автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Некоторые аспекты оптимизации системы диагностики силового электрооборудования

УРАЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ

Осотов Вадим Никифорович

НЕКОТОРЫЕ АСПЕКТЫ ОПТИМИЗАЦИИ СИСТЕМЫ ДИАГНОСТИКИ СИЛОВОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ (на примере Свердловэнерго)

05.14.02. Электрические станции (электрическая часть), сети, электроэнергетические системы и управление ими.

виде научного доклада на соискание ученой степени кандидата технических наук

УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи

РГв 01

"3 я;;з

Диссертация в /

Екатеринбург, 2000.

Работа выполнена на кафедре «Автоматизированные электрические сети) Уральского государственного технического университета.

Научный консультант: д.т.н., доцент Обоскалов В .П.

Официальные оппоненты: д.т.н., профессор Обабков В.К.

к.т.н. Шамрай В.Н.

Ведущая организация: МЭС Урала

Защита состоится 6 декабря 2000 года в 1400 часов в аудитории Э-40 на заседании диссертационного совета К.063.14.04. Уральског государственного технического университета по адресу: 620002, 1 Екатеринбург, УГТУ-УПИ, ЭТФ, ул. Мира 19.

Отзывы на диссертацию в виде научного доклада в двух экземпляра) заверенных печатью, просим направлять по адресу: 620002, г. Екатеринбург, у: Мира 19, Ученый совет Уральского государственного техническог университета, факс (3432) 59-16-15.

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомиться библиотеке УГТУ-УПИ.

Диссертация в виде научного доклада разослана (» октября 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совета д.т.н., доцент

Обоскалов В.П.

\ Ш. - /к/ - >г- п з. п

Общая характеристика работы.

Актуальность темы: необходимая надежность работы [ветроэнергетического оборудования электрических станций и сетей в (ачительной мере обеспечивается рациональной системой предупредительных монгол, составной частью которой является система диагностики, шоляющая своевременно выявлять возникающие дефекты и, устранив их в гановом порядке, исключать аварийные повреждения оборудования, шводящие, как правило, к перерывам электроснабжения потребителей или фушению нормального режима работы энергосистемы.

По сложившейся традиции основные положения системы диагностики шового электрооборудования закреплены в отраслевых директивных жументах, которые обязательны для всех предприятий отрасли и, чаще всего, вирутотся на обобщении длительного опыта эксплуатации [ектрооборудования в энергосистемах страны. Являясь весьма шеервативной, такая система страхует от грубых ошибок, но в принципе не юсобна быстро реагировать на новые достижения науки и техники. Если к 1му же учесть многообразие условий работы каждой энергосистемы в гаптабах нашей страны, то следует признать, что при таких подходах трудно едать оптимальную систему диагностики электрооборудования, ¡зволяющую перейти от системы планово предупредительных ремонтов к [стеме ремонтов по техническому состоянию. Любая система диагностики [ектрооборудования включает как минимум следующие элементы: комплекс штролируемых параметров, комплекс методов контроля этих параметров, (мплекс оборудования для реализации этих методов, оптимизация сроков (агностических процедур. Все эти элементы взаимосвязаны и недостатки обого из них снижают общую эффективность диагностики.

Поэтому совершенствование любого их этих элементов способствует >вышению эффективности системы диагностики электрооборудования на [ждом этапе развития электроэнергетики.

Тема диссертации соответствует задачам отраслевой научно-технической юграммы ОНТП 0.04, а так же «Мероприятиям по повышению )фективности диагностики электротехнического оборудования подстанций и РУ электростанций» (Департамент электрических сетей РАО «ЕЭС России», ! 11-02/2-01/109 от 05.09.98.).

Цель работы: повышение эффективности системы диагностики шового электротехнического оборудования за счет разработки и внедрения >мплекса организационных и технических мероприятий.

В связи с этим решены следующие задачи:

• Определены оптимальные сроки профилактических испытаний

изоляции обмотки статора турбогенераторов и изоляции воздушных

линий электропередачи.

• Разработаны устройства контроля состояния щеточноконтактногс аппарата турбогенераторов.

• Исследованы возможности диагностирования внутренних повреждений турбогенераторов на основе хроматографического анализе газов разложения в охлаждающем водороде.

• Исследованы возможности вибродиагностирования статорог турбогенераторов и усилия прессовки обмоток силовы> трансформаторов.

• Исследовано влияние льдистых образований на элекгрическук прочность внутрибаковой изоляции масляных выключателей.

• Разработаны методы и средства повышения надежности работь баковых масляных выключателей при низких температурах.

• Исследованы возможности тепловизиошюй диагностики отдельны? видов электрооборудования.

• Разработано устройство присоединения для измерения изо ляд и I высоковольтного оборудования под рабочим напряжением.

• Исследованы процессы старения проводов и тросов воздушных лини» электропередачи.

• Разработаны положения многоаспектного анализа для экспертно5 системы оценки состояния маслонаполненного оборудования.

• Уточнены критерии оценки состояния высоковольтные маслонаполненных вводов по результатам хроматографического анализ; газов разложения.

• Сформулированы основные положения концепции развития системь диагностики силового электрооборудования.

Методы исследований: методы математической статистики, методь математического и физического моделирования, экспериментальны! исследования на действующем оборудовании.

Научная новизна: показана корректность применение экспоненциального закона распределения времени появления неисправности ] отказа при определении сроков проведения профилактических испытали: изоляции.

Установлено наличие зависимости между уровнем частичных разрядов ] кратковременной электрической прочностью изоляции обмотки статор турбогенераторов.

Доказана возможность диагностирования внутренних повреждени турбогенераторов по результатам хроматографического анализа газо разложения, содержащихся в охлаждающем водороде.

Установлены закономерности изменения электрической прочност внутрибаковой изоляции масляных выключателей от наличия льдисты образований в масле.

Установлены закономерности изменения виброхарактеристик статора урбогенераторов от степени жесткости сердечника статора.

Установлены некоторые закономерности старения проводов и тросов оздушных линий электропередачи при воздействии токов короткого амыкания и других эксплуатационных факторов.

Установлено наличие зависимости концентрации газов разложения, астворенных в масле исправных маслонаполненных высоковольтных вводов, т срока службы этих вводов.

Предложены критерии оценки состояния высоковольтных выключателей средств защиты от перенапряжений по результатам тепловизионного бследования.

Практическая ценность: определены оптимальные сроки рофилактических испытаний изоляции турбогенераторов и линий лектропередачи, что нашло отражение в нормативно-технических документах 'вердловэнерго.

Разработана и внедрена методика вибродиагностирования статоров урбогенераторов.

Разработана и внедрена методика тепловизионного обследования ысоковольтных выключателей и систем охлаждения силовых рансформаторов.

Разработаны и внедрены устройства присоединения для измерения [иэлекгрических потерь изоляции высоковольтного оборудования под рабочим [апряжением.

Разработаны и внедрены устройства для повышения надежности работы юсляных баковых выключателей при низких температурах.

Разработана и внедрена система организации диагностики силового лектрооборудования в Свердловэнерго.

Разработаны элементы экспертно-диагностической системы оценки остояния высоковольтного маслонаполненного оборудования.

Личный вклад автора состоит в:

• Разработке математической модели для расчета оптимальных сроков профилактических испытаний изоляции.

• Проведении исследований влияния льдистых образований на электрическую прочность внутрибаковой изоляции.

• Формулировании идеи и конструктивной проработке вариантов устройств повышения надежности работы баковых масляных выключателей при низких температурах.

• Формулировании идеи метода вибродиагностирования сердечника статора турбогенераторов и усилий запрессовки активной части трансформаторов, а также разработке программы экспериментальных исследований и выборе критериев оценки.

• Формулировании идеи и экспериментальных исследованиях устройств присоединения для измерения диэлектрических потерь изоляции под рабочим напряжением.

• Постановке эксперимента и обработке его результатов при исследовании процессов старения проводов и тросов.

• Формулировании основных положений многоаспектного анализа для экспертной системы оценки состояния маслонаполненного оборудования.

• Статистическом анализе результатов хроматографического анализа газов, растворенных в масле герметичных маслонаполненных вводов.

• Формулировании методических подходов при разработке методики тепловизионного обследования высоковольтных выключателей, силовых трансформаторов и средств защиты от перенапряжений.

• Разработке системы организации диагностики силового электрооборудования в Свердловэнерго.

• Обобщении опыта эксплуатации силового электрооборудования.

• Расчете технико-экономической эффективности внедренных работ.

Апробация работы: результаты проведенных работ докладывались на 25 международных, всесоюзных, всероссийских, областных, ведомственных научно-технических конференциях, симпозиумах, семинарах и совещаниях пс вопросам исследований, контроля и диагностики силовогс электрооборудования.

Реализация результатов исследований: методики вибродиагностирования статоров турбогенераторов, обследования обмотки и сердечнике статора турбогенераторов с помощью технических эндоскопов тепловизионного обследования выключателей и систем охлаждения силовы> трансформаторов, в разработке которых принимал участие автор, внедрены I Свердловэлектроремонте и используются при оценке состоянш электрооборудования на всех предприятиях Свердловэнерго.

Устройства для повышения надежности работы масляных баковы> выключателей при низких температурах, в разработке которых принимав участие автор, внедрены на предприятиях Свердловэнерго и на завод« «Уралэлектротяжмаш» при выпуске масляных баковых выключателей 220кЕ исполнения ХЛ.

Основные положения многоаспектного анализа оценки состоянш маслонаполненного оборудования, сформулированные автором, использовань УГТУ-УПУ при разработке экспергно-диагностической системы оценю состояния высоковольтного оборудования «Альбатрос».

Изготовление устройств присоединения для измерения диэлектрически; потерь изоляции высоковольтного электрооборудования освоено ] Свердловэлектроремонте и они внедрены в Свердловэнерго, Челябэнерго Кировэнерго, Тюменьэнерго.

Система организации диагностики силового электрооборудования, предложенная автором, реализована в Свердловэнерго и закреплена соответствующим стандартом предприятия.

Публикации; содержание работы отражено в 62 статьях, в 33 тезисах докладов. Получено 7 авторских свидетельств и патентов на изобретения.

1. Обзор выполненных исследований.

При сложившейся системе методов и средств диагностирования повышение эффективности системы диагностики электрооборудования в целом может быть достигнуто за счет оптимизации сроков проведения диагностических работ. Этой проблеме посвящены работы [4, 6, 8-14], в которых на основании анализа опыта эксплуатации -и - исследования математических моделей показано, что сроки проведения диагностических работ для изоляции большинства видов электрооборудования могут быть увеличены в несколько раз по сравнению со сроками, определенными действующими в тот период (1974-1979 года) директивными материалами. Это указывает также на недостаточную эффективность применяемых в рассматриваемый период методоз диагностирования электрооборудования.

Наиболее эффективным направлением совершенствования системы диагностики электрооборудования является внедрение новых методов и средств диагностирования.

Результаты исследований по повышению эффективности системы диагностики масляных баковых выключателей (МВ) приведены в работах [2, 3, 5, 20, 22, 31, 33, 36, 37, 51]. Экспериментальным путем получены зависимости электрической прочности масляной изоляции от наличия льдистых образований, что позволило разработать методы контроля наличия воды в баке МВ. Разработана методика оценки состояния токоведущей системы МВ приборами инфракрасной техники. Показано, что механический износ основных узлов МВ после длительной эксплуатации незначителен. Предложена методика комплексного обследования МВ.

В работах [15,24,29, 38, 44,47,48, 59, 65,67, 70, 71, 72,74, 79,82, 85,87, 89, 91, 93, 102] приведены результаты исследований по внедрению новых и совершенствованию существующих методов диагностирования турбогенераторов (ТГ). Показана возможность обнаружения дефектов активной части ТГ по результатам хроматографического анализа газов разложения в охлаждающей среде (водороде и трансформаторном масле), и разработаны критерии диагностирования. Экспериментально доказано наличие корреляции между электрической прочностью изоляции обмотки статора и уровнем пазовых (частичных) разрядов в ней. Разработано устройство диагностирования щегочно-контактного аппарата ТГ. Усовершенствована технология обработки результатов тепловых испытаний ТГ, разработаны алгоритм и компьютерная программа обработки результатов испытаний. Показана целесообразность и эффективность тепловизионного контроля ТГ. Показана высокая эффективность применения технических эндоскопов в процессе диагностирования ТГ при ремонте. Доказана возможность применения методов вибродиагносгаки для оценки состояния статора ТГ, разработана методика контроля, предложены критерии оценки работоспособного состояния. Обоснована необходимость комплексного обследования ТГ со сроком службы близким или превышающим нормативный расчетный.

