (CH4), ацетилена
(C2H2), этилена (C2H4), этана (C2H6), оксида углерода (CO) и диоксида углерода
(CO2) [16].
Нагревание целлюлозы в отсутствие воды и окислителя в пределах 200°С
приводит к разрыву гликозидных связей и раскрытию глюкозидных колец.
Продуктами такого термического воздействия являются глюкоза, вода, окислы
29
углерода и органические кислоты. Основными в количественном отношении
продуктами разложения при этом являются вода и окислы углерода [41].
Рисунок 2.5 - Термическое разложение [24]
В зависимости от присутствия воды и кислорода термический износ
бумаги протекает по этим трём направлениям в той или иной степени:
присутствие кислорода определяет окислительное направление термического
разложения целлюлозы с образованием кислот и окислов углерода; в
присутствии воды основным направлением термического разложения является
гидролитическое [25].
Присутствие воды и кислорода определяет и направление дальнейшего
химического превращения образующихся из целлюлозы соединений. В
присутствии избытка кислорода основным образующимся окислом углерода
является двуокись. В случае преобладания гидролитического механизма распада
целлюлозы часть образовавшейся глюкозы (или, точнее, её дегидратированной
формы
-1,6-ангидро-бета-D-глюкопиранозы,
левоглюкозана)
получает
возможность за счёт дегидратации превратиться в соединения фуранового ряда,
а другая часть окисляется до двуокиси углерода и воды [24].
2.2.4 Образование фурановых соединений
Как было сказано ранее, образование фурановых производных является
косвенным результатом термического и гидролитического воздействия на
30
изоляцию трансформатора. Количество образовавшейся после пиролиза и
гидролиза глюкозы могло бы указать на степень разложения бумаги, но
растворимость глюкозы в минеральном масле очень мала. Образовавшаяся
глюкоза, в основном, остается связанной в полимерной структуре бумаги. Под
влиянием влаги и кислот глюкоза превращается в производные фуранового ряда.
Природа конечных продуктов зависит от условий протекания химических
реакций. В конечном счёте, фурфурол (I), 5-гидроксиметилфурфурол (VI),
фурфуриловый спирт (III), 5-метилфурфурол (V), 2-ацетилфуран (IV) и 2фуранкарбоновая кислота (II) - вероятные основные продукты химических
реакций разложения этого направления [16].
Рисунок 2.6 – Основные продукты образования фурана [24]
Хотя детальный хроматографический анализ показал наличие, кроме
вышеперечисленных,
и
3-фуранкарбоновой
кислоты,
и
метанола,
и
монометилового эфира гидрохинона, и бензальдегида. Другим источником
фурфурола является гемицеллюлоза, составляющая до 6-7% сухой массы крафтбумаги [46].
По
мере
увеличения
полярности
фуранового
соединения
его
растворимость в минеральном изоляционном масле снижается. Наиболее
растворимыми в минеральном масле являются фурфурол и метилфурфурол.
Фуранкарбоновая кислота практически нерастворима в масле и в воде.
Адсорбция
водорастворимых
фурановых
соединений
(все
из
вышеперечисленных, кроме ацетилфурана и фуранкарбоновых кислот) на
бумаге увеличивается с увеличением влагосодержания бумаги. Растворимость
фурановых соединений в масле влияет на образование конечных продуктов,
смещая равновесие и направление химических реакций в сторону образования
31
более растворимых в масле соединений. За счёт растворения в масле
образовавшиеся продукты покидают зону реакции и способствуют развитию
этого направления химических процессов. Нерастворимые в масле продукты
реакции остаются в бумаге до того момента, пока под действием внешних
факторов не превратятся в более растворимые. Это же обстоятельство
определяет доступность получения информации о разложении целлюлозы по
анализу масла на содержание фурановых соединений. Можно только
предполагать, что основным (первичным) соединением этих химических
превращений является 5-гидроксиметилфурфурол и кроме него достаточно
доступными - фурфурол и фурфуриловый спирт, хотя практические наблюдения
показали, что именно фурфурол образуется в наибольшем количестве [46].
В результате вышесказанного, составлена таблица 2.1 основных и
характерных, для того или иного способа воздействия на изоляцию, продуктов
её деградации.
Таблица 2.1 - Продукты деградации изоляционных материалов [6, 16, 24,
25, 41]
Способ
воздействия
Гидролитическое
разложение
Окислительное
разложение
Термическое
разложение
Косвенное от
термического и
гидролитического
воздействия
Продукты деградации
Основные
Характерные
Низкомолекулярные водорастворимые
Высокомолекулярные
кислоты
гидрофобные кислоты,
органические кислоты,
соединения фуранового
ряда
Вода, гидроксильных, карбонильные
Глюкоза
(альдегиды) и карбоксильные группы
Вода, окислы углерода, водород,
Глюкоза, органические
кислоты, соединения
метан, ацетилен, этилен, этан
фуранового ряда
Фурфурол, 5-гидроксиметилфурфурол,
фурфуриловый спирт, 2-ацетилфуран,
5-метилфурфурол, 2-фуранкарбоновая
кислота
32
3-фуранкарбоновая кислота,
метанол, монометиловый
эфир гидрохинона,
бензальдегид
2.3 Существующие методы выявления дефектов и оценки состояния
изоляции по продуктам её разложения
В результате деградации изоляции трансформатора, в полости последнего,
а также в масле образуются скопления определенных веществ (продуктов
деградации). По виду и концентрации того или иного продукта с помощью
специальных методов (рассмотрены далее) определяют вид и степень
повреждения трансформатора.
Основным
видом
диагностики
трансформаторов,
выявляющим
большинство дефектов, в настоящее время считается хроматографический
анализ растворённых в масле газов (ХАРГ).
Хроматографический анализ представляет собой комплексный метод, по
разделению сложных смесей на отдельные компоненты и стадию их
количественного определения.
Данный вид анализа получил широкое распространение за счет следующих
достоинств [32]:
• Доступность – возможность проведения на работающем оборудовании;
• Мобильность – реализацию одним специалистом за короткое время;
• Универсальность
–
применение
к
любому
маслонаполненному
трансформаторному оборудованию и высоковольтным вводам;
• Информатичность – возможность выявления широкого спектра дефектов в
оборудовании.
Однако,
интерпретация
результатов
ХАРГ
может
осложняться
следующими обстоятельствами [22]:
• дефекты различной природы и вызываемые ими совершенно разные по
степени тяжести последствия с точки зрения ХАРГ могут восприниматься
практически одинаково;
• повышение концентрации газов в масле трансформатора может быть
вызвано не появлением дефектов, а другими причинами;
33
• даже при наличии дефектов в трансформаторе концентрации газов в масле
могут снижаться, а не расти в силу разных причин;
• места взятия пробы и образования дефекта могут быть существенно
разнесены друг от друга (в пределах размера бака);
• газы имеют разную растворимость в масле: наиболее растворим в масле
ацетилен (400 % по объему), наименее – водород (7 % по объему).
• в негерметичном оборудовании, в отличие от герметичного, при прочих
равных условиях наблюдаются более низкие концентрации газов в масле
вследствие их диффузии в атмосферу.
При
использовании
ХАРГ
устанавливаются
только
граничные
концентрации газов, достижение которых свидетельствует лишь о возможности
развития дефектов в трансформаторе. Такие трансформаторы берутся под
контроль с учащенным отбором проб масла и проведением ХАРГ [17].
Критерий граничных концентраций позволяет выделить из общего
количества
трансформаторного
развивающимися
дефектами,
парка
а
трансформаторы
степень
опасности
с
возможными
развития
дефекта
определяется по относительной скорости нарастания газов. Критерий скорости
нарастания газов в масле при превышении граничных значений является
решающим для отключения трансформатора. При этом, накопленный опыт
показывает, что если относительная скорость нарастания газа (газов) превышает
10% в месяц, то это указывает на наличие быстроразвивающегося дефекта в
трансформаторе [21].
Характер развивающегося дефекта по результатам ХАРГ определяется по
критерию отношения концентраций различных пар газов. Принято различать
дефекты
теплового
и
электрического
характера
(рассмотрены
далее).
Естественно, что развитие дефекта в трансформаторе может иметь смешанный
характер [27].
34
Существуют различные методики интерпретации развивающихся дефектов
по результатам ХАРГ. Назначение подобных методик состоит в получении
ответов на следующие вопросы [32]:
• имеется ли дефект в объекте;
• если дефект есть, то каков его характер.
Однако анализ упомянутых методик показывает, что в них имеются
значительные различия как по нормам, так и по критериям оценки состояния
трансформаторов, что, в свою очередь, может привести к разным выводам. Ни
одна из существующих методик не может быть принята в качестве
универсальной, базовой [29]. В таблице 2.2 приведены используемые отношения
пар характерных газов наиболее распространённых методик: МЭК (IEC 60599),
СОУ-Н (ЕЕ 46.501:2006), Роджерса (CEGB/Rogers Ratios), Доренбурга (IEEE Std
C57.10-2008), Дюваля (Duval triangle), Российская методика на основе РД 15334.0-46.302-00 [31].
Таблица 2.2 - Диагностируемые вещества [35]
Диагност
ируемые
вещества
РД 15334.046.302-00
МЭК
Методика
СОУ-Н ЕЕ Роджерса
46.501:
2006
CH2/H2
CH4/H2
С2Н2/Н2
C2H2/CH4
C2H2/C2H4
C2H4/C2H6
C2H6/CH4
C2H6/C2H2
О2/N2
СН4
С2Н2
С2Н4
35
Дорненбур
га
Дюваля
Все крупные энергокомпании и трансформаторостроительные фирмы
широко применяют ХАРГ масла, и используют различные системы оценки и
определения типа дефекта трансформатора. Однако, при использовании ХАРГ,
для оценки состояния силовых трансформаторов, получаемые по отношению
концентраций соответствующих пар газов признаки, имеют условную
диагностическую ценность, т.к. они нацелены на определение характера
развивающегося дефекта (тепловой или электрический) после превышения
установленных граничных концентраций хотя бы у одного углеводородного газа
или водорода [31].
2.3.1 Методика, принятая в России
Данная методика (РД 153-34.0-46.302-00) введена в действие в 2000 г [76]. Для
определения вида дефекта используются следующие отношения газов (таблица
2.4):
CH4/H2, C2H4/C2H6 и C2H2/C2H4.
Для уточнения диагноза используется также отношение газов СO2/СО.
Определение характера дефекта проводится только, если содержание в масле, хотя
бы одного из семи анализируемых газов выше граничной концентрации,
установленной опытным путем (таблица 2.3).
Таблица 2.3 – Граничные концентрации растворенных в масле газов по
РД 153-34.0-46.302-00 [76] (подробнее см. табл. 1 прилож. 1)
Оборудование
Трансформаторы напряжением
110–500 кВ
Трансформаторы напряжением
750 кВ
Реакторы напряжением 750 кВ
Концентрации газов, % об.
H2
CH4 C2H2 C2H4 C2H6
CO
0,01 0,01 0,001 0,01 0,005 0,05/
0,06
0,003 0,002 0,001 0,002 0,001 0,05
0,01
0,003 0,001
Примечание:
36
0,001
0,002
0,05
СО2
0,6 (0,2)/
0,8 (0,4)
0,40
0,40
Для СО – в числителе приведено значение для трансформаторов с азотной или пленочной
защитами масла, в знаменателе – для трансформаторов со свободным дыханием;
Для СО2 – в числителе приведены значения для трансформаторов со свободным дыханием
при сроке эксплуатации до 10 лет, в знаменателе – свыше 10 лет, в скобках приведены те же
данные для трансформаторов с пленочной или азотной защитой.
