автореферат диссертации по энергетике, 05.14.12, диссертация на тему:Научные основы физико-химической диагностики высоковольтного маслонаполненного электрооборудования с изоляцией конденсаторного типа

На правах рукописи

Дарьян Леонид Альбертович

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОИ ДИАГНОСТИКИ ВЫСОКОВОЛЬТНОГО МАСЛОНАПОЛНЕННОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ С ИЗОЛЯЦИЕЙ КОНДЕНСАТОРНОГО

ТИПА

05.14.12 - Техника высоких напряжений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Новосибирск - 2009

003466376

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Новосибирском государственном техническом университете».

Научный консультант: доктор физико-математических наук, с.н.с.

Коробейников Сергей Миронович

Официальные оппоненты: академик РАН, доктор

физико-математических наук, профессор Григорян Самвел Самвелович

Ведущая организация: Учреждение Российской академии наук Объединенный институт высоких температур РАН

Защита диссертации состоится 07 мая 2009 г. в 10 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.173.01 при Новосибирском государственном техническом университете по адресу: 630092, г. Новосибирск, пр. К. Маркса, д.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Новосибирского государственного технического университета.

доктор технических наук, профессор Овсянников Александр Георгиевич

доктор технических наук, профессор Ушаков Василий Яковлевич

20

Автореферат разослан «_» марта 2009 года.

Ученый секретарь диссертационного совета

Тимофеев И.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Надежная работа электрооборудования подстанций (ПС) является одним из основных факторов, определяющих стабильное электроснабжение объектов народного хозяйства. Ежегодный рост электропотребления на 2-5% по регионам Российской Федерации и на 10-15% по Москве и Московской области при резком повышении требований к надежности и долговечности оборудования в соответствии с «Концепцией технической политики ОАО РАО «ЕЭС России» (Москва, 2005 г.), «Стратегией развития единой национальной электрической сети», одобренной решением Совета директоров ОАО «ФСК ЕЭС» от 24.12.2003 г. № 13 и «Положением о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС»» (Москва, 2006 г.), ставит новые задачи по повышению эксплуатационной надежности оборудования ПС и линий электропередачи.

В настоящее время как в России, так и во всем мире, сложилась тенденция «старения» парка электрооборудования, в первую очередь - наиболее ответственного и дорогостоящего трансформаторного оборудования. Так, например, для высоковольтного маслонаполненного электрооборудования (МНЭО) по объектам ОАО «ФСК ЕЭС» ситуация выглядит следующим образом. Относительное количество автотрансформаторов и шунтирующих реакторов, нормированный срок службы которых исчерпан, составляет от 18% до 45% в зависимости от класса напряжения, причем тенденция к «старению» оборудования продолжается. По другим видам высоковольтного МНЭО ситуация аналогична: около половины парка оборудования работает сверх нормированного срока службы. И одной из возникших на современном этапе стратегических задач является оценка возможности продолжения эксплуатации оборудования по истечении нормированного срока его службы. Принятие оптимального решения в этом случае основывается на экономической целесообразности: стоимость замены оборудования - стоимость и достоверность результатов диагностического обследования, в том числе установка систем непрерывного контроля (мониторинга) - стоимость восстановительного (текущего или капитального) ремонта по результатам диагностического обследования - ущерб в результате отказа оборудования.

В условиях рыночных отношений изменилась и идеология системы обслуживания оборудования - энергопредприятия отказались от плановой замены и ремонта электротехнического оборудования, и перешли на систему обслуживания «по состоянию».

Важно еще отметить, что возникающие в последнее время повреждения высоковольтного МНЭО на объектах электроэнергетики России зачастую не связаны с износом электрооборудования. Аварийность нового (ранее не применявшегося) электрооборудования бывает иногда выше по сравнению с аналогичным оборудованием, находящимся в эксплуатации значительное время. Поэтому в условиях либерализации рынка оборудования на первый

план выходит задача недопущения на объекты энергетики нового, но некачественного оборудования. Одним из путей решения этой задачи является создание системы аттестации нового оборудования. В ОАО «ФСК ЕЭС» действует такая система, которая должна «отфильтровывать» некачественное оборудование, планируемое к эксплуатации впервые. Однако существующие методы и методики оценки состояния и качества оборудования, а также объем проводимых его испытаний не позволяют в полной мере решить поставленную задачу. Об этом свидетельствуют факты высокой аварийности некоторых типов нового оборудования в начальный период эксплуатации. Подчеркнем, что при этом объем и результаты всех видов проведенных испытаний (типовых, периодических и приемо-сдаточных) полностью удовлетворяли предъявляемым нормативно-технической документацией требованиям.

Анализ опыта эксплуатации высоковольтного МНЭО показывает, что в результате несвоевременного выявления дефектов оборудования увеличивается вероятность развития тяжелых последствий. При этом возрастает объем и длительность проводимых ремонтных работ на энергообъектах.

Предупреждение возникновения серьезных техногенных аварий и катастроф обусловливает необходимость применения более достоверных диагностических решений и обоснованного прогноза работоспособности ответственных конструкций и оборудования.

В создавшихся условиях стратегической линией развития электротехники и электроэнергетики является разработка эффективных диагностических систем - средств и методов диагностики, позволяющих подтверждать работоспособность оборудования (бездефектное состояние) или обнаруживать повреждения на ранней стадии их развития (рабочее состояние) и, в конечном счете, оценивать остаточный срок службы.

Высоковольтное МНЭО относится к дорогостоящим и ответственным элементам систем электроснабжения. Электрические, тепловые, механические и другие виды воздействий на оборудование приводят к протеканию необратимых процессов - химических реакций с образованием химических соединений, приводящих к изменению физико-химических и механических свойств материалов - к их старению. Диагностика состояния высоковольтного МНЭО основана на установлении взаимосвязи между регистрируемыми изменениями физико-химических, электрических, механических и других свойств элементов конструкции высоковольтного МНЭО и параметрами его надежности, в частности и остаточным сроком службы.

В большинстве видов современного высоковольтного МНЭО применяется традиционная бумажно-масляная изоляция (БМИ) и используются трансформаторные масла различных марок и химического состава. В некоторых типах высоковольтных вводов и конденсаторов в качестве изоляционной жидкости используются синтетические углеводородные соединения вместо трансформаторного масла. Физико-химические изменения в молекулах углеводородных соединений связаны с разрывом связей С-С и С-Н и протеканием радикальных реакций с образованием простых газообразных

продуктов разложения изоляции (ГПРИ) и сложных высокомолекулярных соединений - спиртов, мыл, органических кислот. Разрушение бумаги связано с процессами дегидратации, приводящими к образованию фурановых соединений и воды, а также окислов углерода.

Новые методики и средства диагностического анализа, позволяющие повысить его эффективность, должны разрабатываться с учетом особенностей механизмов возникновения и развития различных видов дефектов. Диагностика должна обеспечивать своевременный вывод дефектного оборудования из эксплуатации и предотвращать его аварийный выход из строя. Эффективность оценки состояния оборудования во многом определяется информативностью диагностических критериев, разработанных на основе теоретических и экспериментальных исследований причин и механизмов выхода из строя оборудования, и возможностью математического моделирования процессов старения. Таким образом, изучение механизма образования и характера дефектов, развившихся в результате электрических, тепловых, механических и других видов воздействий на внутреннюю изоляцию высоковольтного МНЭО является важнейшей задачей, направленной на создание высоконадежного электротехнического оборудования и повышение эффективности его диагностики.

Бурное развитие высокочувствительных средств и методов физико-химического анализа трансформаторного масла позволяет рассматривать его как наиболее информативную среду для оценки состояния высоковольтного маслонаполненного электрооборудования. Физико-химический анализ трансформаторного масла позволяет обнаруживать до 70% дефектов внутренней изоляции МНЭО. Особое место по чувствительности и эффективности использования результатов измерений для диагностики МНЭО занимает хроматографический анализ ГПРИ, растворенных в трансформаторном масле.

Большой вклад в исследование характера отказов высоковольтного МНЭО и разработку методов интерпретации результатов хроматографического анализа ГПРИ внесли отечественные ученые (Липштейн P.A., Кучинский Г.С., Аракелян В.Г., Морозова Т.И., Пинталь Ю.С.,) и зарубежные исследователи (Дюваль, Роджерс, Дорненбург и др.).

Изложенное обусловило актуальность решения крупной практической задачи по дальнейшему предотвращению аварий, связанных с применением высоковольтного МНЭО, в частности, новых типов высоковольтных трансформаторов тока и силовых конденсаторов, опыт эксплуатации которых в условиях РФ отсутствовал. Одним из путей решения этой научной проблемы, имеющей важное практическое значение, является создание научных основ физико-химической диагностики высоковольтного МНЭО.

Таким образом, имеется проблема, состоящая в недостаточной эффективности оценки состояния высоковольтного МНЭО на электроэнергетических предприятиях отрасли. Поэтому исследования механизма выхода из строя оборудования и создание на их основе расчетных

методик оптимизации конструкции оборудования, а также методического и приборно-аналитического обеспечения диагностики состояния высоковольтного МНЭО актуальны.

Цель работы - разработка методов повышения надежности, долговечности и безопасной эксплуатации высоковольтного маслонаполненного электрооборудования на основе решения комплекса физико-химических задач, связанных с образованием ГПРИ, и задач оптимизации конструкции оборудования, с одной стороны, и повышения эффективности диагностики - с другой.

Задачи исследований включали:

- разработку комплекса теоретических и экспериментальных методов изучения процессов образования и распределения газообразных продуктов разложения изоляции и влаги в объемах высоковольтного маслонаполненного электрооборудования;

- проведение экспериментальных исследований газообразования в трансформаторном масле и комбинированной изоляции различных типов («бумага + трансформаторное масло», «бумага + трансформаторное масло + кварцевый песок», «полипропиленовая пленка + синтетическая изоляционная жидкость»);

- создание математической модели процессов распределения и перемещения газов в высоковольтном МНЭО, а также в устройствах для отбора и хранения проб изоляционной жидкости, извлечения растворенных в них газов;

- формулировка требований и усовершенствование методического и приборно-аналитического обеспечения хроматографического анализа газообразных продуктов разложения изоляции, растворенных в изоляционной жидкости;

- усовершенствование принципа диагностики высоковольтных конденсаторов на базе хроматографического анализа газообразных продуктов разложения изоляции и разработка на этой основе метода оценки состояния силовых конденсаторов при приемо-сдаточных испытаниях и в процессе эксплуатации;

- уточнение алгоритма диагностики высоковольтных трансформаторов тока на основе хроматографического анализа газообразных продуктов разложения изоляции.

Методы исследований. Решение поставленных задач было осуществлено на основе теоретического и экспериментального методов исследований.

Теоретический метод включает: анализ механизмов выхода из строя внутренней изоляции высоковольтного МНЭО; оценку динамики развития микропузырьков под действием частичных разрядов (ч.р.) при переменном напряжении; анализ процессов диффузии газов и влаги в объемах маслонаполненного оборудования и в устройствах для отбора проб трансформаторного масла и проведения анализа газообразных продуктов разложения изоляции; создание методик эксплуатационного и заводского контроля состояния высоковольтного маслонаполненного

электрооборудования, в частности, силовых конденсаторов и трансформаторов

тока на основе результатов хроматографического анализа газов, растворенных в изоляционной жидкости.

Экспериментальный метод включает: разработку лабораторных установок и изучение динамики газообразования в изоляционной жидкости и в бумажно-масляной изоляции конденсаторного типа при возникновении в них ч.р. различной интенсивности; определение условий возникновения ч.р. в герметичном высоковольтном оборудовании с бумажно-масляной изоляцией при снижении давления в нем; изучение механизмов выхода из строя внутренней изоляции конденсаторного типа на примере трансформаторов тока и силовых конденсаторов; определение растворимости газов в различных типах трансформаторных масел и других видов изоляционных жидкостей; определение микропузырьков в трансформаторном масле и оценку их размеров в зависимости от степени чистоты масла; проведение натурных испытаний высоковольтных конденсаторов и трансформаторов тока по специальным методикам.

Эмпирический метод включает выдвижение статистической гипотезы, в частности, для прогнозирования сроков службы высоковольтных импульсных конденсаторов в зависимости от концентрации растворенных в изоляционной жидкости газообразных продуктов разложения изоляции, образующихся после приемо-сдаточных испытаний и в процессе эксплуатации.

Объект исследований - высоковольтное маслонаполненное электрооборудование с изоляцией конденсаторного типа.

Научная новизна результатов, полученных в диссертационной работе, и основные положения, выносимые на защиту.

1. Выявлены особенности газообразования в изоляционных жидкостях и в комбинированной маслопропитанной изоляции при различных видах энергетического воздействия. Установлено, что:

- удельное газообразование в трансформаторном масле при начальных ч.р., почти на порядок превышает удельное газообразование при ч.р., развивающихся в газовых пузырьках (критические ч.р.) для одного и того же типа трансформаторного масла;

в трансформаторах тока с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа и кварцевым песком в качестве наполнителя возможно газообразование в результате химического взаимодействия материалов, например, компонентов кварцевого песка или «сопутствующих» материалов, которые могут попасть в высоковольтное оборудование вследствие особенностей технологического процесса их изготовления;

- при приемо-сдаточных испытаниях решающим признаком необратимого разрушения изоляции конденсаторов является образование С2Н2, а в эксплуатации - СО и СОг;

- качественный состав газов, образующихся при ч.р. и при кавитации в трансформаторном масле идентичен.

2. Впервые обоснована возможность возникновения кавитации в изоляции конденсаторного типа при эксплуатационных воздействиях.

3. Впервые проведены экспериментальные исследования, подтверждающие существование зародышей микропузырьков микронных и субмикронных размеров в трансформаторном масле. Показано, что количество микропузырьков в трансформаторном масле в значительной степени зависит от наличия механических загрязнений.

4. Впервые проведен комплексный анализ процессов установления газового равновесия в высоковольтном МНЭО, на основании которого предложены:

- модель перераспределения газов и влаги в высоковольтном МНЭО за счет диффузионных и конвективных потоков, возникающих при эксплуатационных воздействиях;

- механизм выхода из строя герметичного высоковольтного МНЭО с сильфонными компенсаторами вследствие катастрофического падения давления в оборудовании при повреждениях сильфонных компенсаторов;

- обоснование выбора соотношения объемов «газовой подушки» и изоляционной жидкости, позволяющего предотвращать опасное снижение давления внутри герметичного высоковольтного МНЭО с «газовой подушкой» в условиях резкого уменьшения температуры окружающей среды.

Достоверность полученных результатов определяется: выявлением значащих факторов; корректностью постановки задач; обоснованностью принятых допущений; использованием аттестованных измерительных приборов; адекватностью используемого математического аппарата и полученных моделей исследуемым процессам; хорошей сходимостью результатов теоретических расчетов с экспериментальными данными и результатами натурных испытаний.

Практическая ценность работы.

Решена крупная проблема снижения аварийности трансформаторов тока и силовых конденсаторов на основе анализа физико-химических процессов, протекающих во внутренней изоляции трансформаторов тока:

- проведен анализ и даны рекомендации по выбору материалов и оптимизации технологии изготовления трансформаторов тока с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа и кварцевым наполнителем; минимизирована возможность газообразования во внутренней изоляции трансформаторов тока за счет протекания химических реакций;

разработана методика расчета на основе теоретических и экспериментальных исследований натурных образцов трансформаторов тока с «газовой подушкой», позволяющая оценить возможность работы указанного оборудования в условиях резкого уменьшения температуры окружающей среды;

определены граничные концентрации растворенных в трансформаторном масле ГПРИ для трансформаторов тока различной конструкции;

- впервые предложено использовать газохроматографический (ГХ-анализ) как эффективный метод определения герметичности сильфонных компенсаторов, используемых для компенсации температурного расширения

масла в измерительных трансформаторах;

- проведена оценка времени увлажнения масла в конструкциях высоковольтного МНЭО с масляным затвором; даны рекомендации по уменьшению скорости проникновения влаги во внутреннюю изоляцию высоковольтного оборудования;

- разработаны и внедрены алгоритмы диагностики трансформаторов тока и высоковольтных конденсаторов на основе ГПРИ как при заводских приемосдаточных испытаниях, так и в эксплуатации;

- проведено уточнение коэффициентов растворимости «диагностических» газов в трансформаторном масле, позволяющее обеспечить высокую точность хроматографического анализа, а следовательно и диагностического заключения по результатам анализа;

- предложена и реализована методика хроматографического анализа растворенных в изоляционной жидкости газов, позволяющая проводить анализ всех «диагностических» газов из одной пробы масла;

предложен и внедрен специализированный пробоотборник изоляционной жидкости, обеспечивающий отбор, длительное хранение, подготовку и ввод пробы изоляционной жидкости в хроматографическую систему;

Апробация работы. Диссертационная работа и ее основные положения докладывались и обсуждались: на 1-м и 2-м семинарах Общественного совета по диагностике электрооборудования (Новосибирск-2006, Красноярск-2007), Международной конференции Coil Winding (Берлин-2000, Чикаго - 2004), Международном симпозиуме по высоковольтной технике ISH (Нидерланды-2000, Роттердам-2003), Международной конференции по диэлектрическим жидкостям ICDL (Пуатье - 2008), на 13-й Международной школе-семинаре «Физика импульсных разрядов в конденсированных средах» (Николаев-2007), на научно-техническом семинаре «Современные методы оценки технического состояния и способы повышения надежности оборудования BJI и подстанций», 3-м, 4-м, 5-м, 7-м, 8-м Симпозиумах "Электротехника, 2010 год"( Москва- 1995, 1997, 1999, 2003, 2004), на IEE Intern. Conf. on Properties and Applications of Dielectric Materials, Seoul ( Korea-1997); результаты обсуждались на совещаниях рабочей группы СИГРЭ, на семинаре АББ (Людвика-2006), на международном форуме по стратегическим технологиям (Улан-Батор-2007).

Публикации. Результаты исследований, включая научные положения, выводы и рекомендации автора, содержатся в 42-х опубликованных работах, из которых 12 входят в список изданий, рекомендованных ВАК РФ для докторских диссертаций.

Объем и структура работы. Диссертационная работа выполнена на 437 страницах основного текста и состоит из введения, шести глав, заключения, одного приложения, содержит 102 рисунка, 128 таблиц, 229 наименований литературных источников.

Личный вклад автора. Полученные в диссертации результаты являются частью инициативных исследований автора, проведенных им лично, или с его

участием. В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежат постановки задач, разработка теоретических и методических положений, организация и проведение лабораторных и натурных исследований, разработка математических моделей, алгоритмов диагностики, анализ результатов исследований, а также практические рекомендации. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснованы актуальность и практическая значимость работы.

В первой главе проведен анализ состояния высоковольтного маслонаполненного электрооборудования по срокам службы и причинам их повреждения. Показано, что положение дел с высоковольтным МНЭО в России представляется достаточно тревожным. В зависимости от типа оборудования (силовые и измерительные трансформаторы, косинусные и импульсные конденсаторы, трансформаторы тока и шунтирующие реакторы) и класса напряжения (220-750) кВ, свой нормативный срок службы выработало до 40% установленного оборудования. Для обеспечения надежной эксплуатации этого оборудования необходимо проведение мероприятий, направленных на продление сроков их службы и основанных на результатах диагностического обследования.

Отмеченные факты высокой аварийности некоторых типов нового высоковольтного МНЭО в начальный период их эксплуатации показали недостаточную эффективность существующих методов диагностики на заводе-изготовителе. Например, на ПС 1150 кВ «Итатская», имел место массовый выход из строя новых трансформаторов тока (ТТ), конструкция и технология изготовления которых надежно зарекомендовали себя в различных странах мира на протяжении нескольких десятилетий. При этом интенсивность отказов ТТ, установленных на ПС 1150 кВ «Итатская», более чем на 2 порядка превысила аналогичный показатель для «среднестатистических» ТТ по данным СИГРЭ. Процент отказа, отнесенных к категории «неизвестная причина», для ТТ на ПС «Итатская» составил 78% против 23% для «среднестатистических» трансформаторов тока.