Результаты исследований по совершенствованию элементов системы шгостирования маслонаполненного оборудования приведены в работах [1,7 ,10,12,16,17, 19,26,27, 30, 35,40,41,43, 49,50, 54, 57, 61,68, 75, 76, 77, 84, , 90, 94, 95, 97, 98, 100]. Экспериментально доказано, что большинство Центов изоляции, характерных для современного маслонаполненного эрудования, не могут быть выявлены при измерении диэлектрических эактеристик на низком напряжении. Для измерения tg8 изоляции соковольтных вводов, измерительных трансформаторов тока, соковольтных шунтирующих реакторов под рабочим напряжением фаботано устройство присоединения, позволяющее обеспечить эбходимую точность измерений. Показано, что даже столь сокоинформативный метод диагностирования, как анализ растворенных в еле газов разложения, не может обеспечить полноценного диагностирования слонаполненного оборудования, которое может быть обеспечено только на нове анализа комплекса различных характеристик. Предложена методика енки состояния системы охлаждения типа ДЦ силовых трансформаторов с мощью приборов инфракрасной техники. Экспериментально доказана зможность оценки усилия прессовки обмоток силовых трансформаторов без крытая активной части методами вибродиагностики. Исследовано влияние зкостных характеристик масла на тепловой режим силовых трансформаторов. ) казан а решающая роль теплового режима маслонаполненных конденсаторов . надежность работы шуитовых конденсаторных батарей и предложена мплексная методика их диагностирования, включая тепловизионный нтроль.

Установлено наличие корреляции между содержанием растворенных в юле газов разложения и сроком службы герметичных маслонаполненных одов, что позволило уточнить критерии отбраковки и избежать >еждевременного вывода оборудования из работы.

Некоторые аспекты совершенствования системы диагностики воздушных ший электропередачи (ВЛ) отражены в работах [4, 6, 25, _39, 52]. кспериментально установлено наличие зависимости механическо прочности юводов и тросов ВЛ от температуры нагрева в аварийных режимах, показана юбходимость пересмотра ряда директивных документов. Показано, что •арение элементов ВЛ идет крайне неравномерно, и работоспособность ногих ВЛ со сроком службы, близким или превышающим расчетный, может лть обеспечена путем выборочной замены только дефектных элементов и ассовый вывод из работы таких ВЛ не требуется.

Совершенствованию системы диагностики средств защиты от гренапряжений посвящены работы [21,28, 55, 69,73,78, 81,88,96]. Показано, го полноценное диагностирование средств защиты от перенапряжений может ыть обеспечено, только на основе комплекса методов, а при кошроле под абочим напряжением ведущую роль играет тепловизионный контроль.

Проблемы оптимизации сроков проведения диагностических работ гдельных видов электрооборудования отражены в работах [6, 8 ,9, 11, 13 ,14]. [редложены математические модели параметров потоков отказов изоляции ТГ

и ВЛ, на основании которых рассчитаны оптимальные сроки профилактически работ. Показано удовлетворительное совпадение расчетных данных результатами опыта эксплуатации ТГ и ВЛ в Свердловэнерго.

Общие проблемы организации диагностирования электрооборудовани рассмотрены в работах [18, 32, 42, 46,.53, 51, 60, 63^64, 66, 80, 83, 92, 99, 101 Показана необходимость комплексного подхода и организаци диагностирования электрооборудования в энергосистеме. Сформулирован основные положения концепции развития системы диагностик электрооборудования в современных условиях. Обоснована необходимое! многоаспектного анализа при разработки экспертных систем оценки состоянп высоковольтного оборудования. Показана необходимость совершенствовани системы подготовки специалистов по диагностике электрооборудовани Предложена система организации диагностики силового электрооборудовани в Свердловэнерго.

Проблемам диагностирования электрооборудования по его тепловом состоянию на основе приборов инфракрасной техники посвящены работы [2. 32, 34,36,37,48,62, 64,69,78, 86, 96]. Показано, что тепловизионный контро; является одним из основных методов диагностирования под рабочи напряжением и позволяет существенно повысить эффективность систем диагностирования электрооборудования в целом. Разработаны методик тепловизионного контроля токоведущих систем коммутационных аппарата систем охлаждения ДЦ силовых трансформаторов, средств защиты с перенапряжений.

На основе статистического анализа экспериментальных данных в [45, 5( уточнена область применения акустического метода контроля опорж стержневых изоляторов, реализованного в приборе ПАК-2. Показано наличт корреляции между величиной аккустического сигнала и качество армирующих узлов и материала изоляторов, а также отсутствие такс корреляции с разрушающей нагрузкой изолятора.

2. Элементы оптимизации системы диагностики турбогенераторов.

Исправность изоляции обмотки статора ТГ во многом определж надежность работы ТГ в целом. В то же время методы оценки состоят изоляции являются наиболее консервативным элементом систем диагностирования ТГ. До сих пор решающими считаются испытания изолящ повышенным напряжением. В этом случае исправной считается изолящ электрическая прочность которой выше уровня испытательного напряжения, неисправной, но работоспособной - с электрической прочностью нш испытательного , но выше рабочего напряжения. Неработоспособна изоляция электрической прочность ниже рабочего напряжения. Процесс развития отка в этом случае можно представить следующим образом, о начала зксхшуа1ащ развивается неисправность и проявляется через случайное время Ть после че развивается вторая стадия отказа и проявляется через случайное время 1 Отказ наступает в момент времени Т=Т1+Т2. При экспоненциальном зако] распределения времени Т| и Тг оптимальные сроки проведен]

офилактических работ могут быть определены по графику рис.1 [13, 14], е А|=1/Тср1; Я,2=1/Тср2-

Гады

%г

I > ■ ■ ' ■ ' 1-111_|_I_I_>

0,2 Я? 0,5 ОМ !,0 7,2 ¡/Го9

ис.1. График зависимости оптимального срока профилактики от соотношения А.1 и Хг.

Реальным значением ТСр1 и Г^.^ соответствуют оптимальные сроки юведения профилактических работ через 6-10 лет [11, 13, 14], т.е. при питальных ремонтах, необходимость которых обусловлена комплексом >угих показателей. Проведение испытаний изоляции в межремонтный период несообразно только для отдельных ТГ с аномально низкой надежностью юляции. Многолетний опыт эксплуатации ТГ в Свердаовэнерго полностью щгверждает эти выводы. На основании этого можно также заключить, что >зможности разрушающих методов контроля состояния изоляции ТГ ;черпаны и для повышения эффективности системы диагностики ТГ гобходимы более информативные методы контроля.

Одним из таких методов является контроль уровня частичных разрядов СР) в изоляции ТГ. Возможности получения дополнительной информации о хггоянии изоляции при контроле уровня ЧР иллюстрируются рис.2, на которм эедставлена зависимость уровня ЧР от величины измеренного напряжения и жов утечки от величины постоянного напряжения при испытаниях изоляции

обмотки статора ТГ мощностью 25МВт через 32 года после полной перемотка [59]. Очевидно, что по результатам измерения тока проводимости изоляцик невозможно сделать вывод о значительном старении изоляции, хотя пс результатам измерения ЧР такой вывод очевиден.

Рис.2. Зависимость уровня частичных разрядов от величины переменного напряженш и токов утечки от величины постоянного напряжения для турбогенератора мощностью 25МВт.

1,2,3,4 - уровни ЧР по фазам А, В, С и для обмо гки статора в целом соответственнс ПИ - пробой изоляции при и-16,5кВ; 5, 6,7 - ток утечки по фазам А, В, С

Известно, что изоляция ТГ чаще всего повреждается из-за местны механических повреждений. Такие дефекты с успехом могут быть обнаружеш осмотром с применением технических эндоскопов [72]. По сравнению традиционными методами количество выявленных с помощью эндоскопо дефектов увеличивается в несколько раз [72]. Эффект от применени эндоскопов будет еще выше, если на стадии проектирования и изготовления Т будет учитываться их приспособленность для такого осмотра.

Хотя отказы ТГ из-за перегревов изоляции более редки по сравнению механическими повреждениями, задача обнаружения перегревов остаетс актуальной, так как аварийное повреждение ТГ по этой причине чреват большими убытками. Выявление таких дефектов возможно на осног хроматографического анализа газов разложения твердой изоляции охлаждающем активную час1ь ТГ водороде. При лом ьизможно обнаружен* дефектов в самых труднодоступных местах, так как водород контактирует с всеми элементами активной части. В результате многолетних наблюдени установлено, что для нормально работающих ТГ характерно отсутствие всс газов разложения за исключением метана СН4 и углекислого газа СО2 [24

яичные значения которых для бездефектных ТГ находятся на уровне 0,1% г С02 и 0,01% для СЩ. На основе разработанной методики на одном из ТГ ) МВт был обнаружен перегрев изоляции ротора вследствии виткового тыкания [24]. Еще более эффективен метод хромотографического анализа ов разложения для ТГ с масляным охлаждением обмотки статора [48].

Отказы щеточно-контакгных аппаратов (ЩКА) являются достаточно той причиной остановов мощных ТГ. Для периодического контроля определения тока по щеткам ЩКА с успехом могут быть применены клещи ¡тоянного тока на основе датчиков Холла [29]. Для непрерывного контроля таяния ЩКА разработано устройство диагностирования [38], пролирующее переходное падение напряжения на щетках положительной и жцательной полярности, упрощенный вариант которого успешно прошел >верку на одной из ТЭЦ Свердловэнерго. При периодическом шовизионном контроле ЩКА могут выявляться дефекты токоведущего ттура, которые не фиксируются другими методами контроля [58]. Основной агностический признак при этом - наличие аномальных нагревов.

Контроль теплового состояния является важной частью системы гностики ТГ. Нагревы внешних элементов могут быть оценены при шовизионном контроле и позволяют выявлять дефекты сборки ТГ", вводящие к появлению короткозамкнутых контуров. [48, 59]. Для повышения фективности и информативности традиционных тепловых испытаний ТГ (работала программа обработки данных тепловых испытаний [47,48, 59, 89].

Известно, что изменение вибрации электрической машины, с учетом эднозначного соответствия между ее состоянием и диагностическими гналами, отражают до 80% всех возможных дефектов. Однако количество })ектов, реально выявленных методами вибродиагностики применительно к ', далеко отстает от теоретических возможностей. Методы вибродиагностики ггора ТГ рассмотрены в [44, 48, 59, 70, 71, 79, 82, 85, 91, 93, 102]. На Зотающем ТГ вибрационные сигналы снимаются с корпуса ТГ (рис.3).

С л ' \ .......

Рис.3. Схема расположения мест установки пьезоакселерометров на корпусе турбогенератора.

На рис.4 для двух ТГ типа ТВВ-320-2 показаны спектры вибрации, лученные в четырех контрольных точках на каждом из них. Виброграммы » сняты на ТГ с плохим состоянием сердечника статора (ослабление отности и выкрашивание зубцов), который впоследствии был списан и монтирован. Виброграммы «б» получены на статоре, находящемся в рошем состоянии. Для интегральной оценки вибрации корпуса ТГ и удобства нтроля за изменением вибрации в зависимости от различных эксплуатацион-

2" мЛ.2 а. СКО 2.37

2~ в. СКО 3.91 ЛААЛ АЖЬ^альЗАЛ^^ХЛ 1ЛЛ1ЩЛА1А]

2" м/с2 е. СКО 2.97 Частша, Гц 2 ¿ее

■1*2 ОСО 2.46 .. А иЛ

Частота,Гц ' 2 гае а)

м/с 2 19. СКО 1.26

2~ мЛ2 в. сто 2.72 А ХЛ----

2 " СКО 1.61 Частота. Гц г вея

м£2 в. СКО 2.67 —ли.— 1 ' ' ' 'Частота. Гц ' гЬее

б)

Рис.4. Спектры вибрации, снятые с 4-х контрольных точек корпуса статора работающего турбогенератора: а - статор в плохом техническом состоянии; б - статор в удовлетворительном техническом состоянии.

IX факторов предложено использовать два выраженных в виде ¡роускорения усредненных параметра: А] - среднеквадратическое лонение (СКО) виброускорения на частоте 100Гц, усредненное для точек ма вибросигнала и Аг-ю - СКО виброускорения для частот в диапазоне 200-ЮГц, усредненное для точек съема вибросигнала. Расчет величин А| и А2-10 юлняется по формулам:

А,=Ш-£а;ь А2-1о=Ш-ХУ2;ац2 Где: ал - СКО виброускорение в точке номер 1 на частоте 100Гц (м/с2), йц - СКО виброускорения в точке номер 1 на частоте ^100 (например )Гц), N - число точек усреднения.

В результате многолетних наблюдений выведены среднестатистические 1чения А) и А2-10 для разных типов ТГ и определены ориентировочные ;дельные уровни вибрации. Например, для исправных турбогенераторов В-300 параметр А1 не превышает 3м/с2, а параметр А2-ю не более 0,8м/с2. угим направлением вибродиагностики является изучение взаимосвязи 5рационных свойств и фактического состояния узлов и частей статора юбранного ТГ [44, 48, 59, 70, 71, 74, 79, 82, 91, 93, 102]. Вибрационные следования пакета сердечника статора ТГ проводятся посредством пульсного возбуждения его поперечных колебаний с помощью ударного лотка последовательно в нескольких сечениях (рис.5). Путем совместной заботой входного сигнала и сигнала отклика получается передаточная нкция, по которой определяются резонансные частоты в каждом сечении.

Сечения

Г ^

Ст. в

Ст.Т

\Сердечник статора

и и

• - точки виброобследования Рис.5. Сердечник статора турбогенератора. Точки установки акселерометров и приложения ударного воздействия

Эта информация позволяет провести сравнение жесткостных рактеристик сердечников статоров ТГ, которые прямо пропорциональны их зонансным частотам [71]. Для оценки плотности сопряжения стяжных призм спинкой статора ТГ предложено исследовать резонансные частоты каждой измы путем ударного возбуждения одного конца призмы и съема брационного отклика с другого конца (рис.6). Проведенные исследования казали, что призмы, имеющие ослабленную плотность сопряжения со инкой сердечника, характеризуются наличием относительно низкочастотных зонансных пиков. На рис.7 показаны примеры вибрационных характеристик ютной и ослабленной стяжных призм сердечника ТГ типа 11 В-300, которые азывают на возможность распознавания ослабления стяжной призмы по ее [бропортрету.