Таблица 2.4 – Интерпретация результатов ХАРГ по РД 153-34.0-46.302-00
[76]
Вид дефекта
Отношения пар характерных газов
С2Н2/С2Н4
СН4/Н2
С2Н4/С2Н6
< 0,1
0,1 – 1
≤1
Нормальное старение
Начальные частичные разряды с низкой плотностью
энергии: разряды в заполненных газом полостях,
< 0,1
< 0,1
≤1
образовавшихся вследствие не полной пропитки или
влажности изоляции
Частичные разряды с высокой плотностью энергии:
то же, что и в п. 2, но ведет к оставлению следа или
0,1 – 3
< 0,1
≤1
пробою твердой изоляции
Разряды малой мощности: непрерывное искрение в
масле между соединениями различных потенциалов
> 0,1
0,1 – 1
1–3
или плавающего потенциала, пробой масла между
твердыми материалами.
Разряды большой мощности: дуговые разряды;
искрение; пробой масла между обмотками или
0,1 – 3
0,1 – 1
≥3
катушками или между катушками на землю
Термический дефект низкой температуры (< 150
< 0,1
0,1 – 1
1–3
°С): перегрев изолированного проводника
Термический дефект в диапазоне низких температур
(150-300°С): местный перегрев сердечника из-за
< 0,1
≥1
<1
концентрации потока, возрастание температуры
«горячей точки»
Термический дефект в диапазоне средних
температур (300-700°С): То же, что и в п. 7, но при
< 0,1
≥1
1–3
дальнейшем повышении температуры «горячей
точки»
Термический дефект высокой температуры (>
700°С): горячая точка в сердечнике; перегрев меди
< 0,1
≥1
≥3
из-за вихревых токов, плохих контактов;
циркулирующие токи в сердечнике или баке
Дополнительно уточняет характер вышеперечисленных дефектов
СО2
Повреждением не затронута твердая изоляция
5≤
≤ 13
СО
СО2
СО
Повреждением затронута твердая изоляция
< 5 или СО2 > 13
СО
Следует иметь в виду, что СО2 и СО образуются в масле трансформаторов
при нормальных рабочих температурах в результате естественного старения
37
изоляции. Также. Содержание СО2 в масле зависит от срока работы
трансформатора и способа защиты масла от окисления.
Помимо отношения концентраций пар газов для оценки состояния
трансформатора различают и фиксируют:
• «основные» газы – концентрация которых по отношению к граничной
максимальна;
• «характерные» газы – концентрация которых находится в пределах 0,1-1,0
граничной;
• «нехарактерные» газы – концентрация которых менее 0,1 граничной.
По комбинациям «основных» и «характерных» газов определяют девять видов
дефектов (таблица 2.5), «нехарактерные» вещества (метанол и соединения
фуранового ряда) указывают на общий вид дефекта – старение изоляции. Однако, как
было сказано ранее старение изоляции (механическое, электрическое, тепловое и
химического) подразумевает собой наличие аналогичных видов дефектов,
образующихся в следствие влияния соответствующих факторов, на ранней стадии.
Поэтому разработка средств диагностики именно «нехарактерных» веществ может
послужить решающим фактором для качественной и своевременной диагностики
состояния силовых трансформаторов и маслонаполненного оборудования в целом.
Таблица 2.5 – Интерпретация результатов ХАРГ по РД 153-34.0-46.302-00
[79, 83-85] (подробнее см. табл. 2 прилож. 1)
№
Название
Обозначение
1
Водород
H2
2
Метан
CH4
3
Ацетилен
C2H2
4
Этилен
C2H4
Вид и характер дефекта
Частичные разряды, искровые и дуговые разряды
(разряды низкой энергии)
Нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в
диапазоне температур (400-600)°С или нагрев масла и
бумажно-масляной изоляции, сопровождающийся
разрядами
Электрическая дуга, искрение
Нагрев масла и бумажно-масляной изоляции выше
600°С
38
Продолжение таблицы 2.5
Этан
5
6
7
8
9
Оксид
углерода
Диоксид
углерода
Кислород
Азот
10
Фурановые
соединения
12
Метанол
C2H6
Нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в
диапазоне температур (300-400)°С
СО
Старение и увлажнение масла и/или твердой изоляции
СО2
О2
N2
С5Н4О2, С5Н4О3,
С5Н6О2, С6Н6О2,
С6Н6О3
СН3ОН
Старение и увлажнение масла и/или твердой изоляции;
нагрев твердой изоляции
Термический дефект в бумаге
Термический дефект в бумаге
Старение твёрдой изоляции
Старение твёрдой изоляции
2.3.2 Методика МЭК
Введена в действие в 1978 г [88, 89]. Для определения характера дефекта
использует расчет отношений концентрации газов (таблица 2.7):
СН4/Н2, С2Н2/С2Н4 и С2Н4/С2Н6
Интерпретация результатов проводится только тогда, когда концентрация
газов выше определенного уровня и достаточна чувствительность аппаратуры
для анализа. Как вспомогательный критерий используется отношение газов
СО2/СО, показывающее наличие старения бумажной изоляции. Методика
предполагает использование информации о количестве образующегося газа,
развитии дефекта по времени. В новой версии методики для уточнения диагноза
введены дополнительно два отношения газов: С2Н2/Н2, оценивающее влияние
проникновения газов из РПН в общий бак, и О2/N2, указывающее на перегрев
масла.
Понятие граничных концентраций растворенных в масле газов в данном
стандарте заменено на термин «типовые значения». Причем указываются не
конкретные значения, а их диапазоны (таблица 2.6). Типовые значения
концентраций целесообразно рассматривать как начальные рекомендации для
принятия решения, когда нет других опытных данных. Они не могут быть
39
использованы для выяснения наличия или отсутствия повреждения в
оборудовании.
Таблица 2.6 – Диапазоны типовых концентраций растворенных в масле
газов по стандарту МЭК 60599 [88, 89]
H2
CH4
0,005-0,015
0,003-0,013
Концентрации газов, % об.
C2H2
C2H4
C2H6
0,0002-0,002*
0,006-0,028 0,002-0,009
0,006-0,028**
CO
CO2
0,04-0,06
0,38-1,4
Примечание:
* – для трансформаторов без РПН или при исключении возможности связи по маслу основного
бака и бака РПН; ** – со связью по маслу основного бака и бака (расширителя) РПН.
Если сравнить данные значения с данными российской методики, то
можно заметить, что граничные значения из таблицы 2.3 находятся практически
в середине диапазонов, приведенных в данном разделе.
По данной методике определяются следующие виды дефектов:
• Частичные разряды – разряды в заполненных газом полостях из-за
недопропитки, высокой влажности бумаги, перенасыщения масла газами
или кавитации;
• Начальные частичные разряды – искрение или дуга между плохими
соединениями по току, замкнутые контуры тока в сердечнике. Разряды
между вводами и баком, высоким напряжением и землей в обмотках,
разряды на бак. Пробой в масле, последствия прерывания тока в селекторе
РПН;
• Критические частичные разряды – перекрытия, пробои или мощная дуга с
высокой локальной концентрацией энергии. Короткие замыкания обмотки
НН на корпус, на другие обмотки, вводы и бак, между обмотками и
сердечником, в масляных промежутках. Замкнутые контуры между
соседними проводниками с общим магнитным полем;
• Термические дефекты при температуре ниже 300 °С – последствия
перегрузок трансформатора в аномальных режимах, закупорка или
40
сужение на путях потока охлаждающего масла в обмотке, потоки
рассеяния вдемпфирующих балках ярма;
• Термические дефекты при 300-700 °С – дефекты контактов болтовых
соединений (часто при алюминиевых шинах), скользящих контактов,
контактов РПН, соединений с кабелем и токоведущим стержнем вводов.
Циркуляция токов между ярмовыми балками и болтами, заземляющими
соединениями. Стирание изоляции между соседними параллельными
проводниками в обмотках.
• Термические дефекты при температуре выше 700 °С – большие
циркулирующие токи в баке и сердечнике, токи в стенках бака при наличии
больших нескомпенсированных полей рассеяния, замыкания между
пластинами стали в сердечнике.
Таблица 2.7 – Интерпретация результатов ХАРГ по стандарту МЭК 60599
[88-89]
Вид дефекта
Частичные разряды
Начальные ч.р
Критические ч.р.
Термический дефект при t< 300 °С
Термический дефект в диапазоне температуры
Отношения пар характерных газов
С2Н2/С2Н4
СН4/Н2
С2Н4/С2Н6
*
<0,1
<0,2
>1
0,1-0,5
>1
0,6-2,5
0,1-1
>2
*
>1 *
<1
<0,1
>1
1–4
300°С< t<700 °C
Термический дефект при t >700 °С
<0,2**
Примечание:
* Любые значения.
** Повышение концентрации C2H2 может свидетельствовать о наличии
«горячей точки» с температурой более 1000 °С.
>1
>4
2.3.3 Методика СОУ-Н
В методике СОУ-Н ЕЕ 46.501:2006 (Украина) [52] критерии заданы в виде
диапазонов значений концентраций растворенных в масле газов. В отличие от
методики МЭК, эти концентрации газов называются граничными (таблица 2.8) и
41
имеют три уровня: 1 уровень – наличие дефектов не предполагается; при
превышении нижней границы диапазона концентраций газов, соответствующих
уровню 2, определяется скорость нарастания газов (дефект считается
«присутствующим», если эта скорость превышает 30 мл/сутки); 3 уровень
(превышение верхней границы уровня 2) – прогнозируется наличие дефекта без
учета скорости нарастания концентраций газов.
Таблица 2.8 – Диапазоны граничных концентраций растворенных в масле
газов по ЕЕ 46.501:2006 [22]
Уровень
концентрации газа
1
2
3
H2
<0,01
0,01-
Концентрации газов, % об.
CH4
C2H2
C2H4
<0,005
<0,00005
<0,0015
0,0050,000050,0015-
C2H6
<0,005
0,005-
0,015
>0,015
0,012
>0,012
0,01
>0,01
0,001
>0,001
0,01
>0,01
Таблица 2.9 – Интерпретация результатов ХАРГ по ЕЕ 46.501:2006 [21]
Вид дефекта
Нормальное старение
Частичные разряды
Начальные ч.р.
Критические ч.р.
Разряды на поверхности и в толщине изоляции
(ползучий разряд)
Термический дефект при 150°С< t<300 °C
Термический дефект в диапазоне температуры
300°С< t<700 °C
Термический дефект при t >700 °С
Отношения пар характерных газов
С2Н2/С2Н4
СН4/Н2
С2Н4/С2Н6
*
0,1-1
<0,2
*
<0,1
<0,2
>1
0,1-0,5
>1
>1
0,1-1
>2
<1
0,3-0,5
>5
*
*
>1
>1
<1
1–4
<0,2
>1
>4
2.3.4 Методика СЕGВ
Методика Роджерса [21] используется в энергетических компаниях
Англии и Уэльса с 1978 г. Основана на зависимости соотношения ненасыщенных
и насыщенных углеводородов в масле от его температуры. Также учитывается
рост содержания водорода от роста температуры. При переходе концентрации
42
газов
за
предельные
значения
подозревается
наличие
дефектов
в
трансформаторе.
Для определения вида дефекта используются четыре отношения газов:
СН4/Н2, С2Н2/С2Н4, С2Н6/СН4 и С2Н4/С2Н6
Газы располагаются по возрастанию температуры разложения изоляции. В
зависимости от значения отношений газов им присваиваются кодовые числа, по
которым ставится диагноз (таблицы 2.10 и 2.11).