Важным обстоятельством, определяющим направление дальнейших исследований, явились выводы по результатам наблюдений, сделанные на основании анализа данных по содержанию газов, растворенных в трансформаторном масле ТТ: аномальное увеличение концентрации либо Нг, либо С02, и в некоторых случаях их совместное образование. Кроме того, внимание привлекло то, что во многих проблемных трансформаторах тока уровень масла был заниженным, причем во многих случаях это обстоятельство фиксировалось уже после ввода ТТ в эксплуатацию.

Объяснить причину превышения концентраций газов в ТТ на основе имеющихся на тот момент знаний было невозможно. Кроме того, сам механизм выхода из строя трансформаторов тока оставался также неясным.

Для выявления причин выхода из строя ТТ необходимо было провести анализ литературных данных по механизму разложения бумажно-масляной

изоляции, газообразным продуктам разложения изоляции, образующимся при различных видах разрушающего воздействия на нее, а также рассмотреть существующие схемы интерпретации результатов ГХ-анализа ГПРИ и диагностические заключения, выносимые на основе этих схем.

В разделе 1.2 рассмотрен механизм разложения бумажно-масляной изоляции высоковольтного маслонаполненного электрооборудования, в частности, при термическом и электрическом воздействиях. Кроме того, проанализированы литературные данные по образованию газов в трансформаторных маслах, не подверженных эксплуатационному воздействию. Описаны методы оценки стойкости изоляционных жидкостей к газообразованию.

В разделе 1.3 рассмотрено приборно-аналитическое и диагностическое обеспечение диагностики высоковольтного МНЭО на основе хроматографического анализа растворенных в трансформаторном масле газов. Проанализированы применяемые различными лабораториями приборы для проведения ГХ-анализа, в том числе устройства для отбора, транспортировки, хранения проб трансформаторного масла. Рассмотрены методы интерпретации результатов хроматографического анализа, включая схемы диагностики, основанные на соотношениях концентраций характерных пар газов; метод Дорненбурга, метод Роджерса, стандарт МЭК 60599, а также метод «ключевого» газа, треугольник Дюваля, метод нормограмм. Дан анализ эффективности указанных методов и их применимости для различных видов высоковольтного маслонаполненного электрооборудования.

На основе анализа литературных источников, данных эксплуатации и результатов исследования поврежденных образцов на заводе - изготовителе можно сделать следующие выводы, на которых основана постановка задачи исследования.

1. Анализ данных по срокам службы высоковольтного МНЭО показывает, что около 40% парка оборудования работает сверх нормативного срока службы. Указанное обстоятельство имеет решающее значение для выявления причин выхода из строя этого оборудования, т.к. в первую очередь следует рассматривать процессы, связанные со старением внутренней изоляции.

2. Анализ аварийности и характера повреждения трансформаторов и автотрансформаторов, установленных в электрических сетях, показывает, что причиной почти половины повреждений является пробой внутренней изоляции высоковольтных вводов. При этом почти в 50% случаев пробой внутренней изоляции высоковольтных вводов приводит к пожару трансформатора. Однако в последние годы, в связи с реализацией целевой программы по замене высоковольтных вводов с маслом марки Т-750, удалось устранить указанную причину аварийности.

3. Для трансформаторов напряжения основными причинами выхода из строя являются конструктивные и технологические факторы, связанные с недостаточной герметичностью трансформаторов, приводящие к течи масла (НКФ, ТКФН, ТФНКД), увлажнению изоляции в процессе эксплуатации, в том

числе из-за дефектов прокладок на осушающих фильтрах. Как правило, через 10-15 лет у трансформаторов напряжения типа НКФ влагосодержание твердой изоляции достигает значений 4...6 %. При этом уже при рабочем напряжении имеют место ч.р. критической интенсивности.

4. Для трансформаторов тока наиболее характерными причинами повреждения являются дефекты изоляции (56%) и разгерметизация (30,5%). Анализ повреждаемости трансформаторов тока типа ТФРМ на классы напряжения (330-750) кВ показал, что причиной отказов является развитие ионизационных процессов в изоляции ТТ вследствие недостаточно надежной конструкции узла герметизации, которая фактически не выполняет своих функций. В результате в изоляцию попадают атмосферный воздух и влага, которые инициируют процессы развития пробоя изоляции как электрического, так и теплового характера. Для ТТ типа ТФУМ 70 % повреждений происходит через 15-20 лет эксплуатации, причем в летний период: в южных районах летние отказы составляют 93 %. Анализ повреждений показал, что почти 80% повреждений ТТ приходится на конструкции с открытым дыханием. Механизм повреждений связан с ростом диэлектрических потерь и ионизационными процессами в изоляции, что приводит к ускоренному тепловому и электрическому старению и в конечном итоге - к пробою.

5. На некоторых важнейших объектах ЕНЭС РФ сложилась критическая ситуация, когда после замены ненадежных и взрывоопасных ТТ и силовых конденсаторов на новое оборудование с положительным опытом эксплуатации, насчитывающим несколько десятков лет в разных климатических зонах, отказы не прекратились, а, наоборот, их число еще более увеличилось. Объяснить причину отказа новых ТТ на основании имеющегося опыта эксплуатации и диагностики не представлялось возможным. Согласно градации, предложенной СИГРЭ, причина отказов ТТ, отнесенная к категории «неизвестная причина», для новых трансформаторов тока составила 78% против 23% для «среднестатистических» трансформаторов тока.

6. ГХ-анапиз, проведенный для нескольких десятков новых ТТ до ввода в эксплуатацию, показал аномальное образование двух газов (Н2 и СОг), причину образования которых на основе имеющихся на тот момент знаний невозможно было установить. Неясным оставался и механизм выхода из строя трансформаторов тока.

7. Недостаточно выясненным остается механизм газообразования в силовых конденсаторах. По этой причине выбор силовых конденсаторов с учетом специфики их эксплуатации был не до конца обоснованным, что привело к значительным эксплуатационным проблемам.

8. Проведен анализ литературных данных по механизму газообразования в высоковольтной комбинированной маслопропитанной изоляции, из которого следует, что помимо образования диагностических газов, являющихся следствием разрушения изоляции под действием эксплуатационных факторов (воздействие ч.р., тепла и т.п.), возможно образование «блуждающих» газов,

возникающих вследствие химического взаимодействия конструкционных материалов, а также других, не до конца выявленных эффектов.

9. На основании анализа данных по идеологическому и приборно-аналитическому обеспечению ГХ-анализа ГПРИ, растворенных в изоляционной жидкости, показано, что:

- отсутствуют математические модели, позволяющие оценивать значимые факторы при извлечении газов из изоляционной жидкости различными системами для последующего хроматографического анализа;

- нормированы технические требования по газоплотности емкостей для отбора пробы трансформаторного масла на ГХ-анализ, однако применяемые пробоотборные устройства не всегда обеспечивают представительность пробы в процессе отбора, транспортировки, хранения и ввода пробы в хроматографическую систему.

10. Существующие в настоящее время методики диагностики высоковольтного МНЭО на основе ГХ-анализа ГПРИ, растворенных в изоляционной жидкости, недостаточно эффективны, в недостаточной мере учитываются особенности конструкции и их связь с газообразованием, как при приемо-сдаточных испытаниях, так и в эксплуатации.

Во второй главе приводятся результаты исследований разложения изоляционных жидкостей (трансформаторного и касторового масел) при воздействии ч.р. и кавитации.

Одной из основных характеристик изоляционных жидкостей, используемых в высоковольтном маслонаполненном электрооборудовании, является коэффициент газообразования Вг, определяемый количеством газообразных продуктов разложения изоляции при рассеивании в ней энергии ч.р. в 1 Дж. Результаты определения Вг, полученные разными авторами, значительно отличаются для одних и тех же типов изоляционных жидкостей. Указанное обстоятельство, на наш взгляд, можно объяснить различными условиями проведения испытаний изоляционных жидкостей.

Для выявления связи между условиями проведения испытаний и значением Вг нами были разработаны два типа испытательных ячеек, позволяющих проводить измерения при различных условиях возникновения ч.р, интенсивностях ч.р. по кажущемуся заряду qч.p., и частоте следования импульсов пч.р. Регистрация и измерение ч.р. производились по схеме и методике, позволяющей фиксировать следующие характеристики ч.р.: фазу возникновения ч.р., зону их размещения на синусоиде 50 Гц, амплитудное распределение ч.р. по кажущемуся заряду, суммарное количество импульсов ч.р., суммарный заряд ч.р.. Измерительная установка позволяла также измерять мгновенные значения напряжений в зоне размещения ч.р.

Разработаны и изготовлены два типа испытательных ячеек, показанных на рис.1: испытательная ячейка с масляным промежутком (рис. 1а) и испытательная ячейка с бумажно-масляной изоляцией в виде конденсаторной секции - (рис. 16). Электродная система ячейки 1 состояла из высоковольтного электрода 9, которому прикладывалась фольга с острыми кромками -

«звездочка» - 10. Между низковольтным электродом 8 и фольгой 10 размещался стеклянный экран 7 толщиной 2,5 мм, по поверхности которого с острых кромок «звездочки» инициировались скользящие разряды. В ячейке 2 емкость конденсаторной секции составляла 1000 пФ. Толщина бумажной изоляции составляла 208 мкм (16 слоев конденсаторной бумаги КОН-2). Выбор такой большой толщины диэлектрика позволил снизить напряжение зажигания ч.р. на краю электрода и исключить пробои диэлектрика в области равномерного поля.

секцией).

1 - корпус; 2- испытуемая жидкость, 3 - поршень, 4 - стеклянные шарики; 5 -конусообразный отвод; б - герметизирующая насадка; 7 - стеклянный экран; 8 -низковольтный электрод; 9 - высоковольтный электрод; 10 - фольга с острыми кромками, 11 - конденсаторная секция

Для перемешивания жидкости с целью растворения и равномерного распределения ГПРИ, образующихся при ч.р., предусмотрены стеклянные шарики 4. Конструкция ячеек позволяет вводить пробу в хроматографическую систему без применения промежуточных пробоотборных устройств, что обеспечивает высокую точность анализа. При расчете объемов образовавшихся газов учитывалась также и та их часть газов, которая уходила на анализ вместе с пробой жидкости:

Сп —С(-1У1-1+С1\'пр1, (1)

где С[ - объем растворенного в масле газа; г - порядковый номер отбираемой

пробы; С/-/- концентрация газа в жидкости перед ьым анализом; УМ- объем масла в испытательной ячейке перед г- ым анализом; Упр1 - объем пробы жидкости, уходящей на ГХ-анализ; Сг - концентрация газа в пробе жидкости. Суммарное время испытаний для каждого образца испытуемой жидкости доходило до 27 часов.

На рис. 2 приведены осциллограммы ч.р. при испытаниях масла в обоих типах испытательных ячеек. Из осциллограмм видно, что для ячейки с конденсаторной секцией характерны широкая «зона» размещения и большая частота следования ч.р.

ввмян

Рис. 2. Осциллограммы частичных разрядов (а - испытательная ячейка с конденсаторной секцией; б - испытательная ячейка с масляным промежутком).

В таблице 1 приведены результаты измерения интегральных характеристик ч.р. для трансформаторного и касторового масел в обоих типах испытательных ячеек, а также расчетные значения коэффициентов газообразования Вг, приведенные к нормальным условиям давления и температуры.

Таблица 1

Результаты измерения интегральных характеристик ч.р. и расчетные

Характеристики ч.р. Испытательная ячейка с конденсаторной секцией Испытательная ячейка с масляным промежутком

Трансформаторное масло Касторовое масло Трансформаторное масло Касторовое масло

Время измерения, с 51,2 102,4 25,6 410 410

№.р., имп 350974 24066 115381 1171 1424

С>ч.р., пКл 5727 106 12,5-106 1453-104 454-103 830-Ю3

1ч.р., нА 112-103 92,0 Г 62,8 -103 1,1 2,02

(Зч.р., пКл 16253 547,6 13149,0 436,7 585,7

пч.р., имп/с 6855 171,0 4507,0 2,9 3,5

\¥ч.р.тек, Дж 28,3 0,03 7,2 8,7-10"3 0,0173

Р ч.р.тек, мВт 553,0 0,227 281,0 21,7-10 3 0,043

Вг, мкл/Дж 0,85 1,46 0,11 117,4 7,4

Зависимости суммарных объемов выделившихся газов от энергии ч.р. для трансформаторного и касторового масел приведены на рис. 3.

Важно отметить, что значение Вг, полученное для одной и той же изоляционной жидкости при испытаниях в ячейке с масляным промежутком на два порядка больше, чем в ячейке с конденсаторной секцией. При этом коэффициент газообразования в трансформаторном масле, примерно, на порядок выше, чем в касторовом масле. Интересно отметить, что с увеличением интенсивности ч.р. Вг не увеличивается пропорционально, а в некоторых случаях даже уменьшается. Как следует из таблицы 2, увеличение мощности ч.р. на три порядка привело к снижению количества выделившихся газов на единицу энергии ч.р. примерно в два раза.

Энергия ч.р., Дж

а

Энергия ч.р. Дж

в

Рис. 3. Зависимость объемов выделяющихся газов (в мкл) от энергии ч.р.: а - ячейка с конденсаторной секцией (1 - трансформаторное масло, 2 - касторовое масло); б - ячейка с масляным промежутком (3 - касторовое масло), ячейка с конденсаторной секцией (4 - трансформаторное масло)

в - ячейка с масляным промежутком (5 - трансформаторное масло).

Полученные результаты можно объяснить следующим образом. Известно, что разрушение изоляции под действием ч.р. происходит в результате теплового воздействия, бомбардировки заряженными частицами, воздействия химически активных продуктов, а также ударных волн и излучения (рис.4).

В зависимости от условий развития ч.р., доли энергии, уходящие на развитие указанных процессов, могут отличаться. Так, в соответствии с литературными данными, при ч.р. в газовом включении до 25% энергии тратится на излучение, около 30% - на расширение канала разряда, (3-4)% - на ионизацию, (6-8)% на бомбардировку поверхности диэлектрика частицами. Как показывают результаты проведенного исследования, в зависимости от условий развития ч.р. наблюдается существенное перераспределение энергии разряда по составляющим его процессам. В случае с испытательной ячейкой с масляным промежутком ч.р. происходит непосредственно в жидкости. Из-за низкой частоты следования ч.р., образовавшиеся при каждом единичном ч.р. газы успевают раствориться в жидкости до следующего разряда, и последний снова происходит в масле. Иными являются условия развития ч.р. при испытаниях изоляционной жидкости в ячейке с конденсаторной секцией. Вследствие большой частоты следования ч.р. в жидкости образуются газовые включения, которые не успевают раствориться, и дальнейший процесс развития ч.р. протекает в газовых включениях. При этом происходит перераспределение энергии ч.р. по приведенным на рис. 4 процессам, и доля энергии, уходящая на разрушение жидкости, уменьшается.

Рис. 4. Схема распределения энергии при ч.р. в изоляции.

Таким образом, выполненные исследования позволили определить коэффициенты газообразования для различных типов изоляционных жидкостей при различных условиях развития ч.р.

Возникновение кавитации в высоковольтном МНЭО является мало изученным феноменом, однако нельзя не учитывать вероятность ее возникновения и последствия, к которым она может привести. В силовых трансформаторах и шунтирующих реакторах источником возникновения акустической кавитации в трансформаторном масле могут быть вибрации сердечника, вызванные явлением магнитострикции. В силовых трансформаторах с системой принудительной циркуляции трансформаторного масла возможно возникновение гидродинамической кавитации, в результате местного понижения давления в трансформаторном масле при обтекании препятствий на пути потока масла. В силовых импульсных конденсаторах кавитация может возникнуть за счет динамических кулоновских сил взаимодействия обкладок конденсаторов.

Внешний вид экспериментальной установки для исследования разложения трансформаторного масла при возникновении кавитации приведен на рис. 5.

В таблице 2 приведены данные по составу газов, образующихся при кавитации в трансформаторном масле при различной длительности ее воздействия.

Рис. 5. Установка для создания кавитации в трансформаторном масле:

1- ультразвуковой генератор, 2 - поршень с пъезокерамическим элементом, 3 - шприц с трехходовым краником)

Таблица 2

Состав газов, образующихся при разложении трансформаторного _масла под действием кавитации_

Время возд-я, мин Концентрация газов, мкл/л

Н2 02 N2 СН4 СО С02 С2Н4 С2Н6 С2Н2

2 242 21596 68610 273 990 413 1031 49 178

4 399 19852 63838 410 1402 475 1667 85 244

6 713 17285 60312 756 2406 681 2905 156 431

8 1041 13663 52939 1164 3717 1040 3810 232 707

В таблице 3 даны результаты идентификации «дефекта» по применяемым в настоящее время методикам диагностики высоковольтного трансформаторного оборудования по результатам ГХ-анализа. Интересно отметить, что состав газов, образующихся при кавитации в трансформаторном масле четырьмя из шести рассматриваемых методик диагностики идентифицируется как «дефект» теплового характера, а по методикам Дорненбурга и ключевого газа этот вид «дефекта» не идентифицируется.

Таблица 3

Диагностические заключения по данным таблицы 2_

Время возд-я, мин Методы интерпретации результатов ГХ-анализа

Дорнен-бурга Роджерса МЭК 60599 Ключевого газа Нормо-грамм Треуголь-ник Дюваля

2 Не опр. «Горячая» точка Перегрев, Т>700°С Не опр. Сильный перегрев Термический дефект (Т>700°С)

4 Не опр. «Горячая» точка Перегрев, Т>700°С Не опр. Сильный перегрев Термический дефект (Т>700°С)

6 Не опр. «Горячая» точка Перегрев, Т>700°С Не опр. Сильный перегрев Термический дефект (Т>700°С)

8 Не опр. «Горячая» точка Перегрев, Т>700°С Не опр. Сильный перегрев Термический дефект (Т>700°С)

В третьей. главе приводятся результаты исследования статики и динамики газо-жидкостного равновесия в изоляционных жидкостях, в частности, возможности существования зародышей микропузырьков, растворимости газов, процессов растворения и распределения ГПРИ в высоковольтном МНЭО. Эти исследования актуальны как для оценки реально происходящего в эксплуатации газообразования в высоковольтном маслонаполненном электрооборудовании, так и для анализа корректности определения дефектов по результатам ГХ-анализа.

Экспериментальное определение наличия и размеров микропузырьков в образцах трансформаторного масла различного класса промышленной чистоты проводилось по методике, в основу которой положен эффект увеличения геометрических размеров микропузырьков в жидкости при воздействии волны отрицательного давления. Практически этот эффект был реализован следующим образом. В трансформаторном масле электромагнитным излучателем генерировались ударные волны, которые, отражаясь от свободной поверхности, создавали пониженное давление, достаточное для развития кавитации в трансформаторном масле (рис.6).

Рис. 6. Испытательная ячейка для исследования микропузырьков: а - испытательная ячейка с трансформаторным маслом; 1 -проволочка диаметром 0.7 мм; 2 - граница раздела масла; 3 - кавитационные пузырьки; б - схема исследуемой области трансформаторного масла: 1 - исследуемая область масла, 2 - фронт ударной волны, 3 -масло, х - ось оптической системы, V - вектор скорости ударной волны.

Разрешение фотосистемы составляло 3 мкм/пиксель. Измерение давления в исследуемой области проводилось пьезоэлектрическим датчиком с временным и пространственным разрешениями 0,05 мкс и 0,5 мм соответственно.

Исследованию подвергались образцы свежего трансформаторного масла типа ГК и смесь «масло+песок». Для всех образцов масла определялся класс промышленной чистоты (КПЧ). Подготовка масла из смеси «масло + песок» проводилась следующим образом. В ёмкость со свежим трансформаторным маслом насыпался кварцевый песок, и ёмкость интенсивно взбалтывалась. После этой процедуры смесь отстаивалась, и масло аккуратно сливалось в ячейку для экспериментов. Масло, не находившееся в эксплуатации, имело КПЧ = 8, а масло с песком после двух суток отстаивания имело КПЧ =13.

Регистрации микропузырьков проводились в следующих образцах:

1 - в трансформаторном масле из смеси «масло + песок»,

2 - в «чистом» масле,

3 - в «чистом» масле, насыщенном пузырьками воздуха путем барботажа в течение 60 минут.