Призма

Рис.6. Стяжная призма сердечника. Точки установки акселерометров и приложения ударного воздействия.

Частота, Гц

5000

О Частота, Гц 5000

Рис.7. Примеры передаточных функций ослабленной (а) и плотной (б) стяжных призм сердечника статора турбогенератора ТГВ-300.

Дальнейшие исследования [102] показали, что повышение точности оценки плотности сердечника может быть достигнуто при использовании в качестве диагностического признака изменения во времени параметра поглощения энергии колебаний.

3. Некоторые аспекты совершенствования системы диагностики масляных баковых выключателей.

Аварийные повреждения масляных баковых выключателей (МВ) в зимний период из-за перекрытия внутрибаковой изоляции послужили толчком к исследованию электрической прочности масла при наличии в нем льдистых образований. В результате исследования влагообмена масла в МВ с окружающей средой [2] установлено, что влага в баках МВ может находится в виде отдельных льдистых образований (шарики) или достаточно массивных льдин. Экспериментально на модели МВ доказано, что из-за наличия воздушных включений в льдистых образованиях последние могут находится в масле во взвешенном состоянии практически при любой отрицательной

гмпературе и перемещаться под действием конвективных потоков масла. На ис. 8, 9 показано изменение электрической прочности масла при наличии в асле мелких кристаллов льда или льдин на дне бака [2, 3].

«И3-

грг~|—1—-1—Г

•70 '

Л

10

15 ло

' о ю ¡0 30 Щ 50 §9 10 ЕС $0 ч

Рнс.8 Зависимость электрической прочности маета во времени при движении через испытательный промежуток кристаллов льда.

А - кристаллы введены в масло; Б - через испытуемый промежуток проходит максимальное количество кристаллов; В - уменьшение количества кристаллов вследствие опускания на дно.

кв и

t

-16-14.12-10-8 -6 -4 -2 0 2 4 б 8 Ю *С

Рис. 9. Зависимость пробивного напряжения трансформаторного масла (на дне бака - отмороженная льдина) от температуры при плоских электродах.

Расстояние от льдины до края электродов h = 25 мм.

В [3] экспериментально определены вольт-временные характеристики истого трансформаторного масла и масла с ледяными шариками. Для воевременного обнаружения появления воды в баках МВ разработано пециалыюе устройство [22], которое внедрено на всех предприятиях Звердловэнерго. Для предотвращения конденсации влаги в воздушной полости ЛВ предложено устанавливать дополнительное подогревательное устройство 5], что было внедрено tía заводе «Уралэлектротяжмаш» на выключателях :ерии «XJI».

Для оценки состояния токоведущей ситемы МВ под рабочил напряжением предложен метод тепловизионного контроля [37], основанный н; измерении превышения температуры характерной точки над температуро! окружающей среды. Экспериментально установлено, что это превышена температуры зависит от тока нагрузки:

ДТном/АТю^О иом^нагр) где: 1„ои, 1шгр - соответственно номинальный ток МВ и ток нагрузки в момен контроля. АТН0М, АТизм - превышение температуры при номинальном токе 1 токе нагрузки соответственно. В [36] приведены результаты тепловизионноп контроля МВ, подтверждающие эти выводы. Поскольку большинство М1 имеют срок службы, значительно превышающий расчетный, для выработю стратегии их диагностического обслуживания необходимо оценит закономерности износа основных узлов. В [31, 33] показано, что, как правиле износ механизмов МВ даже после 30-40 лет эксплуатации не носит массового : предельного характера, а работоспособность буфера может быть восстановлен путем несложной модернизации. Обоснована [51] целесообразность проведени комплексных обследований МВ для определения их фактического состоянш чтобы путем выборочного целенаправленного ремонта обеспечить приемлемут надежность работы МВ с большим сроком службы при ограниченных ресурса на их плановую замену.

4. Оптимизация системы диагностики маслонаполненног

оборудования.

Важное место в системе диагностики маслонаполненного оборудован« занимает хроматорграфический анализ газов (ХАРГ) разложения твердой жидкой изоляции, растворенных в изоляционном масле [16, 17, 19, 27, 39]. первую очередь он наиболее эффективен для силовых трансформаторов, та как в этом случае пробы масла отбираются на работающем оборудовании по рабочим напряжением. Для других видов электрооборудован* (высоковольтные вводы, измерительные трансформаторы) применение эти метода затруднено из-за необходимости отключения оборудования для отбо{ проб. В этом случае приоритет имеют методы контроля оборудования пс рабочим напряжением. Высокой степени эффективности при диагностирована под рабочим напряжением можно достичь измеряя изоляции с помощь устройств присоединения [35]. В [68] на * примере герметично] маслонаполненного ввода 500кВ показана высокая точность информативность измерения под рабочим напряжением. Там же показан что к интерпретации результатов ХАРГ необходимо подходить с больше осторожностью, учитывая многочисленные факторы. В частности установле) [61, 68]. что в исправных герметичных вводах зависимость сумы углеводородных газов (ЕСХНУ) от времени эксплуатации в первом приближен! подчиняется распределению Вейбула и может быть описана выражением:

2СхНу=ао+Ь(1-сс,а)

Коэффициенты «ао» и «Ь» отражают конструктивные особенности юдов, а коэффициенты «с» и «а» условия эксплуатации вводов. Характерно, го для вводов 500кВ значения коэффициента «ао», не зависящего от времени ссплуатации, оказались выше предельно допустимого, рекомендованного ротивоаварийным циркуляром Минэнерго. На рис.10 приведены данные, эказывающие малую информативность измерения tg8 вводов при армированном напряжении ЮкВ, так как у ввода, имевшего явные дефекты гачение не выходило за пределы нормируемого при традиционном методе энтроля, хотя при рабочем напряжении tg8 изоляции превышал нормируемую гличину в несколько раз.

Рис.10. Изменение 1й5 ввода в процессе испытаний

- значение в начале каждого цикла испытаний при напряжении 1 ОкВ (остывший ввод); ; - тоже в конце цикла (нагретый ввод); 3 - значение tg8 в начале каждого цикла испытаний |ри напряжении 70кВ (остывший ввод); 4 - тоже что 3 в конце цикла (нагретый ввод) ---браковочное значение tg8 согласно норм

Для трансформаторов с большим сроком службы характерна ювреждаемость из-за потери динамической устойчивости обмоток. Существующие методы (измерение сопротивления короткого замыкания и :нятие частотных характеристик) как правило лишь констатируют начавшуюся 1е формацию обмоток, но не позволяют своевременно обнаружить тервопричину этого - снижение усилия запрессовки обмоток. Исследования исполненные совместно с ВНИИТФ и Снежинсктехсервисом показали, что

снижение усилия запрессовки обмоток до опасного уровня может быть выявлено методами вибродиагностики [41, 50, 54, 75, 90]. Для оценки усилия прессовки обмоток на расшинованном и обесточенном трансформаторе осуществляется регистрация отклика на импульсное механическое воздействие. Усилие прессовки обмоток определяется из выражения:

Р=аР

где: Р - усилие прессовки обмотки; а - постоянная для диагностируемого трансформатора, определяемая путем контрольных измерений при известном усилии прессовки; п- показатель степени прессовки (определяется экспериментально); f- частота максимума спектральной плотности мощности.

Для оценки эффективности систем охлаждения ДЦ мощных силовых трансформаторов разработана методика контроля по результатам тепловизионного контроля [98], основанная на анализе зависимости:

ДТ0ХЛ=1(ДТШ)

где: ДТ0ХЛ - разность температуры масла на входе и выходе из охладителя; ДТМ1! - разность температуры масла на входе в охладитель и температуры окружающей среды.

Исследование режимов работы конденсаторов в батареях статических конденсаторов (БСК) показало [1] очень высокую зависимость срока службы конденсаторов от температурного режима, на основании чего разработана комплексная система диагностирования БСК [77], основанная на сочетании тепловизионного контроля БСК под рабочим напряжением и контроля отдельных конденсаторов на отключенной БСК, что позволило снизить повреждаемость конденсаторов БСК в 10 раз за счет оптимизации теплового режима их работы.

Анализ опыта эксплуатации измерительных трансформаторов тока (ТТ} [9] показал, что на определенном этапе их эксплуатации контроль состояния изоляции может быть сведен только к оценке состояния масла. Однако для TT с большим сроком службы (более 20 лет) необходим комплекс измерений [77]. включающий тепловизионный контроль, измерение tg5 под рабочим напряжением, ХАРГ и традиционные характеристики масла.

5. Совершенствование системы диагностики элементов воздушны! линий электропередачи (BJI).

Наиболее тяжелый случай повреждения изоляции BJI - расцепление гирлянды из за разрушения дефектных изоляторов в результате перекрыта; гирлянды под воздействием рабочего напряжения, коммутационных игн грозовых перенапряжений. Для предотвращения подобных случаев необходимс своевременно выявлять и заменять дефектные изоляторы. Для обоснованной выбора сроков профилактических работ нужно установить связь межд; надежностью изоляции BJI в целом, надежностью отдельных изоляторов i параметрами BJI. Показано [6], что параметр потока отказов BJI может быт: записан в следующем виде:

ЬВл=а-Я.-СЛ1(п-т+1)(?Л)пт

эвоначально установленный нормативный срок. В этих условиях из всего огообразия задач диагностики на первый план выдвигаются задачи ределения фактического износа и оценки остаточного ресурса эотоспособности электрооборудования, чтобы выработать рациональную эатегию эксплуатации и ремонта оборудования для продления срока его >окбы и лишь в крайних случаях замены полностью выработавшего свой ктический ресурс. Актуальна также проблема эксплуатации формально исправного, но сохраняющего при определенных условиях работоспособное ггояние электрооборудование [42,53,101].

Для получения полной и достоверной информации о фактическом стоянии электрооборудования существующая система диагностики должна ть дополнена рядом специальных методов и технологий, разрабатываемых я каждого конкретного вида оборудования, базирующихся на последних :тижениях научной и технической мысли, позволяющих вести тенаправленный поиск полезной информации и представляющих сложный «щтекс работ, требующих, как правило, объединения усилий специалистов шых уровней и направлений [32, 53, 60, 63, 66]. Решение таких задач шожно при создании диагностических структур, равных по значимости )уктурам оперативного и ремонтного цикла [53, 66, 92], в которых зредоточен комплекс необходимой специализированной диагностической таратуры и высококвалифицированные специалисты. Существенную роль в вышении качества диагностирования электрооборудования играют ;пертно-диагностические и информационные системы [58, 80, 83, 99], зволяющие ускорить процесс рутинной обработки информации и объединят ь шия значительных групп экспертов. Результаты комплексного обследования :юрооборудования являются основным источником информации при эеходе к планированию ремонтов по техническому состоянию [63, 64, 66]. »фективность таких подходов к организации диагностических работ можно □иллюстрировать на примере базового диагностического центра ердловэнерго:

• Принято решение отказаться от перемотки статора двух турбогенераторов ТГВ-200 со сроком службы более 30 лет, так как, несмотря на наличие отдельных дефектов, по результатам комплексного обследования остаточный ресурс работоспособности этих турбогенераторов оценен сроком более 5-6 лет.

• Принято решение о проведении досрочной замены статора двух турбогенераторов 300МВт со сроком службы менее 23 лет, так как в результате комплексного обследования установлено, что эти турбогенераторы исчерпали свой ресурс работоспособности. Обоснованность такого решения полностью подтвердилась при испытаниях в процессе замены этих статоров.

• Оставлен в работе статор турбогенератора ТВМ-500, имеющий дефекты по данным хроматографического анализа, поскольку комплекс других испытаний показал, что вероятность аварийного повреждения в

межремонтный период мала, так как дефект удален от активных частей статора.

• По результатам комплексного обследования силового трансформатора ТДЦ-400000/220 через 25 лет работы предсказано наличие загрязнения активной части продуктами разложения изоляции, неудовлетворительное состояние системы охлаждения, опасная распрессовка обмоток и ограниченность ресурса работоспособности масла, хотя формально нормируемые характеристики трансформатора находились в норме.

• Комплексное обследование нелинейных ограничителей перенапряжений ОПН-ПО и ОПН-220 позволило выявить большую группу ОПН с развивающимися дефектами, хотя формально по нормированным методам контроля ОПН находились в удовлетворительном состоянии. При этом ОПН выведенные из работы по результатам комплексного обследования оказались ремонтопригодными в условиях ремонтных мастерских, а те ОПН, которые были забракованы по нормированной методике, восстановлению не подлежали.

Заключение.

1. Доказана возможность диагностирования элементов активной части турбогенераторов, находящихся в работе, на основе хроматографического анализа газов разложения и анализа вибрационных сигналов, снимаемых с корпуса ТГ. Предложены критерии оценки исправного состояния ТГ.

2. Показана перспективность применения методов вибродиагностики для оценки состояния сердечника статора турбогенераторов и усилий запрессовки обмоток силовых трансформаторов при ремонте.