Таблица 2.10 – Соотношения концентраций газов и их кодов по Роджерсу
[52]
Отношения пар
характерных газов
СН4/Н2
С2Н2/С2Н4
С2Н6/СН4
С2Н4/С2Н6
Значение
Коды
≤0,1
0,1-1
1-3
≥3
<0,5
0,5-3
≥3
<1
≥1
<1
1-3
≥3
5
0
1
2
0
1
2
0
1
0
1
2
Таблица 2.11– Соотношения кодов и видов дефектов по Роджерсу [52]
СН4/Н2
0
5
1, 2
1, 2
0
0
1
1
0
0
0
5
Коды
С2Н2/С2Н4 С2Н6/СН4 С2Н4/С2Н6
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
0
0
1
0
0
0
1
0
0
1
0
0
2
1
0
0
1, 2
0
1, 2
2
0
2
1, 2
0
0
СО2/СО
Вид дефекта
Нормальное состояние
Частичные разряды
Термический дефект при < 150 °С
Термический дефект 150-200 °С
Термический дефект 200-300 °С
Термический дефект
Циркуляционные токи в обмотках
Токи в магнитопроводе и баке
Поверхностные разряды
Дуговые процессы
Продолжительное искрение
«Ползущий» разряд
Повышенная температура в твердой
изоляции
43
2.3.5 Методика Дорненбурга
Данная методика известна с 70-х годов и до сих пор применяется в
стандарте США [87]. Для определения вида дефекта используются четыре
отношения газов:
СН4/Н2, С2Н2/С2Н4, С2Н2/СН4 и С2Н6/С2Н2
Методика позволяет идентифицировать три основных дефекта в
маслонаполненном
оборудовании:
термическое
воздействие,
начальные
частичные разряды с малой интенсивностью, дуговые процессы. Полученные
значения концентраций сравнивают с граничными, представленными в таблице
2.12 Методика используется только при превышении пороговых значений.
Недостатками являются небольшое число распознаваемых дефектов и наличие
не диагностируемых состояний (таблица 2.13).
Таблица 2.12– Граничные концентрации растворенных в масле газов по
методике Дорненбурга [87]
Н2
100
СН4
120
Концентрации газов, ppm
С2Н2
С2Н4
35
50
С2Н6
65
CO
350
Примечание:
ppm –аббревиатура от словосочетания «parts per million» (с англ. – частей на миллион), т.е.
миллионная часть чего-то. Обозначение ppm аналогично обозначению % (процент).
Например, запись 17% означает число 0.17 или 1710-2, а запись 17ppm означает число
0.000017 или 1710-6.
Таблица
2.13
- Интерпретация результатов ХАРГ
по
методике
Дорненбурга [87]
Вид дефекта
Термический дефект
Начальные ч. р.
Дуговые процессы
СН4/Н2
>1
<0,1
0,1-1
Отношения пар характерных газов
С2Н2/С2Н4
С2Н2/СН4
<0,75
<0,3
<0,3
>0,75
>0,3
44
С2Н6/С2Н2
>0,4
>0,4
<0,4
Также при применении методики Дорненбурга [86] используется
построение зависимости СН4/Н2 от С2Н2/С2Н4 в двойном логарифмическом
масштабе (рисунок 2.7). Отдельные зоны на графике соответствуют областям
термической деградации, дуговых и частичных разрядов [8]. Метод считается
недостаточно четким, но дает возможность использовать газы из газового реле.
C2H2 / C2H4
C2H2 / C2H4
D1
D1
2.5
1
0.6
0.2
0.1
0.01
2.5
D1 D2
D2
T3
PD
T2
T1
0.1 0.5
D1 D2
1
0.6
0.2
0.1
0.01
D2
PD
T1
T2 T3
0.1 0.2 1 2 4
1
CH4 H2
CH4 H2
Рисунок 2.7 - Зоны разделения дефектов по методике Дорненбурга
Выделенные зоны соответствуют следующим видам дефектов:
РD – Частичные разряды;
D1 – Начальные частичные разряды – искрение или дуга между плохими
соединениями по току, разряды между прессующими узлами, вводами и баком;
D2 – Критические частичные разряды – перекрытия, пробои или мощная
дуга с высокой локальной концентрацией энергии, короткие замыкания обмотки
НН на корпус, на другие обмотки, вводы и бак и др.);
T1 – термические дефекты при Т ниже 300 °С;
Т2 – термические дефекты при 'Г равной 300-700 °C;
ТЗ – термические дефекты при 'Г выше 700 °C.
45
2.3.6 Методика Дюваля
Данная методика разработана в институте IREQ (Канада) [21, 22] и
применяется с 1989 г. Основное внимание уделено трем газам - метану (СН4),
ацетилену (С2Н2) и этилену (С2Н4). Каждый из этих газов откладывается по
своей оси равностороннего треугольника в размерности от нуля до ста
процентов по часовой стрелке. Внутренняя область треугольник разделена на семь
зон, соответствующих различным видам дефектов. Методика наглядна и проста в
применении. На данный момент М. Дюваль предложил 6 треугольников,
предназначенных
для
диагностирования
состояния
различного
маслонаполненного оборудования (силовые трансформаторы, устройства
регулирования
под
нагрузкой,
трансформаторы
тока
и
напряжения),
заполненных как синтетическими маслами, так и маслами минерального и
органического происхождения.
Рисунок 2.8 – Диаграмма «Треугольник Дюваля» [52]
PD – Частичные разряды;
D2 – Начальные частичные разряды (искрение или дуга между плохими
соединениями по току, разряды между прессующими узлами, вводами и баком и
др.);
46
D1 – Критические частичные разряды (перекрытия, пробои или мощная дуга с
высокой локальной концентрацией энергии, короткие замыкания обмотки НН на
корпус, на другие обмотки, вводы и бак и др.);
T1 – частичные разряды;
T2 – термическое воздействие с температурой менее 300 °С;
T3 – термическое воздействие с температурой от 300 до 700 °С;
DT– термическое воздействие с температурой выше 700°С.
Зоны дефекта определяются сложением названных выше концентраций
трех газов, сумма которых принимается за 100 %.
СН4 + С2Н4+ С2Н2 = А, мкл/л (100 %).
Далее определяется процентное соотношение концентрации по каждому из
газов:
СН4= 100(СН4+ С2Н4+ С2Н2)/ СН4;
С2Н4= 100(СН4+ С2Н4+ С2Н2)/ С2Н4;
С2Н2 = 100(СН4+ С2Н4+ С2Н2)/ С2Н2.
Полученные в процентном выражении значения концентраций газов
откладывают по соответствующим сторонам треугольника и из каждой точки
проводят три линии параллельно отстающей стороне, которые пересекутся в
одной точке. Местоположение этой точки определит зону и диагностируемый
дефект.
2.4 Программная и техническая реализация
Для проведения хроматографического анализа растворённых в масле газов
необходимо использование специального оборудования, применяемого на базе
специального программного обеспечения (ПО) [72].
Газовый хроматограф представляет собой устройство для анализа
сложных газовых веществ путем их дифференцирования на монокомпоненты.
Далее компоненты смеси подвергаются анализу на предмет качественных и
47
количественных характеристик. При этом исследования можно проводить с
применением любых физических и химических способов. Если хроматографу не
удалось разделить пробу на элементы, то вещество принято считать
однородным.
Газовые
хроматографы
являются
неотъемлемой
частью
хроматографии и широко используются в исследовательской деятельности
различных профилей, начиная от фармацевтики и заканчивая добывающей
промышленностью [14].
Газовый
хроматограф
работает
согласно
общим
принципам
хроматографии. Это значит, что элементы смеси распределяются между двумя
фазами: подвижной (элюентом) и неподвижной. Для газового хроматографа
характерно проведение исследований, где в качестве подвижной фазы выступает
газ или пар. Чаще всего в качестве элюента выступают гелий, водород и азот.
Неподвижной фазой может быть, как твердое тело (тогда речь идет о
газообсорбционной хроматографии), так и жидкое вещество (в таком случае,
принято говорить о газожидкостной хроматографии) [21].
Существуют разные типы газовых хроматографов:
• Стационарный – предназначен для проведения испытаний в химических
лабораториях. Основными преимуществами являются качественный
(минимально
количественный
определяемая
аспект
концентрация
диагностики.
В
компонентов)
данном
и
оборудовании
применяются специальные устройства, называемые детекторами [23].
Хроматографический детектор - предназначен для обнаружения в
потоке газа-носителя анализируемых веществ по какому-либо физикохимическому свойству. Существует множество различных детекторов, с
помощью которых диагностируют определенные вещества (газы).
Наиболее распространёнными детекторами, используемыми для анализа
органических и неорганических соединений (нефтепродуктов, в том числе,
трансформаторного масла) являются: Детектор по теплопроводности ДТП
(TCD); Пламенно-ионизационный детектор ПИД (FID); Гелиевый
ионизационный детектор ГИД (HID); Фотоионизационный детектор ФИД
48
(PID); Детектор каталитического сжигания ДКС, ДТХ (CCD); Детектор
импульсного разряда ДИР (DID) [51].
• Оперативный – предназначен для непрерывного контроля продуктов
разложения
трансформаторного
маслонаполненном
масла
в
электрооборудовании,
высоковольтном
дает
возможность
одновременно проводить полный анализ нескольких растворенных газов и
следить за содержанием влаги в главном масляном баке и в устройстве
регулирования под нагрузкой, включая баки ответвляющего устройства и
переключателя, делая все это в режиме реального времени. Данная
диагностика осуществляется за счет тесной интеграции собственного
программного комплекса с системами SCADA и системами хранения
статистических данных. Отбор для полного анализа может выполняться с
частотой до одного раза в час из одного бака. Устанавливается в близи или
непосредственно на корпус рабочего оборудования. Представляет собой
автоматический прибор циклического действия, выполненный в едином
корпусе [23].
• Переносной – предназначен для полевых измерений на месте установки
оборудования. Обеспечивает экспресс-анализ масла и оперативное
получение результата. Имеет широкую полосу детектирования с отличной
точностью при определении всех характерных для повреждений газов.
Позволяет
измерять
содержание
влаги
в
масле.
Имеются
программируемые предупредительная и аварийная установки для всех
газов. Применяется для индикации горючих газов из газового реле (реле
Бухгольца) [23].
В таблице 2.14 представлены некоторые модели хроматографов разных
типов, моделей и производителей.
49
Таблица 2.14 – Примеры используемых хроматографов и диагностируемых
ими веществ [92-100]
Марка
Фирма
МАЭСТРО
7820
Clarus 500
«Интерлаб»
Россия
«Perkin Elmer»,
США
DANI Master
GC
«DANI
Instruments
S.p.A.»,
Италия
7X
Мониторинг
ЗАО «Интера»,
Россия
TDGM-04
ООО "Димрус",
Россия
TRANSFIX
«GE Kelman»,
Великобритания
TRANSPOR
X
«GE Kelman»,
Великобритания
Диагностируемые
Диапазон
газы
диагностируемых
концентраций,
ppm
Стационарные
0,6
0,001
4
0,004
0,002
8
0,003
0,003
Оперативные
Н2
СО
СО2
СН4
С2Н4
С2Н6
С2Н2
H2O
H2
CO
СхНу
Н2
H2
CO
CO2
CH4
C2H2
C2H6
C2H4
H2O
O2
N2
Переносные
H2
CO
CO2
CH4
C2H2
C2H6
C2H4
H2O
50
Методы
диагностики
ДТП
ПИД
ДТП
ПИД
ФИД
ДТП
ПИД
ФИД
3 – 4500
2 – 2000
5 – 10000
1 – 2000
1 – 2000
1 – 2000
0,5 – 2000
0,03 – 100*
5 – 10000
20 – 20000
50 – 20000
0,05 – 100
5 – 5 000
2 – 50 000
20 – 50 000
2 – 50 000
0,5 – 50 000
2 – 50 000
2 – 50 000
0 – 100*
150 – 50 000
500 – 130 000
РД 153-34.046.302 (СО
34.46.302-00),
Треугольник
Дюваля
5 – 5 000
1 – 50 000
2 – 50 000
1 – 50 000
0.5 – 50 000
1 – 50 000
1 – 50 000
0 – 100*
Роджерса,
Треугольник
Дюваля,
IEEE C57.104.