На рис. 7 показаны осциллограммы давления в окрестности исследуемой области и фотографии кавитационных пузырьков, полученных при исследовании трансформаторного масла (образец 1).

Количество пузырьков в единице объема, рассчитанное по фотографиям с

_3

учетом размеров регистрируемой области, составляло 1214 см (рис.76) и 728

-3

см (рис.7в). При проведении экспериментов для образцов масла 2 и 3 на отснятых фотографиях отчетливые кавитационные пузырьки не были зафиксированы в исследуемой области. Однако на некоторых фотографиях просматриваются расфокусированные размытые изображения объектов. На

основании этого можно заключить, что микропузырьки существуют и в чистом масле, однако их концентрация недостаточна для надежной регистрации и не

-3

превышает 100 см .

;120

15 20 25

35 40

45 50 55 (50 Время, мкс

Рис. 7. Определение микропузырьков в трансформаторном масле:

а - осциллограммы давления в окрестности исследуемой области, б, в - фотографии кавитационных пузырьков в масле.

Поскольку зарегистрированные в экспериментах пузырьки выросли из зародышей существенно меньших размеров, была предпринята попытка реконструкции, т.е. расчета начальных размеров зародышей пузырьков из решения следующего дифференциального уравнения:

R

d2Rn3.dRn. 2 4/7 dRn 2<7 _ 1

. + И(ПХ)2 +-:--«_ + .

" dt2 2 dt pRn dt pRn p

=—(P -P )

v ¡M 1out-'

(2)

где Rn - текущий радиус пузырька, p - плотность жидкости, т| - вязкость, о -поверхностное натяжение, Pin - внутреннее давление в пузырьке, Pout -внешнее давление. Реальный профиль волны давления был идеализирован по сравнению с экспериментальным, приведенным на рис.7а. Было принято, что

внешнее давление составляло -1,1 МПа в течение 2 мкс, затем за следующие 2 мкс давление восстанавливалось до нулевого значения, и было постоянным ещё в течение 2,4 мкс вплоть до момента регистрации. Результаты расчета динамики пузырька в соответствии с (2) показывают, что зарегистрированные пузырьки появились из зародышей микронных и субмикронных размеров, которые существовали до момента воздействия волны давления.

В рамках исследования статики газожидкостного равновесия экспериментально определялись значения коэффициентов распределения диагностических газов (водорода, кислорода, азота, оксида и диоксида углерода, метана, ацетилена, этилена и этана) для различных импортных и отечественных, свежих и эксплуатационных масел в зависимости от температуры. Необходимость решения этой задачи связана с отсутствием данных по коэффициентам растворимости для конкретных марок трансформаторных масел, применяемых в РФ. Литературные данные по коэффициентам растворимости газов для импортных трансформаторных масел колеблются в широких пределах - от 15% (для этилена) до 30,7% (для кислорода) относительно коэффициентов растворимости, приведенных в стандарте МЭК 567-92.

Определение коэффициентов растворимости газов для различных марок трансформаторных масел проводилось с использованием статического метода анализа равновесной газовой фазы над поверхностью трансформаторного масла (табл. 4).

Таблица 4

Экспериментальные данные по коэффициентам растворимости газов (см3/см3) _при 22°С для разных марок трансформаторных масел__

Газ ГК1 ГК2 ГК2+ бетол ТКп 18лет ТСп Имп. (ГОСТ 1012176) Т- 1500 Иу^о 10 ввк Нуио 11 вх КуГго 10 хт

н2 0,049 0,05 0,048 0,051 0,051 0,054 0,051 0,047 0,046 0,051

о2 0,151 0,152 0,142 0,140 0,154 0,153 0,152 0,144 0,151 0,148

N2 0,087 0,080 0,082 0,086 0,089 0,088 0,082 0,081 0,088 0,079

СО 0,124 0,121 0,132 0,105 0,149 0,124 0,113 0,107 0,113 0,144

со2 1,09 1,19 1,39 1,123 1,157 1,116 1,106 1,097 1,108 0,964

сн4 0,409 0,404 0,403 0,407 0,424 0,409 0,399 0,383 0,397 0,413

с2н2 1,142 1,261 1,303 1,296 1,243 1,224 1,272 1,201 1,189 1,093

С2Н4 1,807 1,831 1,836 1,839 1,893 1,850 1,760 1,730 1,794 1,540

С2нб 2,925 2,890 3,049 2,972 3,084 2,958 2,705 2,747 2,848 2,529

Проведенная работа по уточнению коэффициентов растворимости исследованных газов для различных марок трансформаторных масел показала, что имеются расхождения между значениями коэффициентов растворимости диагностических газов, полученными экспериментально, и приведенными в РД 34.46.303-98.

Уточненные значения коэффициентов растворимости диагностических

газов в трансформаторных маслах следует учитывать при создании новой редакции стандарта предприятия (уточнение на базе РД 34.46.303-98).

Проведенные исследования позволяют повысить достоверность результатов хроматографического анализа трансформаторных масел на содержание диагностических газов с применением равновесной методики выделения газов из масла.

Исследование растворимости газов в маслах растительного происхождения, в частности, в касторовом масле, показало, что растворимость газов в касторовом масле примерно в два раза ниже, чем в трансформаторном масле. Эти результаты необходимо учитывать при разработке схем диагностики оборудования, в которых используется растительное масло.

Экспериментальное исследование динамики растворения газовых включений в трансформаторном и касторовом маслах позволило установить эмпирическую связь между временем растворения газового включения в этих маслах и его диаметром в следующем виде:

йм = 0,0208с1п

Т*тм = 0,00Шп, (3)

где Ъ.км, и Ъ.т.м. - времена растворения газового пузырька (водород) диаметром йп соответственно в касторовом и трансформаторном маслах.

Из приведенных формул видно, что скорость растворения газового включения в касторовом масле при прочих одинаковых условиях, примерно, в 16 раз ниже, чем в трансформаторном.

Рассмотрены возможные механизмы распределения продуктов разложения изоляции, растворенных в масле, по объему высоковольтного МНЭО. Оценка времени распределения газов по объему силового конденсатора за счет диффузии показывает, что распределение водорода по объему конденсатора произойдет в течение 1-го месяца, а углеводородных газов - в течение нескольких месяцев. В то же время эксперименты показали, что в рабочих режимах импульсных конденсаторов образующиеся в результате старения ГПРИ практически без задержки во времени (через несколько импульсов) распределяются по объему конденсатора. Этот факт можно объяснить возникновением течений в жидкости под действием электродинамических усилий, возникающих в обкладках конденсаторов при переменном напряжении.

Выполненные исследования позволяют сделать заключение о возможности оперативной диагностики высоковольтных конденсаторов посредством анализа газообразных продуктов разложения изоляции как при заводских испытаниях, когда количество испытательных воздействий сильно ограничено, так и в эксплуатации.

В четвертой главе представлены результаты теоретических исследований процессов диффузии газов и влаги внутри высоковольтного маслонаполненного электрооборудования, а также электрофизических

процессов, связанных с образованием газов и их последующим извлечением для проведения диагностического анализа.

Рассмотрены устройства для отбора проб масла (пробоотборники) из высоковольтного МНЭО. Проанализированы пути утечки газов из пробоотборников в виде стеклянных шприцев различной конструкции.

На основе расчета диффузионных процессов предложена математическая формула для оценки времени хранения в пробоотборнике наиболее «летучего» газа - водорода, растворенного в трансформаторном масле:

PS t __t_

С = С0е lVl =С0е Ts ( (4)

где Со- начальная концентрация растворенного в пробе масла газа, равномерно распределенная по объему шприца; D - коэффициент диффузии газа в масле; S - площадь сечения прослойки между поршнем и корпусом шприца; / - длина пути утечки по прослойке масла, V/ - объем пробы масла с растворенными газами. По выражению (4) можно рассчитать изменение концентрации находящихся в пробе масла газов во времени, или время хранения масла в

шприце Ts с учетом допустимого изменения концентрации растворенных в пробе масла газов:

r jajja

s DS 4m (5)

где /ш - длина области шприца, занятой маслом; 1р - длина пути утечки газа вдоль прослойки между корпусом и поршнем шприца; Л - толщина зазора между поршнем и корпусом; d - внутренний диаметр корпуса шприца (пробоотборника).

Выявлена зависимость между допустимым временем хранения пробы трансформаторного масла в пробоотборнике от объема пробы, графически представленная на рис. 8.

к

г 0> а а

16 14 12 10 8 6 4 2

0 *-

0 0,2 0,4 0,6 0,Й 1

Отношение объема масла к объему шприца

Рис. 8. Допустимое время хранения пробы трансформаторного масла в пробоотборнике в зависимости от объема пробы.

Проведенные исследования показали, что при прочих равных условиях максимальное время хранения пробы трансформаторного масла обеспечивается при заполнении половины объема шприца. Этот результат можно пояснить следующими соображениями. Когда шприц полностью заполнен маслом, длина прослойки, по которой диффундирует газ, наименьшая, но общее количество растворенного газа наибольшее. С уменьшением объема масла в шприце увеличивается длина прослойки, по которой диффундирует газ. При этом общее количество растворенного газа уменьшается. Поэтому наименьшая скорость изменения концентрации газов в пробе масла достигается при заполнении половины объема шприца.

Аналогичные формуле (5) выражения для оценки допустимого времени хранения проб масла с растворенными газами, основанные на предложенной математической модели, получены для медицинских шприцев различных конструкций. Следует отметить, что допустимое время хранения пробы в шприце может колебаться от нескольких часов (медицинские шприцы с силиконовым уплотнением поршня) до одного года (специализированные пробоотборники).

Рассмотрены основные методы извлечения газа из устройств пробоподготовки для последующего введения в хроматографическую систему. Выделены основные факторы, влияющие на оптимальную скорость извлечения газов и его полноту в каждом типе устройств пробоподготовки. Сформирована математическая модель и проведены оценки времени извлечения газов, растворенных в масле, и распределения газов между жидкой и газообразной фазами.

Согласно расчетам, скорость извлечения газов и соотношение их концентраций в газовой и жидкой фазах сильно и различным образом зависят от коэффициентов распределения газов К. В качестве иллюстрации приведем полученное выражение для остаточной концентрации газа в жидкой фазе С/ для конструкции устройства извлечения газа в предварительно отвакуумированный объем с помощью магнитной мешалки (рис.9):

1_

Рис.9. Схематическое изображение устройства для извлечения газов с помощью магнитной мешалки (1- магнитная мешалка, 2 - направление потока масла)

Щ+У.) 2яКс3,2(2О1)[/2р-и4г1и4С0и4

с / (О = С°У* /

КУ1+У8 (6)

, С0КУ1

КУ1 + У8

где Яс - радиус цилиндрического сосуда; К - коэффициент распределения газов между жидкой и газовыми фазами; р- плотность жидкости; Т] - вязкость жидкости; VI - объем жидкости; объем газовой фазы; СО - частота вращения мешалки.

При проведении подготовки пробы с помощью устройства для достижения равновесия (рис.10) выражение для остаточной концентрации газа в жидкой фазе будет иметь вид:

)ага>1т

С,(0 = С°У* е С°ку1 (7)

где г - радиус пробоотборника, а - толщина пленки жидкости, остающейся на поверхности пробоотборника при его вращении.

Проведенные расчеты позволяют оптимизировать процесс пробоподготовки при проведении ГХ-анализа для всех применяемых систем извлечения газов из масла.

2

VI

Рис.10 Устройство для достижения равновесия между газами, находящимися в жидкой и газовой фазах пробы: 1 - вращающийся барабан, 2 - шприц (пробоотборник).

Для высоковольтного МНЭО, в конструкции которых предусмотрены масляные затворы (рис.11), были рассчитаны процессы диффузии влаги из окружающей среды во внутреннюю изоляцию.

Рис. 11. Схема масляного затвора измерительного трансформатора: 1 - пробка для заливки

масла, 2 - дыхательная пробка, 3 - масляный затвор, 4 - указатель уровня масла.

Если считать процесс диффузии квазистационарным, то несложно получить выражение для расчета потока влаги во внутренний объем высоковольтного МНЭО

: '=-№

0 От Б К Л.'Л'

где Сг - концентрация влаги в газовой фазе, 5 - площадь сечения, которую везде считаем одинаковой, От, Г)г -коэффициенты диффузии воды в масле и воздухе, соответственно, Ах], Лх2 длины путей диффузии в масле и газовой фазе, Уд - объем «дыхания» в сутки.

Если принять, что в масле отсутствует конвективный перенос, то, используя коэффициенты диффузии воды в воздухе и трансформаторном масле, легко показать, что наличие масляного затвора приводит к увеличению времени

4

увлажнения внутренней изоляции высоковольтного МНЭО примерно в 10 раз.

При наличии конвекции скорость проникновения влаги в МНЭО увеличивается и определяется интенсивностью конвективных процессов.

Приведенный анализ позволяет сделать вывод о том, что для увеличения эффективности масляных затворов необходимо принять меры к минимизации интенсивности конвективных процессов, например, путем увеличения вязкости масла в масляном затворе.

Предложен кавитационный механизм образования газовой фазы в электрической изоляции конденсаторного типа. Кавитация может возникнуть при переменном напряжении в складках и других неоднородностях намотки изоляционной системы конденсаторного типа. Примерная картина одного из возможных вариантов приведена на рис.12.

Рис.12. Схематическое изображение складки (как одной фольги, так и пленок диэлектрика); п - пленка, м - масло, ф - фольга

Уменьшение давления в области складки при увеличенной толщине жидкой прослойки di по сравнению со средней толщиной dcp и при средней напряженности Ео составит для неполярной жидкости с диэлектрической проницаемостью £ величину.

АР - £о£Ео2 (dу" 1v(g~l)(g + 2)

2 d 2 Л Ъе } <10>

I

Из приведенного выражения видно что, давление будет отрицательным при di>dcp. Однако эта ситуация не самая опасная, т.к. образование кавитационного пузырька произойдет в области слабого поля. Гораздо опаснее другая ситуация, когда di~dcp, но все-таки немного больше. Тогда возможна кавитация и образование пузырька произойдет в зоне достаточно сильного поля, следовательно, в нем будут развиваться ионизационные процессы и станет возможным переход к разряду (рис.13).

1400 13 00 1200 1100 ® 1000 <D

S 900

S 800

g 700 !" 600 ж 500 400 300 200 100

Рис.13 Область возникновения частичных разрядов при образовании газовой полости в складке: 1 - напряжение на газовой полости; 2 - пробивное напряжение в соответствии с законом Пашена

По мере насыщения газообразными продуктами разложения изоляции пузырьки не успевают раствориться в жидкости к каждому последующему

4-

i /

s— ■ —

7 /

ш—

10 100 Воздушный зазор, мм

полупериоду действующего напряжения, что приводит к прогрессирующему газообразованию.

Как было показано в третьей главе, для газового пузырька время растворения Тр пропорционально квадрату радиуса Гп; оно также обратно пропорционально коэффициенту диффузии газа в жидкости Б, растворимости С*, и газосодержанию С/ в жидкости, т.е. для Тр справедлива формула:

определить Гп~ 10 мкм. Для коэффициентов диффузии, определенных в наших экспериментах по определению времени растворения пузырьков, описанных выше, расчетный размер пузырька значительно уменьшится и составит, примерно, 1 мкм. Это означает, что если в пузырьках большего радиуса возникает ч.р., то пузырьки не успеют раствориться к моменту следующего ч.р. и, следовательно, они будут увеличиваться в размере.

Предпробивной процесс можно представить следующим образом. Изначально в масле и на электродах присутствуют микропузырыш микронных размеров. При воздействии переменного напряжения достаточной амплитуды в пузырьке происходит ч.р. В результате разряда образуются газообразные продукты разложения изоляции - водород, метан, этилен и другие газы. Пузырек немного увеличивается в размерах, при этом идет процесс растворения газа. Если пузырек имеет размер, превышающий критический, то он не успевает раствориться до следующего ч.р. и увеличивается в размерах. Механизм возникновения разряда в выросшем пузырьке может быть различным. Это может быть неустойчивость заряженной поверхности и возникновение вследствие этого микровыступов на поверхности (катодный разряд), либо возникновение стримера в самом пузырьке с последующим переходом стримера в жидкость.

В пятой главе проанализированы возможные причины крупной аварии большого количества (около 70 единиц) новых трансформаторов тока класса напряжения 500 кВ.

На основе проведенного анализа конструкции трансформаторов тока выявлена основная причина возможных аварий, связанная с образованием газов во внутренней изоляции трансформаторов тока. Причиной же образования газовой фазы в рассматриваемой конструкции трансформаторов тока могли быть нарушения целостности сильфонных компенсаторов, заполненных диоксидом углерода, приводящие к катастрофическому уменьшению давления в трансформаторе тока. Указанное обстоятельство создает условия для возникновения и развития ч.р. повышенной интенсивности. Кроме того, в связи с применением в изоляционной системе трансформаторов тока кварцевого песка в качестве наполнителя было проведено исследование возможности химического

, масло им не

насыщено, т.е. и=и, и коэффициент диффузии и = ш м -с , то из (10) можно

(И)

взаимодействия между материалами, применяемыми при изготовлении трансформаторов тока, с образованием газообразных продуктов химических реакций и, в первую очередь, - водорода и диоксида углерода, обнаруженных в трансформаторах тока в наибольших количествах.

Стеклянные шприцы наполняли трансформаторным маслом марки Ыу1хо 10Х и различными комбинациями материалов, используемых при производстве трансформаторов тока. Затем шприцы помещали в термостат и выдерживали при повышенной температуре в течение 11 дней. Во всех экспериментах образцы материалов брали в соотношениях, соответствующих реальным. Например, 55 г песка и 25 г трансформаторного масла, соответствующие относительным количествам песка и масла в серийных образцах трансформаторов тока.

Количество образовавшегося в масле водорода, диоксида углерода и других газов определяли с помощью газового хроматографа. Ниже приведены результаты экспериментальных исследований газообразования материалов в сочетаниях, приведенных в таблице 5.

Таблица 5

Концентрации (мкл/л) водорода и диоксида углерода в трансформатором

масле после выдержки в течение 11 суток

Материал Н2 при 70°С С02 при 70°С Н2 при 130°С С02 при 130°С

Трансформ, масло 2 17 7 93

Нержавеющая сталь <3 42 6 81

Нержавеющая сталь + сухая бумага <3 55 4 1217

Нержавеющая сталь + влажная бумага <3 111 8 2660

Нержавеющая сталь + песок 114 1536 73 5302

Песок 107 1285 74 5367

А1и^ сварочный шов + влажная бумага 171 21 638 2801

Как видно из таблицы 5, нержавеющая сталь не оказала влияния на формирование водорода; даже при температуре 130°С количество образовавшегося водорода было незначительным. Присутствие кварцевого песка вызвало образование большого количества водорода, как и материал сварочного шва в комбинации с влажной бумагой. Дальнейшие исследования были направлены на выявление состава кварцевого песка. Образцы песка были исследованы с помощью сканирующего электронного микроскопа и методами энергетической дисперсии (БЕМ-ЕОХ). Разумеется, в песке преобладает кварц, 8Юг, но были обнаружены в небольших количествах частицы другого состава:

воздухом и водой с образованием сульфата железа и ионов водорода следующим образом:

2 ^2 + 15/2 02 + Н20 --> Ре2(Б04)3 + 2 Н+Б04~ Сульфат железа растворяется в воде с образованием водного раствора кислоты:

Ре2($04)3 + б Н20 --> 2 Ре(ОН)3 + 6Н +ЗБ04

Проведенные исследования позволили сделать следующие промежуточные выводы:

- нержавеющая сталь сильфонов не оказывает влияния на образование Н2;

- алюминий (литье и прокат) и сварочный материал дают незначительный уровень водорода;

- наличие песка, взятого в пункте линии подачи, в сочетании с различными алюминиевыми материалами, значительно увеличивает количество образующегося водорода;

- промытый песок из пунктов линии подачи не приводит к образованию водорода;

- песок, не прошедший заводской технологический цикл, не приводит к образованию водорода;

- количество образующегося в трансформаторном масле углекислого газа также выше в присутствии песка, но значительной разницы между песком с линии и песком от поставщика не обнаружено;

- увеличение температуры с 40°С до 70°С ускоряет образование и Нг, и СОг - промывка песка не создает такого понижающего эффекта на образование СОг, как на образование Нз.