3. Исследован механизм появления льдистых образований в масле баковых выключателей и влияние этих образований на электрическую прочность внутрибаковой изоляции. Разработаны методы и устройства для обнаружения воды и предотвращения появления льдистых образований в баках МВ.

4. Исследованы механизмы и причины появления и развития дефектов элементов воздушных линий электропередачи. Доказано, что ресурс работоспособности проводов и тросов зависит от степени их нагрева в аварийных режимах.

5. Разработаны методики тепловизионного контроля высоковольтных выключателей и систем охлаждения силовых трансформаторов.

6. Уточнены место и роль отдельных методов диагностирования в системе диагностики электрооборудования в целом. Доказан приоритет методов контроля состояния электрооборудования под рабочим напряжением.

7. Сформулированы основные принципы организации системы диагностики силового электрооборудования на современном этапе, которые реализованы в одной из крупнейших энергосистем страны.

Публикации по теме диссертации.

Ярославцев A.M., Карамзин А.П., Масленников Д.С., Осотов В.Н. Опыт эксплуатации шунтовой конденсаторной батареи. Электрические станции, №3, 1967.

Кузнецов В.И., Масленников Д.С., Никоненко И.У., Осотов В.Н., Хуснулин Н.С. О повышении надежности внутренней изоляции масляных баковых выключателей. Электрические станции, №7,1972.

Карамзин А.П., Осотов В.Н., Хуснулин Н.С., Горячкин С.Н., Пучковскии В.В., Филиппов Г.А., Хромова Г.В. К вопросу о влиянии льдистых образований на электрическую прочность внутрибаковой изоляции масляных выключателей. Тематический сборник ИЭИ «Повышение надежности электрооборудования энергосистем», Иваново, 1973, стр. 169175.

Карамзин А.П., Осотов В.Н. По поводу статьи C.B. Крылова «Надежность изоляторов линий электропередачи напряжением 500кВ и выше». Электрические станции, №3,1974.

Кузнецов В.И., Масленников Д.С., Никоненко И.У., Осотов В.Н., Иолетавкин Ю.П., Хейнштейн Е.С., Хуснулин Н.С. Баковый жидкостный выключатель. A.C. №418911 от 16.08.71. (НО 1 h). Б.И. №9, 1974. Карамзин А.П., Осотов В.П., Попов Г.Г. О сроках профилактических испытаний линейной изоляции. Электрические станции, №5,1974. Карамзин А.П., Осотов В.Н., Чернышев М.И., Повышение надежности изоляции переключателей. Электрические станции, №7, 1974. Карамзин А П , Осотов В Н., Захаров А.П. По поводу статьи Дьячкова B.C. «О периодичности профилактических испытаний и ремонтов КРУН». Электрические станции, №10, 1974.

Карамзин А.П., Меклер Ж.Г., Осотов В.Н. Опыт эксплуатации бумажно-масляных трансформаторов тока 35-220кВ. Электрические станции, №11, 1974.

. Карамзин А.П., Меклер Ж.Г., Осотов В.Н. Эксплуатация высокочастотных конденсаторов защиты и связи. Энергетик, №12,1974.

. Карамзин А.П., Меклер Ж.Г., Осотов В.Н. Увеличение сроков между профилактическими испытаниями турбогенераторов и синхро!шых компенсаторов. Энергетик, №5,1975.

. Карамзин А.П., Козловский Ф.К., Кузнецов В.И., Захаров А.П., Осотов В.Н. Эксплутационные испытания арктического трансформаторного масла АТМ-65. Электрические станции, №4, 1976.

. Карамзин А.П., Меклер Ж.Г., Осотов В.Н. О сроках профилактических испытаний обмоток статора турбогенераторов. Электрические станции, №3, 1979.

. Осотов В.Н., Меклер Ж.Г. Оптимизация сроков профилактических испытаний изоляции обмоток статора турбогенераторов в энергосистеме. Тезисы докладов всесоюзного научно-технического семинара «Вопросы старения статорной изоляции крупных электрических машин и способы ее

профилактического обслуживания». Стр. 148-152, г.Счастье, Ворошиловоградская ГРЭС, СПО Союзтехэнерго, Москва, 1979.

15. Осотов В.Н., Ахманаев В.И. Методы оценки состояния изоляции турбогенератора ТВН-500 с масляным охлаждением обмотки статора. Тезисы докладов всесоюзного научно-технического семинара «Вопросы старения статорной изоляции крупных электрических машин и способы ее профилактического обслуживания». Стр. 175-178, г.Счастье, Ворошиловоградская ГРЭС, СПО Союзтехэнерго, Москва, 1979.

16. Бида Е.М., Осотов В.Н. Хроматографический контроль растворенных в масле газов на основе методики частичного газовыделения. Электрические станции, №7,1980.

17.0сотов В.Н., Ахманаев В.И., Бида Е.М. Внедрение новых методов диагностики развивающихся повреждений силовых трансформаторов в Свердловэнерго. Энергетик, №6,1980.

18. Осотов В.Н., Хуснулин Н.С. Оптимизация системы ремонтно-профилактического обслуживания высоковольтных вводов на основе централизации их ремонта. Тезисы докладов семинара «Передовой опыт организации профилактических испытаний высоковольтного оборудования», стр. 13-15, Москва, 1981.

19. Бида Е.М., Ефимов Ю.К., Осотов В.Н. Опыт внедрения методов диагностики состояния высоковольтного оборудования без вывода его из работы в Свердловэнерго. Краткие тезисы докладов к всесоюзному научно-техническому семинару «Выявление дефектов электротехнического оборудования под рабочим напряжением», стр. 28-30, Ленинград, 1982.

20. Усенко А.Ф., Пахомов В.А., Осотов В.Н., Кузнецов В.И. Повышение надежности баковых масляных выключателей при низкой температуре. Электрические станции, №8,1983.

21. Катсон В.Д., Константинов А.Г., Осотов В.Н., Петрищев Л.С. Опыт эксплуатации нелинейных ограничителей перенапряжений 110 и 220кВ. Электрические станции, №2,1985.

22. Аксенов Д.Г., Кузнецов В.И., Осотов В.Н., Хуснулин Н.С. Устройство контроля степени сухости изоляции в баковом электрическом аппарате. A.C. №1140063 от 20.04.83., Б.И. №6,15.02.85.

23. Масленников Д.С., Константинов А.Г., Осотов В.Н. Парылис М.Э., Гредитор А.М., Фоминых Ю.А. О тепловизионном контроле электротехнического оборудования. Электрические станции, №11,1985.

24. Бида Е.М., Осотов В.Н., Найдич М.Г. Обнаружение ранней стадии повреждений активной части турбогенераторов и синхронных компенсаторов. Электрические станции, №1,1987.

25. Катсон В.Д., Коротаев А.М., Осотов В.Н. О надежности грозозащитных трорсов. Электрические станции, №3, 1987.

26. Ефимов Ю.К., Константинов А.Г., Осотов В.Н. Измерение сопротивления изоляции при влиянии внешних электромагнитных полей. Энергетик, №5, 1987.

7. Бида Е.М., Ефимов Ю.К., Константинов А.Г., Осотов В.Н. О путях повышения эксплуатационной надежности изоляции высоковольтных трансформаторов. Краткие тезисы докладов к всесоюзному совещанию «Состояние и перспективы развития электрической изоляции», Ленинград, 1987.

8. Китаев Г.И., Бердников С.Б., Константинов А.Г., Осотов В.Н. О защитных характеристиках вентильных разрядников и нелинейных ограничителей перёнапряжешш. Электрические станции, №5,1988.

9. Герке В.Ю., Осотов В.Н. О контроле распределения тока по щеткам турбогенераторов и синхронных компенсаторов. Энергетик, №4,1988.

0. Бида Е.М., Ефимов Ю.К., Константинов А.Г., Осотов В.Н. Опыт эксплуатации высоковольтных маслонаполненных вводов. Электрические станции, №3, 1989.

1. Кузнецов В.И., Осотов В.Н. О механическом износе механизмов масляных баковых выключателей 110-220кВ. Электрические станции, №11, 1990.

2. Петрищев Л.С., Осотов В.Н., Константинов А.Г. Диагностика силового электротехнического оборудования в Свердловэнерго. Электрические станции, №5, 1992.

3. Кузнецов В.И., Осотов В.Н. О повышении надежности масляного буфера в баковых выключателях 1 Ю-220кВ. Электрические станции, №5, 1992.

4. Фоминых Ю.А., Соковишин Ю.А., Осотов В.Н., Маслеников Д.С., Константинов А.Г., Парилис М.Э., Гредитор A.M. Распределение температуры по поверхности прямоугольных шин электрических аппаратов. Электричество, №4,1992.

5 Константинов А Г. Осотов В Н. Устройство присоединения для измерения диэлектрических потерь в изоляции высоковольтного электрооборудования при рабочем напряжении. A.C. №1638663, от 21.12.88, Б.И. №12, 1991.

6. Константинов А.Г., Осотов В.Н., Фоминых Ю.А. Применение приборов инфракрасной техники для контроля силового электротехнического оборудования. Энергетик, №2, 1993.

7. Фоминых Ю.А., Константинов А,Г., Осотов В.Н., Мухин В.В., Журавлев Б.В. Способ контроля состояния токоведущей системы коммутационного аппарата. A.C. №1781719, от 11.11.90, Б.И. №46,1992.

8. Васьков Л.А., Герке В.Ю., Кожевникова Т.Н., Осотов В.Н, Голиков А.И. Устройство диагностирования состояния скользящего контакта электрической машины. Патент №2006871, от 8.04.91., Б.И. №2, 1994.

9. Кузнецов В.И., Осотов В.Н., Цыткин А Н, Коржавин Ю.А., Фоминых Ю.А. О старении и эксплуатационном ресурсе проводов и тросов воздушных линий электропередачи. Электрические станции, №4,1994.

0. Ильин О.Б., Комаров В.И., Осотов В.Н., Утробин С.Н., Шлыгин В.В. Надежнос1ь и дишноешка высоковолыных 1ерм1яичных маслонаполненных вводов. Информационный бюллетень регионального совета специалистов по диагностике силового электротехнического оборудования при Уралэнерго, г. Пермь, 1994.

41. Петрищев Л.С., Салтанов В.М., Осотов В.Н.; Косоруков С.Н., Румянцев Г.К., Рущинский В.Н., Горлов В.П., Шанов М.Г., Лобанов В.А. Исследование возможности диагностики усилия прессовки обмоток трансформаторов по их вибрационным характеристикам. Электрические станции, №8,1995.

42. Осотов В.Н. Современное состояние и проблемы диагностики электрооборудования в Свердловэнерго. Сборник докладов III международного симпозиума «Электротехника 2010 год», ТРАВЭК, Москва, 1995.

43. Хайбулин Ю.Г., Осотов В.Н. Опыт эксплуатации трансформаторного масла в АО Свердловэнерго. Тезисы доклада (3 стр.), информационный бюллетень регионального совета специалистов по диагностике силового электротехнического оборудования при Уралэнерго, г. Уфа, 1995.

44. Григорьев A.B., Осотов В.Н., Особености диагностики турбогенераторов в Свердловэнерго. Тезисы доклада (3 стр.), информационный бюллетень регионального совета специалистов по диагностике силового электротехнического оборудования при Уралэнерго, г. Оренбург, 1995.

45. Лушин А.И., Осотов В.Н. Применение прибора I1AK-2 для контроля опорностержневых изоляторов. Тезисы доклада (3 стр.), информационный бюллетень регионального совета специалистов по диагностике силового электротехнического оборудования при Уралэнерго, г. Оренбург, 1995.

46. Константинов А.Г., Осотов В.Н. Современное состояние и проблемы диагностики электрооборудования в Свердловэнерго. Вестник УГТУ (материалы юбилейной конференции), часть 1, стр. 159-163, г. Екатеринбург, 1995.

47. Григорьев A.B., Осотов В.Н., Ямпольский Д А. Компьютерная программа для обработки данных тепловых испытаний турбогенераторов. Электрические станции, №5,1996.

48. Григорьев A.B., Константинов А.Г., Осотов В.Н., Кожевникова Т.Н., Петрищев Л.С., Ямпольский Д.А. Нетрадиционные методы контроля состояния турбогенераторов в АО Свердловэнерго. Сборник докладов «Разработка и внедрение новых нетрадиционных методов контроля состояния турбо- и гидрогенераторов», С-Петербург, 1996.

49. Осотов В.Н., Комаров В.И. Совершенствование системы диагностики силовых трансформаторов в Свердловэнерго. Тезисы доклада (6 стр.), информационный бюллетень регионального совета специалистов по диагностике силового электротехнического оборудования при Уралэнерго, г. Челябинск, 1996.

50. Петрищев Л.С., Салтанов В.М., Гервиц М.Н., Осотов В.Н., Косоруков С.Н., Рущинский В.Н., Емельянов В.И., Горлов В.П., Шанов М.Г., Лобанов В.А. Оценка состояния прессовки обмоток трансформаторов. Тезисы доклада (4 стр.), информационный бюллетень регионального совета специалистов па диагностике силового электротехнического оборудования при Уралэнерго, г. Челябинск, 1996.