РД 153-34.046.302 (СО
34.46.302-00),
МЭК
Роджерса,
Треугольник
Дюваля,
Продолжение таблицы 2.14
MYRKOS
«Morgan
Schaffer»,
Канада
PGA-300
«Mitsubishi
Electric»,
Япония
5 – 60 000
1 – 60 000
1 – 60 000
1 – 60 000
1 – 60 000
1 – 60 000
1 – 60 000
60 – 100 000
500 – 100 000
3 – 5 000
2 – 50 000
2 – 50 000
1 – 50 000
0.5 – 50 000
1 – 50 000
1 – 50 000
0-100*
H2
CH4
C2H6
C2H4
C2H2
CO
CO2
O2
N2
H2
CO
CO2
CH4
C2H2
C2H6
C2H4
H2O
МЭК,
IEEE C57.104.
МЭК,
Доренбурга
Примечание:
* - % относительной влажности (в ppm);
СхНу- сумма горючих газов: СО, СН4, С2Н2, С2Н4, С2Н6;
Для образцов газа из Реле Бухгольца нижний предел обнаружения – 50 ppm;
Для стационарных хроматографов состав диагностируемых газов определяется видом
детектора (детекторы ДТП, ПИД, ФИД анализируют все интересующие нас газы).
Программное
обеспечения
используемое
для
проведения
хроматографического анализа разделяют на 2 вида: специальное и встроенное.
Специальное ПО позволяет контролировать режимные параметры работы
хроматографа, обрабатывать экспериментальные данные, собирать информацию
о количестве введенных образцов и т.д. Данный вид программного обеспечения
устанавливается на постоянно подключенный к хроматографу компьютер и
позволяет отслеживать ресурс комплектующих и сообщать о времени их замены.
В программном обеспечении имеются стандартные блоки для формирования
методики измерения (то есть настройка режимов работы прибора), есть
возможность создавать специальные методики, включающие периодическую
градуировку и контроль точности измерений.
Встроенное ПО не имеет средств программирования или изменения
метрологических функций и параметров, доступных пользователю. Данное ПО
выполняет функции управления устройством, обработкой и передачей
51
результатов диагностики. Хроматографы со встроенным ПО имеют защиту от
преднамеренных
или
непреднамеренных
изменений,
реализованную
изготовителем на этапе производства.
В таблице 2.14 представлены примеры используемых в таблице 2.14
хроматографов и соответствующие им параметры программного обеспечения.
Таблица 2.15 – Примеры применяемых ПО для хроматографов [92-100]
Хроматограф
Наименование ПО
Хранение и передача данных
Интерфейс
Протокол
Стационарные
EZChrom Elite Compact
МАЭСТРО 7820
Clarus 500
DANI Master GC
7X Мониторинг
TDGM-04
TRANSFIX
TRANSPOR X
MYRKOS
PGA-300
MSD Productivity
ChemStation
RS-485, RS-232
ChemStation
RUS
TotalChrom
RS-485, RS-232
TurboMass
Clarity-Data Apex
RS-232, LAN и USB
Оперативные
Встроенное ПО
RS-485, RS-232, Ethernet
Встроенное ПО
RS-485
USB, Ethernet, RS232,
RS485, оптоволоконные
Встроенное ПО
линии связи, PSTN и
модемы сотовых сетей
GSM/GPRS
Переносные
TransportPro
USB
PPMreport
USB , Ethernet
PGP
USB , Ethernet
-
MODBUS RTU,
ASCII
MODBUS
MODBUS,
MODBUS/TCP,
DNP3.0,
IEC 61850
-
2.5 Выводы по главе
Разнообразие
дефектов,
возникающих
в
трансформаторе,
требует
большого числа методов контроля их состояния. Контроль во время работы без
отключения от сети делает возможным выявление ряда быстроразвивающихся
дефектов, особенно если он ведется непрерывно. Такой контроль позволяет
повысить надежность эксплуатации и избежать аварийных выходов с тяжелыми
52
последствиями. Хотя для выявления многих дефектов часто требуется сложная
и дорогая аппаратура, расходы на нее всегда окупаются эффективным контролем
состояния трансформатора.
Во всем мире продолжаются разработки средств и методик диагностики
трансформатора, примерами достижений последних лет являются:
• унификация методов трактовки результатов ХАРГ масла;
• разработка новых датчиков непрерывного контроля (газов и влаги в масле,
температуры наиболее нагретых точек);
• объединение систем контроля различных аппаратов на подстанции на базе
общей системы передачи и обработки данных.
Наиболее эффективным методом непрерывного контроля, с помощью
которого можно выявить большинство внутренних дефектов трансформатора
считается газохроматографический анализ масла. При диагностировании
«нехарактерных» газов и веществ на ранней стадии можно выявить даже медленно
развивающиеся типы дефектов, такие как разряды и перегрев основной
изоляции.
По этой причине всё более широкое применение получает определение
концентрации в масле соединений фуранового ряда, как метода оценки степени
старения изоляции трансформаторов. Этот метод является перспективным,
поскольку фураны не выделяются, а накапливаются в твердой изоляции и в масле
в течение всего срока службы. Однако, единые нормы концентраций для
диагностирования фуранов пока не выработаны, что, в свою очередь, говорит об
актуальности исследований в данной области.
53
3 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ
СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Перспективным направлением контроля состояния твёрдой бумажной
изоляции маслонаполненного оборудования стала разработка приборов для
непрерывного наблюдения за изменением концентрации растворённых в масле
газов.
Современные
мониторинговые
системы,
включающие
датчики
концентрации газообразных компонентов, позволяют без отбора проб масла и
анализа их в лаборатории определять развивающиеся дефекты изоляции. В связи
с этим многие мировые компании уделяют большое внимание к разработке
датчиков газов в трансформаторном масле, работающих на оборудовании под
рабочим напряжением. [36]
3.1 Контроль изоляции с учётом возможности выявления малых и
предельно малых концентраций характерных веществ
Как было сказано ранее, основным видом диагностики трансформаторов
на сегодняшний день является газохроматографический анализ масла, в котором
используются различные системы оценки и методики определения типа дефекта
трансформатора [31, 32]. Однако, вполне справедливо утверждение о том, что
информативность получаемых по результатам ХАРГ данных, носит условную
диагностическую ценность, так как характер развивающегося дефекта можно
определить только после превышения установленных граничных (типовых)
концентраций хотя бы у одного из диагностируемых газов. На заключения
подобного рода, так же влияют следующие факторы [31]:
• при наличии дефекта в трансформаторе концентрации газов в масле могут
снижаться, а не расти в силу различных внутренних химических реакций;
54
• в негерметичном оборудовании при прочих равных условиях наблюдаются
более низкие концентрации газов в масле вследствие их диффузии в
атмосферу.
Во 2-ой главе (таблица 2.5) данной работы было показано, что при
диагностировании «основных» или «характерных» газов возможно определить
различные виды дефектов. Среди образующихся газов присутствуют: водород
(H2), углеводороды (CiHi), окись и двуокись углерода (СО и СО2), кислород (О2)
и азот (N2). Опыт эксплуатации трансформаторного оборудования под
газохроматографическим контролем показывает, что более представительной
является сумма углеводородов, нежели концентрация одного отдельно взятого
газа, к примеру водорода, поскольку он является универсальным, так как
образуется при любом виде энергетического воздействия и, наоборот, как
показывает практика, не всегда развитие опасных процессов сопровождается
образованием водорода.
При диагностировании «нехарактерных» веществ, таких как, метанол,
соединения фуранового ряда возможно определить признаки старения бумажной
изоляции, которые подразумевают собой наличие аналогичных видов дефектов, что
и при диагностировании «основных» или «характерных» газов, образующихся в
следствие влияния соответствующих факторов, но на ранней стадии их развития, в
связи с малыми и предельно-малыми концентрациями выделяемых продуктов. С
позиции диагностики повреждения «нехарактерные» газы и вещества являются
более специфичным, поскольку их образование связывают с развитие только
одного вида повреждения – деполимеризация целлюлозы. То же можно сказать
и об окислах углерода, однозначно характеризующих тепловое разложение
жидкой и твёрдой изоляции. Поэтому разработка средств диагностики именно
веществ данной группы может оказать значительное влияние на будущее данной
отрасли.
На сегодняшний день существует несколько направлений развития
индикаторных систем. Каждое из них занимает своё место в сфере диагностики
трансформаторного
оборудования.
Однако,
55
вопрос
о
разработке
и
использовании
средств
диагностирования
малых
и
предельно-малых
концентраций «нехарактерных» веществ является очень актуальным и может
содержать в себе ответы на вопросы качественного оперативного обслуживания
маслонаполненного оборудования.
3.2 Перспективные направления создания технических средств
контроля изоляции силовых трансформаторов
Последние годы рынок постоянно предлагает новые приборы для контроля
содержания газов и влаги в масле, оснащенные программами диагностики [36].
Это дорогие приборы, но и роль их в системе диагностического контроля весьма
велика. Эти приборы позволяют на ранней стадии обнаружить развивающийся
дефект. Однако, только на сегодняшний день, уровень развития научного
познания в этой области достиг такого состояния, которое позволяет
диагностировать и рассчитывать один из самых главных и труднодоступных
показателей качества твёрдой изоляции — степень полимеризации целлюлозы
[49]. Для прогнозирования этого ресурса необходимо располагать информацией
о
трёх
параметрах:
фурановые
производные,
метанол
и
ацетилен.
Конструктивное исполнение может быть различным (реализуемые как в виде
одного, так и отдельных датчиков, входящих в один рабочий модуль), однако
размещение должно осуществляться непосредственно внутри исследуемого
объекта (трансформатора). Примерами размещения могут являться: основной
или расширительный бак, радиаторная система охлаждения (при наличии
принудительной циркуляции масла), газовое реле. Решение данного вопроса
позволит получить ответ о ресурсе оборудования по этим указанным
показателям.
Предлагаемая
трансформатора
система
строится
на
автоматического
совокупности
контроля
необходимых
состояния
датчиков,
диагностирующих соответствующие параметры, источника питания, устройств
56
формирования,
статистической
обработки
и
информации
передачи
о
информации,
режимных
сервера
параметрах
хранения
конкретного
трансформатора, интегрируемого в общую систему управления (АСУ)
программного обеспечение. Основным дефектом, на который будет направлена
разрабатываемая система – определение степени старения твёрдой бумажной
изоляции,
то
есть
функционирования
и
оценка
её
технического
возможности
или
состояния,
невозможности
прогноза
дальнейшей
эксплуатации. За базовую методику интерпретации результатов диагностики
принят стандарт РД 153-34.0-46.302-00, однако все параметры системы
адаптируются под конкретный трансформатор, учитывая его опыт эксплуатации
(техническое обслуживание, ремонт, аварийные ситуации и др.) для обеспечения
оптимального режима работы трансформатора.
Для реализации предлагается схема использования простых датчиков,
объединённых в один рабочий диагностических модуль. Данное устройство
должно решать задачу своевременного определения отклонений от нормальной
работы. Переработка поступающих по каналам информации данных позволит
выявить момент развития дефекта и даст рекомендации для решения
возникающей проблемы посредством управляющих воздействий, либо более
глубокого физико-химического исследования.
Для
диагностики
состояния
изоляции
силовых
трансформаторов,
техническое состояние которой является одним из определяющих факторов
отказа
трансформаторного
оборудования,
предлагается
определение
концентраций упомянутых ранее «нехарактерных» веществ, а конкретнее, метанола
и фурфурола (как представителя соединений фуранового ряда, имеющего
наибольшую концентрацию). Регистрация этих веществ на ранней стадии (при малых
и предельно-малых концентрациях) будет говорить о развитии старения твёрдой
изоляции, посредством протекания незапланированных термических, химических
или электрических процессов внутри бака трансформатора.
Для принятия решения о наличии повреждения предлагается определение
концентрации одного из «основных» газов, а именно, ацетилена. Регистрация
57
данного газа подразумевает наличие в баке трансформатора повреждений
электрического характера (электрическая дуга, искрение, частичные разряды и
др.) и соответствующих им термических и химических последствий.