к ^

гг

го о.

II

а> гг х

5

1200 1000 800 600 400 200

Дни

б

Рис.15. Динамика изменения концентрации газов в натурных образцах трансформаторов тока: а - Н2, б - С02

Исследования, проведенные на четырех натурных образцах трансформаторов тока показали (рис.15), что на начальной стадии эксперимента уровень водорода повышался постепенно (< 25 ррм). В течение трех месяцев был зафиксирован резкий скачок уровня водорода в трех из четырех испытуемых баках до уровня 400 ррт, а затем и до уровня 800 ррт в течение следующего месяца.

Рост диоксида углерода до 800 ррш связан с содержанием в кварцевом песке карбоната кальция.

Таким образом, при определенных условиях в результате химического взаимодействия материалов исследованных трансформаторов тока возможен рост концентрации водорода и диоксида углерода до 800 ррт в течение 4-х месяцев после производства трансформаторов тока.

Ниже приводится оценка давления в герметичном аппарате при разгерметизации одного или нескольких сильфонных компенсаторов тарельчатого типа.

Обозначим объем трансформаторного масла в рассматриваемом аппарате через У т. Общее количество сильфонных компенсаторов - N0, количество неповрежденных сильфонных компенсаторов - А^н. Примем, что при снижении давления в герметичном маслонаполненном электрооборудовании максимальное допустимое увеличение объема сильфонного компенсатора, определяемое его конструкцией и применяемыми материалами, составляет АУ. Количество газа <2н в неповрежденном сильфоном компенсаторе определяется через его концентрацию Сго и объем сильфонного компенсатора - Ус выражением:

£)н = СгоУс, (12)

При повреждении сильфонного компенсатора часть газа С?т переходит в

трансформаторное масло и растворяется в нем, в конечном итоге устанавливается молекулярно-кинетическое равновесие между газом, оставшимся в разгерметизировавшемся сильфоном компенсаторе - ()с, и газом, растворенным в масле:

От = Ст(Т)Ут. (13)

Здесь Ст(Т) - концентрация газа в трансформаторном масле.

Суммарное количество газа в высоковольтном МНЭО, т.е. в замкнутой системе «газ-трансформаторное масло» будет равно:

0 = 0с + 0т. (14)

В общем случае, с учетом количества сильфонных компенсаторов в аппарате, справедливо следующее выражение:

N0(2= + £>т, (15)

Исходя из очевидного утверждения о неизменности количества газа в рассматриваемой замкнутой системе, получим выражение, определяющее концентрации газа в масле и поврежденных сильфонных компенсаторах:

СгоЫоУс = Сг(Т)ИиУс + СтУто, (16)

где Сг(Т) - концентрация газа в поврежденном сильфоном компенсаторе. Учитывая распределение газов между жидкой и газовой фазами через коэффициент распределения К(Т):

Ст(Т) = К(Т)Сг(Т), (17)

можно определить концентрацию газа в поврежденном сильфоном компенсаторе, а через неё - и давление в сильфонном компенсаторе. Оно же и определит давление в герметичном высоковольтном МНЭО.

Очевидно, что при уменьшении давления в аппарате, сильфонные компенсаторы, оставшиеся целыми, будут расширяться. Для простоты вычислений примем, что сильфонные компенсаторы расширяются до максимального объема Ус+ЛУ; тогда

г -С ---

го Ш -N )АУ V (18)

ЫУ ИУ

Н С Н С

Принимая, что давление газа в сильфоном компенсаторе пропорционально концентрации газа Сг(Т), несложно получить выражение, определяющее давление Р в аппарате при разрушении одного или нескольких сильфонных компенсаторов:

р=Р_I_-

• (И.-я. »V (19)

N V- N V

Н С Н С

Отметим, что в предложенном расчете было'принято, что трансформаторное масло является несжимаемой средой. Однако, учет последнего фактора

несложен. Максимальное изменение объема масла за счет сжимаемости трансформаторного масла можно оценить по выражению:

V (Р -Р)

AV -Lsl_°_L

рс2 . (20)

где р - плотность трансформаторного масла; с - скорость звука в масле.

С учетом выражения (15) нетрудно показать, что влиянием сжимаемости трансформаторного масла на расчетные значения давления в аппарате можно пренебречь.

Для наглядности приведем, согласно (14), пример численного расчета давления в высоковольтном аппарате с сильфонными компенсаторами при разгерметизации последних. Примем, что сильфонный компенсатор объемом Ve = 4л заполнен углекислым газом при давлении в 1 бар. Коэффициент распределения К(Т) для масла Nytro 11GX при 20°С составляет 1,1.

При конструировании высоковольтных аппаратов параметры и количество сильфонных компенсаторов выбираются таким образом, чтобы при нижнем значении температуры окружающей среды (-60°С) сильфонные компенсаторы могли компенсировать изменение объема масла при его сжатии за счет охлаждения. При этом снижение давления внутри аппарата не должно быть ниже 0,5 бар.

Если принять, что объем трансформаторного масла в аппарате составляет Vm = 500 л, количество сильфонных компенсаторов No = 7, а изменение объема сильфонных компенсаторов AV = 0.4 л, то подставляя в выражение (13) эти данные, получим, что при разгерметизации одного сильфонного компенсатора давление в аппарате Р составит 0.007 бар, при разрушении двух сильфонных компенсаторов Р яО.014 бар, трех - Р =0.021 бар.

Специально проведенные эксперименты на натурных образцах трансформаторов тока показали, что критические ч.р. во внутренней изоляции появляются при давлении ниже 0,15 бар. Тогда можно утверждать, что при повреждении одного или нескольких сильфонных компенсаторов и установлении молекулярно-кинетического равновесия в объеме трансформатора тока (или любого другого высоковольтного маслонаполненного электрооборудования) давление будет настолько малым, что в трансформаторе будут возникать критические частичные разряды. При этом следует учесть, что давление в области действия сильного электрического поля будет повышено по сравнению с вышеприведенными оценками за счет действия гидростатического давления столба масла.

Таким образом, предложен механизм нарушения электрической прочности герметичного высоковольтного маслонаполненного электрооборудования с сильфонными компенсаторами, основанный на катастрофическом падении давления в нем при разгерметизации сильфонных компенсаторов.

В высоковольтном маслонаполненном электрооборудовании с другой

системой компенсации температурного расширения масла - с газовой подушкой выявлено сочетание внешних факторов, когда также возможно значительное уменьшение давления и появление газовых пузырьков. Наиболее опасна ситуация, когда после заполнения газовой подушки газом в трансформаторе не успевает установиться молекулярно-кинетическое равновесие, и растворение газа продолжается после ввода аппарата в эксплуатацию. При этом уменьшение давления в аппарате, примерно, до 0,5 бар, произойдет в случае резкого уменьшения температуры на 50°С. Результаты расчетов давления в аппарате в зависимости от температуры по разработанной нами математической модели приведены на рис. 16:

270 320 370

Температур!

Рис. 16. Зависимость давления в герметичном аппарате с газовой подушкой от температуры: 1- установившееся молекулярно-кинетическое равновесие, 2 -неустановившееся молекулярно-кинетическое равновесие

Проведенные эксперименты по регистрации частичных разрядов на реальном ТТ при изменении внешнего давления с одновременной регистрацией растворенных газов в нижней и верхней частях ТТ показали непротиворечивость предложенной модели. Частичные разряды появились в аппарате при давлении примерно 0.4 бар, а при давлении 0.15 бар появились критические ч.р.

В шестой главе приведены результаты исследования и разработки нового метода диагностики высоковольтного МНЭО по контролю газов, растворенных в изоляционной жидкости, на примере силовых конденсаторов и трансформаторов тока.

Диагностика высоковольтных конденсаторов. Количественное определение критериев диагностики осуществлялось на основании приемосдаточных и ресурсных испытаний партии высоковольтных конденсаторов. После проведения приемо-сдаточных испытаний по принятой на заводе-изготовителе методике из всех конденсаторов были отобраны пробы изоляционного масла для проведения ГХ-анализа. Интересно отметить, что в

каждом четвертом конденсаторе - повышенное содержание ацетилена.

В процессе проведения ресурсных испытаний было выявлено, что конденсаторы, содержащие ацетилен, имеют наименьший срок службы, зависящий от концентрации ацетилена (рис.17). Образование ацетилена связано с развитием критических ч.р. Поэтому можно констатировать, что после проведения приемо-сдаточных испытаний ацетилен образуется в конденсаторах, имеющих дефектную изоляционную систему.

Рис. 17. Зависимость срока службы конденсаторов от концентрации ацетилена после проведения приемо-сдаточных испытаний

Приведенная на рис. 17 зависимость срока службы конденсаторов от концентрации ацетилена хорошо (коэффициент корреляции 0,99), описывается степенной функцией:

Ыср = 6,2 103(СС2Н2)~°'64 (21)

где Ыср - среднее число импульсов до пробоя конденсатора; СС2Н2 -концентрация ацетилена (мкл/л).

Для особо ответственных применений с целью своевременного предупреждения досрочного отказа конденсаторов следует продолжить контроль газовыделения в них при эксплуатации. При этом была предпринята попытка установить следующие зависимости:

N = / (О), где N - число импульсов (срок службы конденсаторов), Сг -концентрация 1-го газа;

N = / (У'ютн) или М = /( VI абс), где Уютп и У'шве соответственно, относительная и абсолютная скорость изменения концентрации ¡-го газа.

Проведенные исследования показали, что концентрации газов (как суммарные, так и отдельных компонентов) и скорости их нарастания, соответствующие предпробойному состоянию конденсатора (конец срока службы), имеют существенный разброс значений и не могут быть использованы в качестве критерия оценки срока службы.

минерал ильменит РеТЮз, циркон гг8Ю4, рутил ТЮг и пирит Ре52. На рисунке 14 представлены результаты анализа для трех различных частиц (не кварца), которые были отобраны из кварцевого песка.

ё зоо-о

а Э

и Я 200-

я

100- ?

0- * ......иим/.инцнпппи

Энергия, кэВ

а

в в Энергия, кэВ

¡Жг^Ыа......

10

а е

Энергия, кэВ

Рис. 14. Спектральный анализ частиц, обнаруженных в образцах кварцевого песка: а - пирит РсЭг, б - циркон &8Ю4, в - ильменит РеМЮЗ.

Минеральный пирит химически активен и окисляется при контакте с

Иная картина наблюдается при рассмотрении зависимости N = / (СО2/СО) -в конце срока службы конденсатора соотношение СО2/СО стремится к значению 0,15. Указанное характерное значение, примерно, соответствует 60% от срока службы конденсатора. Физически это означает, что при этом соотношении СО2/СО начинает интенсивно разрушаться бумага в изоляции.

На основе проведенных исследований определена блок-схема диагностики высоковольтных конденсаторов с маслопропитанной бумажной изоляцией при заводских испытаниях и в эксплуатации (рис. 18)

Рис. 18 Блок-схема диагностики конденсаторов при заводских испытаниях и в эксплуатации

Отбраковка потенциально ненадежных конденсаторов предложенным способом на заводе-изготовителе позволяет повысить характеристики надежности выпускаемой продукции. На рис.19 показана зависимость интенсивности отказов для конденсаторов, прошедших и не прошедших отбраковку.

МЫ), имп

о ------

0 2 4 6 8 10 12

N. тыс. имп

Рис. 19. Зависимость интенсивности отказов от числа импульсов для конденсаторов, не прошедших отбраковку (1), и после отбраковки (2)

Проведенные исследования и внедренная методика позволили повысить показатели надежности конденсаторов более, чем в 1,5 раза, по сравнению с обычной практикой отбраковки конденсаторов.

Диагностика трансформаторов тока. В основу интерпретация результатов анализа газов в масле для всех видов высоковольтного маслонаполненного электрооборудования положен один и тот же принцип:

- сравнение текущих концентраций газов с их граничными значениями с целью выявления потенциально ненадежного оборудования;

- определение соотношений характерных пар газов для оценки вида и характера развивающегося повреждения;

- определение скорости нарастания концентраций газов для оценки степени опасности повреждения.

Оценку качества трансформаторов тока после проведения заводских приемо-сдаточных испытаний проводят путем сравнения измеренных значений концентраций растворенных в трансформаторном масле газов с допустимыми концентрациями, определенными для данного конкретного типа оборудования. При этом, в зависимости от конструкции трансформаторов тока и качества применяемых материалов, допустимые концентрации ГПРИ в различных типах трансформаторов тока могут отличаться. Для установления уровней концентраций газообразных продуктов разложения изоляции, растворенных в

масле нормально работающих трансформаторов тока, автором накоплены статистические данные по результатам многолетнего обследования трансформаторов тока типа ТФРМ-500, установленных на АЭС РФ, в частности, Балаковской, Смоленской, Нововоронежской, Калининской и Кольской АЭС. В число обследованных вошли трансформаторы тока с различными конструктивными исполнениями узла защиты масла. Кроме того, имеются данные по концентрациям газов в герметичных трансформаторах тока типа 1МВ-550, эксплуатируемых на объектах ОАО «ФСК ЕЭС». В литературе приводятся аналогичные сведения для других типов измерительных трансформаторов, применяемых на энергетических объектах РФ.

Особенности конструкции исследуемых трансформаторов тока.

Конструкция трансформаторов тока типа 1МВ-550 является герметичной. Для компенсации температурного расширения масла применяются сильфонные компенсаторы тарельчатого типа. Изоляционная система является трехкомпонентной: бумага+масло+кварцевый песок.

Обследованные трансформаторы тока серии ТФРМ-500 имели три варианта конструкции узла герметизации. В связи с этим граничные концентрации определялись для трех групп ТТ - по конструкции узла герметизации. В первую группу вошли ТТ серии ТФРМ-500, система компенсации температурного расширения масла (СКТРМ) которых реализована в виде «мешка» из фторолоновой лакоткани в металлическом баке. Во вторую группу вошли ТТ, в которых СКТРМ реализована в виде «мембраны» из фторолоновой лакоткани или литой резины, и в третью группу - ТТ с резиновой диафрагмой между металлическими баками. Масло под и над диафрагмой сообщается через патрубки. Все обследованные ТТ были пропитаны маслом марки Т-750, поэтому выборка по типу масла не осуществлялась.

Всего под контролем находилось 85 единиц оборудования. Из каждого ТТ отбиралось по меньшей мере три пробы трансформаторного масла. Всего проведено 264 анализа. Следует отметить, что достоверность результатов анализа высока, т.к. все ТТ обследованы по единой методике пробоотбора, транспортировки, хранения и ввода пробы в хроматографическую систему. Все анализы проведены в одной лаборатории, одним оператором и на одном приборе. После завершения анализов масла из ТТ они проработали несколько лет. Выходов из строя не наблюдалось. Последнее обстоятельство подтверждает, что под контролем находились трансформаторы тока в бездефектном состоянии. В таблице 6 приведены расчетные значения граничных концентраций газов для исследованных ТТ.

Таблица 6

Расчетные значения граничных концентраций газов для ТТ типов ТФРМ 500 и 1МВ-550 при значении интегральной функции распределения 0,9

Тип ТТ Тип защи-ты масла Граничные концентрации, мкл/л

Н2 02 х103 N2 хЮ3 СН4 СО СОг С2Н4 СгНб С2Н2

ТФРМ 500 1 6,2 27,5 70,5 8,8 1050 1400 25 2,4 0,57

2 100 18,5 74,0 12 810 2300 20 9 1,1

3 90 11,1 66,0 6,2 470 1600 3,8 2,3 2,3

1МВ 550 4* 126 9,3 6,9 15,2 39,8 577 1,7 0 0

*- герметичная конструкция

Интересно отметить, что граничные концентрации водорода для ТТ типа ТФРМ-500 с системой защиты 2 и 3 и 1МВ-550 достаточно близки к значениям граничных концентраций для силовых трансформаторов на напряжение 110-500 кВ и реакторов на напряжение 750 кВ. В то же время значения граничных концентраций по ацетилену у ТТ и силовых трансформаторов отличаются практически на порядок. Достаточно близкие значения получаются по СО и СН4, а для некоторых конструкций силовых трансформаторов - и по СОг.

Таким образом, проведенные исследования показали, что значения граничных концентраций ГПРИ трансформаторов тока значительно отличаются даже для одного и того же типа ТТ и зависят от конструктивных особенностей и условий их эксплуатации.

При разработке диагностических схем необходимо учитывать конструктивные особенности трансформаторов тока. Так, например, при диагностике трансформаторов тока типа 1МВ-550 необходимо учитывать возможность утечки СОг при нарушении герметичности одного или нескольких сильфонных компенсаторов. Кроме того, возможно образование водорода за счет протекания химических реакций между материалами, используемыми в конструкции трансформаторов тока. Образование газов за счет химических реакций или утечки СОг из сильфонных компенсаторов можно учесть соответствующим выбором схемы диагностики.

Предлагаемую ниже схему диагностики трансформаторов тока типа 1МВ-550 можно рассматривать как дополнение к уже существующим схемам диагностики трансформаторного оборудования, т.к. алгоритм диагностики учитывает специфику конструкции указанных трансформаторов тока.

Рис. 20. Схема диагностики трансформаторов тока типа 1МВ-550 с сильфонными компенсаторами

В приложениях представлены акты использования результатов диссертационной работы, отражающие степень и широту их внедрения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Созданы научные основы физико-химической диагностики высоковольтного маслонаполненного электрооборудования с изоляцией конденсаторного типа. Они содержат следующие положения.

1. Разработан комплекс теоретических и экспериментальных методов исследования, процессов образования и распределения газообразных продуктов разложения изоляции и влаги в высоковольтном маслонаполненном электрооборудовании.

2. Проведены экспериментальные исследования причин и характера газообразования в трансформаторном масле и в комбинированной изоляции различных видов высоковольтного маслонаполненного электрооборудования, позволившие установить связь между газообразованием и эксплуатационной надежностью такого оборудования.

3. Предложены новые технические решения по усовершенствованию конструкции и технологии изготовления высоковольтного маслонаполненного электрооборудования, резко снижающие вероятность возникновения дефектов внутренней изоляции и обеспечивающие повышенную эксплуатационную надежность оборудования.

4. Усовершенствован принцип диагностики высоковольтных трансформаторов тока и силовых конденсаторов на базе хроматографического анализа газообразных продуктов разложения изоляции, позволивший предложить новые алгоритмы оценки состояния трансформаторов тока и конденсаторов при приемо-сдаточных испытаниях и в эксплуатации.

5. Разработаны теоретические основы создания устройств для отбора, хранения и транспортировки проб изоляционных жидкостей для проведения хроматографического анализа растворенных в них газообразных продуктов разложения изоляции.

СПИСОК ОСНОВНЫХ ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Работы, опубликованные в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, рекомендованных Высшей аттестационной комиссией РФ:

1. Аракелян В. Г. Разложение изоляционных жидкостей под действием частичных разрядов, тепла и ультразвукового поля / В.Г. Аракелян, JI.A. Дарьян, А.К. Лоханин // Электричество.-1988.- № 5.- С. 33-36.

2. Аракелян В. Г. Хроматографический метод диагностики высоковольтных импульсных конденсаторов при производстве / В.Г. Аракелян, Л.А. Дарьян, А.К. Лоханин // Электричество.-1992.- № 5,- с. 54-57.

3. Аракелян В. Г. Теория и практика создания Сигнализатора Горючих Газов для мониторинга маслонаполненного оборудования / В.Г. Аракелян, Л.А. Дарьян // Электротехника.-1997.- № 2,- С. 49-55.

4. Дарьян Л.А. Стойкость изоляционных жидкостей к газообразованию / Л.А. Дарьян, В.Г. Аракелян // Электротехника.-1997.- № 2,- С. 45-49.

5. Дарьян Л.А. Особенности разрушения изоляционных жидкостей под действием частичных разрядов. / Л.А. Дарьян, В.Г. Аракелян// Электротехника.-1997.- № 5.- С. 58-61.

6. Аракелян В.Г. Идеологическая и приборно-аналитическая база физико-химического диагностического контроля высоковольтного маслонаполненного электрооборудования / В.Г. Аракелян, Л.А. Дарьян// Электротехника.-1997,-№12.- С. 2-12.