Комаров В.И., Осотов В.H. Опыт диагностики высоковольтных выключателей в Свердловэнерго. Тезисы доклада (4 стр.), информационный бюллетень регионального совета специалистов по диагностике силового электротехнического оборудования при Уралэнерго, г. Курган, 1996. . Абрамов А,Б., Осотов В.Н. Опыт диагностики воздушных линий электропередачи в Свердловэнерго. Тезисы доклада (2 стр.), информационный бюллетень регионального совета специалистов по диагностике силового электротехнического оборудования при Уралэнерго, г. Курган, 1996.

. Осотов В.Н. Основные направления совершенствования системы диагностики силового электрооборудования. Электрические станции, №5, 1997.

. Гервиц М.Н., Осотов В.Н., Петрищев JI.C., Саптанов В.М., Емельянов В.И., Лобанов В.А., Румянцев Г.К., Рущинский В.И. Методика диагностики усилия прессовки обмоток трансформатора. Электрические станции, №5, 1997.

. Константинов А.Г., Осотов В.Н., Шишкина О.Г. Опыт эксплуатации и оценки состояния нелинейных ограничителей перенапряжений П0-500кВ. Электрические станции, №5,1997.

>. Осотов В.Н., Лушин А.Н. Применение прибора ПАК-2 для контроля фарфоровых изоляторов. Электрические станции, №5,1997. . Крылов А.Д., Голубев В.П., Комаров В.И., Осотов В.Н. Опыт работы по измерению малых активных сопротивлений токоведущих частей высоковольтного оборудования. Электрические станции, №6,1997.

Давиденко И.В, Голубев В.П., Комаров В.И.. Осотов В.Н. Структура экспертно-диагностической и информационной системы оценки состояния высоковольтного оборудования. Электрические станции, №6,1997.

Григорьев A.B., Константинов А.Г., Осотов В.Н., Кожевникова Т.Н., Петрищев Л.С., Самородов Ю.Н., Ямпольский Д.А. Совершенствование системы диагностики турбогенераторов в Свердловэнерго.Электрические станции, №6,1997.

). Дубовой В.Г., Осотов В.Н., Шилов В.И. Проблемы развитая региональных систем диагностического обслуживания электроэнергетического оборудования на примере Уральского региона. Тезисы доклада (0,5стр.) XVIII сессия семинара РАН «Кибернетика электрических систем» но тематике «Диагностика электрооборудования», г. Новочеркасск, 1996, Известия ВУЗов, Электромеханика, №1-2,1997, стр.89.

1. Константинов А.Г., Осотов В.Н., Осотов A.B. Некоторые аспекты комплексной диагностики мощных силовых трансформаторов. Сборник докладов семинара «Современные проблемы оценки состояния и обслуживания маслонаиолненно! о оборудования)), выпуск 5, ПЭИПК, Минтопэнерго, С-Петербург, 1997.

2. Константинов А.Г., Новоселов О.О., Осотов В.Н. Применение приборов инфракрасной техники для контроля силового электротехнического оборудования в Свердловэнерго. Сборник докладов семинара «Методы и

средства оценки состояния энергетического оборудования, зданий сооружений на основе приема излучений в инфракрасном диапазоне ПЭИПК, Минтопэнерго, выпуск 4, С-Петербург, 1997.

63. Осотов В.Н. Комплексное обследование электрооборудования - основнс источник информации при планировании работ по техническому состоянш Тезисы доклада (5 стр.), информационный бюллетень регионального сове-специалистов по диагностике силового электротехнического оборудован! при Уралэнерго, г. Киров, 1997.

64. Осотов В.Н. Особенности организации тепловизионного kohtpoj электрооборудования в Свердловэнерго. Тезисы доклада (1 стр информационный бюллетень регионального совета специалистов i диагностике силового электротехнического оборудования при Уралэнерго, Ижевск, 1997.

65. Григорьев A.B., Осотов В.Н. О путях совершенствования kohtpoj теплового состояния турбогенераторов. Тезисы доклада (2 стр информационный бюллетень регионального совета специалистов г диагностике силового электротехнического оборудования при Уралэнерго, Ижевск, 1997.

66.Дубовой В.Г., Осотов В.Н., Шилов В.И. О концепции развития систем диагностики электроэнергетического оборудования в регионе Урал Электрические станции, №3,1998.

67. Григорьев A.B., Осотов В.Н., Ямпольскицй Д.А. О вибрационном контро.1 состояния статора турбогенератора. Электрические станции, №4,1998.

68. Константинов А.Г., Осотов В.Н., Комаров В.И. О контроле состоят высоковольтных маслонаполненных вводов под рабочим напряжение; Электрические станции, №7,1998.

69. Осотов В.Н., Осотов A.B. Некоторые аспекты диагностики средств защит от перенапряжений приборами инфракрасной техники. Известия ВУЗо Электромеханика, №2-3,1998.

70. Григорьев A.B., Осотов В.Н., Семенов Д.Ю., Ямпольский Д.; Вибродиагностика статоров турбогенераторов в ОАО Свердловэнерг Известия ВУЗов, Электромеханика, №2-3,1998.

71. Григорьев A.B., Осотов В.Н., Ямпольский Д.А. О вибрационном kohtpoj технического состояния статоров турбогенераторов ТГВ-300. Электричесю станции, №8,1998.

72. Григорьев A.B., Осотов В.Н., Самородов Ю.Н. О применении эндоскоп« для контроля технического состояния турбогенераторов. Электричесю станции, №11,1998.

73. Константинов А.Г., Осотов В.Н., Осотов A.B. Тепловизионный Kornpoj высоковольтных вентильных разрядников. Электрические станции, №1 1998.

74. Григорьев A.B., Осотов В.Н., Ямпольский Д.А. Способ контроля npeccoBi сердечника статора электрической машины. Патент №2113754, Б.И. №1 1998.

i. Гервиц M.H., Осотов В.Н., Салтанов В.М., Емельянов В.И., Рущинский Ô.H. Диагностика усилия прессовки обмоток мощных силовых масляных трансформаторов. Материалы международного симпозиума «Состояние, основные направления развития производства, повышение технического уровня и надежности обслуживания трансформаторного оборудования», раздел 3, Украина, Запорожье, 1998. Комаров В.И., Осотов В.Н., Туркевич C.B. Эксплуатация и диагностика измерительных трансформаторов в АО Свердловэнерго. Тезисы доклада (5 стр.), информационный бюллетень регионального совета специалистов по диагностике силового электротехнического оборудования при Уралэнерго, г. Чайковский, 1998.

Константинов А.Г., Осотов В.Н. Комплексная система диагностики батарей статических конденсаторов в Свердловэнерго. Тезисы доклада (1 стр.), информационный бюллетень регионального совета специалистов по диагностике силового электротехнического оборудования при Уралэнерго, г. Чайковский, 1998.

t. Константинов А.Г., Осотов В.Н., Осотов A.B. Некоторые особенности диагностики средств защиты от перенапряжений приборами инфракрасной техники. Тезисы докладов международной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии», IX Бенардосовские чтения, г. Иваново, 1999. ). Ямпольский Д.А., Григорьев A.B., Осотов В.Н. Методы вибродиагиостики статоров мощных турбогенераторов. Сборник тезисов. Всероссийский электротехнический конгресс с международным участием ВЭЛК-99, том 2, стр. 501, Москва, 1999. ). Давиденко И.В., Голубев В.П., Комаров В.И., Осотов В.Н. Многоаспектный анализ - основа экспертной системы оценки состояния высоковольтного оборудования. Сборник тезисов. Всероссийский электротехнический конгресс с международным участием ВЭЛК-99, том 2, стр. 503, Москва, 1999.

1. Константинов А.Г., Осотов В.Н., Осотов A.B. Некоторые особенности диагностики средств защиты от перенапряжений приборами инфракрасной техники. Тезисы докладов 15-й Российской научно-технической конференции «Неразрушающий контроль и диагностика», том 2, стр.67, Москва, 1999.

2. Ямпольский Д.А., Григорьев А.В, Осотов В.Н. Методы вибродиагностики мощных турбогенераторов. Тезисы докладов 15-й Российской научно-технической конференции «Неразрушающий контроль и диагностика», том 1, стр.57, Москва, 1999.

3. Давиденко И.В., Голубев В.П., Комаров В.И., Осотов В.Н. Многоаспектный анализ - основа экспертной системы оценки состояния высоковолыною оборудования. Тезисы докладов 15-й Российской научно-технической конференции «Неразрушающий контроль и диагностика», том 1, стр.59, Москва, 1999.

84. Константинов А.Г., Осотов В.Н., Хайбулин Ю.Г., Осотов A.B. Методы оценки состояния силового электротехнического оборудования под рабочим напряжением. Тезисы докладов открытой научно-технической конференции РАО ЕЭС России «Оценка технического состояния электрооборудования энергосистем и определение перспектив надежной работы ЕЭС России», стр.74, Москва, 1999.

85. Григорьев A.B., Осотов ВН., Семенов Д.Ю., Ямпольский Д.А. Пути формализации анализа механического состояния статора по вибрационным параметрам, снятым с корпуса работающего турбогенератора. Известия ВУЗов, Электромеханика, №1,1999.

86. Осотов В.Н., Осотов A.B. О тепловизионной диагностике средств защиты от перенапряжений. Известия ВУЗов, Электромеханика, №1,1999.

87. Григорьев A.B., Осотов A.B., Лазарев П.С. Задачи и структура комплексного обследования турбогенераторов. Тезисы доклада на XX сессии семинара РАН «Кибернетика электрических систем» по тематике «Диагностика электрооборудования», Известия ВУЗов, №1,1999.

88. Константинов А.Г., Осотов A.B., Осотов В.Н., Хайбулин Ю.Г. Методы оценки состояния силового электротехнического оборудования под рабочим напряжением. Сборник докладов V симпозиума «Электротехника 2010 год», том 1, стр.276-281, ТРАВЭК, Москва, 1999.

89. Григорьев A.B., Осотов В.Н. О совершенствовании и расширении методов контроля теплового состояния турбогенераторов. Электрические станции, №11,1999.

90. Гервиц М.Н., Осотов В.Н., Салтанов В.М., Емельянов В.И., Рущинский В.Н. Диагностика усилия прессовки обмоток мощных силовых масляных трансформаторов. Тезисы доклада (4 стр.), информационный бюллетень регионального совета специалистов по диагностике силового электротехнического оборудования при Уралэнерго, г. Пермь, 1999.

91. Григорьев A.B., Осотов В.Н. О задачах вибрационного диагностирования статоров турбогенераторов. Тезисы доклада (2 стр.), информационный бюллетень регионального совета специалистов по диагностике силового электротехнического оборудования при Уралэнерго, г. Пермь, 1999.

92. Комаров В.И., Осотов В.Н. Новые формы организации диагностики элект рооборудования в ОАО Свердловэнерго. Тезисы доклада (6 стр.), информационный бюллетень регионального совета специалистов пс диагностике силового электротехнического оборудования при Уралэнерго, г. Пермь, 1999.

93. Григорьев A.B., Осотов В Н., Ямпольский Д.А. Оценка технического состояния элементов турбогенераторов с использованием вибрационной информации. Тезисы доклада (4 стр.), информационный бюллетень региональною совета специалистов но диагностике силовогс электротехнического оборудования при Уралэнерго, г. Пермь, 1999.

94. Осотов В.Н., Салтанов В.М., Прокопов Д.Е., Емельянов В.И., Рущинский В.Н. Опыт работ по диагностики усилий прессовки обмоток трансформаторов. Тезисы доклада (2 стр.), информационный бюллетеш

зегионалышго совета специалистов по диагностике силового »лектротехнического оборудования при Уралэнерго, г. Пермь, 1999.

Комаров В.И., Михайлова Т.Ф., Осотов В.Н. Опыт эксплуатации и тиагностики маслонаполненных вводов силовых трансформаторов и ласляных баковых выключателей. Тезисы доклада (4 стр.), информационный Зюллетень регионального совета специалистов по диагностике силового шекгротехнического оборудования при Уралэнерго, г. Троицк, 1999.

Осотов В.Н., Шишкина О.Г., Осотов A.B. Опыт эксплуатации и тиагностики нелинейных ограничителей перенапряжений. Тезисы шступлений участников первого всероссийского семинара совещания (Проблемы выбора и эксплуатации ОПН в электрических сетях 110-750кВ», лр.40-41, Москва, 2000.

Новоселов О.О., Осотов В.Н. О тепловизионном контроле систем эхлаждения мощных силовых трансформаторов. Электрические станции, №6, 2000.

Осотов В.Н. Некоторые аспекты практической диагностики мощных :иловых трансформаторов. Сборник «Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования», выпуск 11, ПЭИПК, Минэнерго РФ, Региональный совет по диагностике электрооборудования при Уралэнерго, Санкт-Петербург, Екатеринбург, 2000 (стр. 124-127).

Цавиденко И.В., Голубев В.П., Комаров В.И., Осотов В.Н., Туркевич C.B. Развитее возможностей системы диагностики маслонаполненного эборудования в ОАО Свердловэнерго. Сборник «Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования», выпуск 11, ПЭИПК, Минэнерго РФ, Региональный совет по диагностике электрооборудования при Уралэнерго, Санкт-Петербург, Екатеринбург, 2000 (стр. 142-146).