Для качественного и своевременного определения момента начала развития
предполагаемого
дефекта
предлагается
установить
определённую
последовательность и различные временные параметры диагностики перечисленных
веществ. Определение фурфурола, как признака начала образование процессов,
приводящих
к
деполимеризации
целлюлозы,
должно
осуществляться
с
максимальной периодичностью и чувствительностью прибора (соответствующего
датчика), в связи с очень малым количеством подобного газообразования.
Регистрация метанола, будет являться подтверждением полученной при выявлении
фурфурола информации. Периодичность определения данного газа необходимо
установить не реже 1-го раза в сутки. Фиксирование ацетилена несёт в себе
предпосылки к наиболее тяжёлым из перечисленных последствиям. Образование
данных процессов подразумевает определённый (довольно долгий) промежуток
времени, однако, несмотря на это, периодичность диагностирования данного газа
производиться аналогично метанолу, не реже чем раз в сутки, для получения более
качественной оперативной информации. Временные параметры так называемого
опроса соответствующих датчиков устанавливаются в программе контроля и
диагностики донного устройства. Регистрация одного из диагностируемых веществ
(например, фурфурола) подразумевает осуществление более частого опроса датчиков
по метанолу и ацетилену.
«Граничные» параметры данной системы напрямую зависят от режимных
параметров самого трансформатора. Данная информация хранится в базе данных и
содержит в себе все физические, физико-химические или химические параметры за
весь период эксплуатации трансформатора. К таким параметрам относятся: тангенс
диэлектрических потерь, температура, влагосодержание, коэффициент загрузки и др.
[86, 87] Для обеспечения оптимального режима работы все «уставки» системы
адаптируются под конкретный трансформатор в режиме реального времени,
учитывая опыт его эксплуатации (техническое обслуживание, ремонт,
58
аварийные ситуации и др.), ссылаясь на все вышеперечисленные параметры.
Если говорить другими словами, то «граничная» концентрация того или иного
диагностируемого вещества зависит от возраста трансформатора, уровня
напряжения, марки залитого масла, проводимых технических мероприятий по
улучшению его изоляционных свойств, физико-химические параметров масла,
наличия или отсутствия аварийных ситуаций в течение всего срока эксплуатации
оборудования, степени деполимеризации целлюлозы и др. Несмотря на то, что
основу диагностических заключений составляет анализ газов в масле,
окончательное заключение строится с обязательным учётом дополнительных
параметров.
В зависимости от состава и концентраций диагностируемых веществ
предполагаемый модуль имеет 3 режима работы, в которые заложены определённые
управляющие воздействия для возможного предотвращения и уменьшения
последствий появления дефекта, а также для предупреждения обслуживающего
персонала.
В «нормальном» режиме все значения концентраций регистрируемых веществ
остаются ниже установленных «граничных» значений. Данный режим предполагает
нормальную работу трансформатора. Интервалы опроса датчиков остаются
неизменными.
В режиме «возможного дефекта» присутствует превышение «граничных»
значений концентраций 1-го или 2-х регистрируемых веществ (фурфурола или
метанола). Данный режим также предполагает нормальную работу трансформатора с
оповещением обслуживающего персонала о возможном начале развития дефекта и
применением, по необходимости, специальных управляющих воздействий. Это
могут быть решения о снижении нагрузки на объект, о более интенсивном
охлаждении масла и другие. Интервалы опроса датчиков изменяется в соответствии
с заложенной программой.
В режиме «дефекта», помимо предыдущих параметров, присутствует
превышение допустимой концентрации ацетилена. При подобном состоянии
первоочередными мерами являются отбор пробы масла и выполнение
59
подробного и полного лабораторного анализа на содержание в нём газов.
Трансформатор вводится в режим постоянного оперативного контроля. При
получении
подтверждения
развития
дефекта
по
результатам
ХАРГ
трансформатор рекомендуется вывести в ремонт для устранения неполадок.
На
основании
описанного,
предлагается
структурная
схема
диагностического контроля технического состояния изоляции трансформатора
(рисунок 3.1), на которой: f1, m2, a3 – диагностируемые значения фурфурола,
метанола и ацетилена соответственно, f, m, a – значения «граничных»
концентраций тех же веществ, t1, t2, t3 – начальные временные параметры опроса
датчиков, t11, t22, t33 – временные параметры учащённого опроса датчиков. В
предлагаемом алгоритме рассмотрена только возможность выдачи сообщений о
превышении граничной концентрации того или иного вещества, возможности
применения управляющих воздействий и рекомендаций по выводу в ремонт
трансформатора. Однако, при необходимости, можно открыть системе доступ на
выполнение данных действий самостоятельно. При регистрации любого из трёх
веществ осуществляется фиксация режимных параметров трансформатора. Эта
информация отправляется в базу данных, где в хронологическом порядке
упорядочены все подобные инциденты, учитывая «историю» эксплуатации
данного
трансформатора.
Проводя
постоянный
анализ
статистической
информации в этой базе, существует возможность привязок уставок
срабатывания к техническому состоянию оборудования и режимами его
эксплуатации. То есть, система имеет возможность самоадаптации и изменению
«граничных» концентраций всех диагностируемых веществ во время работы
трансформатора.
60
f1, m2, a3, f, m, a, t1, t2, t3, t11, t22, t33
Нет
f1 f
Да
«Превышена граничная
концентрация фурфурола»
m2 m
Фиксация режимных параметров
Да
Нет
t1 >t11
a3 a
Да
Нет
Да
t1 = t11
Нет
Нет
m2 m
Да
«Превышена граничная
концентрация метанола»
Фиксация режимных параметров
«Необходимо применение
управляющих воздействий»
Нет
t2 > t22
Да
t2 = t22
Нет
a3 a
Да
«Превышена граничная
концентрация ацетилена»
Фиксация режимных параметров
«Рекомендуется вывести
трансформатор в ремонт»
t3 > t33
Нет
Да
t3 = t33
Адаптация системы
(изменение режимных параметров)
Рисунок 3.1 – Структурная схема диагностического контроля технического состояния
изоляции трансформатора
Для практической реализации могут быть использованы некоторые,
применяемые в мировой практике, системы непрерывного мониторинга
состояния трансформатора (таблица 3.1). Для этого, необходимо интегрировать
предложенный алгоритм в ПО адаптируемой системы и по возможности
61
изменить
параметры
имеющихся
датчиков.
Данные
системы
должны
удовлетворять требованиям [87] иметь схожие с разрабатываемой единицей
параметры, такие как: быстродействие, точность, состав диагностируемых
веществ, иерархическая система передачи данных и управления (рисунок 3.2):
1-й уровень – первичные датчики, устанавливаемые непосредственно на (в)
контролируемом
оборудовании
расширительный
бак,
(примеры
радиаторная
размещения:
система
охлаждения
основной
(при
или
наличии
принудительной циркуляции масла, газовое реле).
По данным [103] наиболее эффективными элементами уровня 1
применяемыми в России для оценки технического состояния силового
трансформаторного оборудования являются:
• Приборы КИВ, основанные на регистрации абсолютных значений tgδ1, С1
и их изменений (Δ tgδ1, ΔС1/С1);
• Приборы, регистрирующие абсолютные значения газов и влаги в
трансформаторном масле: прибор проточного типа Calisto 2 (регистрация
Н2, СО, Н2О); прибор, основанный на методе газовой хроматографии
Serveron TM8 (8 газов).
• Оптоволоконные датчики, устанавливаемые в обмотку при производстве
оборудования, для измерения температуры наиболее нагретой обмотки как
перспективное решение, влияющее на точность определения ресурса
изоляции.
2-й уровень – блок мониторинга (центральный контроллер), который
обеспечивает сбор, обработку, преобразование, накопление, измерительных
сигналов,
полученных
от
первичных
датчиков
первого
уровня
и
информационный обмен с уровнем 3.
3-й уровень – автоматизированное рабочее место диспетчера (дежурного),
предназначено
для
обработки,
хранения
и
отображения
полученной
информации, расчетно-аналитических задач, дистанционного управления,
проверки исправности аппаратуры нижних уровней.
62
Таблица 3.1 – Примеры систем непрерывного мониторинга состояния
трансформатора [88]
Система/
Фирма
«СКИТ»/
«Дизкон»,
Россия
«Hydran»/
General
Electric,
Великобритания
«АВВ ТЕС»/
ABB
Secheron,
Швейцария
«TMDS»/
«Siemens»,
Германия
«TPAS»/
США
Область применения
Измерение параметров,
определяющих
процессы старения и
разрушения изоляции
трансформатора
Непрерывный контроль
концентрации
растворенных газов и
влаги в масле.
Детекторы/
датчики
Блок датчиков газа, комплект
акустических датчиков
Интерфейс/
ПО
RS-485,
RS-232/
«INVA»
Указатель температуры масла;
RS-485,
указатель температуры oбмотки;
RS-232/
датчик температуры масла РПН;
«Perception
датчик температуры верхних
TM»
слоев масла; датчик температуры
нижних слоев масла; датчик
температуры и влажности воздуха
Обработка сигналов с
Датчики частичных разрядов
RS-485,
датчиков непрерывного (электрические и акустические), ,
RS-232/
контроля: газы, влага, датчики непрерывной диагностики
«АВВ Tтемпература, нагрузка,
газов, измерители температуры и
monitor»
РПН, ЧР
разных точках, устройства
контроля диэлектрических
характеристик вводов, датчики
содержания влаги в масле
Непрерывный анализ
Электрические и акустические
RS-485,
параметров
датчики частичных разрядов,
RS-232/
трансформатора,
датчики содержания влаги в
«TMDS
обеспечивающий
масле, устройства непрерывного
Smart
полную оценку его
анализа газов, измерители
Monitor»
состояния
температуры и разных точках,
устройства контроля
диэлектрических характеристик
вводов
Выявления
В системе TPAS наряду с
RS-485,
максимального
датчиками, контролирующими
RS-232/
количества
влагу в масле, газы в масле,
«Model
видов дефектов на
частичные разряды, температуру
Based
ранней стадии их
наиболее нагретых точек обмоток Monitoring»
развития, разработана в
сердечника, уровень вибрации и
Массачусетском
т.д., используются измерительные
трансформаторы тока и
напряжения для контроля режима
работы, датчики положения
устройства РПН, включения и
отключения вентиляторов и
насосов, сведения о геомагнитных
возмущениях при геомагнитных
бурях
63
Рисунок 3.2 – Пример архитектуры системы мониторинга [88]
Однако, для увеличения надёжности работы оборудования предлагается
разработка датчиков на основе метода лазерной спектрометрии. Эти приборы
предполагают
оптоэлектронных
использование
резонаторных
наноградиентных
систем
на
основе
тонкопленочных
метаматериалов.
Использование данного метода, основанного на принципе затухающего
импульса лазерного излучения в резонаторе (CRDS – Cavity Ring Down Laser
Spectroscopy), позволяет диагностировать разнообразные вещества (газы), как в
труднодоступных местах, так и при малых их концентрациях. (от 0,01 ppm) [76].
Устанавливать данную систему предлагается на заводе производителя
трансформаторного
оборудования
при
непосредственной
сборке.
Для
обеспечения достоверности и хронологической точности режимных параметров,
начинать использование рекомендуется с этапа приёма-сдаточных испытаний
трансформатора.
64
3.3 Оценка экономического эффекта повышения эффективности
методов оценки состояния изоляции силовых трансформаторов
Для ориентировочной оценки экономического эффекта от внедрения
разрабатываемой системы предлагается расчет, который будет проведен на
основе представленного ранее анализа повреждений силовых трансформаторов
на территории РФ за период с 2011 по 2015 год (п. 1.2).
Внедрение описанной системы предполагает с высокой степенью
вероятности
исключить
повреждением
изоляции,
потери
(экономический
указанные
в
таблице
ущерб),
1.4.