7. Дарьян Л.А. Исследование процесса образования газообразных продуктов разложения изоляции в высоковольтных импульсных конденсаторах при проведении ресурсных испытаний / Л.А. Дарьян// Электротехника.-2000.- № 9.-С. 30-36.

8. 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.

9. Бузаев В.В. Уточнение коэффициентов растворимости содержащихся в трансформаторном масле газов / В.В. Бузаев, Л.А. Дарьян, Ю.М. Сапожников // Электрические станции.-2006,- № 12,- С. 58-63.

10. Дарьян Л.А. Исследование механизма повреждения внутренней изоляции трансформаторов тока с «газовой подушкой» / Л.А. Дарьян// Электрические станции - 2008.-№ 5, с. 42-49.

11. Дарьян Л.А. Регистрация микропузырьков в трансформаторном масле / Дарьян Л.А., Дрожжин А.П., Коробейников С.М., Тесленко B.C., Аникеева М.А. // Письма ЖТФ. - 2008,- т.34, № 17, С.88-94..

12. Дарьян Л.А. Оценка изменения внутреннего давления в высоковольтном маслонаполненном электрооборудования с герметичными сильфонами / Л.А. Дарьян, С.М. Коробейников // Электричество. - 2008, №8,- С.64-65

Работы, опубликованные в ведущих журналах, сборниках научных трудов и докладов:

13. Дарьян JI.A. Схема и методика измерений интегральных характеристик частичных разрядов / JI.A. Дарьян, К.А. Зайцев //Сборник научных трудов ВЭИ. - 1989,- С. 107-110.

14. Дарьян Л.А. Кажущиеся заряды частичных разрядов в секционированных конденсаторах / JI.A. Дарьян, К.А. Зайцев //Сборник научных трудов ВЭИ. - 1989. С. 111-113.

15. Дарьян Л.А. Газообразование в изоляционных жидкостях при различных условиях развития частичных разрядов / Л.А. Дарьян // Сборник докладов 3-го Симпозиума "Электротехника, 2010 год". М. 1995.- т.2,- С.150-153.

16. Аракелян В.Г. Автоматический хроматографический комплекс физико-химической диагностики электротехнического оборудования ELCHROM / В.Г. Аракелян, Л.А. Дарьян // Доклад № 3.10 на 4-м Симпозиуме "Электротехника, 2010 год". М. 1997.

17. Дарьян Л.А. Оценка граничных концентраций газов в трансформаторах тока типа ТФРМ / Л.А. Дарьян // Доклад № 4.32 на 7-м Симпозиуме "Электротехника, 2010 год". М. 2003.- С. 195-198.

18. Дарьян Л.А., Комплексный подход к решению проблем эксплуатационной надежности некоторых типов зарубежных измерительных трансформаторов / Л.А. Дарьян, Ю.А. Горюшин, В.А. Родионов // Доклад № П.05 на Симпозиуме Электротехника 2010. «Интеграция науки и производства». М. 2004,- С. 36-43.

19. Бузаев В.В. О необходимости единой системы физико-химической диагностики изоляции оборудования трансформаторных подстанций / Л.А. Дарьян, Ю.М. Сапожников, Ю.А. Деменьтьев, В.В. Смекалов, М.И. Чичинский //Энергетик.-2004.-№11.-С. 9-12

20. Дарьян Л.А. Тенденции развития диагностики состояния оборудования в электроэнергетике России / Л.А. Дарьян, А.Г. Мордкович, В.В. Смекалов, В.А. Туркот //Доклад № Д4.01 на 8-ом Симпозиуме «Электротехника 2010». М. 2005.

21. Пинталь Ю.С. Современные системы диагностики и мониторинга состояния оборудования подстанций и ЛЭП. / Ю.С. Пинталь, Л.А. Дарьян, В.В. Смекалов //Сб. статей: Новые технологии для электрических сетей. М. Издательский дом МЭИ. 2006.- С. 152-166.

22. Дарьян Л. А. Растворимость газов в трансформаторных маслах / Л.А. Дарьян, В.В. Бузаев, Ю.М. Сапожников // Электро.-2006.- №6 .- С. 21-26.

23. Коробейников С.М. О возможности пузырькового механизма пробоя жидкой изоляции при переменном напряжении / С.М. Коробейников, Л.А. Дарьян, A.B. Мелехов // В сб. «Физика импульсных разрядов в конденсированных средах». Николаев. 2007. Изд-во «Атолл».- С.123-126.

24. Дарьян Л.А. Анализ качества устройства отбора проб, применяемых

для хроматографического анализа газов, растворенных в изоляционных жидкостях 1 Л.А. Дарьян, С.М. Коробейников // Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. Вып. 30, под ред. Таджибаева А.И. -СПб.: ПИПЭК. 2006,- С.69-82.

25. Дарьян Л.А. Оценки диффузионных процессов в маслонаполненном электрооборудовании / Л.А. Дарьян, С.М. Коробейников // Научный вестник НГТУ.-2007,- № 2(27). - С. 131-142.

26. Дарьян Л.А. Кавитационный механизм старения маслопропитаннои изоляции конденсаторного типа при переменном напряжении / Л.А. Дарьян // Научный вестник НГТУ.-2007,- № 4(29). - С. 119-132.

Стандарты организаций, патенты и авторские свидетельства:

27. А.с. № 1681682. Способ контроля качества высоковольтных импульсных конденсаторов, пропитанных минеральным маслом. /Дарьян Л.А., Аракелян В.Г., Лоханин А.К.// Зарегистрирован в государственном реестре изобретений СССР 01.06.1991г.

28. А.с. № 1764089. Самовосстанавливающийся электрический конденсатор. /Дарьян Л.А., Актарян Е.Г., Хачатрян П.О., Геворкян М.П., Арутюнян А.А. //Зарегистрирован в государственном реестре изобретений СССР 22.05. 1992г.

29. Патент № 48065. Жидкостный пробоотборник. /Дарьян Л.А. //Зарегистрирован 10.09.2005 года, бюл. №25.

30. Линт М.Г. Положение о Технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» / М.Г. Линт, Л.А. Дарьян, Ю.А. Дементьев, Ю.А. Горюшин и др. // Изд. ООО ДиалогЭлектро. М. 2006.

31. Бузаев В.В. Методические указания по определению содержания кислорода и азота в трансформаторных маслах методом газовой хроматографии / В.В. Бузаев, Л.А. Дарьян, Ю.М. Сапожников, Н.Ю. Смоленская // Стандарт организации. М. 2007.

32. Дарьян Л.А. Общие технические требования к системе мониторинга трансформаторного оборудования / Л.А. Дарьян Л.А., А.Г. Мордкович, Г.М. Цфасман, A.M. Маргулян // Стандарт организации. М. 2007.

Работы, опубликованные в сборниках трудов Международных конференций:

33. Darian L.A. Diagnostics of High-Voltage impuls capacitors during the production on the basis of chromatographic analysis of gaseous insulation decomposition products / L.A. Darian, V.G. Arakelyan, A.K. Lokhanin // 7-th International Symposium on High-Voltage Engineering. Drezden, 1991,V.2, p.337-339.

34. Darian L.A. Gas formation in insulation liguids under the stress of partial discharges, heat and ultrasonics / L.A. Darian, V.G. Arakelyan, A.K. Lokhanin II Diagnostics of their behaviour. Pros. 3rd Internat. Conf. Prop, and Applic. Dielectr. Mater.". July 8-12, 1991, Tokyo, p.890-893.

35. Darian L.A. The Aging Cavitational Mechanism of High-Voltage Oil-Filled

Insulation / L.A. Darían, V.G. Arakelyan// IEE Intern. Conf. on Properties and Applications of Dielectric Materials, 25-30 May, 1997. Paper 03 P 12. Seoul, Korea.

36. Darian L.A. Phisico-Chemical Diagnostics for Oil-Filled Electrical Equipment on the Basis of an Intellectual Automatic Complex / L.A. Darian, V.G. Arakelyan II Proceedings of Electrical Insulation Conference and Electrical Manufacturing and Coil Winding Conference (EIC/EMCW 97). September 22-25, 1997, p. 542-547, Chicago, Ilinois.

37. Darian L.A. Effect of Ultrasonic Stress on Insulating Fluids / L.A. Darian, V.G. Arakelyan, E.A. Gourkovskaia // Proceedings of Electrical Insulation Conference and Electrical Manufacturing and Coil Winding Conference (EIC/EMCW 97). September 22-25, 1997, p. 553-556, Chicago, Ilinois.

38. Darian L.A. Autimated Intellectual Complex «ELCHROM» for operate physico-chemical diagnostics of working oil-filled electroequipment / L.A. Darian, V.G. Arakelyan // CWIEME. 1998. Berlin.

39. Darian L.A., Arakelyan V.G. Problem and achievement a physico-chemical diagnostics of oil-filled electrotechnical equipment / L.A. Darian, V.G. Arakelyan // CWIEME. 1998. Berlin.

40. Darian L.A. Investigation of gas formation process of gaseous decomposition products of insulation in high-voltage impulse capacitors during life tests / L.A. Darian // Proceedings of Electrical Insulation Conference and Electrical Manufacturing and Coil Winding Conference (EIC/EMCW 99).

41. Darian L.A. Influence of the gas tight samplers of insulating oil on the accuracy of GC analysis / L.A. Darian, J.S. Sung // 13 International Symposium on High Voltage Engineering. Netherlands 2003. Millpress. Rotterdam. ISBN 9077017-79-8.

42. Darian L.A. Analysis of dissolved gases extraction processes in transformer oil for chromatography / L.A. Darian, S.M. Korobeynikov II Proceed, of International Forum for Strategic Technologies, 2007, Ulaan-Baatar, p.261-264.

Отпечатано в типографии Новосибирского государственного технического университета 630092, г. Новосибирск, пр. К. Маркса,20, тел./факс (383) 346-08-57 формат 60 X 84/16, объем 3.0 п.л., тираж 100 экз.. заказ №513 подписано в печать 18.03.09г.

Обозначения и сокращения.

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ ВЫСОКОВОЛЬТНОГО МАСЛОНАПОЛНЕННОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ДИАГНОСТИКИ ЕГО СОСТОЯНИЯ.

1.1. Анализ надежности работы высоковольтного маслонаполненного электрооборудования на объектах РАО «ЕЭС России».

1.1.1. Оценка сроков эксплуатации высоковольтного МНЭО на объектах ЕНЭС.

1.1.2. Автотрансформаторы и шунтирующие реакторы.

1.1.3. Трансформаторы напряжения.

1.1.4. Трансформаторы тока.

1.2. Статистика повреждаемости высоковольтного МНЭО на объектах ЕНЭС.

1.2.1. Статистика повреждаемости силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих реакторов.

1.2.2. Статистика повреждаемости трансформаторов напряжения.

1.2.3. Статистика повреждаемости силовых конденсаторов.

1.2.4. Статистика повреждаемости трансформаторов тока.

1.2.5. Анализ аварийности трансформаторов тока на ПС 1150 кВ «Итатская».

1.2.6. Особенности конструкции ТТ типа 1MB 550.

1.2.7. Исследование поврежденных ТТ.

1.3. Газообразные продукты разложения изоляции, образующиеся в высоковольтном MHO в процессе их эксплуатации.

1.3.1. Механизм газообразования в комбинированной бумажно-масляной изоляции при термическом и электрическом воздействиях.

1.3.2. Образование газов в трансформаторных маслах, не подверженных эксплуатационным воздействиям.

1.3.3. Методы оценки стойкости изоляционных жидкостей к газообразованию.

1.4. Приборно-аналитическое обеспечение физико-химической диагностики высоковольтного МНЭО.

1.4.1. Хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле.

1.4.2. Методы интерпретации результатов хроматографического анализа газов, растворенных в трансформаторных ТМ.

1.5. Выводы по первому разделу и постановка задач исследований.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА ГАЗООБРАЗОВАНИЯ В ИЗОЛЯЦИОННЫХ ЖИДКОСТЯХ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ВИДАХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ.

2.1. Методика хроматографического анализа газообразных продуктов разложения изоляционных жидкостей.

2.2. Хроматограмма анализа газообразных продуктов разложения касторового масла.

2.3. Испытания изоляционных жидкостей на стойкость к газообразованию при воздействии частичных разрядов.

2.3.1. Измерительная установка для регистрации характеристик частичных разрядов.

2.3.2. Разработка конструкций испытательных ячеек.

2.3.3. Исследование газообразования в касторовом и минеральном маслах в ячейках с конденсаторной секцией.

2.3.4. Исследование газообразования в касторовых маслах различных типов в ячейке с чисто - масляным промежутком.

2.4. Исследование разложения касторовых масел под действием тепла.

2.5. Разложение изоляционных жидкостей в условиях кавитации.

2.5.1. Теоретические аспекты вопроса.

2.5.2. Исследование процесса газообразования при воздействии ультразвуковых колебаний па различные изоляционные жидкости.

2.6. Выводы по второму разделу.

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РАСТВОРЕНИЯ И РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОВ В ИЗОЛЯЦИОННЫХ ЖИДКОСТЯХ.

3.1. Фазовое состояние газа в жидкости.

3.2. Регистрация микропузырьков в трансформаторном масле.

3.3. Определение растворимости газов в изоляционных жидкостях.

3.3.1. Состояние вопроса по растворимости газов в ИЖ.

3.3.2. Определение растворимости газов в ИЖ с применением метода ГХ-анализа.

3.3.3. Экспериментальное определение растворимости газов в касторовом и трансформаторном маслах динамическим методом.

3.3.4. Статический вариант метода АРГ.

3.3.5. Результаты определения растворимости газов.

3.4. Исследование процесса растворения и распределения газообразных продуктов разложения изоляции в объеме высоковольтного МНЭО.

3.4.1. Исследование динамики растворения газовых включений в изоляционной жидкости.

3.4.2. Анализ механизмов распределения растворенных газов в жидкости.

3.4.3. Экспериментальное исследование процесса распределения газообразных продуктов разложения изоляции в объеме импульсного конденсатора.

3.5. Выводы по третьему разделу.

4. ДИФФУЗИОННЫЕ И ЭЛЕКТРОФИЗИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ В ВЫСОКОВОЛЬТНОМ МАСЛОНАПОЛНЕННОМ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИИ.

4.1. Анализ качества устройств отбора проб, применяемых для хроматографического анализа газов, растворенных в изоляционных жидкостях.

4.1.1. Конструктивные особенности медицинских шприцев и пробоотборников, используемых для отбора ИЖ из маслонаполненного электрооборудования.

4.1.2. Анализ путей и интенсивности диффузионных потоков диагностических газов в медицинских шприцах и пробоотборниках.

4.1.3. Математическое описание процессов диффузии газов из медицинских шприцев и пробоотборников.

4.1.4. Сопоставление расчетных и экспериментальных данных по оценке времени хранения проб ИЖ в медицинских шприцах.

4.2. Оценки диффузионных процессов в устройствах извлечения растворенных газов.

4.2.1. Диффузионные процессы при извлечении газа из масла.

4.2.2. Практическая реализация методов извлечения газов.

4.2.3. Диффузия воды в масляном затворе.

4.2.3.1. Предварительные оценки.

4.2.3.2. Оценка скорости увлажнения внутренней изоляции в случае конвективного перемешивания воды в затворе.

4.2.3.3. Оценка диффузионных потоков.

4.3. Кавитационный механизм старения высоковольтной маслопропитанной изоляции конденсаторного типа при переменном напряжении.

4.3.1. Исследование газообразования в силовых конденсаторах.

4.3.1.1. Особенности конструкции исследованных конденсаторов.

4.3.1.2. Экспериментальные данные по газообразованию в конденсаторах при переменном напряжении.

4.3.1.3. Интерпретация экспериментальных данных.

4.3.2. Кавитационный механизм разрушения ВКИ.

4.3.2.1. Явление кавитации.

4.3.2.2. Анализ возможности появления кавитации в высоковольтных электрических конденсаторах.

4.3.3. Возможность возникновения кавитации в конденсаторах.

4.4. О возможности пузырькового механизма пробоя жидкой изоляции при переменном напряжении.

4.5. Выводы по четвертому разделу.

5. АНАЛИЗ ПРИЧИН КРУПНЫХ АВАРИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И РАЗРАБОТКА СПОСОБОВ ИХ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ.

5.1. Исследование возможности газообразования в трансформаторах тока типа IBM за счет химических реакций.

5.1.1. Методика и результаты экспериментов по выявлению воздействия материалов на газообразование в трансформаторах тока.

5.1.2. Влияние на газообразование материала бака трансформатора тока.

5.1.3. Исследование физико-химических характеристик кварцевого песка.

5.1.4. Влияние мелких фракций кварцевого песка на газообразование в трансформаторном масле.

5.1.5. Исследование газообразования на натурных образцах трансформаторов тока.

5.2. Анализ причин аварийности высоковольтного маслонаполненного электрооборудования с сильфонными компенсаторами.

5.2.1. Компенсация термического расширения трансформаторного масла в трансформаторах тока с помощью сильфонных компенсаторов.

5.2.2. Исследование изменения давления в трансформаторах тока в рабочем диапазоне температуры.

5.2.3. Измерение ч.р. в трансформаторах тока при снижении внутреннего давления.

5.2.4. Оценки давлений в высоковольтном маслонаполненном электрооборудовании при разгерметизации сильфонных компенсаторов.

5.3. Исследование механизма выхода из строя внутренней изоляции трансформаторов тока с «газовой подушкой».

5.3.1. Газовое равновесие в высоковольтном маслонаполненном электрооборудовании.

5.3.2. Расчет давления в «газовой подушке» при различных условиях эксплуатации высоковольтного МНЭО.

5.3.3. Исследование ч.р. в трансформаторах тока при резком снижении внутреннего давления.

5.3.4. Результаты испытаний и их обсуждение.

5.4. Выводы по пятому разделу.

6. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ДИАГНОСТИКИ СИЛОВЫХ КОНДЕНСАТОРОВ И ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ГАЗОВ, РАСТВОРЕННЫХ С ИЗОЛЯЦИОННОЙ ЖИДКОСТИ.

6.1. Диагностика высоковольтных импульсных конденсаторов при приемосдаточных испытаниях.

6.1.1. Исследование процесса газообразования в серийных образцах высоковольтных импульсных конденсаторов.

6.1.2. Схема диагностики высоковольтных импульсных конденсаторов при приемо-сдаточных испытаниях.

6.2. Диагностика высоковольтных импульсных конденсаторов в эксплуатации.

6.3. Сравнительная оценка надежности партии конденсаторов, прошедших и не прошедших отбраковку методом, на основе анализа газов, растворенных в масле.

6.4. Диагностика трансформаторов тока при приемо-сдаточных испытаниях и в эксплуатации.

6.4.1. Особенности конструкции исследуемых трансформаторов тока.

6.4.2. Результаты ГХ-анализа и оценка граничных концентраций для трансформаторов тока типов ТФРМ-500 и 1МВ-550.

6.5. Выводы по шестому разделу.

Актуальность темы

Надежная работа электрооборудования подстанций (ПС) и линий электропередачи (ВЛ) является одним из основных факторов, определяющих стабильное электроснабжение объектов народного хозяйства. Ежегодный рост электропотребления на (2 - 5)% по регионам Российской Федерации, и на 10 -15% по Москве и Московской области, при резком повышении требований к надежности и долговечности оборудования в соответствии со «Стратегией развития единой национальной электрической сети», одобренной решением Совета директоров ОАО «ФСК ЕЭС» от 24.12.2003 г. № 13, ставит новые задачи по изучению механизмов развития повреждений оборудования ПС и линий электропередачи.

Экономический ущерб, связанный с выходом из строя оборудования ПС и ВЛ складывается не только из стоимости вышедшего из строя оборудования. Во многих случаях отказы электрооборудования сопровождаются его взрывом и возникающим вследствие этого пожаром. Указанные обстоятельства приводят к повреждениям другого оборудования ПС в результате разлета фрагментов повредившегося оборудования, высокой температуры и других факторов. Кроме того, убытки энергосистем увеличиваются также за счет недоотпуска электроэнергии. Следует учитывать и экологический ущерб, вследствие образования опасных продуктов горения материалов поврежденного оборудования. Поэтому повышение надежности ВЛ и оборудования ПС, в том числе и высоковольтного маслонаполненного электрооборудования (МНЭО) - одна из важнейших задач обеспечения надежного электроснабжения потребителей [1].