Голубев В.П., Крылов А.Д., Комаров В.И., Осотов В.Н. Некоторые вопросы измерений сопротивления постоянному току в силовом электрооборудовании. Сборник «Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования», выпуск И, ПЭИПК, Минэнерго РФ, Региональный совет по диагностике электрооборудования при Уралэнерго, Санкт-Петербург, Екатеринбург, 2000 (стр. 147-150).

. Григорьев A.B., Осотов В.Н., Таджибаев А.И., Монастырский А.Е. Об условиях эффективного функционирования структур диагностики в электроэнергетике. Сборник «Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования», выпуск 11, ПЭИПК, Минэнерго РФ, Региональный совет по диагностике электрооборудования при Уралэнерго, Санкт-Петербург, Екатеринбург, 2000 (стр. 174-180).

1. Григорьев A.B., Осотов В.Н., Ямпольский Д.А. Способ контроля прессовки сердечника статора электрической машины. Патент № 2155429, Б .И. №24,2000.

Актуальность темы: необходимая надежность работы электроэнергетического оборудования электрических станций и сетей в значительной мере обеспечивается рациональной системой предупредительных ремонтов, составной частью которой является система диагностики, позволяющая своевременно выявлять возникающие дефекты и, устранив их в плановом порядке, исключать аварийные повреждения оборудования, приводящие, как правило, к перерывам элекгроснабжения потребителей или нарушению нормального режима работы энергосистемы.

По сложившейся традиции основные положения системы диагностики силового электрооборудования закреплены в отраслевых директивных документах, которые обязательны для всех предприятий отрасли и, чаще всего, базируются на обобщении длительного опыта эксплуатации электрооборудования в энергосистемах страны. Являясь весьма консервативной, такая система страхует от грубых ошибок, но в принципе не способна быстро реагировать на новые достижения науки и техники. Если к тому же учесть многообразие условий работы каждой энергосистемы в масштабах нашей страны, то следует признать, что при таких подходах трудно создать оптимальную систему диагностики электрооборудования, позволяющую перейти от системы планово предупредительных ремонтов к системе ремонтов по техническому состоянию. Любая система диагностики электрооборудования включает как минимум следующие элементы: комплекс контролируемых параметров, комплекс методов контроля этих параметров, комплекс оборудования для реализации этих методов, оптимизация сроков диагностических процедур. Все эти элементы взаимосвязаны и недостатки любого из них снижают общую эффективность диагностики.

Поэтому совершенствование любого их этих элементов способствует повышению эффективности системы диагностики электрооборудования на каждом этапе развития электроэнергетики.

Тема диссертации соответствует задачам отраслевой научно-технической программы ОНТП 0.04, а так же «Мероприятиям по повышению эффективности диагностики электротехнического оборудования подстанций и ОРУ электростанций» (Департамент электрических сетей РАО «ЕЭС России», № 11-02/2-01/109 от 05.09.98.).

Цель работы: повышение эффективности системы диагностики ового электротехнического оборудования за счет разработки и внедрения ллекса организационных и технических мероприятий. В связи с этим решены следующие задачи:

• Определены оптимальные сроки профилактических испытаний изоляции обмотки статора турбогенераторов и изоляции воздушных линий электропередачи.

• Разработаны устройства контроля состояния щеточноконтактного аппарата турбогенераторов.

• Исследованы возможности диагностирования внутренних повреждений турбогенераторов на основе хроматографического анализа газов разложения в охлаждающем водороде.

• Исследованы возможности вибродиагностирования статоров турбогенераторов и усилия прессовки обмоток силовых трансформаторов.

• Исследовано влияние льдистых образований на электрическую прочность внутрибаковой изоляции масляных выключателей

• Разработаны методы и средства повышения надежности работы баковых масляных выключателей при низких температурах.

• Исследованы возможности тепловизионной диагностики отдельных видов электрооборудования.

• Разработано устройство присоединения для измерения изоляции высоковольтного оборудования под рабочим напряжением.

• Исследованы процессы старения проводов и трбсов воздушных линий электропередачи.

• Разработаны положения многоаспектного анализа для экспертной системы оценки состояния маслонаполненного оборудования.

• Уточнены критерии оценки состояния высоковольтных маслонаполненных вводов по результатам хроматографического анализа газов разложения.

• Сформулированы основные положения концепции развития системы диагностики силового электрооборудования.

Методы исследований: методы математической статистики, методы математического и физического моделирования, экспериментальные исследования на действующем оборудовании.

Научная новизна: показана корректность применения экспоненциального закона распределения времени появления неисправности и отказа при определении сроков проведения профилактических испытаний изоляции.

Установлено наличие зависимости между уровнем частичных разрядов и кратковременной электрической прочностью изоляции обмотки статора турбогенераторов.

Доказана возможность диагностирования внутренних повреждений турбогенераторов по результатам хроматографического анализа газов разложения, содержащихся в охлаждающем водороде.

Установлены закономерности изменения электрической прочности внутрибаковой изоляции масляных выключателей от наличия льдистых образований в масле.

Установлены закономерности изменения виброхарактеристик статора турбогенераторов от степени жесткости сердечника статора.

Установлены некоторые закономерности старения проводов и тросов воздушных линий электропередачи при воздействии токов короткого замыкания и других эксплуатационных факторов.

Установлено наличие зависимости концентрации газов разложения, растворенных в масле исправных маслонаполненных высоковольтных вводов, от срока службы этих вводов.

Предложены критерии оценки состояния высоковольтных выключателей и средств защиты от перенапряжений по результатам тепловизионного обследования.

Практическая ценность; определены оптимальные сроки профилактических испытаний изоляции турбогенераторов и линий электропередачи, что нашло отражение в нормативно-технических документах Свердловэнерго.

Разработана и внедрена методика вибродиагностирования статоров турбогенераторов.

Разработана и внедрена методика тепловизионного обследования высоковольтных выключателей и систем охлаждения силовых трансформаторов.

Разработаны и внедрены устройства присоединения для измерения диэлектрических потерь изоляции высоковольтного оборудования под рабочим напряжением.

Разработаны и внедрены устройства для повышения надежности работы масляных баковых выключателей при низких температурах.

Разработана и внедрена система организации диагностики силового электрооборудования в Свердловэнерго.

Разработаны элементы экспертно-диагносгической системы оценки состояния высоковольтного маслонаполненного оборудования.

Личный вклад автора состоит в:

• Разработке математической модели для расчета оптимальных сроков профилактических испытаний изоляции.

• Проведении исследований влияния льдистых образований на электрическую прочность внутрибаковой изоляции.

• Формулировании идеи и конструктивной проработке вариантов устройств повышения надежности работы баковых масляных выюпочателей при низких температурах.

• Формулировании идеи метода вибродиагностирования сердечника статора турбогенераторов и усилий запрессовки активной части трансформаторов, а также разработке программы экспериментальных исследований и выборе критериев оценки.

• Формулировании идеи и экспериментальных исследованиях устройств присоединения для измерения диэлектрических потерь изоляции под рабочим напряжением.

• Постановке эксперимента и обработке его результатов при исследовании процессов старения проводов и тросов.

• Формулировании основных положений многоаспектного анализа для экспертной системы оценки состояния маслонаполненного оборудования.

• Статистическом анализе результатов хроматографического анализа газов, растворенных в масле герметичных маслоналолненных вводов.

• Формулировании методических подходов при разработке методики тепловизионного обследования высоковольтных выключателей, силовых трансформаторов и средств защиты от перенапряжений.

• Разработке системы организации диагностики силового электрооборудования в Свердловэнерго.

• Обобщении опыта эксплуатации силового электрооборудования.

• Расчете технико-экономической эффективности внедренных работ.

Апробация работы: результаты проведенных работ докладывались на 29 международных, всесоюзных, всероссийских, областных, ведомственных научно-технических конференциях, симпозиумах, семинарах и совещаниях по вопросам исследований, контроля и диагностики силового электрооборудования.

Реализация результатов исследований: методики вибродиагностирования статоров турбогенераторов, обследования обмотки и сердечника статора турбогенераторов с помощью технических эндоскопов, тепловизионного обследования выключателей и систем охлаждения силовых трансформаторов, в разработке которых принимал участие автор, внедрены в Свердловэлектроремонте и используются при оценке состояния электрооборудования на всех предприятиях Свердловэнерго.

Устройства для повышения надежности работы масляных баковых выключателей при низких температурах, в разработке которых принимал участие автор, внедрены на предприятиях Свердловэнерго и на заводе «Уралэлектротяжмаш» при выпуске масляных баковых выключателей 220кВ исполнения ХЛ.

Основные положения многоаспектного анализа оценки состояния маслонаполненного оборудования, сформулированные автором, использованы УГТУ-УПУ при разработке экспертно-диагностической системы оценки состояния высоковольтного оборудования «Альбатрос».

Изготовление устройств присоединения для измерения диэлектрических потерь изоляции высоковольтного электрооборудования освоено в Свердловэлектроремонте и они внедрены в Свердловэнерго, Челябэнерго, Кировэнерго, Тюменьэнерго.

Система организации диагностики силового электрооборудования, предложенная автором, реализована в Свердловэнерго и закреплена соответствующим стандартом предприятия.

Публикации: содержание работы отражено в 62 статьях, в 33 тезисах докладов. Получено 7 авторских свидетельств и патентов на изобретения:

1. Обзор выполненных исследований.

При сложившейся системе методов и средств диагностирования повышение эффективности системы диагностики электрооборудования в целом может быть достигнуто за счет оптимизации сроков проведения диагностических работ. Этой проблеме посвящены работы [4, 6, 8-14], в которых на основании анализа опыта эксплуатации и исследования математических моделей показано, что сроки проведения диагностических работ для изоляции большинства видов электрооборудования могут быть увеличены в несколько раз по сравнению со сроками, определенными действующими в тот период (1974-1979 года) директивными материалами. Это указывает также на недостаточную эффективность применяемых в рассматриваемый период методов диагностирования электрооборудования.

Наиболее эффективным направлением совершенствования системы диагностики электрооборудования является внедрение новых методов и средств диагностирования.

Результаты исследований по повышению эффективности системы диагностики масляных баковых выключателей (МВ) приведены в работах [2, 3, 5, 20, 22, 31, 33, 36, 37, 51]. Экспериментальным путем получены зависимости электрической прочности масляной изоляции от наличия льдистых образований, что позволило разработать методы контроля наличия воды в баке МВ. Разработана методика оценки состояния токоведущей системы МВ приборами инфракрасной техники. Показано, что механический износ основных узлов МВ после длительной эксплуатации незначителен. Предложена методика комплексного обследования МВ.

В работах [15,24, 29, 38, 44,47, 48, 59, 65,67, 70, 71, 72, 74, 79,82, 85, 87, 89, 91, 93, 102] приведены результаты исследований по внедрению новых и совершенствованию существующих методов диагностирования турбогенераторов (ТГ). Показана возможность обнаружения дефектов активной части ТГ по результатам хроматографического анализа газов разложения в охлаждающей среде (водороде и трансформаторном масле), и разработаны критерии диагностирования. Экспериментально доказано наличие корреляции между электрической прочностью изоляции обмотки статора и уровнем пазовых (частичных) разрядов в ней. Разработано устройство диагностирования щеточно-контактного аппарата ТГ. Усовершенствована технология обработки результатов тепловых испытаний ТГ, разработаны алгоритм и компьютерная программа обработки результатов испытаний. Показана целесообразность и эффективность тепловизионного контроля ТГ. Показана высокая эффективность применения технических эндоскопов в процессе диагностирования ТГ при ремонте. Доказана возможность применения методов вибродиагностики для оценки состояния статора ТГ, разработана методика контроля, предложены критерии оценки работоспособного состояния. Обоснована необходимость комплексного обследования ТГ со сроком службы близким или превышающим нормативный расчетный.

Результаты исследований по совершенствованию элементов системы диагностирования маслонаполненного оборудования приведены в работах [1, 7 ,9 ,10,12,16, 17, 19, 26, 27, 30, 35, 40, 41,43, 49, 50, 54, 57, 61,68, 75, 76, 77, 84, 88, 90, 94, 95, 97, 98, 100]. Экспериментально доказано, что большинство дефектов изоляции, характерных для современного маслонаполненного оборудования, не могут быть выявлены при измерении диэлектрических характеристик на низком напряжении. Для измерения tg5 изоляции высоковольтных вводов, измерительных трансформаторов тока, высоковольтных шунтирующих реакторов под рабочим напряжением разработано устройство присоединения, позволяющее обеспечить необходимую точность измерений. Показано, что даже столь высокоинформативный метод диагностирования, как анализ растворенных в масле газов разложения, не может обеспечить полноценного диагностирования маслонаполненного оборудования, которое может быть обеспечено только на основе анализа комплекса различных характеристик. Предложена методика оценки состояния системы охлаждения типа ДЦ силовых трансформаторов с помощью приборов инфракрасной техники. Экспериментально доказана возможность оценки усилия прессовки обмоток силовых трансформаторов без вскрытия активной части методами вибродиагностики. Исследовано влияние вязкостных характеристик масла на тепловой режим силовых трансформаторов. Показана решающая роль теплового режима маслонаполненных конденсаторов на надежность работы шунтовых конденсаторных батарей и предложена комплексная методика их диагностирования, включая тепловизионный контроль.

Установлено наличие корреляции между содержанием растворенных в масле газов разложения и сроком службы герметичных маслонаполненных вводов, что позволило уточнить критерии отбраковки и избежать преждевременного вывода оборудования из работы.