связанные
Таким
с
образом
предполагаемый эффект от внедрения системы на территории РФ равен:
Э𝛴 = 5 998 691 080 руб;
(3.1)
где Э𝛴 – Суммарный экономический эффект от внедрения системы по РФ.
По данным [101, 102] на территории Приморского края располагается 361
ПС 35 - 500 кВ (таблица 3.2), суммарное количество силовых трансформаторов
на которых равняется 722 штук.
Таблица 3.2 – Структура трансформаторного парка [101, 102]
Приморский край
"ФСК"
ПС 500 кВ
ПС 220 кВ
Итого
Трансформаторы
Сумма
9
82
91
182
"ДРСК"
ПС 110 кВ
110
ПС 35 кВ
160
270
540
722
Вся Россия
"РОССЕТИ"
ПС35-1150 кВ
Трансформаторы
30264
15132
30264
По данным ПАО «РОССЕТИ», на данный момент на территории РФ
располагаются 15 132 ПС 35 - 1150 кВ (таблица 3.2), суммарное количество
силовых трансформаторов на которых насчитывает 30 264 штук.
65
Доля трансформаторного парка Приморского края относительно всей
страны составляет около 2.4 %, соответственно экономический эффект по
внедрению системы в данном регионе составляет:
ЭПК = 5 998 691 080 × 0.024 = 143 109 138.24, руб;
(3.2)
где ЭПК – Экономический эффект от внедрения системы по Приморскому краю.
Расчётное внедрение системы предлагается осуществить в 2 этапа.
Первый этап – «тестовое» использование в Приморском крае, для
выявления конструктивных и программных недостатков и прогнозирования
дальнейшего применения в других регионах страны. На стадии первого этапа
предполагаемая цена одной предлагаемой единицы, как новой разработки,
составит около 2 500 000 рублей.
Второй этап – серийное производство для реализации во всех регионах
РФ, цена составит примерно 1 500 000 рублей. Соответственно капитальный
затраты первого и второго этапа внедрения можно определить, как:
ЗПК = 722 × 2 500 000 = 1 805 000 000, руб;
З𝛴 = (30 264 − 722) × 1 500 000 = 44 313 000 000, руб; ;
(3.3)
(3.4)
где ЗПК – Капитальные затраты на внедрение системы по Приморскому краю;
З𝛴 – Суммарные кап. затраты на внедрение системы по всей территории РФ.
Срок окупаемости внедрения данной системы можно рассчитать, как
отношение капитальных затрат к предполагаемому экономическому эффекту:
СОПК =
СО𝛴 =
З𝛴 +ЗПК
Э𝛴
=
ЗПК
ЭПК
=
1 805 000 000
143 109 138.24
= 12.6, лет;
44 313 000 000+1 805 000 000
5 998 691 080
= 7.7, лет;
где СОПК – Срок окупаемости внедрения системы в Приморском крае;
СО𝛴 – Срок окупаемости внедрения системы по всей территории РФ.
66
(3.5)
(3.6)
Коэффициент финансовой эффективности равен:
Кфэ =
Э𝛴
З𝛴𝑖
× 100 % =
5 998 691 080
11 465 152 440
× 100 % = 52.3 %;
(3.7)
где З𝛴𝑖 – Суммарный экономический ущерб с учётом всех причин возникновения
повреждений силовых трансформаторов на территории РФ за период с 2011 по
2015 год (таблица 1.4).
Несмотря на то, что предлагаемая система имеет большую стоимость и
немалый срок окупаемости, её внедрение позволит значительно повысить
надежность эксплуатации оборудования и избежать аварийных ситуаций,
приводящих к не менее дорогостоящим последствиям.
В настоящее время существует большой производственный спрос на
решение этого вопроса, в связи с чем, при наличии достаточного
финансирования, дальнейшие исследования, разработки и опыт в эксплуатации
являются очень актуальными и перспективными видами деятельность в
электроэнергетике.
3.5 Выводы по главе
На сегодняшний день на рынке представлено множество приборов для
анализа газов в изоляционном масле, в связи с этим при закупке энергетического
оборудования определяется необходимость включения в закупку систем
непрерывного контроля трансформатора. Некоторые решения могут иметь более
высокую цену, но предоставлять более полную информацию о состоянии
трансформатора, способствуя повышению его надёжности при снижении затрат
на обслуживание и обеспечивая доход, в перспективе перекрывающий цену
затрат. Учитывая, что даже новые трансформаторы также не являются
защищёнными от непреднамеренного отказа, большие расходы на приобретение
систем автоматического мониторинга составляют лишь малую долю от
стоимости ущерба, который может быть нанесён в результате аварии.
67
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Работы
в
области
диагностики
состояния
высоковольтного
маслонаполненного трансформаторного оборудования ведутся около пятидесяти
лет. Основными объектами контроля являются силовые трансформаторы и
автотрансформаторы. Резко возросшие в последние годы требования к
надёжности электроснабжения потребителей, высокая стоимость оборудования,
снижение уровней изоляции и увеличение в энергосистемах доли оборудования,
проработавшего 20-30 лет и требующего непрерывного контроля его состояния,
стимулировали процесс разработки в данной области.
В результате многолетних усилий разработчиков и служб эксплуатации
создано несколько поколений систем диагностики. К системам наиболее низкого
уровня можно отнести такие, в которых контроль состояния оборудования
осуществляется обслуживающим персоналом подстанций путём периодических
замеров определённых параметров на работающем оборудовании, а также при
его плановом отключении или путём отбора проб.
Следующим шагом в развитии методов контроля явилось создание
непрерывно действующих систем, реагирующих на отклонение измеряемых
параметров от заданных значений и выдающих при этом соответствующие
сигналы. При наличии сигналов обслуживающий персонал, как правило,
проводит
дополнительные измерения
с
использованием
более
точной
аппаратуры (ХАРГ), а затем принимает решение.
В настоящее время разрабатываются, а в ряде стран уже применяются
системы диагностики более высокого уровня. Это системы непрерывного
действия, включающие одновременное измерение большого числа параметров,
характеризующих состояние объекта, их обработку и анализ, сопоставление с
базами данных, выработку рекомендаций и решений. Приборы физикохимического мониторинга являются их неотъемлемой частью.
68
Непрерывный мониторинг во время работы трансформатора даёт
возможность выявить как быстро, так и медленно развивающиеся дефекты.
Такой контроль позволяет повысить надежность эксплуатации и избежать
аварийных ситуаций и их последствий. Хотя для выявления многих дефектов
часто требуется сложная и дорогая аппаратура, расходы на нее всегда окупаются
эффективным контролем состояния трансформатора. На сегодняшний день
существует большой производственный спрос на решение этого вопроса, в связи
с чем дальнейшие исследования, разработки и опыт в эксплуатации являются
очень
актуальными
и
перспективными
электроэнергетике.
69
видами
деятельность
в
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Шнайдер
Г.Я.
Электрическая
изоляция
трансформаторов
высокого
напряжения. - М.: Знак, 2009. -160 с.
2. Быстрицкий
Г.Ф.,
Кудрин
Б.И.
Выбор
и
эксплуатация
силовых
трансформаторов. - М.: Академия, 2003. - 176 с.
3. Базуткин В.В., Ларионов В.П., Пинталь Ю.С. Техника высоких напряжений:
Изоляция и перенапряжения в электрических системах. - 3-е изд., перераб. и
доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 464 с.
4. Львов
М.
Ю.
Анализ
повреждаемости
силовых
трансформаторов
напряжением 110 кВ и выше ОАО «Холдинг МРСК». Конференция ТРАВЭК.
2009.
5. Алексеев Б.А. Контроль состояния (диагностика) крупных силовых
трансформаторов. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. - 216 е.: ил. - (Основное
электрооборудование в энергосистемах: обзор отечественного и зарубежного
опыта).
6. Герасимова Л. С., Майорец А. И. Обмотки и изоляция силовых
трансформаторов (технология и организация производства). М.: Энергия. –
1969. – 360 с. С илл.
7. Важов В.Ф. Техника высоких напряжений: учебное пособие / В.Ф. Важов,
Ю.И. Кузнецов, А.В Мытников [и др.]. - Томск, Издательство ТПУ, 2009. 232 с.
8. Вдовико В.П. Частичные разряды в диагностировании высоковольтного
оборудования. Новосибирск: Наука, 2007. 155 с.
9. Дробышевский A.A. Диагностика механического состояния обмоток силовых
трансформаторов методом частотного анализа // Методы и средства оценки
состояния энергетического оборудования. Выпуск 16. СПб: ПЭИПК,2001.-С.
176-181.
70
10. Кучинский Г.С. Техника высоких напряжений. -СПб.: Энергоатомиздат,
2003. - 608 с.
11.Русов В. А., Софьина Н. Н. Диагностика состояния силовых трансформаторов
// Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования.
Выпуск 11. СПб: ПЭИПК, 2000. - С. 38-53.
12.Дробышевский A.A., Левицкая Е.И. Диагностика механических деформаций
обмоток трансформаторов в эксплуатации // Методы и средства оценки
состояния энергетического оборудования. Выпуск 11. -- СПб: ПЭИПК, 2000.
- С. 61-68.
13. Клюев В.В., Пархоменко П.П., Абрамчук В.Е. и др.; Под общ. ред.
В.В.Клюева. Технические средства диагностирования: Справочник. М.:
Машиностроение, 1989 672 е., ил.
14.Бузаев, В.В. Роль и возможности хроматографии при оценке состояния
высоковольтного электрооборудования / В.В. Бузаев, Ю.М. Сапожников //
Электрические станции. – 2004 – № 9. – С. 57–60.
15.Смирнов, М.А. Оценка состояния трансформаторов по анализу растворенных
газов в масле / М.А. Смирнов, Н.П. Фуфурин // Эксплуатация и
совершенствование высоковольтных аппаратов и трансформаторов: кн. / М.А.
Смирнов, Н.П. Фуфурин // Труды ВНИИЭ. – М.: Энергия. – 1976. – Вып. 49.
– С. 24–31.
16.Смирнов, М.А. Газовыделение при повреждениях силовых трансформаторов
/ М.А. Смирнов // Эксплуатация и совершенствование высоковольтных
аппаратов и трансформаторов: кн. / М.А. Смирнов // Труды ВНИИЭ. – М.:
Энергия. – 1976. – Вып. 49. – С. 43–47.
17.Объем и нормы испытаний электрооборудования. Издание шестое. – М.:
ЭНАС, 2000. – 255 с.
18.Дарьян, Л.А. Анализ качества устройства отбора проб, применяемых для
хроматографического
анализа
газов,
растворенных
в
изоляционных
жидкостях /Л.А. Дарьян, С.М. Коробейников // Электричество. – 2006. – №
12. – С. 62–64.
71
19.Бережной, В.Н. Актуальные проблемы диагностики мощных силовых
трансформаторов / В.Н. Бережной // «Интеллектуальная электроэнергетика,
автоматика
и
высоковольтное
коммутационное
оборудование»
XI
Международная научно-техническая конференция 8–9 ноября 2011 года г.
Москва, Россия.
20.Захаров, А.В. Корреляционные характеристики диагностических параметров
газов,
растворенных
в
масле,
при
нормальном
режиме
работы
трансформатора / А.В. Захаров // НРЭ. – 2002. – № 1. – С. 36–40.
21.Рыжкина А. Ю. Анализ хроматографических методов диагностики
маслонаполненого электрооборудования. Сборник научных трудов НГТУ. –
2009. - № 2(56). – 147 – 156.
22.Шутенко О. В., Абрамов В. Б., Баклай Д. Н. Анализ проблем, возникающих
при интерпретации результатов хроматографического анализа растворенных
в масле газов. Вісник НТУ «ХПІ». 2013. № 59.