В настоящее время как в России, так и во всем мире сложилась тенденция «старения» парка электрооборудования, и, в первую очередь, наиболее ответственного и дорогостоящего - трансформаторного оборудования. Кроме того, в условиях рыночных отношений изменилась и идеология системы обслуживания оборудования; энергопредприятия отказались от плановой замены и ремонта электротехнического оборудования, и перешли на систему обслуживания «по состоянию».

Возникающие в последнее время аварии высоковольтного МНЭО в электроэнергетике России связаны не только с моральным и физическим износом маслонаполненного электрооборудования. Зачастую аварийность нового оборудования бывает значительно выше по сравнению с аналогичным оборудованием, находящимся в эксплуатации значительное время. Поэтому, в условиях либерализации рынка оборудования на первый план выходит задача недопущения на объекты энергетики нового, но некачественного оборудования. Одним из путей решения указанной задачи является создание системы аттестации нового (ранее не применявшегося) оборудования. В ОАО «ФСК ЕЭС» действует система аттестации оборудования, которая должна «отфильтровывать» некачественное оборудование, планируемое к эксплуатации впервые. Однако существующие методы и методики оценки состояния и качества оборудования, а также объем их испытаний не позволяют в полной мере решить поставленную задачу. Об этом свидетельствуют факты высокой аварийности некоторых типов нового оборудования в начальный период эксплуатации. При этом объем и результаты всех видов проводимых в настоящее время испытаний (типовых, периодических и приемо-сдаточных) полностью удовлетворяют предъявляемым нормативно-технической документацией требованиям.

Анализ опыта эксплуатации показывает, что в результате несвоевременного выявления дефектов оборудования, увеличивается вероятность развития тяжелых аварий, возрастает объем проводимых ремонтных работ, сокращается срок его службы. Предупреждение серьезных техногенных аварий и катастроф обуславливает необходимость применения все более достоверных диагностических решений и обоснованного прогноза работоспособности ответственных конструкций и оборудования.

Экспертные оценки показывают, что до 80% дефектов, обуславливающих выход из строя оборудования подстанций и линий электропередачи, могут быть своевременно выявлены современными методами и аппаратурой для диагностирования и мониторинга.

Еще одной стратегической задачей, возникшей на современном этапе, является оценка возможности продолжения эксплуатации оборудования по истечении назначенного срока службы. Принятие оптимального решения в этом случае основывается на экономической целесообразности: стоимость замены оборудования - стоимость диагностического обследования, в том числе установка систем непрерывного контроля (мониторинга) - стоимость восстановительного (текущего или капитального) ремонта по результатам диагностического обследования - ущерб в результате отказа оборудования.

В связи с этим ближайшей перспективой развития электротехники и электроэнергетики является разработка эффективных диагностических систем -средств и методов диагностики, позволяющих подтверждать работоспособность оборудования (бездефектное состояние), или обнаруживать повреждения на ранней стадии их развития и, в конечном счете, оценивать остаточный ресурс.

Высоковольтное МНЭО относится к дорогостоящим, ответственным и долговременным элементам систем электроснабжения. Диагностика состояния оборудования, в том числе и трансформаторного, основана на объективной реальности: вследствие каких-либо энергетических воздействий (электрических, тепловых, механических и т.д.) в оборудовании происходят необратимые процессы (химические реакции с образованием новых химических соединений), приводящие к изменению физико-химических и механических свойств материалов, а также к изменению геометрических параметров узлов и элементов конструкции, приводящих, в конечном счете, к выходу из строя оборудования. В большинстве видов современного высоковольтного МНЭО применяется традиционная бумажно-масляная изоляция (БМИ). При этом используется трансформаторное масло различных типов, и только в некоторых типах высоковольтных вводов и конденсаторов в качестве изоляционной жидкости используются синтетические углеводородные соединения. Физико-химические изменения в молекулах углеводородных соединениях связаны с разрывом связей С-С и С-Н и протеканием радикальных реакций с образованием как простых газообразных продуктов разложения изоляции (ГПРИ), так и сложных высокомолекулярных соединений - спиртов, мыл, органических кислот. Разрушение бумаги связано с процессами дегидратации, приводящими к образованию фурановых соединений и воды. Таким образом, изучение механизма образования и характера дефектов в результате электрических, тепловых, механических и других видов воздействий на внутреннюю изоляцию высоковольтного МНЭО является важнейшей задачей, направленной на создание высоконадежного высоковольтного МНЭО и повышение эффективности его диагностики. При этом знания о механизме образования дефектов позволяют разрабатывать новые методики и средства диагностического анализа, позволяющие повысить эффективность последнего, а следовательно, своевременный вывод дефектного оборудования из эксплуатации, и предотвращение его выхода из строя. Эффективность оценки состояния оборудования во многом определяется информативностью диагностических критериев, разработанных на основе теоретических и экспериментальных исследований причин и механизмов выхода из строя оборудования и возможностью математического моделирования процессов старения.

Бурное развитие в последние годы и внедрение в практику современного оборудования и методов физико-химического анализа трансформаторного масла позволяет рассматривать его как наиболее информативную среду для оценки состояния высоковольтного МНЭО. Физико-химический анализ трансформаторного масла позволяет обнаруживать до 70% дефектов внутренней изоляции высоковольтного маслонаполненного электрооборудования. Особое место по чувствительности и эффективности использования результатов измерений занимает хроматографический анализ ГПРИ, растворенных в трансформаторном масле.

Таким образом, имеется проблема, состоящая в недостаточной эффективности обслуживания высоковольтного МНЭО на энергопредприятиях отрасли. Поэтому исследования в области создания новых методов оценки состояния высоковольтного МНЭО актуальны.

Изложенное обусловило актуальность решения научной проблемы, имеющей важное хозяйственное значение, которое заключается в повышении надежности высоковольтного МНЭО путем создания научных основ физико-химической диагностики высоковольтного МНЭО.

Цель работы

Повышение надежности, долговечности и безопасности эксплуатации высоковольтного маслонаполненного электрооборудования на основе решения комплекса физико-химических задач, связанных с образованием ГПРИ и направленных на оптимизацию конструкции оборудования с одной стороны, и повышение эффективности диагностики - с другой.

Задачи исследований а) Разработать комплекс теоретических и экспериментальных методов, направленных на изучение процессов образования и распределения газообразных продуктов разложения изоляции и влаги в высоковольтном МНЭО; б) Провести экспериментальные исследования газообразования в трансформаторном масле и комбинированной изоляции различных типов («бумага + трансформаторное масло», «бумага + трансформаторное масло + кварцевый песок», «полипропиленовая пленка + синтетическая изоляционная жидкость»; в) Создать математическую модель процессов распределения и перемещения газов в высоковольтном МНЭО, а также в устройствах для отбора и хранения проб изоляционной жидкости, извлечения растворенных в них газов; г) Сформулировать требования и усовершенствовать методическое и приборно-аналитическое обеспечение хроматографического анализа газообразных продуктов разложения изоляции, растворенных в изоляционной жидкости; д) Усовершенствовать принцип диагностики высоковольтных конденсаторов на базе хроматографического анализа газообразных продуктов разложения изоляции, и на его основе - метод оценки состояния импульсных и косинусных конденсаторов, как при приемо-сдаточных испытаниях, так и в эксплуатации; е) Уточнить алгоритм диагностики высоковольтных трансформаторов тока на основе хроматографического анализа газообразных продуктов разложения изоляции.

Методы исследований

Решение поставленных задач осуществлено на основе теоретического и экспериментального методов исследований.

Теоретический метод включает: анализ механизмов выхода из строя внутренней изоляции высоковольтного МНЭО; оценку динамики развития микропузырьков под действием частичных разрядов при переменном напряжении; анализ процессов диффузии газов и влаги в маслонаполненном оборудовании и в устройствах для отбора пробы трансформаторного масла и проведения анализа газообразных продуктов разложения изоляции; создание методик эксплуатационного и заводского контроля состояния высоковольтного маслонаполненного электрооборудования, в частности, силовых конденсаторов и трансформаторов тока на основе результатов хроматографического анализа газов, растворенных в изоляционной жидкости.

Экспериментальный метод включает: разработку лабораторных установок и изучение динамики газообразования в изоляционной жидкости и в бумажно-масляной изоляции конденсаторного типа при возникновении в них ч.р. различной интенсивности; определение условий возникновения ч.р. в высоковольтном герметичном оборудовании с бумажно-масляной изоляцией при снижении давления в них; изучение механизма выхода из строя внутренней изоляции конденсаторного типа на примере трансформаторов тока и силовых конденсаторов, определение растворимости газов в различных типах трансформаторных масел и других видов изоляционных жидкостей; определение микропузырьков в трансформаторном масле и оценку их размеров в зависимости от степени чистоты масла; проведение натурных испытаний высоковольтных конденсаторов и трансформаторов тока по специальным методикам.

Эмпирический метод включает выдвижение статистической гипотезы, в частности, прогнозирование срока службы высоковольтных импульсных конденсаторов в зависимости от концентрации растворенных в изоляционной жидкости газообразных продуктов разложения изоляции, образующихся как после приемо-сдаточных испытаний, так и в процессе эксплуатации.

Объект исследований

Высоковольтное МНЭО с изоляцией конденсаторного типа.

Научная новизна результатов, полученных в диссертационной работе, и основные положения, выносимые на защиту

1) Выявлены особенности газообразования в изоляционных жидкостях и комбинированной маслопропитанной изоляции при различных видах энергетического воздействия. Установлено, что:

- удельное газообразование в трансформаторном масле при начальных ч.р., почти на порядок превышает удельное газообразование при ч.р., развивающихся в газовых пузырях (критические ч.р.) для одного и того же типа трансформаторного масла;

- в трансформаторах тока с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа и кварцевым песком в качестве наполнителя, возможно газообразование в результате химического взаимодействия материалов, например, компонентов кварцевого песка, или «сопутствующих» материалов, которые могут попасть в высоковольтное МНЭО вследствие особенностей технологического процесса их изготовления;

- при приемо-сдаточных испытаниях решающим признаком необратимого разрушения изоляции конденсаторов является образование С2Н2, а в эксплуатации - СО и СО2;

- качественный состав газов, образующихся при ч.р. и кавитации в трансформаторном масле идентичен.

2) Впервые обоснована возможность возникновения кавитации в изоляции конденсаторного типа при эксплуатационных воздействиях.

3) Впервые проведены экспериментальные исследования, подтверждающие существование зародышей микропузырьков микронных и субмикронных размеров в трансформаторном масле. Показано, что количество микропузырьков в трансформаторном масле в значительной степени зависит от наличия механических загрязнений.

4) Впервые проведен комплексный анализ процессов установления газового равновесия в высоковольтном МНЭО, на основании которого предложены: а) модель перераспределения газов и влаги в высоковольтном МНЭО на основе диффузионных и конвективных потоков, возникающих при эксплуатационных воздействиях; б) механизм выхода из строя герметичного высоковольтного МНЭО с сильфонными компенсаторами, основанный на катастрофическом падении давления в оборудовании при повреждениях сильфонных компенсаторов; в) обоснование выбора соотношения объемов «газовой подушки» и изоляционной жидкости, позволяющего избегать опасного снижения давления внутри герметичного высоковольтного МНЭО с «газовой подушкой» в условиях резкого уменьшения температуры окружающей среды.

Достоверность полученных результатов

Определяется выявлением значащих факторов, корректностью постановки задачи, обоснованностью принятых допущений, использованием аттестованных измерительных приборов, адекватностью используемого математического аппарата и полученных моделей исследуемым процессам, хорошей сходимостью результатов теоретических расчетов с экспериментальными данными и натурными испытаниями.

Практическая ценность работы

Решена крупная проблема снижения аварийности трансформаторов тока и силовых конденсаторов на основе анализа физико-химических процессов, протекающих во внутренней изоляции трансформаторов тока:

- проведен анализ и даны рекомендации по выбору материалов и оптимизации технологии изготовления трансформаторов тока с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа и кварцевым наполнителем. Минимизирована возможность газообразования во внутренней изоляции трансформаторов тока за счет протекания химических реакций;

- разработана методика расчета на основе теоретических и экспериментальных исследований натурных образцов трансформаторов тока с «газовой подушкой», позволяющая оценить возможность работы указанного оборудования в условиях резкого уменьшения температуры окружающей среды;

- определены граничные концентрации растворенных в трансформаторном масле ГПРИ для трансформаторов тока различной конструкции;

- впервые предложено использовать ГХ-анализ, как эффективный метод определения герметичности сильфонных компенсаторов, используемых для компенсации температурного расширения масла в измерительных трансформаторах;

- проведена оценка времени увлажнения масла в конструкциях высоковольтного МНЭО с масляным затвором. Даны рекомендации по уменьшению скорости проникновения влаги во внутреннюю изоляцию высоковольтного оборудования;

- разработаны и внедрены алгоритмы диагностики трансформаторов тока и высоковольтных конденсаторов на основе ГПРИ, как при заводских приемосдаточных испытаниях, так и в эксплуатации;

- проведено уточнение коэффициентов растворимости «диагностических» газов в трансформаторном масле, позволяющее обеспечить высокую точность хроматографического анализа, а, следовательно, диагностического заключения по результатам анализа;

- предложена и реализована методика хроматографического анализа газов, растворенных в изоляционной жидкости, позволяющая проводить анализ всех «диагностических» газов из одной пробы масла;

- предложен и внедрен специализированный пробоотборник изоляционной жидкости, обеспечивающий отбор, длительное хранение, подготовку и ввод пробы изоляционной жидкости в хроматографическую систему.

Апробация работы

Диссертационная работа и ее основные положения докладывались и обсуждались: на первом и втором семинарах Общественного совета по диагностике электрооборудования (Новосибирск - 2006, Красноярск - 2007), Международной конференции Coil Winding (Берлин - 2000, Чикаго. - 2004), Международном симпозиуме по высоковольтной технике ISH (Нидерланды -2000, Роттердам - 2003), Международной конференции по диэлектрическим жидкостям ICDL (Пуатье - 2008), на 13 Международной школе-семинаре «Физика импульсных разрядов в конденсированных средах» (Николаев - 2007), научно-техническом семинаре «Современные методы оценки технического состояния и способы повышения надежности оборудования BJI и подстанций», третьем, четвертом, пятом, седьмом, восьмом Симпозиумах «Электротехника, 2010 год», Москва - 1995, 1997, 1999, 2003, 2004; IEE Intern. Conf. on Properties and Applications of Dielectric Materials, Seoul, Korea - 1997; результаты обсуждались на совещаниях рабочей группы СИГРЭ, на семинаре АББ (Людвика - 2006), на международном форуме по стратегическим технологиям (Улан-Батор - 2007).

Публикации

Результаты исследований, включая научные положения, выводы и рекомендации автора, содержатся в 42-х опубликованных работах, из которых 12 входят в список изданий, рекомендованных ВАК РФ для докторских диссертаций.

Объем и структура работы

Диссертационная работа выполнена на 437 страницах основного текста и состоит из введения, шести глав, заключения, одного приложения, содержит 102 рисунка, 128 таблиц, 229 наименований литературных источников.

6.5. Выводы по шестому разделу.

1) Исследован процесс образования газообразных продуктов разложения изоляции в высоковольтных импульсных конденсаторах в процессе проведения ресурсных испытаний. Выявлена связь между характеристиками газообразования и сроком службы импульсных конденсаторов.

2) Показано, что наиболее характеристичным газом, образующимся при приемо-сдаточных испытаниях и свидетельствующим о наличии дефекта в импульсных конденсаторах является ацетилен.

3) Наиболее информативным критерием оценки состояния конденсаторов в процессе эксплуатации является отношение концентраций СО2/СО. Определено «критическое» значения отношения СО2/СО, соответствующее предпробивному состоянию импульсных конденсаторов.

4) На основании исследования процессов образования, растворения и распределения газов по объему конденсаторов, предложена диагностическая схема отбраковки потенциально-ненадежных конденсаторов уже на стадии приемо-сдаточных испытаний и оценки остаточного срока службы в условиях эксплуатации.

Предложенная методика позволяет в 1,5 раза повысить вероятность безотказной работы исследованных типов импульсных конденсаторов.

5) Накоплен обширный статистический материал по наблюдению за состоянием трансформаторов тока, находящихся в эксплуатации на АЭС России и объектах ОАО «ФСК ЕЭС».

6) Рассчитаны допустимые нормы концентраций растворенных газов (граничные концентрации) для трансформаторов тока с различной конструкцией узла компенсации температурного расширения масла.

7) Расчетные значения граничных концентраций некоторых газов (например, по водороду) для трансформаторов тока серии ТФРМ достаточно близки к нормам граничных концентраций для силовых трансформаторов, хотя по ацетилену они отличаются почти на порядок.

8) Концентрация «атмосферных» газов в ТТ типа ТФРМ-500 практически равна предельному значению. Это означает, что трансформаторы тока этого типа не являются газоплотными. В связи с этим необходимы критерии, позволяющие оценивать утечки диагностических газов из трансформаторов тока для оценки скорости нарастания концентраций газов, растворенных в трансформаторном масле.

9) Хроматографический анализ газов, растворенных в масле трансформаторов тока «герметичного» исполнения явяляется наиболее надежным инструментом оценки состояния, т.к. в этом случае отсутствует потеря диагностической информации из-за утечки газов в атмосферу.

10) Полученные нормы граничных концентраций растворенных газов следует рассматривать как предварительные: в дальнейшем они должны уточняться в процессе накопления результатов ГХ-анализа и учета газообменных процессов в ТТ.

11) Предложен метод ранней диагностики повреждений в трансформаторах тока типа 1МВ-550, включающий в себя метод отбора пробы масла на содержание диагностических растворенных газов, диагностической схемы на основе уровня граничных концентраций газов в бездефектном оборудовании, соотношения концентраций характерных пар газов, принятых в практике энергокомпаний различных стран, скорости роста концентраций растворенных газов и алгоритма действий, необходимых для оценки состояния трансформаторов тока.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Созданы научные основы физико-химической диагностики высоковольтного маслонаполненного электрооборудования с изоляцией конденсаторного типа. Они содержат следующие положения.

1. Разработан комплекс теоретических и экспериментальных методов исследования, процессов образования и распределения газообразных продуктов разложения изоляции и влаги в высоковольтном маслонаполненном электрооборудовании.

2. Проведены экспериментальные исследования причин и характера газообразования в трансформаторном масле и в комбинированной изоляции различных видов высоковольтного маслонаполненного электрооборудования, позволившие установить связь между газообразованием и эксплуатационной надежностью такого оборудования.

3. Предложены новые технические решения по усовершенствованию конструкции и технологии изготовления высоковольтного маслонаполненного электрооборудования, резко снижающие вероятность возникновения дефектов внутренней изоляции и обеспечивающие повышенную эксплуатационную надежность оборудования.

4. Усовершенствован принцип диагностики высоковольтных трансформаторов тока и силовых конденсаторов на базе хроматографического анализа газообразных продуктов разложения изоляции, позволивший предложить новые алгоритмы оценки состояния трансформаторов тока и конденсаторов при приемо-сдаточных испытаниях и в эксплуатации.

5. Разработаны теоретические основы создания устройств для отбора, хранения и транспортировки проб изоляционных жидкостей для проведения хроматографического анализа растворенных в них газообразных продуктов разложения изоляции.

6. Достигнутый в настоящее время уровень приборно-аналитической базы позволяет надежно регистрировать указанные значения граничных концентраций. Тем самым подтверждается принципиальная возможность оценки состояния трансформаторов тока на базе ГХ-анализа. Однако для полноценной оценки развития повреждений внутренней изоляции ТТ серии ТФРМ на основе хроматографического анализа газов, растворенных в трансформаторном масле, необходимо дальнейшее накопление данных о газообразовании в ТТ в процессе эксплуатации. Еще более актуальным, но, несомненно, дорогостоящим, является проведение ресурсных испытаний трансформаторов тока на специализированных стендах.