Некоторые аспекты совершенствования системы диагностики воздушных линий электропередачи (ВЛ) отражены в работах [4, 6, 25, 39, 52]. Экспериментально установлено наличие зависимости механическо прочности проводов и тросов ВЛ от температуры нагрева в аварийных режимах, показана необходимость пересмотра ряда директивных документов. Показано, что старение элементов ВЛ идет крайне неравномерно, и работоспособность многих ВЛ со сроком службы, близким или превышающим расчетный, может быть обеспечена путем выборочной замены только дефектных элементов и массовый вывод из работы таких ВЛ не требуется.

Совершенствованию системы диагностики средств защиты от перенапряжений посвящены работы [21,28, 55, 69,73,78, 81, 88, 96]. Показано, что полноценное диагностирование средств защиты от перенапряжений может быть обеспечено, только на основе комплекса методов, а при контроле под рабочим напряжением ведущую роль играет тепловизионный контроль.

Проблемы оптимизации сроков проведения диагностических работ отдельных видов электрооборудования отражены в работах [6, 8 ,9, 11, 13 ,14]. Предложены математические модели параметров потоков отказов изоляции ТГ и ВЛ, на основании которых рассчитаны оптимальные сроки профилактических работ. Показано удовлетворительное совпадение расчетных данных с результатами опыта эксплуатации ТГ и ВЛ в Свердловэнерго.

Общие проблемы организации диагностирования электрооборудования рассмотрены в работах [18, 32, 42, 46, 53, 58, 60, 63, 64,66, 80, 83, 92, 99, 101]. Показана необходимость комплексного подхода и организации диагностирования электрооборудования в энергосистеме. Сформулированы основные положения концепции развития системы диагностики электрооборудования в современных условиях. Обоснована необходимость многоаспектного анализа при разработки экспертных систем оценки состояния высоковольтного оборудования. Показана необходимость совершенствования системы подготовки специалистов по диагностике электрооборудования. Предложена система организации диагностики силового электрооборудования в Свердловэнерго.

Проблемам диагностирования электрооборудования по его тепловому состоянию на основе приборов инфракрасной техники посвящены работы [23, 32, 34, 36,37,48,62, 64,69,78,86, 96]. Показано, что тепловизионный контроль является одним из основных методов диагностирования под рабочим напряжением и позволяет существенно повысить эффективность системы диагностирования электрооборудования в целом. Разработаны методики тепловизионного контроля токоведущих систем коммутационных аппаратов, систем охлаждения ДЦ силовых трансформаторов, средств защиты от перенапряжений.

На основе статистического анализа экспериментальных данных в [45, 56] уточнена область применения акустического метода контроля опорно-стержневых изоляторов, реализованного в приборе ПАК-2. Показано наличие корреляции между величиной аккустического сигнала и качеством армирующих узлов и материала изоляторов, а также отсутствие такой корреляции с разрушающей нагрузкой изолятора.

2. Элементы оптимизации системы диагностики турбогенераторов.

Исправность изоляции обмотки статора ТГ во многом определяет надежность работы ТГ в целом. В то же время методы оценки состояния изоляции являются наиболее консервативным элементом системы диагностирования ТГ. До сих пор решающими считаются испытания изоляции повышенным напряжением. В этом случае исправной считается изоляции электрическая прочность которой выше уровня испытательного напряжения, а неисправной, но работоспособной - с электрической прочностью ниже испытательного , но выше рабочего напряжения. Неработоспособна изоляция с электрической прочность ниже рабочего напряжения. Процесс развития отказа в этом случае можно представить следующим образом, с начала эксш1>а1ации развивается неисправность и проявляется через случайное время Ть после чего развивается вторая стадия отказа и проявляется через случайное время Т2. Отказ наступает в момент времени Т=Т]+Т2. При экспоненциальном законе распределения времени Т1 и Т2 оптимальные сроки проведения профилактических работ (Т,,,) могут быть определены по графику рис.1 [13, 14] где ^^УТсрь Х2=1/ТСР2.

Рис.1. График зависимости оптимального срока профилактики от соотношения X.] и Х2.

Реальным значением Тср1 и Тср2 соответствуют оптимальные сроки проведения профилактических работ через 6-10 лет [11, 13, 14], т.е. при капитальных ремонтах, необходимость которых обусловлена комплексом других показателей. Проведение испытаний изоляции в межремонтный период целесообразно только для отдельных ТГ с аномально низкой надежностью изоляции. Многолетний опыт эксплуатации ТГ в Свердловэнерго полностью подтверждает эти выводы. На основании этого можно также заключить, что возможности разрушающих методов контроля состояния изоляции ТГ исчерпаны и для повышения эффективности системы диагностики ТГ необходимы более информативные методы контроля.

Одним из таких методов является контроль уровня частичных разрядов (ЧР) в изоляции ТГ. Возможности получения дополнительной информации о состоянии изоляции при контроле уровня ЧР иллюстрируются рис.2, на которм представлена зависимость уровня ЧР от величины измеренного напряжения и токов утечки от величины постоянного напряжения при испытаниях изоляции

О Л я? 0,5 ко 1,2 г/т обмотки статора ТГ мощностью 25МВт через 32 года после полной перемотки [59]. Очевидно, что по результатам измерения тока проводимости изоляции невозможно сделать вывод о значительном старении изоляции, хотя по результатам измерения ЧР такой вывод очевиден. о * 9 х? № го ЦкВ

Рис.2. Зависимость уровня частичных разрядов от величины переменного напряжения и токов утечки от величины постоянного напряжения для турбогенератора мощностью 25МВт.

1, 2, 3, 4 - уровни ЧР по фазам А, В, С и для обмотки статора в целом соответственно, ПИ - пробой изоляции при и=16,5кВ; 5, 6,7 - ток утечки по фазам А, В, С

Известно, что изоляция ТГ чаще всего повреждается из-за местных механических повреждений. Такие дефекты с успехом могут быть обнаружены осмотром с применением технических эндоскопов [72]. По сравнению с традиционными методами количество выявленных с помощью эндоскопов дефектов увеличивается в несколько раз [72]. Эффект от применения эндоскопов будет еще выше, если на стадии проектирования и изготовления ТГ будет учитываться их приспособленность для такого осмотра.

Хотя отказы ТГ из-за перегревов изоляции более редки по сравнению с механическими повреждениями, задача обнаружение перегревов остается актуальной, так как аварийное повреждение ТГ по этой причине чревато большими убытками. Выявление таких дефектов возможно на основе хроматографического анализа газов разложения твердой изоляции в охлаждающем активную час1ь ТГ «одороде. При эюм возможно обнаружение дефектов в самых труднодоступных местах, так как водород контактирует со всеми элементами активной части. В результате многолетних наблюдений установлено, что для нормально работающих ТГ характерно отсутствие всех газов разложения за исключением метана СП) и углекислого газа СО2 [24], граничные значения которых для бездефектных ТГ находятся на уровне 0,1% для С02 и 0,01% для СН4. На основе разработанной методики на одном из ТГ 300 МВт был обнаружен перегрев изоляции ротора вследствии виткового замыкания [24]. Еще более эффективен метод хромотографического анализа газов разложения для ТГ с масляным охлаждением обмотки статора [48].

Отказы щеточно-контактных аппаратов (ЩКА) являются достаточно частой причиной остановов мощных ТГ. Для периодического контроля распределения тока по щеткам ЩКА с успехом могут быть применены клещи постоянного тока на основе датчиков Холла [29]. Для непрерывного контроля состояния ЩКА разработано устройство диагностирования [38], контролирующее переходное падение напряжения на щетках положительной и отрицательной полярности, упрощенный вариант которого успешно прошел проверку на одной из ТЭЦ Свердловэнерго. При периодическом тепловизионном контроле ЩКА могут выявляться дефекты токоведущего контура, которые не фиксируются другими методами контроля [58]. Основной диагностический признак при этом - наличие аномальных нагревов.

Контроль теплового состояния является важной частью системы диагностики ТГ. Нагревы внешних элементов могут быть оценены при тепловизионном контроле и позволяют выявлять дефекты сборки ТГ, приводящие к появлению короткозамкнутых контуров. [48, 59]. Для повышения эффективности и информативности градационных тепловых испытаний ТТ" разработана программа обработки данных тепловых испытаний [47,48, 59, 89].

Известно, что изменение вибрации электрической машины, с учетом неоднозначного соответствия между ее состоянием и диагностическими сигналами, отражают до 80% всех возможных дефектов. Однако количество дефектов, реально выявленных методами вибродиагностики применительно к ТГ, далеко отстает от теоретических возможностей. Методы вибродиагностики статора ТГ рассмотрены в [44, 48, 59, 70, 71, 79, 82, 85, 91, 93, 102]. На работающем ТГ вибрационные сигналы снимаются с корпуса ТГ (рис.3).

Рис.3. Схема расположения мест установки пьезоакселерометров на корпусе турбогенератора.

На рис.4 для двух ТГ типа ТВВ-320-2 показаны спектры вибрации, полученные в четырех контрольных точках на каждом из них. Виброграммы «а» сняты на ТГ с плохим состоянием сердечника статора (ослабление плотности и выкрашивание зубцов), который впоследствии был списан и демонтирован. Виброграммы «б» получены на статоре, находящемся в хорошем состоянии. Для интегральной оценки вибрации корпуса ТГ и удобства контроля за изменением вибрации в зависимости от различных эксплуагацион

-ных факторов предложено использовать два выраженных в виде виброускорения усредненных параметра: А] - среднеквадратическое отклонение (СКО) виброускорения на частоте 100Гц, усредненное для точек съема вибросигнала и А2.ю - СКО виброускорения для частот в диапазоне 2001000Гц, усредненное для точек съема вибросигнала. Расчет величин А] и Аг-ш выполняется по формулам:

А)=Ш-£ап; А2.ю= Где: ап - СКО виброускорение в точке номер 1 на частоте 100Гц (м/су~), а^ - СКО виброускорения в точке номер \ на частоте |Т00 (например 200Гц), N - число точек усреднения.

В результате многолетних наблюдений выведены среднестатистические значения А) и А^.ю для разных типов ТГ и определены ориентировочные предельные уровни вибрации. Например, для исправных турбогенераторов ТГВ-300 параметр А1 не превышает 3м/с2, а параметр А2]о не более 0,8м/с2. Другим направлением вибродиагностики является изучение взаимосвязи вибрационных свойств и фактического состояния узлов и частей статора разобранного ТГ [44, 48, 59, 70, 71, 74, 79, 82, 91, 93, 102]. Вибрационные исследования пакета сердечника статора ТГ проводятся посредством импульсного возбуждения его поперечных колебаний с помощью ударного молотка последовательно в нескольких сечениях (рис.5). Путем совместной обработки входного сигнала и сигнала отклика получается передаточная функция, по которой определяются резонансные частота в каждом сечении.

ВЩА Сечении —

Г Г Г Г Г" °™Т X / ? Л \

Отклик „ ! А \ Уд Ст.Т \ Ч

Ст.В/

Сердечник статора

Г ь ь Ц. в - точки виброобследования

Рнс.5. Сердечник статора турбогенератора. Точки установки акселерометров и приложения ударного воздействия

Эта информация позволяет провести сравнение жесткостных характеристик сердечников статоров ТГ, которые прямо пропорциональны их резонансным частотам [71]. Для оценки плотности сопряжения стяжных призм со спинкой статора ТГ предложено исследовать резонансные частоты каждой призмы путем ударного возбуждения одного конца призмы и съема вибрационного отклика с другого конца (рис.6). Проведенные исследования показали, что призмы, имеющие ослабленную плотность сопряжения со спинкой сердечника, характеризуются наличием относительно низкочастотных резонансных пиков. На рис.7 показаны примеры вибрационных характеристик плотной и ослабленной стяжных призм сердечника ТГ тина ТГВ-300, которые указывают на возможность распознавания ослабления стяжной призмы по ее вибропортрету.

Призма

Ст.В \ \ Ст.Т Нажимная плита \ Сердечник

Рис.6. Стяжная призма сердечника. Точки установки акселерометров и приложения ударного воздействия.

1258 Гц

Л 2400 Гц

--------

О Частота, Гц

2235 Гц

Л 29АЗГц

О Частота, Гц МОО

Рис.7. Примеры передаточных функций ослабленной (а) и плотной (б) стяжных призм сердечника статора турбогенератора ТТВ-ЗОО.

Дальнейшие исследования [102] показали, что повышение точности оценки плотности сердечника может быть достигнуто при использовании в качестве диагностического признака изменения во времени параметра поглощения энергии колебаний.

3. Некоторые аспекты совершенствования системы диагностики масляных баковых выключателей.