23.Овчинников К. В., Давиденко И. В. Анализ точности методов идентификации
вида дефекта трансформатора по результатам ХАРГ. Конференция молодых
ученых УралЭНИН, ФГАОУ ВО «УрФУ». – 2017г.
24.Аракелян В. Г. Физико-химические основы эксплуатации маслонаполненного
электротехнического оборудования // Москва – Тетрапринт 2012. – с 181 –
183, с 414-416.
25.Давиденко И.В. Структура экспертно-диагностической и информационной
системы оценки состояния высоковольтного оборудования // Электрические
станции. – 1997. – № 6. – С. 25–27.
26.Шиллер, О.Ю. Определение граничных концентраций растворенных газов в
масле // Энергоэксперт. 2011. № 2. С. 3842.
27.Назарычев,
А.Н.
Выявление
комбинированных
дефектов
в
электрооборудовании на основе хроматографической диагностики и теории
факторного анализа / А.Н. Назарычев, И.Ю. Зеленцов // Энергоэксперт. 2011.
№ 2. С. 8089.
72
28.Танфильева, Д.В. Разработка моделей диагностики и оценки состояния
силовых маслонаполненных трансформаторов. Автореферат диссертации на
соискание ученой степени канд. техн. наук. Новосибирск: НГТУ. – 2012.
29.Касимова,
И.Х.
Оценка
нового
метода
интерпретации
результатов
хроматографического анализа растворенных в трансформаторном масле газов
// Электрик: Электроэнергетика. Новые технологии, 2012.
30.Смоленская, Н.Ю. Газохроматографический анализ трансформаторного
масла на содержание в нем воздуха, воды, кислорода и азота / Н.Ю.
Смоленская, Ю.М. Сапожников // Электрические станции. 1994. № 8. С. 3437.
31.Царев, H.И. Практическая газовая хроматография: учеб. - метод. пособие для
студентов химического факультета по спецкурсу «Газохроматографические
методы анализа» // H.И. Царев, В.И. Царев, И.Б. Катраков. Барнаул: Изд-во
Алт. ун-та, 2000. 156 с.
32.Практическая газовая и жидкостная хроматография: учеб. пособие / Б.В.
Столяров [и др.] – С.Пб.: Изд-во С.-Петербург. ун-та, 2002. 616 с.
33.Алексеев, Б.А. Контроль состояния (диагностика) крупных силовых
трансформаторов / Б.А. Алексеев. М. Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.
34.Попов, Г.В. Экспертная система оценки состояния электрооборудования
«Диагностика+» / Г.В. Попов [и др.] // Электрические станции. – 2011. – № 5.
– С. 36–45.
35.Виноградова
Л.В.,
Игнатьев
Хроматографический
анализ
трансформаторов
ФГБОУ
/
Е.Б.,
Овсянников
растворенных
ВПО
Ю.М.,
газов
«Ивановский
в
Попов
Г.В.
диагностике
государственный
энергетический университет имени В.И. Ленина». – Иваново, 2013. – 104 с.
36.Макаревич Л.В., Шифрин Л.Н., Алпатов М.Е. Современные тенденции в
создании и диагностике силовых трансформаторов больших мощностей //
Изв. Акад. наук. Энергетика. 2008. № 1. С. 45-69.
37.Энергосбережение
в
Европе:
применение
энергоэффективных
распределительных трансформаторов // Энергосбережение. – 2003. – №6;
2004. – №1
73
38.Львов М.Ю., Львов Ю.Н., Дементьев Ю.А. и др. О надежности силовых
трансформаторов
и
автотрансформаторов
электрических
сетей
//
Электрические станции. 2005. № 11
39.Дробышевский А. А. СИГРЭ. Исследовательский комитет
SC A2
«Трансформаторы» // Энергия единой сети. – 2013. – №1. – С.58-67.
40.Дарьян Л. А., Аракелян В. Г. Стойкость изоляционных жидкостей к
газообразованию // Электротехника 1997 №2, с. 45-49.
41.Аракелян В. Г., Дарьян Л. А. Идеологическая и приборно-аналитическая база
физико-химического
диагностического
контроля
высоковольтного
маслонаполненного электрооборудования // Электротехника 1997 №12, с. 212.
42.Дробышевский А. А. СИГРЭ. Исследовательский комитет
SC A2
«Трансформаторы» // Энергия единой сети. – 2013. – №1. – С.58-67.
43.Алексеева
Б.
А.,
Когана
Ф.
Л.,
Объем
и
нормы
испытаний
электрооборудования / с изм. и доп. – М.: НЦ ЭНАС, 2002.
44.Рыбаков
Л.
М.,
Макарова
Н.
Л.
Обзор
существующих
средств
диагностирования силовых трансформаторов высокого напряжения //
Марийский государственный университет, Йошкар-Ола
45.Алексеев Б. А. Оценка состояния силовых трансформаторов. Интерпретация
результатов газохроматографического анализа масла // ЭЛЕКТРО. – 2002. №2. – С.10-16.
46.. Дарьян Л.A. Исследование процесса образования газообразных продуктов
разложения изоляции в высоковольтных импульсных конденсаторах при
проведении ресурсных испытаний / Л.A. Дарьян // Электротехника. - 2000,№ 9. - С. 30-36.
47.Львов. М. Ю. Об оценке состояния силовых трансформаторов с длительным
сроком эксплуатации. В сб. "Методы и средства оценки состояния
энергетического оборудования". Выпуск 11,2000, с. 264-268.
48.Алексеев Б. А. Системы непрерывного контроля состояния крупных силовых
трансформаторов // Электрические станции. – 2000. – № 8. – С. 62–71.
74
49.Хилсон Д. В., Дайерти Е. Д., Моррис К. В. Контроль состояния
трансформаторов: Опыт непрерывного контроля состояния в электросетях
США // Доклад на симпозиуме US/Russia. – Новгород. – 1993
50.Давиденко И.В., Мойсейченков А. Н., Овчинников К.В., Лыткин В.В.
Методические указания по техническому диагностированию развивающихся
дефектов маслонаполненного высоковольтного электрооборудования по
результатам анализа газов, растворенных в минеральном трансформаторном
масле. - Инновационно-внедренческий центр "Электромехтехноком" ФГАОУ
ВО "УрФУ имени первого президента России Б. Н. Ельцина" г. Екатеринбург,
2018 г.
51.В.И. Логутов. Учебно-методическое пособие. Детекторы для газовых
хроматографов. Часть 1. Выбор детектора, подготовка к работе и оценка
состояния хроматографа по основным характеристикам детектора. – Нижний
Новгород: ННГУ, 2017. – 52 с.
52.Палилова Ю.М. Измерение газосодержания трансформаторного масла как
метод диагностики состояния силовых трансформаторов. Выпускная работа
бакалавра. Санкт-Петербургский политехнический университет Петра
Великого. 2015
53.Ignatyev, Igor; Charlie Van Doorslaer, Pascal G.N. Mertens, Koen Binnemans,
Dirk. E. de Vos (2011). «Synthesis of glucose esters from cellulose in ionic liquids».
Holzforschung 66 (4): 417-425.
54.Arakelian, V.G. «The longway to the automatic chromatographic analysis of gases
dissolved in insulating oil», IEEE Elect. Insul. Mag., vol. 20, no.6, pp. 8–25,
Nov./Dec. 2004.
55.Roger, R.R. «IEEE and IEC Codes to Interpret Incipient Faults in Transformers
Using Gas in Oil Analysis», IEEE Transactions on Electrical Insulation, vol. 13, no.
5, pp. 348-354, 1978.
56.Committee on Special, «Conservation and Control of Oil-insulated Components by
Diagnosis of Gas in Oil» // Electrical Cooperative Research Association. – 1980. –
Publication № 36. – № 1, (in Japanese).
75
57.J.P.Burton, J.Graham, A.C.Hall, J.A.Laver, A.D.Oliver. Recent development by
CEGB to improve the prediction and monitoring of transformer maintenance.
C1GRE Paper 12-09 (1984).
58.I.Fofana, V.Wassrberg, H.Borsi, E.Gochenbach. Challenge of mixed insulating
liquids for use in high-voltage transformer. Part 1: Investigation of mixed liquids.
IEEE Electrical Insulation Magazine. 2002, V.18,№3,p. 18-31.
59.H.-J.Knab. Die Anwendung der Hochdruckflussigkeitschromatographie (HPLC)
zur Betriebsuberwachung von Transformatoren. VGB Kraftwerkstechnic. 1991,71,
№ 6, 595 - 597.
60.A.De Pablo. B.Pahlavanpour. Furanic compounds analysis: a tool for predictive
maintenance of oil-filled electrical equipment. Electra.1997, No.175, p. 9 - 32.
61.D.H.Shroff, A.V.Stannet. A review of paper aging in power transformers. 1EE
Proceedings, 1985, Vol. 132, Part C, No. 6, p. 312-319.
62.J. Schcirs, G. Camino, M. Avidano and W. Tumiatti. Origin of furanic compounds
in thermal degradation of cellulosic insulating paper, Journal of Applied Polymer
Science, Vol. 69,2541 — 2547, 1998.
63.J. Vcrgnc. Etude du vicillissement physico-chimiquc du complcxc papier-huile dans
les transformatcurs electriques. These doctoralc, Institut National Polytechniquc de
Toulouse, 1992.
64.J. Scheirs. G. Camino, M. Avidano and W. Tumiatti. Study of the mechanism of
thermal degradation of cellulosic paper insulation in electrical transformers. Die
Angewandte Makroniolekulare С he mi e, 259, 19 — 24, 1998.
65.D. Hill, T. Lc, M. Darvenia, T. Saha. A study of degradation of cellulosic insulation
in a power transformer. Polym. Degrad. Stab. 1995.48, p. 79 — 87.
66.E. Serena. Degradation of transformers insulation, CIGRE WG 15.01.05, Turin,
1997.
67.De Pablo. Furfural and ageing: how arc they related. IEE Colloq. Insul. Liquids.
1999, p. 5/1 - 5/4.
76
68.R.M. Morais. M. Carballcira, J.C. Noualhaguet. Furfural analysis for assessing
degradation of thermally upgraded papers in transformer insulation, IEEE
Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, Vol. 6, No. 2, April 1999.
69.B. Shkolnik, K. Bilgin. Creating a preliminary model for estimating degree of
polymerization of thermally upgraded paper based on furan concentrations in
transformer oil, 66th Annual International Conference of Doble Clients, Sec. 5 —
8, 1999.
70.P.J. Griffin et al. Paper degradation by-products under incipient-fault conditions,
61th Annual International Conference of Doble Clients, Sec. 1-OD, 1994.
71.D.H. Grant. Furfuraldehydc-in-oil: How to be sure your transformer has not been
Cigrc Brochure 323 - Ageing of cellulose in mineral-oil insulated transformers
weakened by heat. Minutes of the 57th Annual international Conference of Doble
clients. Insulating Fluids. 1990.
72.Кашапов Р. Н., Коршунова С. П., Малышева Л. Н. Диагностика
маслонаполненного оборудования при переходе к ремонту по техническому
состоянию
[Электронный
ресурс]
–
Режим
доступа:
http://www.transform.ru/articles/html/07repair/rep00018.article (дата обращения
01.10.2018).
73.Давиденко, И.В. Идентификация дефектов в трансформаторах 35–500 кВ на
основе ХАРГ [Электронный ресурс] / И.В. Давиденко, В.И. Комаров. – Режим
доступа:
http://www.energoboard.ru/articles/720-identifikatsiya-defektov-v-
transformatorah-35-500kv-na-osnove-arg.html (дата обращения 09.01.2019).
74.Сидельников, Л.Г. Диагностика масла [Электронный ресурс] / Л.Г.
Сидельников,
А.М.
Сидунин,
А.Ю.
Сыкулов.
–
http://silovoytransformator.ru/stati/diagnostika-masla-2.htm
Режим
(дата
доступа:
обращения
15.03.2019).
75.Живодерников
С.
В.