1. Макаров A.A., Фортов В.Е. Приоритеты энергетической стратегии России // Перспективы энергетики. Т. 7. № 2. 2003. 145 с.

2. А. Г. Овсянников. Разработка методов диагностики изоляции высоковольтного энергетического оборудования под рабочим напряжением на основе регистрации частичных разрядов. Дисс. д.т.н. Новосибирск, 2001. 429 с.

3. Концепция диагностики электротехнического оборудования подстанций и линий электропередачи электрических сетей ОАО «ФСК ЕЭС». 71 с.

4. Львов М.Ю., Львов Ю.Н., Дементьев Ю.А. и др. О надежности силовых трансформаторов и автотрансформаторов электрических сетей // Электрические станции. 2005. — № 11 - с. 69 - 75.

5. Ванин Б.В., Львов Ю.Н. Писарева H.A. и др. Изменение свойств трансформаторного масла Т -750 в высоковольтных герметичных вводах в процессе эксплуатации // Эл. станции. 1995. - № 3 - с. 28 - 32.

6. Львов М.Ю. Применение оптической мутности масла для оценки состояния высоковольтных герметичных вводов трансформаторов //Электрические станции. -1999. № 6 - с. 60 - 63.

7. Смекалов В.В. Проблемы эксплуатации маслонаполненных вводов //Энергетик. 1999. - № 5 - с. 13 - 14.

8. Славинский А.З. Контроль электротехнического оборудования в эксплуатации и при ремонтах. М.: ИЦ «Приборы и системы управления». - 1999. - 109 с.

9. Сводный технический отчет по итогам отраслевых мероприятий посбору информации, анализу и обобщению состояния электротехнического оборудования энергосистем России. М.: РАО «ЕЭС России». - 1999. - 176 с.

10. И. О.В. Кох-Коханенко, А.Ф. Курбатова, В.В. Соколов. Причины повреждаемости и меры по повышению эксплуатационной надежности трансформаторов тока 330-750 кВ. X Межд. конф. «Трансформаторостроение-2000». Запорожье, сент., 2000 г. с. 50 - 52.

11. Гречко О.Н., Курбатова А.Ф.; Родионов В.А. Повреждаемость маслонаполненных трансформаторов тока 110 750 кВ и меры по повышению их надежности. М: Энерго-пресс, 2001, с. 30 - 43.

12. Курбатова А.Ф., Гречко О.Н. Диагностика состояния изоляции высоковольтных трансформаторов тока при длительных испытаниях на работоспособность // Энергетик 1999 - №3 - с. 7-12

13. Гречко О.Н., Курбатова А.Ф., Ушакова М.В. «Испытания трансформаторов тока типа ТФРМ после длительного хранения» // ТРАВЭК. Симпозиум Электротехника 2010 // 2003 год. с. 15-17

14. WG 23-07. Instrument transformer technology and service behavior failure survey // Electra 1990, July № 125, pp. 60 62.

15. L.J. Berberich, "Influence of Gaseous Electric Charge of Hydrocarbon oils", Industrial and Engineering Chemistry, vol.30, 1938, pp. 280-288.

16. F.J. Vogel, C.C. Peterson, L.M. Matsch, "Deterioration of Transformer Oil and Paper Insulation by Temperature", AIEE Transactions, Vol.78, № 1, 1951, pp. 18-21.

17. H. Basseches, D.A. McClean, "Gassing of Liquid Dielectrics Under Electrical Stress", Industrial and Engineering Chemistry, Vol.47, No 9, Parti, 1955, pp. 1782-1794.

18. A.H. Baguhn, R.E. Reinhard, S.L. Oake, "Gas Generation During Interruption Under Oil, AIEE, 237, 1962. pp. 170-173.

19. H.R. Sheppard, "The mechanism of Gas Generation in Oil-Filled Transformers" Minutes of Thirtieth International Conference of Doble Clients, 1963, Section 6-601.

20. T.K. Sloat, J.L. Johnson, G.M.L. Sommerman, "Gas Evolution from Transformer Oils under High Voltage Stress", IEEE Trans., Vol.PAS-86, №3, 1967, pp. 69-72.

21. G. Pederson. "Gassing in Insulating Oils under the influence of an Electric Discharges", Broun Bovery Rewiev, Vol.55, No.415, Apr/May 1968, pp. 222228.

22. W.D. Halstead. "A Thermodynamic Assessment of the Formation of Gaseous Hydrocarbons in Faulty Transformers", Journal Inst. Petroleum, Vol.59, Sept 1973, pp. 239-241.

23. A.E. Baker, "Gas Composition in Corona Discharge", Minutes of Forte-Ninth International Conference of Double Clients. 1983, Section 10-701.

24. A.E. Baker, "Gassing Characteristics of Transformer Oils under Sustained Arcs", Minutes of Fiftieth International Conference of Double Clients. 1983, Section 10-801.

25. Y. Inoue, K. Suganuma, M. Kamba, M. Kikkawa. "Development of Oil-Dissolved Hydrogen Gas Detector for Diagnosis of Transformers", IEEE Trans., Vol. PD-5. Nol, Jan. 1995, pp. 226-232.

26. Nick Dominelli, "The Analysis of Transformer Oil for Degradation Products from Overhead Solid Insulation", Minutes of Fiftty-Eighth International

27. Conference of Double Clients. 1991, Section 6-12.1.

28. D.H. Grant, "A study of Furanic Compounds Generated in Transformers During Heat Runs", Minutes of Fifty-Ninth International Conference of Double Clients. 1992, Section 10-5.1.

29. T.V .Oomraen, E.M. Petrie, J.G. Reckleff, "Furanic Compounds Analysis by GC-MS, and Its Diagnostic Value for Transformer Insulating Aging", Minutes of 6th International Conference of Double Clients. 1993, Sect. 10-5.

30. P.J. Griffin, L.R. Lewand, B.Pahlavanpour, "Paper Degradation By-Products Generated Under Insipient-Fault Conditions", Minutes of Sixty-First International Conference of Double Clients. 1994, Section 10-5.

31. Кокуркин А.Д. Химия плазмы. Л.: Знание, 1970. 392 с.

32. Аракелян В.Г. Химия, механизмы и кинетика старения электроизоляционных целлюлозных материалов. 4.2. Кинетика образования продуктов разложения целлюлозы. Электротехника, №7. 2006, с. 51-64.

33. Emsley A.M., Stevens G.C. A reassessment of the low temperature thermal degradation of cellulose // Dielectric Materials, Measurements and Applications, 1992., 6th Int. Conference, 7-10 Sep 1992. pp. 229 - 232

34. Moser H.P., Dahinden V, Shnelder E. New result of aging of aramid and cellulose pressboard under selective conditions // CIGRE Symp. 05-87, 1987, pp. 500-505.

35. A. Ekenstam "The behavior of cellulose in mineral acid solutions: Kinetic Study of the decomposition of cellulose in acid solutions". Benchte der deutchen chemischen Gesellschaft, Vol 69. Issue 3.1936. pp 553-559.

36. G. Testa, A. Sardella. E. Rossi, C. Bozzi, A. Seves: "The kinetics of cellulose fiber degradation and correlation with some tensile properties" Acta Polymerica. Vol.45. Issue 1. 2003. pp. 47 49.

37. A.M. Emsley, R. J. Heywood, M. Ali And CM. Eley: "On the kinetics of degradation of cellulose". Cellulose, Vol. 4, Number 1 / March. 1997. pp. 1-5.

38. A.M. Emsley, G.C. Slevens, "Kinetics and mechanism of the low temperaturedegradation of cellulose". Cellulose, vol. No. 1. pp. 26-56, April 1994.

39. D.P.C Fung: "Kinetics and mechanisms of thermal degradation of cellulose in vacuo", Tappi 52, 1969. pp. 319.

40. X. Zou. N. Gumagul. T. Uesaka. J. Bouchard. J.: "Accelerated aging of papers of pure cellulose: mechanism of cellulose degradation and paper embitterment" Polymer Degradation and Stability, v 43, 1994, pp. 393-402.

41. P.J. Griffin et al. "The analysis of paper degradation by-products as a tool for monitoring fault conditions in oil-filled electric apparatus". Reliability of Trans, and Distrib. Equipment, 2nd Int. Conf., Mar 1995 pp. 79 84.

42. M. Duval. C. Lamarre. The characterization of electrical insulating oils by high-performance liquids chromatography. IEEE Trans. Electr. Insul. 1977. Vol. El-12. № 5. pp. 340-348.

43. Г.С. Кучинский. Частичные разряды в высоковольтных конструкциях. JI. Энергия. 1979.-224 с.

44. V. Sokolov, A. Bassetto, T.V. Oommen, Т. Haupert, D. Hanson. Transformer Fluid: A powerful tool for the life management of an ageing transformer population. NAPHTHENICS MAGAZINE No 1/2002. pp. 96 - 110.

45. L. Gherardi. B. Vecellio. Investigation of the sassing properties of dielectric liquids. IFEE Transactions on Electrical Insulation. Vol. EI-20. No. 2.1985. pp. 431-435.

46. E. Dornenburg, O.E. Gerber, "Analysis of Dissolved and Free Gases for Monitoring Performance of Oil-filled Transformers", The Brown Boveri Review, 54 (2/3): 104-11, 1967.

47. B. Fallou, F. Viale, I. Davies, R.R. Rogers, E. Dornenburg, "Application of Physico-Chemical Methods of Analysis to the Study of Deterioration in the Insulation of Electrical Apparatus", CIGRE, 1970, Report 15-07.

48. Dornenburg E and Strittmatter W. "Monitoring Oil Cooled Transformers by Gas Analysis" Brown Boveri Review. Vol. 61, No5, pp. 238-247, May, 1974.

49. R.D.Stebbins, J.J. Kelly, S.D. Myers, "Power Transformer Fault Diagnosis", 1997 IEEE PES WM, Panel Session, New York, Feb 6, 1997.

50. R.R. Rogers "U.K. Experiences in the Interpretation of Incipient Faults in Power Transformers by Dissolved Gas-in-Oil Chromatography Analysis (A Progress Report)", Minutes of Forty-Fourth International Conference of Doble Clients, 1977, Section 10-501.

51. H.C. Manger, "Combustible Gas Ratios and Problems Detected" , Minutes of Forty-Fifth International Conference of Doble Clients, 1978, Section 6-1101.

52. D.R. Pugh, "Combustible Gas Analysis", Minutes of Fortieth International Conference of Doble Clients, 1973, Section 10-401.

53. P.J. Griffin, "Criteria for the Interpretation of Data for Dissolved Gases in Oil from Transformers (A Review)", Electrical Insulating Oils, STP 998, H.G. Erdman edited, American Society for Testing and Materials, Philadelphia, 1988, pp. 89-106.

54. ANSI/IEEE, C57.104-1991, Guide for the Interpretation of Gases Generated in Oil Immersed Transformers, IEEE, New York, NY, 1994.

55. R. Baehr, "Dissolved Gas Analysis During Heat Run Test of Power Transformers", Report of CIGRE WG 12.09, April 1993. Published in a summarized version in ElectraNo.161, August 1995. pp. 31 -35.

56. M. Duval et al., "Recent developments in DGA Interpretation", Final Reportof CIGRE TF15/12-01-11, CIGRE Broshure, 1989.

57. Гроссман О.И. Ойдрам P.M. Новая методика определения газостойкости изоляционных масел. Труды Таллиннского политех. Ин-та, 1971. сер. А, № 305, с. 67 74.

58. Варшавский Д.С. Оценка удельного газовыделения масел. Электротехн. пром-сть, 1967. № 280, с. 11 12.

59. Бобровская Л.Д. и др. Разрушение электрической изоляции при длительном воздействии напряжения. В кн. Электрофизические проблемы твердых и комбинированных диэлектриков в технике высоких напряжений. Новосибирск: Наука, 1974, с. 22 39.

60. Tomago A. Development of oil-impregnated all-polypropy lene film power capacitor. IEEE Trans. Elec. Insul., 1977, vol-12, N 4, pp. 293 - 301.

61. Kuwahara H. Purtial discharge characteristics of silicone liquids, IEEE Trans. Elec. Insul», 1976, vol.11, № 3, pp. 86-91.

62. Matches K.N. Influence of electrical discharge in oil and combinations of oil and paper. IEEE Trans. Elec. Insul., 1976, vol.11, № 4, pp. 164 180.

63. Пинталь B.C., Шахгеданова СМ., Шахнович М.И. Влияние химического состава масла на интенсивность начальных ч.р. Э.П. сер. Электротехнические мат-лы. 1976, № 2(67); с. 1-3.

64. Nishimatsu М., Mukai S., Yamaguchi О. Chemical structures and electrical properties of insulating oils, Nissin Elec. Rev., 1979, v. 24, N 1, pp. 104-114.

65. Йоцида Й. Испытание на газовыделение изолирующих масел. Пер.доклада СИГРЭ 81. РГ15 - 02, Париж, с. 11 - 10.

66. Masunaga Н. Interaction between diarylalkane and polypropylene films in capacitors. M.: IEC, 1977, pp. 59.

67. Study of a correlation between energy of partial discharges and degradation of paper-oil insulation. Viale F., Poittevin J., Pallou B. and other. CIGRE. 1982. Sess.15-12. pp. 37-41.

68. Герцик A.K. Ионизационные характеристики бумажно-масляной конденсаторной изоляции при искаженной форме воздействующегонапряжения. Изв. НИИПТ, 1958. № 3, с. 62 88.

69. Ойдрам Р.А. Определение коэффициента газовыделения изоляционных масел. Изв. ВУЗов. Энергетика, 1963, с. 53 58.

70. Лысаковский Г.Г. Электрофизические проблемы долговечности и надежности высоковольтной изоляции и изоляционных конструкций. Электричество, 1978. № 9. с. 28 33.

71. Vitols, Fernades. IEEE Power Eng. text "A" Paps, Summer Meet,- New York, 1979, pp. 35.

72. Brambilla C., Farlivesti F., Nenga P., Mirra C. An instrument for measuring energy related to partial discharges in insulation systems. Alta Frequenta, 1974, vol. XLIII, № 5, p. 243-249.

73. Garcia G., Fallou B. Equipment for the energy measurement of partial discharges, "Proc. 1-st. Int. Conf. Conduct, and Breakdown Solid Dielec., Toulouse, 4-8 July, 1983". New York, N Y, 1983. pp. 275-281.

74. Kale F., Mopel J.P. On the relation between the partial discharges energy and the coolved gases in transformer oil. Proceedings CIGRE SC. 15 Colloquium "Insulating testing to assure reliable service", November, 1979.

75. Витенберг А.Г., Иоффе Б.В. Газовая экстракция в хроматографическом анализе. Парофазный анализ и родственные методы. Л.:Химия, 1982. -280 с.

76. IEC Standard, Guide for the Sampling from oil filled electrical equipment of gases of oil with dissolved gases and for the analysis of gases. 1977, publ.567, 32 p

77. Липштейн P.А., Штерн E.K., Куликова B.B. Хроматографический метод количественного определения состава газов в высоковольтных продуктах // Химия и технология топлив и масел, 1976. № 3 - с. 53 -57.

78. Аракелян В.Г., Сенкевич Е.Д. Ранняя диагностика повреждения изоляции высоковольтного маслонаполненного оборудования. Обз. инф. Информэлектро. Аппараты высокого напряжения, 1986, № 3/7. 37 с.

79. Andersson R., Roderick U.R., Jakkola V., Ostman N. The transfer of fault gases in transformers and its effect upon the interpretation of gas analysis data. CIGRE, 1976. Session Aug. 25 Sept.2, Section 12-02.

80. Muller R., Rotthaff K., Soldner K. The analysis of gases dissolved in the oil as a means of monitoring transformers and detecting incipient faults. CIGRE. 1970. Session Aug.24.- Sept.2. Section 12-02.

81. Джеферн П., Кипинг П. Анализ газов методом газовой хроматографии. М.: Мир, 1976.-80 с.

82. Айваер Б.И., Другов Ю.С. Газовая хроматография неорганических веществ. М.: Мир, 1976. 112 с.

83. Зузак М. С. и др. Опыт освоения метода хроматографаческого анализа газов, растворенных в трансформаторном масле // Энергетика и электрификация. 1977. - № 3 - с. 15-17.

84. Фроловский П.А. Хроматография газов. М.: Недра, 1969. 213 с.

85. Аракелян В.Г., Пошеманский В.М. Уточнение хроматографического метода МЭК анализа газов, растворенных в трансформаторном масле. Электротехн. пром-сть. Серия Аппараты высокого напряжения. 1976. Вып. 10(66), с. 4.

86. Супина В. Насадочные колонки в газовой хроматографии. М.: Мир, 1977.-256 с.

87. Lovis Е. Green Analysis of gas in transformer oils by gas chromatography. Hewlett-Packard Company. Avondale P.A., ANGC, pp. 3-76.

88. Приборы для хроматографии. M.: Машиностроение, 1983. 147 с.

89. Коган JI.A. Количественная газовая хроматография. М.: Химия, 1975. -203 с.

90. Гольберт К.А., Вигдергауз М.С. Курс газовой хроматографии. М.: Химия, 1974.-376 с.

91. Авдеева А.А. Хроматография в энергетике. М.: Энергия, I960 117 с.

92. Reynolds Е.Н., Black R.M. Evalution of dielectric fluids by gassing-cell tests. Proc. IEE. 1972, v. 119, № 4, pp. 497-504.

93. Gassing of cable and capacitor insulating oils under electrical stress and ionization. Publ. CIGRE. 1978, pp. 37 39.

94. Nosseir At, Hawley R. Recherches resentes sur les processus fondamenta их dans les dielectriquea liquides sour l'influence de champs electriques sieves. Rev, gen. electr., 1965, vol.74, № 12, pp. 1009-1014.

95. Clarke S.A., Reynolds E.H. The Influence of the constitution of oils upon their gassing under electric stress. Dielectrics, 1963, vol.1, N 1, pp. 26-44.

96. Ибрагимов О.Б., Халилов Д.Д. Сравнительное изучение свойств синтетических жидкостей и минеральных изоляционных масел. Уч. зап. Азерб.института физики, Баку, 1983, с. 52-61.

97. Tsutsumi Y., Higaki К. Yamamoto К. Number of solid impurities in transformer oil. Electrical Engineering in Japan, 1971, Vol. 91, N 6. pp. 127136.

98. Hirabayshi S. Gas generation by corona discharge in insulating oil. Nisson Elec.Rev., 1971, vol. 45, N 8, p.1015-1023.

99. Masunaga H. Interaction between diarylalkane and polypropylene films in capacitors, M.: IEC, 1977, p.59.

100. Испытание на газовыделение изолирующих масел. Йоцида Й. Пер. доклада СИГРЭ-81. РГ15-02, Париж, с.1 10.

101. Лысаковский Г.Г. Начальные ч.р. в аппаратной бумажно-масляной изоляции конденсаторного типа. Дис. . канд. техн. наук. Л., 1967. 247 с.

102. Лысаковский Г.Г. Электрофизические проблемы долговечности и надежности высоковольтной изоляции в изоляционных конструкциях. Электричество, 1978. № 9. с.28 -33.

103. Кучинский Г.С., Лысаковский Г.Г., Шилин O.B. Вопросы надежности изоляции высоковольтных импульсных конденсаторов // Электричество. 1978. № 9. - с.37 - 42.

104. Кучинский Г.С. Частичные разряды и срок службы высоковольтной бумажно-масляной изоляции: Дис. доктора техн. наук. JL, 1965. 195 с.

105. Маргулис М.А. Основы звукохимии (химические реакции в акустических полях): Учеб. пособие для хим. и хим.-технол. спец. вузов. М.: Высш. шк., 1984. - 272 с.

106. ПЗ.Флинн Г. Физика акустической кавитации в жидкостях // Физическая акустика / Под ред. У. Мезона. М.: Мир, 1967. - Т. 1, Ч. Б. - С. 7 - 138.

107. Акуличев В.А. Пульсации кавитационных полостей // Мощные ультразвуковые поля / Под ред. Л.Д. Розенберга. М.: Наука, 1968. - Ч. 4. -с. 129-166.

108. Сиротюк М.Г. Экспериментальные исследования ультразвуковой кавитации // Мощные ультразвуковые поля / Под ред. Л.Д. Розенберга. -М.: Наука, 1968. Ч. 5. - с. 168 - 220.

109. Розенберг Л.Д. Кавитационная область // Мощные ультразвуковые поля / Под ред. Л.Д. Розенберга. -М.: Наука, 1968. Ч. 6. - с. 221 - 266.

110. Элышнер H.É. Ультразвук. Физико-химическое и биологическое действие. М. :Физматгиз. 1963; Биофизика ультразвука. М.: Наука, 1973. -245 с.

111. Finch, R. D., Ultrasonics, 1, 2, 87 (1963). -37 с.

112. Григорян С.С. «Некоторые задачи гидродинамики тонких тел» Автореферат диссертации, представленной на соискание ученой степени кандидата наук. М., МГУ, 1957г. 18 с.

113. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования хроматографического анализа газов,растворенных в масле» РД 153-34.0-46.302-00, Москва, ОАО «ВНИИЭ», 2001 -26 с.

114. Маргулис М.А. Звукохимические реакции и сонолюмененсценция. М.: Химия, 1986.-288 с.

115. Ушаков В.Я., Климкин В.П., Коробейников С.М., Лопатин В.В. Пробой жидкостей при импульсном напряжении. Томск: изд-во HTJT. 2005. — 488 с.

116. С.С. Григорян. О некоторых специальных вопросах термодинамики сплошных сред. Прикладная математика и механика, 1960, т. 24, вып. 4. 130 с.

117. Кнэпп Р., Дейли Дж., Хеммит Ф. Кавитация. М.: Мир, 1974. - 687 с.

118. Несис Е.И. Кипение жидкостей. М.: Наука, 1973. - 279 с.

119. Mirza J.S., Smith C.W., Calderwood J.H. Liquid motion and internal pressure inelectrically stressed insulating liquids. -J. Phys. D.: Appl. Phys., 1970, V.3, pp. 580-585.

120. Buffam C.J., Brignell J.E. Charge transport by solid particles in liquid dielectrics. Nature V. 263.1975. pp. 117 120.

121. Адамчевский И. Электрическая проводимость жидких диэлектриков. -Л.: Энергия, 1972, 295 с.

122. Бесов A.C. Микронеоднородности в реальных жидкостях и кавитационные эффекты. Автореф. дисс. на соиск. уч. ст. к.ф.-м.н. -Новосибирск, ИГ, 1994. 18 с.

123. A.C. Бесов, В.К. Кедринский. Оптические исследования микропузырьков в воде.//ЖТФ, 1989. Т. 60, № 4, с. 67-73.

124. Бесов A.C. О механизме стабилизации микропузырьков газа в воде. -В сб. Взрывные и нестационарные процессы в сплошных средах., вып.99, с.94 104, г. Новосибирск. ИГ, 1990

125. Дарьян Л.А., Дрожжин А.П., Коробейников С.М., Тесленко B.C., Аникеева М.А. Регистрация микропузырьков в трансформаторном масле. //Письма ЖТФ 2008. - т.34, № 17, с. 88 - 94.

126. Г.Н. Санкин, B.C. Тесленко. Двухпороговый режим кавитации // ДАН, 2003, Т. 393, № 6, с. 762 765.

127. Бузаев В. В. Уточнение коэффициентов растворимости содержащихся в трансформаторном масле газов / Бузаев В. В., Дарьян JI. А., Сапожников Ю. М. // Электрические станции. 2006. - № 12. - с. 58 - 63.

128. Дарьян JI. А. Растворимость газов в трансформаторных маслах / Дарьян JI. А., Бузаев В. В., Сапожников Ю. М. // Электро. 2006. - №6 . - с. 21 -26.

129. В.Г. Аракелян. Температурная зависимость давления масла в герметичном бумажно-масляном BBo;i,e.http//www. vei.ru/public/Arakelyn2.pdf

130. Иоффе Б.В., Косткина М.И., Витенберг А.Г. «Коэффициенты распределения и растворимость газов в трансформаторных маслах» -Журнал прикладной химии, № 10, 1980, с. 2280.

131. International Standard IEC 567 "Guide for sampling of gases and of oil from oil-filled electrical equipment and for the analysis of free and dissolved gases", Genev, 1977. 32 p.

132. A.E. Baker. Solubility of Gases in Transformer Oil. Sec. 10-703, 2002.

133. Шахнович М.И. Синтетические жидкости для электрических аппаратов. М.: Энергия, 1972.- 150 с.

134. D 2780-97/ Standart Test method for Solubility of Fixed Gases in Liquids.

135. Littlewood A.B. Gas Chromatography. 2-nd Ed. N.Y. -L.,Academic Press. 1970.456 р.

136. Бузаев B.B. Методические указания по определению содержания кислорода и азота в трансформаторных маслах методом газовой хроматографии. Стандарт организации / Бузаев В.В., Сапожников Ю.М., Смоленская Н.Ю., Дарьян JI.A. // М., 2007 г. 42 с.

137. Пинталь Ю.С. Растворение газовых включений в минеральном изоляционном масле. Известия ВУЗов, 1964, №7, с. 95 98

138. Райченко А.И. Математическая теория диффузии в приложениях. Киев:1. Наук. Думка, 1981, 386 с.

139. P.S. Epstein and M.S. Plesset, On the stability of gas bubbles in liquid-gas solutions, Journal of Chemical Physics 18 (1950) (11), pp. 1505-1509.

140. D.M. Himmelblau, Diffusion of dissolved gases in liquids, Chemical Reviews 64 (1964), pp. 527-550.

141. Liebermann, 1957 L. Liebermann, Air bubbles in water, Journal of Applied Physics 28 (1957) (2), pp. 205-211.

142. S. Kentish, J. Lee, M. Davidson and M. Ashokkumar. The dissolution of a stationaiy spherical bubble beneath a flat plate. Chemical Engineering Science. Volume 61, Issue 23, December 2006, pp. 7697-7705.

143. Duda and Vrentas, 1971 J.L. Duda and J.S. Vrentas, Heat or mass transfer-controlled dissolution of an isolated sphere, International Journal of Heat and Mass Transfer 14 (1971), pp. 395-408.

144. Duncan and Needham, 2004 P.B. Duncan and D. Needham, Test of the Epstein-Plesset model for gas microparticle dissolution in aqueous media: effect of surface tension and gas undersaturation in solution, Langmuir 20 (2004) (7), pp. 2567-2578.

145. Favelukis et al., 1995 M. Favelukis, Z. Tadmor and Y. Talmon, Bubble dissolution in viscous liquids in simple shear flow, A.I.Ch.E. Journal 41 (1995) (12), pp. 2637-2641.

146. Fletcher, 1991 Fletcher, C.A.J., 1991. Computational Techniques for Fluid Dynamics, vol. 1, Springer, Berlin, pp.78 81.

147. Greene and Gaffhey, 1959 C.H. Greene and R.F. Gaffney, Apparatus for measuring the rate of absorption of a bubble in glass, Journal of the American Ceramic Society 42 (1959) (6), pp. 271-275.

148. Houghton et al., 1962 G. Houghton, P.D. Ritchie and J.A. Thomson, The rate of solution of small stationaiy bubbles and the diffusion coefficients of gases in liquids, Chemical Engineering Science 17 (1962), pp. 221-227.

149. J.L. Duda and J.S. Vrentas, Mathematical analysis of bubble dissolution, A.I.Ch.E. Journal 15 (1969) (3), pp. 351-356.

150. D.M.J. Manley. Change in size of air bubbles in water containing a small dissolved air content, British Journal of Applied Physics 11 (1960), pp. 3842.

151. R.S. Subramanian and M.C. Weinberg. Asymptotic expansions for the description of gas bubble dissolution and growth, A.I.Ch.E. Journal 27 (1981) (5), pp. 739-748.

152. F. Takemura, Q. Liu and A. Yabe. Effect of density-induced natural convection on the absorption process of single bubbles under a plate, Chemical Engineering Science 51 (1996) (20), pp. 4551-4560.

153. H.D. Van Liew and M.E. Burkard, Bubbles in circulating blood: stabilization and simulations of cyclic changes of size and content, Journal of Applied Physiology 79 (1995), pp. 1379-1385.

154. Wigman, J., Evans, G.M., Galvin, K.P., 2001. The dynamics of gas bubble dissolution in the presence of a surfactant. Sixth World Congress of Chemical Engineering, Melbourne, 23-27 September, pp. 86 90.

155. D.L. Wise and G. Houghton, The diffusion coefficients of ten slightly soluble gases in water, Chemical Engineering Science 21 (1966), pp. 999-1010.

156. D.L. Wise and G. Houghton, Effect of an impermeable wall on bubble collapse in diffusion coefficient measurements, Chemical Engineering Science 23 (1968), pp. 1501-1503.

157. C.N. Yung, K.J. De Witt, J.L. Brockwell, J.B. McQuillen and A.T. Chai, A numerical study of parameters affecting gas bubble dissolution, Journal of Colloid and Interface Science 127 (1989) (2), pp. 442^152.

158. P. Рид, Дж. Праусниц, Т. Шервуд Свойства газов и жидкостей. JI.1. Химия, 1982, 592 с.

159. Ген. М. Михеев, Георг. М. Михеев, Е.Г. Фадеев, А.Ю. Попов Лазерная диагностика ультразвуковой дегазации диэлектрической жидкости // ЖТФ, 2002, том 726 вып. 10, с.73 78.

160. Краткий справочник физико-химических величин. Под ред. К.П.Мищенко и A.A. Равделя. Л: Химия, 1974, 200 с.

161. J. Hubert, R. Gilbert Decomposition of transformer oils: A new approach for the determination of dissolved gases. IEEE Trans, on Power Delivery. V.12, N.2, April 1997, pp. 754-760

162. Аракелян В.Г. Разложение изоляционных жидкостей под действием частичных разрядов, тепла и ультразвукового поля / Аракелян В.Г., Дарьян Л.А., Лоханин А.К //Электричество. 1988. - № 5. - с. 33 - 36

163. Аракелян В.Г. Исследование динамики растворения газовых включений в касторовом масле / Аракелян В.Г., Дарьян Л. А. // Деп. в Информэлектро, № 954-ЭТ от 20.10.87г. М., 1987г., 8с. ил.

164. Остроумов Г.А. Взаимодействие электрических и гидродинамических полей. М.: Наука, 1979. 319 с.

165. Федоненко А.И, Жакин А.И. Экспериментальные исследования электроконвективного движения в трансформаторном масле // Магнитная гидродинамика. 1982. - № 3 - с. 74-78.

166. Жакин А.И., Таранов И.Е., Федоненко А.И. Экспериментальные исследования ЭГД-неустойчивостии электроконвекции в цилиндрических конденсаторах // Магнитная гидродинамика. 1981. -№4-с. 139-142.

167. Пинталь Ю.С. Исследование начальных частичных разрядов в конденсаторной бумажно-масляной изоляции при переменном напряжении. Дисс. Канд. Техн. Наук. М., 1967. 156 с.

168. Аметистов Е.В. и др. Тепло массообмен. Теплотехнический эксперимент. Справочник. М.: Энергоиздат, 1992. -416 с.

169. Himmelblay D.M. Diffusion of dissolved gases in liquids. Department

170. Chemical Engineering. The University of Texas, Austin, Texas 78712, April, 30, 1974.

171. Jl.А. Дарьян. Пробоотборники «Элхром» для хроматографического анализа газов, растворенных в трансформаторном масле. Сб. тр. /Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования/. Вып. 11, 2000г., с. 234-236.

172. В.Г. Аракелян, В.Н. Демина. Исследование газоплотности медицинских шприцев, применяемых для отбора трансформаторного масла // Электротехника, № 5-6, 1994г. с. 79 - 83.

173. JI.А. Дарьян. Жидкостной пробоотборник. Патент №48065. Опубликовано 10.09.2005.Бюл №25

174. Polymer Handbook/ed. By J. Brandrup, E.H. Immergut.- 3-rd ed. "A Wiley-Interscience Publication", 1989 p. 123

175. Техника лабораторного эксперимента в химии. Учеб. пособие для ВУЗов. М.: Химия, 1999, 600 с.:ил.

176. Standard test method for analysis of gases dissolved in electrically insulating oil by gas chromatography. ASTM Standard D 3612-02. 35 p

177. E.А. Столяров, Н.Г. Орлова. Расчет физико-химических свойств жидкостей. J1. Химия, 1976, 112 с.

178. P. J. Griffin "Criteria for the Interpretation of Data for Dissolved Gases in Oil from Transformers (A Review)" in book Electrical insulating oils, STP 998 / H.G.Erdman, Ed., ASTM, Philadelphia, 1988, pp. 89-106.

179. Аракелян В.Г. Особенности разрушения изоляционных жидкостей под действием частичных разрядов // Электротехника. 1997. - № 5. - с. 58

180. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Теоретическая физика: Учебное пособие. В 10 т. Т.VI Гидродинамика.- 3-е изд., перераб.-М.: Наука, гл. ред. физ.-мат. лит., 1986. 736 с.

181. Arakelyan V.G. Chromatograph for fast diagnostics of oil filled equipment Electrical Insulation Magazine, V.20, N6, pp. 8-25, 2004.

182. P.А. Липштейн, М.И. Шахнович Трансформаторное масло М.:Энергоатомиздат, 1983, 296 с.

183. Л.А. Дарьян. Исследование процесса образования газообразных продуктов разложения изоляции в высоковольтных импульсных конденсаторах при проведении ресурсных испытаний., Электротехника, 2000г, №9, с. 30-36.

184. В.Г. Аракелян, Л.А. Дарьян, А.К. Лоханин. Хроматографический метод диагностики высоковольтных импульсных конденсаторов при производстве, Электричество, № 1, 1992г., с. 54 57.

185. Дарьян Л.А., Коробейников С.М. Анализ качества устройства отбора проб, применяемых для хроматографического анализа газов, растворенных в изоляционных жидкостях. Электричество. 2006, № 12. - с. 62 - 64.

186. РД 34.46.302-89. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа. Москва, ОАО «ВНИИЭ»- 1998.-29 с.

187. Беньковский В.Г., Голубничий П.И., Олзоев К.Ф. Акустический ж. 1974, т.20, с.126., 1979, т. 25, с. 848.

188. Коробейников С.М., Дрожжин А.П., Тесленко B.C. Инициирование пробоя в жидкости с помощью кавитационных пузырьков. Вестник

189. НГТУ, 2003, № 2(15), с.93 100.

190. Шафоростов В.Я., Петренко Л.Г. Кулоновские и электродинамические силы взаимодействия обкладок конденсатора при переменном напряжении. Тр. МИРЭА, 1981. - 90 с.

191. Пинталь Ю.С., Кошелев М.А., Кривов CA. и др. Поиски методики анализа абсорбционных характеристик изоляции силовых трансформаторов. «Современное состояние и проблемы диагностики силового электрооборудования». Новосибирск: НГТУ, 2006. - с. 79-83.

192. Александрова Н.П., Манн А.К. Исследование вибрации электродов в конденсаторах. Передача энергии постоянным и переменным током. -Тр. НИИПТ, 1978, вып. 27, с. 89 95.

193. Кучинский Г.С. Высоковольтные импульсные конденсаторы. Л.; Энергия, 1979г.- 176 с.

194. Коробейников С.М. Пузырьковая модель зажигания импульсного электрического пробоя жидкостей. Дисс. на соиск. уч. степ, д.ф.-м.н. Томск. ИСЭ СО РАН; 1998 г. 330 с.

195. IEC 60599 Mineral oil-impregnated electrical equipment in service. Guide to the interpretation of dissolved and free gas analysis. 1999, p. 35

196. Ягофаров P.P. Совершенствование методов анализа причин разрушения аппаратов при техногенных авариях. Автореферат дисс. на соискание уч. ст. к.т.н. Уфа, Уфимский государственный нефтяной технический университет. 2005, 24 с.

197. Saiky J. Причины взрывов трансформаторов тока. СИГРЭ, Симпозиум 1987г, №1020-01. с. 56-59

198. Дарьян Л.А., Исследование механизма повреждения внутренней изоляции трансформаторов тока с «газовой подушкой». Электрические станции 2008. - № 5, с. 42 - 49.

199. Дарьян Л.А., Аракелян В.Г.Стойкость изоляционных жидкостей к газообразованию. Электротехника. -1997. № 2. - с. 45 - 49.

200. Дарьян Л.А., Коробейников С.М. Оценка изменения внутреннегодавления в высоковольтном маслонаполненном электрооборудовании с герметичными сильфонами. Электричество 2008, №8, с. 64 65.

201. L.A. Darian, V.G. Arakelian. The Aging Cavitational Mechanism of HighVoltage Oil-Filled Insulation. IEE Intern. Conf. On Properties and Applications of Dielectric Materials, 25-30 May, 1997. Доклад 03 p 12. Seoul, Korea).

202. Ю.П. Райзер. Физика газового разряда. М.: Наука. Гл.ред.физ.-мат.лит., 1987.-592 с.

203. JI.A. Дарьян, К.А. Зайцев. Кажущиеся заряды частичных разрядов в секционированных конденсаторах. Электрическая прочность изоляции электрооборудования высокого напряжения; Сб. науч. тр. ВЭИ, 1989г., с. 107-110.

204. Дарьян JI.A. Опыт применения газовой хроматографии для диагностики высоковольтных импульсных конденсаторов / Дарьян JI. А., Аракелян В.Г., Лоханин А.К.// Сб. «Состояние и перспективы развития электрической изоляции". Л., 1987г., с.39 40.

205. ГОСТ 27. 503-81. Методы оценки показателей надежности.

206. Капур К., Ламберсон Л. Надежность и проектирование систем. Пер. с англ. под. ред. И. А. Ушакова, Мир, 1980. 605 с.

207. Л.А.Дарьян. Оценка граничных концентраций газов в трансформаторах тока типа ТФРМ. Доклад 4.32 на Симпозиуме Электротехника 2030., 2003 год. 5 с.

208. Fallou В. Detection of and research for the characteristics of an incipient fault from analysis of dissolved gases in the oil of insulation. Electra, №42, 1975. pp. 45-55.

209. Гречко О.Н., Давиденко И.В., Калачева Н.И., Курбатова А.Ф., Смекалов В.В. О браковочных значениях концентрации газов в масле. Доклад 4.18 Симпозиум Электротехника 2030, 2007.

210. Гречко О.Н., Давиденко И.В., Калачева Н.И., Курбатова А.Ф., Смекалов В.В. Граничные концентрации газов в масле трансформаторов тока типа ТФЗМ и трансформаторов напряжения типа НКФ.//Известия РАН. Энергетика, №1, 2007. с. 87 - 91.

211. Гречко О.Н., Давиденко И.В., Калачева Н.И., Курбатова А.Ф., Смекалов В.В. Граничные концентрации газов в масле трансформаторов тока с конденсаторной изоляцией // Электротехника, №1, 20. с. 27 - 31.

212. Anderson R., Roderick U.R. and other. CIGRE, 1976, Aug. 25 - Sep. 2, Sec. 12-02.

213. Аракелян В.Г., Сенкевич Е.Д. Ранняя диагностика повреждений изоляции высоковольтного оборудования. «Обз. Инф. Информэлектро. «Аппараты высокого напряжения», 1986, №3/7, 31с.

214. Burton P., Carbaleira М, Crecpo М., Foschum Н., and other. New applications of oil dissolved gas analyses and related problems. Доклад 15-11 на сессии СИГРЭ 1984.

215. P.Guunic, M.Martinez, J, Patelli, E. Alzieu. Transformer Diagnostic and Monitoring Techniques for French Nuclear Plants. ICMEP-ACEID., 2003., pp.309-313.

216. A.Vaz & M.Silvestre Instrument Transformers Field & HV Laboratory Study and Test Program To Prevent Failures - OGRE Session 1998 - Sec 12103

217. V.V.Sokolov & Co Authors Development of Diagnostic System of 330-750kV Current Transformer Based on Service Experiences and Endurance Tests -CIGRE Session 1998- Sec 12-107.

218. A.Mollmamn and B.Pahalavanpour New Guidelines for Interpretation of Dissolved Gas Analysis in Oil Filled Transformers - Electra No. 186 (Oct. 1999). pp. 32-41.