Аварийные повреждения масляных баковых выключателей (МВ) в зимний период из-за перекрытия внутрибаковой изоляции послужили толчком к исследованию электрической прочности масла при наличии в нем льдистых образований. В результате исследования влагообмена масла в МВ с окружающей средой [2] установлено, что влага в баках МВ может находится в виде отдельных льдистых образований (шарики) или достаточно массивных льдин. Экспериментально на модели МВ доказано, что из-за наличия воздушных включений в льдистых образованиях последние могут находится в масле во взвешенном состоянии практически при любой отрицательной

Для оценки состояния токоведущей ситемы МВ под рабочим напряжением предложен метод тепловизионного контроля [37], основанный на измерении превышения температуры характерной точки над температурой окружающей среды. Экспериментально установлено, что это превышение температуры зависит от тока нагрузки: где: 1ном, 1нягр - соответственно номинальный ток МВ и ток нагрузки в момент контроля. АТН0М, АТязм - превышение температуры при номинальном токе и токе нагрузки соответственно. В [36] приведены результаты тепловизионного контроля МВ, подтверждающие эти выводы. Поскольку большинство МВ имеют срок службы, значительно превышающий расчетный, для выработки стратегии их диагностического обслуживания необходимо оценить закономерности износа основных узлов. В [31, 33] показано, что, как правило, износ механизмов МВ даже после 30-40 лет эксплуатации не носит массового и предельного характера, а работоспособность буфера может быть восстановлена путем несложной модернизации. Обоснована [51] целесообразность проведения комплексных обследований МВ для определения их фактического состояния, чтобы путем выборочного целенаправленного ремонта обеспечить приемлемую надежность работы МВ с большим сроком службы при ограниченных ресурсах на их плановую замену.

4. Оптимизация системы диагностики маслонаполненного оборудования.

Важное место в системе диагностики маслонаполненного оборудования занимает хроматорграфический анализ газов (ХАРГ) разложения твердой и жидкой изоляции, растворенных в изоляционном масле [16, 17, 19, 27, 39]. В первую очередь он наиболее эффективен для силовых трансформаторов, так как в этом случае пробы масла отбираются на работающем оборудовании под рабочим напряжением. Для других видов электрооборудования (высоковольтные вводы, измерительные трансформаторы) применение этого метода затруднено из-за необходимости отключения оборудования для отбора проб. В этом случае приоритет имеют методы контроля оборудования под рабочим напряжением. Высокой степени эффективности при диагностировании под рабочим напряжением можно достичь измеряя tg5 изоляции с помощью устройств присоединения [35]. В [68] на примере герметичного маслонаполненного ввода 500кВ показана высокая точность и информативность измерения под рабочим напряжением. Там же показано, что к интерпретации результатов ХАРГ необходимо подходить с большой осторожностью, учитывая многочисленные факторы. В частности установлено [61, 68]. что в исправных герметичных вводах зависимость суммы углеводородных газов (ЕСХНУ) от времени эксплуатации в первом приближении подчиняется распределению Вейбула и может быть описана выражением:

БСхНу=ао+Ь(1-ёс1а)

Коэффициенты «ао» и «Ь» отражают конструктивные особенности вводов, а коэффициенты «с» и «а» условия эксплуатации вводов. Характерно, что для вводов 500кВ значения коэффициента «ао», не зависящего от времени эксплуатации, оказались выше предельно допустимого, рекомендованного противоаварийным циркуляром Минэнерго. На рис.10 приведены данные, показывающие малую информативность измерения tg5 вводов при нормированном напряжении ЮкВ, так как у ввода, имевшего явные дефекгы значение

§5 не выходило за пределы нормируемого при традиционном методе контроля, хотя при рабочем напряжении изоляции превышал нормируемую величину в несколько раз.

Рис.10. Изменение 1558 вводя в процессе испытаний

1 - значение в начале каждого цикла испытаний при напряжении ЮкВ (остывший ввод);

2 - тоже в конце цикла (нагретый ввод); 3 - значение в начале каждого цикла испытаний при напряжении 70кВ (остывший ввод); 4 - тоже что 3 в конце цикла (нагретый ввод)

---браковочное значение tg5 согласно норм

Для трансформаторов с большим сроком службы характерна повреждаемость из-за потери динамической устойчивости обмоток. Существующие методы (измерение сопротивления короткого замыкания и снятие частотных характеристик) как правило лишь констатируют начавшуюся деформацию обмоток, но не позволяют своевременно обнаружить первопричину этого - снижение усилия запрессовки обмоток. Исследования выполненные совместно с ВНИИТФ и Снежинсктехсервисом показали, что снижение усилия запрессовки обмоток до опасного уровня может быть выявлено методами вибродиагностики [41, 50, 54, 75, 90]. Для оценки усилия прессовки обмоток на расшинованном и обесточенном трансформаторе осуществляется регистрация отклика на импульсное механическое воздействие. Усилие прессовки обмоток определяется из выражения: где: Р - усилие прессовки обмотки; а - постоянная для диагностируемою трансформатора, определяемая путем контрольных измерений при известном усилии прессовки; п- показатель степени прессовки (определяется экспериментально); I- частота максимума спектральной плотности мощности.

Для оценки эффективности систем охлаждения ДЦ мощных силовых трансформаторов разработана методика контроля по результатам тепловизионного контроля [98], основанная на анализе зависимости:

АТ0И1=£(ЛТМ,)) где: АТ0ХЛ - разность температуры масла на входе и выходе из охладителя; ДТмв - разность температуры масла на входе в охладитель и температуры окружающей среды.

Исследование режимов работы конденсаторов в батареях статических конденсаторов (БСК) показало [1] очень высокую зависимость срока службы конденсаторов от температурного режима, на основании чего разработана комплексная система диагностирования БСК [77], основанная на сочетании тепловизионного контроля БСК под рабочим напряжением и контроля отдельных конденсаторов на отключенной БСК, что позволило снизить повреждаемость конденсаторов БСК в 10 раз за счет оптимизации теплового режима их работы.

Анализ опыта эксплуатации измерительных трансформаторов тока (ТТ) [9] показал, что на определенном этапе их эксплуатации контроль состояния изоляции может быть сведен только к оценке состояния масла. Однако для ТТ с большим сроком службы (более 20 лет) необходим комплекс измерений [77], включающий тепловизионный контроль, измерение tg5 под рабочим напряжением, ХАРГ и традиционные характеристики масла.

5. Совершенствование системы диагностики элементов воздушных линий электропередачи (ВЛ).

Наиболее тяжелый случай повреждения изоляции В Л - расцепление гирлянды из за разрушения дефектных изоляторов в результате перекрытия гирлянды под воздействием рабочего напряжения, коммутационных или грозовых перенапряжений. Для предотвращения подобных случаев необходимо своевременно выявлять и заменять дефектные изоляторы. Для обоснованного выбора сроков профилактических работ нужно установить связь между надежностью изоляции ВЛ в целом, надежностью отдельных изоляторов и параметрами ВЛ. Показано [6], что параметр потока отказов ВЛ может быть записан в следующем виде:

Ивл-а-л-С,,""' (п-т+1 )(ЦГт где: ЬВл - параметр потока отказов изоляции ВЛ а - число гирлянд изоляторов на ВЛ X - интенсивность отказов изоляторов п - число изоляторов в гирлянде т-1 — число исправных изоляторов при котором наступает отказ гирлянды I - время

На основании анализа этого выражения показано, что периодичность профилактических испытаний изоляции ВЛ должна устанавливаться не только с учетом характеристики надежности изоляторов, но и с учетом класса напряжения и длины ВЛ, а приемлемая надежность работы ВЛ может быть обеспечена при ежегодной отбраковке изоляторов не более 0,1%, если число дефектных изоляторов в гирлянде не превышает 15%.

В работах [25, 39] исследованы процессы старения проводов и 1розозащитных тросов ВЛ. Показано, что наряду с коррозией причиной повреждения тросов является их недостаточная термическая стойкость при протекании токов короткого замыкания. Экспериментально доказано, что на ресурс проводов ВЛ оказывает влияние температура, до которой нагревается провод при протекании по нему повышенных токов в режимах перегрузки или короткого замыкания (рис.11, 12), на основании чего даны рекомендации о необходимости ограничения нагрева проводов в аварийных режимах до 200°С.

X 2^ х~/х\ ¿А 1 1 !

---- | й Ш 200 300 'С

Рис.11.Отношение разрывного усилия провода после цикла нагрева к разрывному усилию до нагрева в зависимости от температуры нагрева провода.

1-30 циклов; 2-1 цикл; 3-10 циклов,

На основании результатов аварийной статистики- и комплексных обследований ВЛ [25, 39, 52] со сроком службы более 40 лет установлено, что процесс старения элементов ВЛ идет крайне неравномерно и поддержание работоспособности ВЛ может быть обеспечено путем целенаправленного диагностирования и ремонта даже при ограниченных материальных ресурсах. Обоснована необходимость создания в рамках знергообъединений специализированных подразделений по диагностике ВЛ для получения достоверной информации о фактическом состоянии их элементов.

Л1 Л \ 1Л1 V \ \

111 А о ш т ж аа Рис.12. Отношение разрывного усилия отдельных проволок после цикла нагрева к разрывному усилию до нагрева в зависимости от температуры нагрева провода

1-30 циклов, 2-1 цикл, 3-10 циклов;

6. Совершенствование системы диагностики средств защиты от перенапряжений.

Исследования выполненные совместно с НИИ ПО УЭТМ [28] показали, что исправные вентильные разрядники по ГОСТ 8934-58 после 20-25 лет эксплуатации сохраняют определенный запас работоспособности и могут быть оставлены в эксплуатации на тех присоединениях, где уровень изоляции электрооборудования соответствует их защитным характеристикам. Однако для обеспечения надежной работы система их диагностики должна быть дополнена методами контроля под рабочим напряжением, ведущее место среди которых занимает тепловизионный контроль [69, 73, 78, 81,86].

Характерными неисправностями нелинейных ограничителей перенапряжений (ОПН) являются дефекты [21, 28, 55, 96], которые в большинстве случаев не могут быть выявлены при традиционном методе контроля - измерение полного тока проводимости под рабочим напряжением. При правильном выборе критериев диагностирования эффективным оказывается тепловизионный контроль ОПН под рабочим напряжением [55, 78, 81, 96], а завершенность всей системе диагностики придает контроль токов проводимости на постоянном напряжении и измерение тангенса угла диэлектрических потерь на отключенном от сети ОПН [55,96].

7. Некоторые проблемы организации диагностирования электрооборудования.

В настоящее время значительная часть силового электрооборудования в энергосистемах страны имеет срок службы, близкий или превышающий первоначально установленный нормативный срок. В этих условиях из всего многообразия задач диагностики на первый план выдвигаются задачи определения фактического износа и оценки остаточного ресурса работоспособности электрооборудования, чтобы выработать рациональную стратегию эксплуатации и ремонта оборудования для продления срока его службы и лишь в крайних случаях замены полностью выработавшего свой фактический ресурс. Актуальна также проблема эксплуатации формально неисправного, но сохраняющего при определенных условиях работоспособное состояние электрооборудование [42, 53, 101].

Для получения полной и достоверной информации о фактическом состоянии электрооборудования существующая система диагностики должна быть дополнена рядом специальных методов и технологий, разрабатываемых для каждого конкретного вида оборудования, базирующихся на последних достижениях научной и технической мысли, позволяющих вести целенаправленный поиск полезной информации и представляющих сложный комплекс работ, требующих, как правило, объединения усилий специалистов разных уровней и направлений [32, 53, 60, 63, 66]. Решение таких задач возможно при создании диагностических структур, равных по значимости структурам оперативного и ремонтного цикла [53, 66, 92]. в которых сосредоточен комплекс необходимой специализированной диагностической аппаратуры и высококвалифицированные специалисты. Существенную роль в повышении качества диагностирования электрооборудования играют эксп ертт ю-диаг н ости чес кие и информационные системы [58, 80, 83, 99], позволяющие ускорить процесс рутинной обработки информации и объединять знания значительных групп экспертов. Результаты комплексного обследования электрооборудования являются основным источником информации при переходе к планированию ремонтов по техническому состоянию [63, 64, 66]. Эффективность таких подходов к организации диагностических работ можно проиллюстрировать на примере базового диагностического центра Свердловэнерго:

• Принято решение отказаться от перемотки статора двух турбогенераторов ТГВ-200 со сроком службы более 30 лет, так как, несмотря на наличие отдельных дефектов, по результатам комплексного обследования остаточный ресурс работоспособности этих турбогенераторов оценен сроком более 5-6 лет.

• Принято решение о проведении досрочной замены статора двух турбогенераторов 300МВт со сроком службы менее 23 лет, так как в результате комплексного обследования установлено, что эти турбогенераторы исчерпали свой ресурс работоспособности. Обоснованность такого решения полностью подтвердилась при испытаниях в процессе замены этих статоров.

• Оставлен в работе статор турбогенератора ТВМ-500, имеющий дефекты по данным хроматографического анализа, поскольку комплекс других испытаний показал, что вероятность аварийного повреждения в межремонтный период мала, так как дефект удален от активных частей статора.

• По результатам комплексного обследования силового трансформатора ТДЦ-400000/220 через 25 лет работы предсказано наличие загрязнения активной части продуктами разложения изоляции, неудовлетворительное состояние системы охлаждения, опасная распрессовка обмоток и ограниченность ресурса работоспособности масла, хотя формально нормируемые характеристики трансформатора находились в норме.

• Комплексное обследование нелинейных ограничителей перенапряжений ОПН-ПО и 01Ш-220 позволило выявить большую группу ОПН с развивающимися дефектами, хотя формально но нормированным методам контроля ОПН находились в удовлетворительном состоянии. При этом ОПН выведенные из работы по результатам комплексного обследования оказались ремонтопригодными в условиях ремонтных мастерских, а те ОПН, которые были забракованы по нормированной методике, восстановлению не подлежали.