Ранжирование
силовых
трансформаторов
по
техническому состоянию. НСПБ филиал ОАО «Электросетьсервис» – Режим
доступа:
http://forca.ru/stati/podstancii/ranzhirovanie-silovyh-transformatorov-
po-tehnicheskomu-sostoyaniyu.html (дата обращения 09.04.2019).
77
76.The Transition to Next-Generation Online DGA Monitoring Technologies Utilizing
Photo-Acoustic Spectroscopy // The Grid Modernization Journal. – 2013. - №11. –
С.28-35 URL: https://www.gedigitalenergy.com/multilin/journals
77.РД
153–34.0–46.302–00.
Методические
указания
по
диагностике
развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам
хроматографического анализа газов, растворенных в трансформаторном
масле. – М., 2001.
78.РД 34.46.303-98. Методические указания по подготовке и проведению
хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых
трансформаторов. – М.: АО ВНИИЭ, 1998. – 48 с.
79.РД
34.46.502.
Инструкция
по
определению
характера
внутренних
повреждений трансформаторов по анализу газа из газового реле.
80.РД
34.43.206-94.
Методика
количественного
химического
анализа.
Определение содержания производных фурана в электроизоляционных
маслах методом жидкостной хроматографии.
81.РД 34.51.304-94. Методические указания по применению в энергосистемах
тонкослойной хроматографии для оценки остаточного ресурса твердой
изоляции по наличию фурановых соединений в трансформаторном масле. –
М.: АО ВНИИЭ, 1996. – 30 с.
82.РД 34.43.107-95. Методические указания по определению содержания воды и
воздуха в трансформаторном масле. - М.; АО ВНИИЭ, 1996. - 42 с
83.МКХА f 01-99. Методика количественного хроматографического анализа.
Определение содержания фурановых производных в трансформаторных
маслах методом газожидкостной хроматографии. НПО «Электрум».
84.СТО 56947007-29.180.010.007-2008. Методические указания по определению
содержания кислорода и азота в трансформаторных маслах методом газовой
хроматографии. 2007.
85.СТО 56947007-29.180.010.009-2008. Методические указания по определению
содержания фурановых производных в трансформаторных маслах методом
газовой хроматографии. 2007.
78
86.СТО 56947007-29.180.010.094-2011. Методические указания по определению
содержания газов, растворенных в трансформаторном масле. 2011.
87.СТО
56947007-29.200.10.011-2008.
Системы
мониторинга
силовых
трансформаторов и автотрансформаторов. Общие технические требования.
2008.
88.Живодерников С.В, Овсянников А.Г., Русов В.А., Зарубежный опыт
мониторинга состояния маслонаполненного оборудования. Новосибирская
СПБ «Электросетьсервис ЕНЭС». 2016.
89.IEEE Std C57.104-1991 / IEEE Guid for the Interpretation of Gases Generated in
Oil-Immersed Transformers.
90.IEC 60567 (2011). Oil-filled electrical equipment – Sampling of gases and analysis
of free and dissolved gases – Guidance.
91.IEC 60599(1999)/Amd.1(2007). Mineral oil-impregnated electrical equipment in
service Guide to the interpretation of dissolved and free gases analysis. Amendment
92.Техническая документация. Хроматографы газовые модели «AutoSystem
XL», «Clarus 500», «Clarus 600». «PerkinElmer Inc.», США. 2007 г.
93.Техническая документация. Хроматографы газовые «Master GC». «DANI
Instruments S.p.A.», Италия. 2008 г.
94.Техническая документация. Хроматографы газовые «Маэстро ГХ 7820». ООО
«ИНТЕРЛАБ», г.Москва. 2011 г
95.Техническая документация. Хроматографы газовые «TRANSFIX». «GE
Kelman», Великобритания. 2014 г.
96.Техническая документация. Хроматографы газовые «TRANSPOR X». «GE
Kelman», Великобритания. 2015 г.
97.Техническая документация. Хроматографы газовые «7X Мониторинг». ЗАО
«Интера», Россия. 2010 г.
98.Техническая документация. Хроматографы газовые «TDGM-04». ООО
«Димрус», Россия. 2011 г.
99.Техническая документация. Хроматографы газовые «MYRKOS». «Morgan
Schaffer», Канада. 2013 г.
79
100. Техническая
документация.
Хроматографы
газовые
«PGA-300».
«Mitsubishi Electric», Япония. 2008 г.
101. Структура приморского филиала МЭС Востока ПАО «ФСК ЕЭС».
[Электронный
ресурс]
–
Режим
доступа:
http://www.fsk-
ees.ru/about/affiliates/mes_east/about_the_branch/ (дата обращения 15.06.2019).
102. Структура приморского филиала АО «ДРСК». [Электронный ресурс] –
Режим доступа: http://drsk.ru/struktura_kompanii,_svedenija_o_filialakh.html
(дата обращения 15.06.2019).
103. Гук А. А. Опыт эксплуатации систем мониторинга высоковольтного
оборудования на объектах ОАО «ФСК ЕЭС». Москва, 2014 г. [Электронный
ресурс] – Режим доступа: http://www.ti-ees.ru/fileadmin/f/Conference/guk.pdf
(дата обращения 20.06.2019).
80
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Таблица А.1 – Рекомендуемые ДЗ и ПДЗ концентрации растворённых газов
в масле силовых трансформаторов, [50]
Срок
эксплу
Уровень
атации
, лет
Концентрации газов, % об.
СРГ
Н2
СН4
С2Н6
С2Н4
С2Н2
Срок
эксп.
, лет
CO
СO2
0-30
0,015
0,17
>30
0,018
0,26
Трансформаторы напряжением 35 кВ
ДЗ
0-5
>5
0,020
0,008
0,005
0,002
0,0030
0,0007
0,074
0,020
0,0100
0-30 0,030
0,0035 0,009 0,0025
0,024
0,010
0,0030
>30 0,035
Трансформаторы напряжением 110 кВ (с плёночной защитой)
0-5
0,012
0,006
0,003
ДЗ
0,0013 0,005 0,0003 весь 0,045
>5
0,013
0,005
0,004
0-5
0,025
0,010
0,009
ПДЗ
0,0040 0,010 0,0008 весь 0,070
>5
0,035
0,009
0,010
Трансформаторы напряжением 110 кВ (со свободным дыханием) **, ***
0,020/0,03
0-5 0,020/0,011* 0,009/0,004* 0,002/0,001*
0-30
1
0,0010
ДЗ
0,0020 0,008
0,0020
0,029/0,03
>5
0,013
0,002
0,0015
>30
9
0,040/0,05
0-5 0,055/0,040* 0,034/ 0,013* 0,008/0,004*
0-30
0
0,0030
ПДЗ
0,0040 0,025
0,0060
0,050/0,06
>5
0,038
0,008
0,005
>30
1
Трансформаторы напряжением 220 кВ (c плёночной или азотной защитой)
0-5 0,056/0,032* 0,007/0,004*
0,009
0-30
0,050
ДЗ
0,0080 0,015 0,0007
>5
0,046
0,005
0,012
>30
0,065
0-5 0,100/0,055* 0,030/0,013*
0,024
0-30
0,075
ПДЗ
0,0180 0,050 0,0020
>5
0,090
0,012
0,026
>30
0,080
Трансформаторы напряжением 220 кВ (со свободным дыханием)
ДЗ весь
0,030
0,005
0,008
0,0060 0,015 0,0008 весь
0,053
ПДЗ весь
0,060
0,017
0,020
0,0180 0,050 0,0020 весь
0,070
Примечание:
ДЗ – допустимое значение; ПДЗ – предельно – допустимое значение;
* для Н2, СН4 и СРГ (суммы концентраций растворенных углеводородных газов и Н2)
трансформаторов ДЗ и ПДЗ в числителе даны значения для трансформаторов, заполненных
марок ГК, Nytro, а в знаменателе – для остальных марок масел или смеси масел.
ПДЗ
0-5
>5
0,0010 0,003 0,0010
81
0,30
0,40
0,30
0,50
0,22/0,3
4
0,31/0,4
3
0,41/0,5
5
0,51/0,6
5
0,37
0,63
0,60
0,77
0,52
0,70
в масле
маслами
**для С2Н2 в числителе приведены ДЗ и ПДЗ трансформаторов со всеми типами устройств РПН, кроме
RS-3 и RS-4, а в знаменателе – с устройствами РПН типа RS-3, RS-4.
*** для СО и СО2 в числителе указаны ДЗ и ПДЗ трансформаторов 110 кВ мощностью до 16 МВА
включительно, а в знаменателе – более 16 МВА.
Таблица А.2 – Типичные дефекты в силовых трансформаторах, [50]
№ Состав газов
1
Н2 основной
газ;
СН4 характерный
газ
2 Н2 или C2Н2
- основные
газы;
СH4 характерный
газ с низким
содержанием
3
4
C2Н2 или H2
- основные
газы;
СН4, С2Н4,
СO характерные
газы с
высоким
содержанием
С2Н6 основной
газ;
CH4, СO характерные
газы с
высоким
содержанием
Вид дефекта
ЧР
Причины появления газов
Разряды в заполненных газом полостях, возникающие
из-за:
- неполной пропитки изоляции;
- высокой влажности целлюлозной изоляции;
- перенасыщения масла газом, в том числе в результате
кавитации.
Разряды
низкой
энергии
Искрение или дуговые разряды в плохих контактных
соединениях элементов конструкции с различным или
плавающим потенциалом в местах:
- крепления электростатического экрана;
- смыкания параллельных и элементарных
проводников обмотки;
- нарушений паяных соединений токоведущих цепей;
- прохождения цепей заземления;
- расположения пластин магнитной системы с
нарушенной изоляцией при циркуляции вихревых
токов.
Разряды между конструктивными элементами остова
трансформатора, отводами обмотки ВН и баком,
обмоткой ВН и заземлением.
Разряды в масле при переключениях контактов.
Разряды
высокой
энергии,
дуга
Замыкания:
- обмотки НН на землю;
- между обмотками;
- высоковольтными вводами и баком;
- отводом и баком;
- обмотками и остовом трансформатора;
- межвитковые.
Термически
й дефект,
T < 300 °C
Перегрузка трансформатора. Нарушение потока масла
в охлаждающих каналах обмоток и магнитной
системы.
Недостаточная эффективность системы охлаждения,
вызванная:
- загрязнением наружной поверхности радиаторов;
- нарушением потока масла внутри радиаторов;
- снижением эффективности работы вентиляторов,
маслонасосов;
82
Продолжение таблицы А.2
5
СН4 основной
газ;
С2Н4, С2Н6 характерные
газы
Термически
й дефект,
300 °C T
700 °C
6
С2Н4 основной
газ;
С2Н2, СН4 характерные
газы с
высоким
содержание
м
СО2 основной
газ;
СО характерный
газ
Термически
й дефект,
T > 700 °C
7
Деструкция
целлюлозно
й изоляции
- недостаточной эффективностью работы системы
охлаждения, допущенной при проектировании/
производстве.
Нагрев металлических элементов конструкции
потерями от полей рассеяния в начальной стадии
развития дефекта.
Нарушение контактных соединений, в том числе
неудовлетворительное состояние контактных
соединений РПН, ПБВ.
Токи, циркулирующие по:
- ярмовым прессующим балкам и стяжным шпилькам
при нарушении изоляции стяжных шпилек;
- прессующим элементам и пластинам
электротехнической стали;
- заземляющим проводам.
Нарушение изоляции между соседними
параллельными проводниками в обмотке.
Нагрев средней интенсивности металлических
элементов конструкции потерями от полей рассеяния.
Нарушение контактных соединений.
Нарушение изоляции пластин магнитной системы с
образованием короткозамкнутых контуров.
Перегрев металлических элементов конструкции
потерями от полей рассеяния.
Перегрузка трансформатора.
Высокая влажность масла.
Снижение эффективности системы охлаждения.
83
Отзывы:
Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв