автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.01, диссертация на тему:Разработка и совершенствование методов и критериев оценки технического состояния силовых трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110 кВ и выше

На правах рукописи

Львов Михаил Юрьевич

Разработка и совершенствование методов н критериев оценки технического состояния силовых трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110 кВ и выше

Специальность 05.09.01 - «Электромеханика и электрические аппараты»

АВТОРЕФЕРАТ - „ .

2 6 НОН 2009

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва, 2009 г.

003484889

Работа выполнена в ОАО «Научно-исследовательский институт электроэнергетики» (ОАО «ВНИИЭ») г. Москва, в 2006 г. вошедшим в состав ОАО «Научно-технический центр электроэнергетики» (ОАО «НТЦ электроэнергетики») г. Москва.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Савельев Виталий Андреевич

доктор технических наук, профессор Терешко Олег Александрович

доктор технических наук Кочкин Валерий Иванович

Ведущая организация: ОАО «Электрозавод» (г. Москва)

Защита диссертации состоится « $ » дека*//*? 2009 г. в чъ&.РС мин. на заседании Диссертационного совета Д 512.002.01 при ОАО «Научно-технический центр электроэнергетики» по адресу: 115201, г. Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «НТЦ электроэнергетики».

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять на имя ученого секретаря Диссертационного совета Д 512.002.01 по адресу: 115201, г. Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп.З, ОАО «НТЦ электроэнергетики».

Автореферат разослан « 3 » 2009 г,

Ученый секретарь

Диссертационного совета Д 512.002.01 доктор технических наук, профессор

Н.Л. Новиков

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Силовые трансформаторы и автотрансформаторы являются одним из значимых и массовых элементов энергосистем. Надежность работы электрических сетей, электростанций и энергосистем в значительной степени зависит от надежности работы силовых трансформаторов и автотрансформаторов.

Актуальность данной работы определяется необходимостью обеспечить как в настоящее время, так и в перспективе высокую надежность работы силовых трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110 кВ и выше (далее силовых трансформаторов), эксплуатируемых на электростанциях и в электрических сетях Российской Федерации.

В настоящее время, порядка 40% силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, установленных на энергопредприятиях России, находятся в эксплуатации более 25 лет. Анализ повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ установленных на тепловых и гидравлических электростанциях, предприятиях электрических сетей показывает, что удельное количество технологических нарушений в их работе составляет порядка 2% в год, при этом порядка 0,6% в год составляет удельная повреждаемость силовых трансформаторов, сопровождавшаяся внутренними короткими замыканиями.

Данные об удельной повреждаемости силовых трансформаторов за рубежом публикуются достаточно редко и без подробных комментариев. При этом следует также отметить, что отсутствие единого подхода к трактованию и формированию статистических данных о повреждаемости, как правило, не позволяют проводить корректное сравнение. Тем не менее, анализ опубликованных данных свидетельствует, что удельная повреждаемость силовых трансформаторов в развитых странах в основном оценивается не более 1,5% -2% в год.

Основные причины тяжелых повреждений силовых трансформаторов в эксплуатации связаны в первую очередь с повреждениями обмоток, высоковольтных вводов, устройств РПН как из-за развития дефектов под влиянием эксплуатационных факторов, так и из-за ошибочных или недостаточных действий при монтаже, ремонте и эксплуатации. Следует также отметить проблему старения изоляции обмоток, связанную с общей проблемой старения парка силовых трансформаторов.

По различным аспектам теории и практики оценки технического состояния силовых трансформаторов значительный вклад внесли ВНИИЭ, ОРГРЭС, НИЦ «ЗТЗ Сервис», ВЭИ, МЭИ (ТУ), ХК «Электрозавод» и ряд других организаций. Значительный вклад в развитие данного направления внесли Л.Г. Мамиконянц, Ф.Л. Коган, Ю.Н. Львов, В.В. Соколов, K.M. Антипов, М.Е. Алпатов, А.К. Лоха-нин, А.Г. Овсянников, В.А. Савельев, Б.А. Алексеев и другие.

Благодаря достаточно высокой эффективности системы диагностического и ремонтного обслуживания в 90-х годах прошлого столетия в отношении силовых трансформаторов раньше, чем по другим видам энергетического оборудования, начала реализовываться концепция перехода от нормативно-календарного планирования ремонтов к их проведению «по состоянию», т.е. в зависимости от фактического технического состояния. Оценка технического состояния силовых

трансформаторов в эксплуатации ведется по комплексу контролируемых показателей и их нормативам. Основным документом, регламентирующим перечень испытаний силовых трансформаторов при вводе в работу и в процессе эксплуатации, предельно-допустимые значения контролируемых показателей и периодичность контроля, является РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования».

С выходом в 1998 г. шестого издания РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» для силовых трансформаторов существенно расширен перечень контролируемых параметров. В дополнение к ранее нормированным традиционным показателям оценки состояния силовых трансформаторов введены новые. К ним относятся: хроматографический анализ газов, растворенных в масле; контроль содержания фурановых соединений в масле; измерение степени полимеризации; контроль содержания антиокислительной присадки ионол; теплови-зионный контроль и др.

Также, к концу 90-х годов прошлого столетия, в дополнение к РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования», применительно к оценке состояния силовых трансформаторов в эксплуатации, действовала система руководящих нормативно-технических документов в части методических указаний и методик, что в своей основе позволяло определять техническое состояние силовых трансформаторов и принимать решения о необходимости вывода в ремонт.

Вместе с тем, старение парка силовых трансформаторов в России, необходимость обеспечения надежности работы трансформаторов, в том числе, отработавших установленный срок службы, необходимость принятия обоснованных решений о возможности и целесообразности их дальнейшей эксплуатации или необходимости вывода из работы, анализ повреждаемости, обобщение накопленного опыта обследований технического состояния силовых трансформаторов, анализ применения действующих нормативно-технических документов, рекомендаций СИГРЭ и МЭК выявили необходимость проведения значительного комплекса исследований и разработок новых методов и критериев и совершенствование существующих для оценки технического состояния силовых трансформаторов, причем в первую очередь, с длительными сроками эксплуатации, в том числе, для обеспечения оценки их предельного состояния, обоснования продления их срока эксплуатации и обеспечения надежности работы.

Цель работы - разработка и совершенствование методов и критериев оценки технического состояния силовых трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110 кВ и выше для повышения надежности их эксплуатации на электростанциях и подстанциях, повышения эффективности системы оценки технического состояния и обоснованности принятия решений по их дальнейшей эксплуатации.

Для выполнения поставленной цели потребовалось решение следующих задач:

- анализ повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях, и исследование зависимости их удельной повреждаемости от срока эксплуатации;

- оценка эффективности применения действующих нормативных методов и критериев оценки технического состояния силовых трансформаторов;

- проведение теоретических и экспериментальных исследований изменения свойств трансформаторного масла и бумажной изоляции силовых трансформаторов под воздействием эксплуатационных факторов при длительной эксплуатации;

- разработка методики и критерия оценки износа бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов в эксплуатации;

- разработка методики и критериев оценки диагностической ценности показателей, применяемых для оценки технического состояния силовых трансформаторов;

- разработка методики и критериев идентификации предельного состояния силовых трансформаторов в эксплуатации;

- разработка методологии принятия решений о возможности и целесообразности эксплуатации силовых трансформаторов, отработавших установленный срок службы, и разработка рекомендаций по совершенствованию стратегии их эксплуатации с учетом анализа повреждаемости и старения парка силовых трансформаторов;

- совершенствование действующих и разработка новых нормативно-технических документов для повышения эффективности системы оценки технического состояния силовых трансформаторов и обоснованности принятия решений при их эксплуатации.

Методы исследований. Решение поставленных задач осуществлялось в процессе проведения научно-исследовательских работ, анализа эксплуатационных данных и актов расследования технологических нарушений в работе силовых трансформаторов, эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях, в сочетании с экспериментальными исследованиями с применением современных физико-химических методов анализа, статистических методов обработки результатов измерений и вычислений, и в соответствии с действующей нормативно-технической документацией.

Достоверность результатов основана на использовании положений теоретических основ электротехники, техники высоких напряжений, физической химии, теории надежности, теории информации, теории принятия решений и технической диагностики, подтвержденных экспериментальными данными и опытом эксплуатации.

Научная новизна:

- получены зависимости удельной повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях, от срока эксплуатации;

- исследовано влияния эксплуатационных факторов на состояние изоляции силовых трансформаторов и выявлены наиболее значимые физико-химические процессы, приводящие к старению изоляции при длительной эксплуатации;

- получены кинетические зависимости деструкции бумажной изоляции силовых трансформаторов при длительной эксплуатации;

- обоснован критерий исчерпания ресурса бумажной изоляции силовых трансформаторов по измерению степени полимеризации витковой изоляции обмоток;

- разработана формализованная методология принятия решений при оценке возможности и целесообразности эксплуатации силовых трансформаторов с учетом фактора риска их повреждения;

- разработана методика и критерии оценки диагностической ценности показателей, используемых для оценки технического состояния силовых трансформаторов при эксплуатации;

- обоснованы критерии оценки предельного состояния силовых трансформаторов в эксплуатации;

Практическая значимость.

Результаты диссертационной работы развивают комплексный подход к оценке состояния силовых трансформаторов с целью обеспечения и повышения надежности их эксплуатации, позволяют существенно расширить представления о факторах и процессах, приводящих к развитию повреждений силовых трансформаторов и их своевременному обнаружению, обоснованно принимать решения по возможности и целесообразности их дальнейшей эксплуатации или необходимости вывода из работы. Наиболее значимыми практическими результатами работы являются:

- определение удельной повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на электростанциях и в электрических сетях, и удельного вклада причин, приводящих к возникновению внутренних коротких замыканий;

- разработка методики оценки износа бумажной изоляции силовых трансформаторов;

- оценка диагностической ценности применения методов для оценки износа бумажной изоляции, методик оценки состояния силовых трансформаторов по измерению концентраций растворенных в масле газов;

- разработка нормативных критериев для оценки состояния высоковольтных герметичных вводов трансформаторов по хроматографическому анализу растворенных в масле газов и мутности трансформаторного масла;

- разработка критериев принятия решений о необходимости и целесообразности замены или возможности ремонта высоковольтных герметичных вводов трансформаторов и необходимый объем послеремонтных испытаний;

- разработка методики оценки предельного состояния силовых трансформаторов для принятия решений о возможности дальнейшей эксплуатации силовых трансформаторов, отработавших установленный срок службы, или целесообразности и необходимости вывода их из работы;

- разработка рекомендаций по применению методов и критериев для оценки технического состояния силовых трансформаторов, и совершенствованию стратегии их эксплуатации.

Полученные практические результаты работы используются генерирующими, электросетевыми, ремонтными и сервисными компаниями, организациями, выполняющими работы по оценке технического состояния силовых трансформа-

торов. Результаты работы вошли в разработанные и действующие в электроэнергетике нормативно-технические документы.

На защиту выносятся:

- результаты анализа удельной повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях электрических сетей Российской Федерации, с выделением удельного вклада причин, приводящих к возникновению внутренних коротких замыканий;

- зависимости удельной повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ и мощностью 63 МВА и более, эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях электрических сетей от срока эксплуатации;

- кинетические зависимости деструкции бумажной изоляции силовых трансформаторов при длительной эксплуатации, полученные на основании результатов исследований физико-химических процессов, приводящих к старению изоляции под воздействием эксплуатационных факторов и выполненных исследований состояния изоляции трансформаторов, находящихся в эксплуатации;

- методика оценки износа бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов по измерению степени полимеризации и обоснование критерия исчерпания ее ресурса;

- методика и критерии оценки диагностической ценности показателей, используемых для оценки технического состояния силовых трансформаторов в эксплуатации, позволяющие проводить их классификацию и оценку возможности применения для принятия решений;

- оценка диагностической ценности применения показателей степени полимеризации бумажной изоляции обмоток и содержания фурановых соединений в масле для оценки износа изоляции силовых трансформаторов;

- оценки диагностической ценности методик определения характера развивающихся дефектов силовых трансформаторов по результатам хроматографиче-ского анализа газов, растворенных в масле, и рекомендации по их применению;

- критерии оценки состояния высоковольтных герметичных вводов трансформаторов по хроматографическому анализу газов, растворенных в масле, и мутности трансформаторного масла;

- критерии принятия решений о необходимости и целесообразности замены или возможности ремонта высоковольтных герметичных вводов трансформаторов;

- методика и критерии идентификации предельного состояния силовых трансформаторов для принятия решений о возможности и целесообразности их дальнейшей эксплуатации или необходимости вывода из работы;

- рекомендации по применению методов и критериев для повышения эффективности системы оценки технического состояния силовых трансформаторов, и стратегии их эксплуатации.

Тема диссертации соответствует задачам:

Комплексной программы повышения надежности работы оборудования и персонала и снижения аварийности в ЕЭС России (Утверждена приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 29.03.2001 № 142); Программе действий по повышению

надежности ЕЭС России (Утверждена решением Правления ОАО РАО «ЕЭС России» от 29.08.2005 № 1282 пр/1); Концепции технической политики ОАО РАО «ЕЭС России» (Утверждена решением Правления ОАО РАО «ЕЭС России» от 11.04.2005 № 1190 пр.); Положению о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» (Утверждено протоколом Совета директоров ОАО «ФСК ЕЭС» от 02.06.2006 № 34); Положению о технической политике в распределительном электросетевом комплексе (Утверждено распоряжением ОАО РАО «ЕЭС России», ОАО «ФСК ЕЭС» от 25.10.2006 № 270р / 293р).

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на: Заседаниях секции электротехнического оборудования НТС РАО «ЕЭС России», Москва, 1998, 2002, 2003, 2004 г.; Техническом семинаре «Прогресс в проектировании, строительстве и эксплуатации электрических сетей», Москва, ВВЦ, 1999, 2000, 2001, 2002, 2003 г.; Научно-практическом семинаре «Качество производства и надежность эксплуатации маслонаполненного оборудования», Санкт-Петербург, 2000 г.; Международном научно-практическом семинаре «Продвижение на рынок энергоэффективных технологий: электродвигатели и трансформаторы», Москва, РАН, 2001 г.; Втором и третьем научно-техническом семинаре «Современные методы и средства оценки технического состояния и продления сроков эксплуатации высоковольтного оборудования энергосистем», Москва, АО ВНИИЭ, 2001 г., 2003 г.; I Всероссийской конференции «Прикладные аспекты химии высоких энергий», Москва, РАН, 2001 г.; Постоянно действующием семинаре «Электрическая часть электростанций» НТОЭ, АЭН РФ, МЭИ (ТУ), Москва, МЭИ (ТУ), 2002 г.; Семинаре «Современная организация и новые технологии проведения ремонтов оборудования электростанций», Москва, ВВЦ, 2003 г.; Международном специализированном семинаре «Электрические сети России», Москва, ВВЦ, 2005 г.; Всероссийском совещание главных инженеров генерирующих компаний ОАО РАО «ЕЭС России», Ставропольская ГРЭС, 2006 г.; Всероссийском совещание-семинаре главных инженеров МРСК, РСК и нереформированных АО-энерго ОАО РАО «ЕЭС России», Белгород, 2006 г.; Всероссийском совещание технических руководителей ДЗО ОАО РАО «ЕЭС России», Санкт Петербург, 2007 г.; III Конференции-2008 «Консолидация усилий электроэнергетики и электротехники в условиях роста инвестиций. Перспективные технологии и электрооборудование». Московская область, 2008 г.; Научно-практической конференции по вопросам диагностики силового оборудования и состояния производства, эксплуатации и ремонта высоковольтных вводов. Московская область, 2008 г.; IV Международной конференции «Силовые трансформаторы и системы диагностики», ТРАВЭК, Москва, 2009 г.

Публикации. Результаты исследований, обобщенных в данной работе, отражены в 54 публикациях, в том числе опубликовано 26 статей в журналах, рекомендованных Перечнем ВАК.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения, выводов по работе, списка литературы и приложения. Общий объем 253 стр., включая 16 рисунков, 21 таблицу, в том числе 17 стр. список литературы (содержит 145 наименований), 13 стр. приложение.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность проблемы, приведены основные проблемы в обеспечении надежности эксплуатации силовых трансформаторов, сформулирована цель работы и методы ее достижения.

В первой главе выполнен анализ распределения повреждаемости (количества технологических нарушений) и соотношение экономического ущерба в работе оборудования тепловых электростанций и электрических сетей напряжением 110 кВ и выше по данным актов расследования технологических нарушений, поступившим в Генеральную инспекцию РАО «ЕЭС России» за период с 1998 по 2004 г., включая паровые котлы, турбины, турбогенераторы, силовые трансформаторы, линии электропередачи, измерительные трансформаторы, коммутационное оборудование, устройства РЗА, ПА, СДТУ и вторичной коммутации.

Анализ показал, что количество технологических нарушений в работе силовых трансформаторов на ТЭС составляет 1,8% от общего числа технологических нарушений в работе оборудования. При этом, доля количества технологических нарушений в работе электротехнического оборудования ТЭС для силовых трансформаторов составляет 11,3%, а доля экономического ущерба от технологических нарушений на ТЭС, связанных с повреждением силовых трансформаторов, составляет 11% от экономического ущерба связанного с повреждением электротехнического оборудования.

Количество технологических нарушений в работе силовых трансформаторов, эксплуатируемых в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше, составляет 4,9% от общего числа технологических нарушений в работе оборудования. При этом, доля экономического ущерба от технологических нарушений в работе силовых трансформаторов составляет 18,4% от общего объема.

Выполнен анализ распределения повреждений силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ по узлам и в зависимости от срока эксплуатации, общее количество которых за период 1998-2004 г. составило 925.

Выполнен анализ существующих методов контроля состояния силовых трансформаторов, указаны достоинства и недостатки применяемых методов и средств диагностики, выполнен анализ развития нормативно-технической документации в электроэнергетике в части оценки состояния силовых трансформаторов.

Существовавшая система оценки технического состояния силовых трансформаторов в целом позволяла обеспечивать принцип комплексного подхода к оценке состояния оборудования и осуществлять реализацию технической политики перехода к ремонту оборудования по фактическому состоянию. Вместе с тем, в нормативно-технической документации отсутствовала идентификация предельного состояния силовых трансформаторов, отсутствовало ряд методик, необходимых для выполнения эксплуатационными предприятиями в полном объеме требований РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования». При этом, анализ повреждаемости и значительное старение парка силовых трансформаторов, необходимость принятия обоснованных решений о возможности и целесообразности дальнейшей эксплуатации силовых трансформаторов, отработавших ус-

тановленный срок службы, или необходимости вывода их из работы потребовало разработки дополнительных методов и критериев оценки технического состояния и совершенствования стратегии эксплуатации с целью обеспечения, как в настоящее время, так и в перспективе высокой надежности работы эксплуатируемого оборудования. В результатах предыдущих исследований отсутствовали данные о зависимости удельной повреждаемости силовых трансформаторов от срока эксплуатации, выделение из общего количества технологических нарушений удельного вклада причин, приводящих к возникновению внутренних коротких замыканий, в том числе сопровождающихся возгораниями и пожарами, как для блочных, так и для сетевых трансформаторов.

Развитие исследований и разработок в части совершенствования перечня нормативных методов, критериев и показателей для оценки технического состояния силовых трансформаторов в эксплуатации и поиск характеристик контроля состояния изоляции для обнаружения дефектов на ранней стадии их развития и идентификации предельного состояния оборудования должно базироваться на анализе и обобщении теоретических представлений о механизмах и процессах, приводящих к развитию дефектов под влиянием эксплуатационных факторов, широких экспериментальных исследованиях, в том числе, физико-химических процессов происходящих в изоляции, с учетом накопленного опыта эксплуатации, всестороннего анализа повреждаемости и особенностей конструкции оборудования.

Развитие и совершенствование системы оценки состояния силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше направлено на:

- уточнение объемов испытаний и критериев оценки контролируемых показателен и их нормативов во взаимосвязи с оценкой их диагностической ценности;

- разработку необходимых нормативно-технических документов для реализации эксплуатационными предприятиями в полном объеме требований РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования»;

- выбор и обоснование показателей, позволяющих идентифицировать предельное состояние силовых трансформаторов с разработкой методологии для принятия решений о возможности и целесообразности их дальнейшей эксплуатации или необходимости вывода из работы;

- совершенствование системы нормативно-технического обеспечения с внедрением в практику эксплуатации новых методов и критериев контроля с оценкой возможности и целесообразности их использования для обеспечения принятия решений по дальнейшей эксплуатации силовых трансформаторов.

Во второй главе выполнен анализ удельной повреждаемости для блочных и сетевых трансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и выше, впервые получены зависимости удельной повреждаемости силовых трансформаторов от срока эксплуатации (рис. 1-4).

Анализ повреждаемости парка блочных трансформаторов, эксплуатируемых на 203 тепловых и гидравлических электростанциях России за период 19982002 г., показал, что удельное количество технологических нарушений приведших к отключению действием автоматических защитных устройств или вынужденному отключению персоналом по аварийной заявке составляет 2,4% в год.

и

При этом 27% от общего числа таких технологических нарушений сопровождалось возникновением внутренних коротких замыканий.

i в

С 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Продолжительность эксплуатации, лет

Рис. 1. Зависимость удельной повреждаемости блочных трансформаторов отключенных действием защит или выведенных персоналом по аварийной заявке от срока эксплуатации.

Основными причинами технологических нарушений, сопровождавшихся внутренними короткими замыканиями (КЗ) в трансформаторе, являются: износ изоляции обмоток - 24%; пробой изоляции отводов, нарушения контактного соединения отвода обмотки, обрыв части проводников гибкой связи, замыкание на ярмовую балку магнитопровода и корпус бака - 21%; пробой внутренней изоляции высоковольтных вводов - 21%; недостаточная стойкость при КЗ - 10%; повреждения РПН - 10%.

Из имевших место случаев с внутренними КЗ 28% сопровождались возгораниями и пожарами трансформаторов. При этом удельная повреждаемость блочных трансформаторов, сопровождавшихся внутренними КЗ, составляет 0,66% в год.

Продолжительность эксплуатации, лет

Рис. 2. Зависимость удельной повреждаемости блочных трансформаторов с внутренними КЗ от срока эксплуатации.

Анализ повреждаемости парка силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 MB А и более, эксплуатируемых на предприятиях электрических сетей России, за период 1998-2002 г. показывает, что удельное количество технологических нарушений в работе указанных трансформаторов приведших к отключению действием автоматических защитных устройств или вынужденному отключению персоналом по аварийной заявке составляет 1,8% в год.

При этом около 30% от общего числа таких технологических нарушений сопровождалось возникновением внутренних коротких замыканий.

Рис. 3. Зависимость удельной повреждаемости силовых трансформаторов, эксплуатируемых на предприятиях электрических сетей, отключенных действием защит или выведенных персоналом по аварийной заявке от срока эксплуатации.

Основными причинами технологических нарушений, сопровождавшихся внутренними короткими замыканиями в трансформаторе, являются: пробой внутренней изоляции высоковольтных вводов - 48%; недостаточная стойкость при КЗ - 14%; износ изоляции обмоток - 12%; пробой изоляции обмоток - 7%; пробой изоляции отводов, нарушения контактного соединения отвода обмотки, обрыв части проводников гибкой связи, замыкание на ярмовую балку магнито-провода и корпус бака - 5%; повреждения РПН - 5%.

Из имевших место случаев повреждений с внутренними КЗ 24% сопровождались возгораниями и пожарами трансформаторов. При этом удельная повреждаемость указанных сетевых трансформаторов, сопровождавшихся внутренними КЗ, составляет 0,45% в год.

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 Продолжительность эксплуатации, лет

Рис. 4. Зависимость удельной повреждаемости силовых трансформаторов, эксплуатируемых на предприятиях электрических сетей, с внутренними КЗ от срока эксплуатации.

Наиболее тяжелым повреждением силового трансформатора является внутреннее короткое замыкание. Как показано выше, внутренние КЗ в силовых трансформаторах в первую очередь связаны с повреждениями обмоток, высоковольтных вводов, РПН. Возникновение внутренних КЗ в процессе эксплуатации может быть связано с недостаточной электродинамической стойкостью обмоток к токам КЗ. с длительными неотключениями сквозных токов КЗ, приводящих к вы-

горанию витковой изоляции, нарушением контактных соединений, а также развитием физико-химических процессов, ухудшающих изоляцию трансформаторов и высоковольтных вводов. Проведены исследования по анализу основных физико-химических процессов в силовых трансформаторах и высоковольтных вводах, развитие которых приводит к возникновению внутренних коротких замыканий.

В третьей главе выполнены исследования, анализ и обобщение основных физико-химических процессов, приводящих к старению и деградации бумажной изоляции силовых трансформаторов при их эксплуатации, на основании общих теоретических положений, полученных эксплуатационных данных и экспериментальных исследований. Значительное внимание, уделенное в работе исследованиям бумажной изоляции обмоток при эксплуатации силовых трансформаторов, связано с тем, что данный элемент является фактически определяющим ресурс трансформатора, в связи с чем, имеет определяющее значение для принятия решения о возможности и целесообразности дальнейшей эксплуатации силового трансформатора.

В процессе эксплуатации силового трансформатора бумажная изоляция претерпевает деградацию, обусловленную развитием процессов деструкции и дегидратации, сопровождающихся ухудшением ее физико-химических свойств. Это проявляется, в первую очередь, в снижении механической прочности, окислении и образовании пор, хемосорбции кислых продуктов, образующихся в процессе старения трансформаторного масла. При этом известно, что электрическая прочность пропитанной маслом бумаги в результате ее старения существенно не изменяется, и в этой связи электрические показатели (сопротивление и тангенс угла диэлектрических потерь изоляции) не могут служить индикаторами старения.

Из-за достаточно сложной сетки параллельных и последовательных химических реакций, приводящих к деградации целлюлозы, и множественности факторов, влияющих на кинетику их развития, не представляется возможным спрогнозировать с необходимой точностью степень износа изоляции обмоток трансформатора путем анализа воздействий эксплуатационных факторов.

Физико-химические деструктивные процессы старения целлюлозной изоляции могут быть описаны известным кинетическим уравнением реакции первого порядка:

где Р„° и Р„ - исходная и «текущая» среднечисленные степени полимеризации целлюлозы; т - временной интервал деструктивного процесса; К,фф - эффективная константа скорости деструктивного процесса, зависящая от температуры по уравнению Аррениуса.

Эффективная константа К^ф зависит также от типа целлюлозы, содержания в ней лигнина и гемицеллюлозы, остаточной кислотности, влажности и зольности изоляции, наличия продуктов старения масла, кислорода в нем и других химических соединений, способных ускорять деструктивные процессы в целлюлозной изоляции.

При оценке степени старения целлюлозной изоляции экспериментально определяется средневязкостная степень полимеризации Ру и при этом уравнение приводится к виду:

р ' «м р*

V гу

где Ру° и Р,- исходная и «текущая» средневязкостные степени полимеризации целлюлозы соответственно; и - коэффициент неоднородности Шульца, характеризующий соотношение средневесовой и среднечисленной степени полимеризации целлюлозы и для различных марок целлюлозы составляющий 0,3-2,9.

Приведенное уравнение удовлетворительно описывает процессы деструкции при ее старении в модельных условиях, однако в реальных условиях эксплуатации трансформатора, характеризующихся изменением температуры изоляции в зависимости от нагрузки и сезона, а также изменением химического состава трансформаторного масла как деструктурирующей среды, данное уравнение представляется в виде:

1 „ _ ч (и +1)

Г V I Г V

где К) „ц, - константа скорости деструкции целлюлозной изоляции на т, -ом временном интервале, характеризующимся относительно постоянной температурой изоляции трансформатора и постоянным примесным составом трансформаторного масла.

Необходимо отметить, что в реальных условиях эксплуатации силового трансформатора не нормируется и отсутствует исходное значение степени полимеризации бумажной изоляции Р,', и невозможно определить или спрогнозировать с приемлемой точностью значения К; ,фф и Т| , что практически не позволяет получить реальную оценку времени работы силового трансформатора до полного исчерпания ресурса изоляции обмоток.

Проведенные исследования по формированию диагностических признаков для оценки износа бумажной изоляции силовых трансформаторов основываются на глубоком анализе физико-химических процессов, происходящих в изоляции обмоток под воздействием эксплуатационных факторов.

Накопленный и проанализированный обширный фактический материал по влиянию на изоляцию различных факторов: электрическое поле, температура, наличие воздуха (кислорода), наличие химически активных примесей (продуктов старения), наличие влага и др., позволил выделить основные физико-химические процессы, приводящие к деградации бумажной изоляции в процессе эксплуатации силовых трансформаторов. Проведенные исследования показали, что процессы деградации целлюлозной изоляции обмоток: каталитический кислотный алко-голиз. термическая деструкция и дегидратация, гидролиз и окислительная деструкция являются наиболее значимыми и приводят к снижению механической прочности бумаги и образованию воды (дегидратации).

Показано, что для объективной оценки износа изоляции обмоток силовых трансформаторов необходимо проводить измерение степени полимеризации образца витковой изоляции. Представительность заложенного в трансформатор об-

разца бумажной изоляции, а также образцов барьерной изоляции в отношении достигнутого уровня деструкции изоляции обмоток не обеспечивается в полной мере, поскольку такие образцы расположены в баке трансформатора в условиях, не отвечающих наиболее нагретой зоне.

Разница между барьерной и витковой изоляцией в физико-химических процессах старения состоит также в существенно большем влиянии физико-химических факторов на витковую изоляцию вследствие ее более развитой поверхности, меньшем количестве компонентов, ингибирующих деструктивные процессы, существенно меньшей исходной степени полимеризации и механической прочности. Полученные результаты измерений степени полимеризации витковой и барьерной изоляции образцов, отобранных из силовых трансформаторов, показывают, что степень полимеризации образцов барьерной изоляции значительно выше, чем витковой.

На основе полученных результатов измерений степени полимеризации образцов электроизоляционных бумаг, использующихся при изготовлении обмоток, а также образцов витковой изоляции, отобранных из обмоток силовых трансформаторов находившихся в эксплуатации, получены кинетические зависимости адекватно описывающие процесс деструкции целлюлозной изоляции обмоток силовых трансформаторов при их длительной эксплуатации.

При этом помимо перечисленных выше эксплуатационных факторов и возможного влияния особенностей конструкций трансформаторов кинетика деструкции изоляции обмоток зависит от исходной степени полимеризации намоточной бумаги. Полученные результаты измерений степени полимеризации электроизоляционной бумаги различного происхождения, использующейся при изготовлении силовых трансформаторов и отвечающей по физико-химическим характеристикам требованиям ГОСТ 645-89, показали значительный разброс значений данного показателя в исходной изоляции.

Согласно практике выполненных измерений средний разброс полученных исходных значений степени полимеризации составляет от 800 до 1800 ед., что связано с возрастом, условиями произрастания и типом древесины, со способом варки бумаги, составом конкретного варочного щелока, используемого при производстве бумаги и другими факторами.

На основе проведенных исследований кинетических закономерностей процесса деструкции целлюлозной изоляции получены зависимости возможного изменения значений степени полимеризации витковой изоляции обмоток силовых трансформаторов от срока эксплуатации для имеющегося разброса исходных значений степени полимеризации изоляционных намоточных бумаг при эксплуатации трансформаторов в одинаковых условиях.

Полученные зависимости описываются уравнением вида:

^■¡р-вчККзффТ), где х - время эксплуатации.

Продолжительность эксплантации, лет

Рис. 5. Зависимости возможного изменения значений степени полимеризации витковой изоляции обмоток от срока эксплуатации.

Анализ полученных зависимостей показывает, что при эксплуатации силовых трансформаторов с намоточной бумагой с исходной различной степенью полимеризации, при прочих равных условиях эксплуатации, достижение предельно-допустимого износа изоляции (т.е. достижение значение степени полимеризации Р=250 ед., при котором ресурс изоляции считается исчерпанным) может иметь разброс порядка 12 лет.

Полученные результаты измерений степени полимеризации образцов изоляции обмоток силовых трансформаторов, находящихся в эксплуатации, показали, что с одной стороны имели место случаи полного исчерпания ресурса изоляции обмоток у трансформаторов со сроком эксплуатации 26 лет, с другой стороны имеются трансформаторы, у которых при сроке эксплуатации более 40 лет полное исчерпание ресурса изоляции не достигается, что связано со значительным влиянием на кинетику деструкции изоляции обмоток в процессе эксплуатации трансформатора его нагрузки, а также качества масла, типа защиты масла от окисления, наличие и работоспособность термосифонных фильтров, эффективность работы системы охлаждения трансформатора, особенности конструкции.

Выполнены исследования бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов при достижении ее предельного износа. Для разработки объективных рекомендаций для принятия решений при эксплуатации силовых трансформаторов имеющих значительный износ бумажной изоляции, в первую очередь, необходимо достаточно четко представлять механизм ее разрушения при исчерпании ресурса под воздействием эксплуатационных факторов и оценивать в чем заключается опасность. Выполнены исследования возможности повреждения витковой изоляции обмоток трансформаторов при воздействии сквозных токов короткого замыкания при снижении механической прочности бумаги вследствие исчерпания ее ресурса.

Ток короткого замыкания при протекании через обмотки трансформатора вызывает сильное прижатие в радиальном направлении витков катушки от сил, вызванных токами в витках. Кроме того, на слои изоляции между витками действуют силы сжатия для внутренней обмотки, вызванные воздействием радиальных сил на обмотки от осевого поля рассеяния между обмотками, которые могут приводить к разрыву бумажной изоляции. Дополнительно на слои изоляции между

витками для внутренней и внешней обмоток действуют силы растяжения. Для каждой отдельной катушки суммарное напряжение складывается из напряжения от радиальных усилий и из напряжения изгиба от осевых усилий. При этом условия прочности бумажной изоляции катушек, находящихся под действием радиальных и осевых усилий определяются в виде:

е ост ^ [ Еост ]< где еЖ1 - относительная остаточная деформация; [£(1СХ] - допустимое значение относительной остаточной деформации;

сшах ^ [ отах ] , где ama.x - наибольшее осевое давление на изоляцию концентра; [сттах] - допустимое давление в концентре по условиям осевой устойчивости.

На примере результатов расчета прочности концентров НН и ВН блочного трансформатора ТДЦ-400000/500/15,75 проанализированы условия работы витко-вой изоляции обмоток трансформатора при исчерпании ее ресурса при воздействии токов КЗ. Анализ показал, что, т.к. при исчерпании ресурса изоляции обмоток имеет место не менее чем 4-х кратное снижение механической прочности бумажной изоляции в сравнении с исходной, то для такой изоляции в ряде случаев условия по запасу устойчивости перестают выполняться и может иметь место ее разрушение от осевого давления на изоляцию обмоток (для части катушек запас устойчивости t^maxl^max составляет менее 4-х).

При исчерпании ресурса бумажной изоляции резко возрастает риск повреждения трансформатора из-за возникновения витковых замыканий. Анализ повреждаемости за период 2000-2005 гг. блочных трансформаторов мощностью 63 МВА и более напряжением 110-500 кВ со сроком эксплуатации более 25 лет показал, что порядка 45% от общего количества их повреждений (без учета повреждений высоковольтных вводов и устройств РПН), сопровождавшихся внутренними короткими замыканиями, связано с возникновением витковых замыканий при значительном износе изоляции.

Значимость процесса дегидратации напрямую связана со степенью износа бумажной изоляции обмоток. Если оценка выхода воды из бумаги, имеющей степень полимеризации более 300 ед., составляет порядка 10'3 - 1Q'2 % массы и не оказывает существенного влияния на обеспечение работоспособности изоляции трансформатора, то при достижении значений степени полимеризации ниже 250 ед. выход воды из-за дегидратации может составлять более 6% массы, что приводит к снижению электрической прочности изоляции, при этом ранее отсутствовало рассмотрение указанного фактора и он не учитывался при оценке состояния силовых трансформаторов.

Выполнен анализ развития процесса дегидратации при исчерпании ресурса бумажной изоляции и показана возможность снижения электрической прочности изоляции в процессе эксплуатации, приведены результаты обследования силовых трансформаторов с полной деградацией изоляции обмоток сопровождающейся дегидратацией, приведшей к недопустимо низкому значению пробивного напряжения масла и невозможности дальнейшей эксплуатации трансформатора. При этом показано, что при оценке состояния изоляции силовых трансформаторов с длительным сроком эксплуатации необходимо анализировать возможные сопутствующие показатели развития деградации изоляции: рост концентраций

оксида и диоксида углерода, растворенных в трансформаторном масле, влагосо-держание масла и пробивное напряжение масла.

С целью исследования возможных механизмов деградации изоляции обмоток силового трансформатора при ее износе в лаборатории ИФХЭ РАН были проведены специальные исследования, в которых старение образцов целлюлозной изоляции с известной исходной степенью полимеризации вызывались воздействием пучка ускоренных электронов, имитирующим воздействие эксплуатационных факторов при различных температурных режимах. Образцы целлюлозной изоляции с известными характеристиками облучали в заполненной аргоном цилиндрической ячейке пучком ускоренных электронов. Сопоставление результатов, полученных при обследовании эксплуатируемых трансформаторов и в модельных экспериментах, показало адекватность исследованных механизмов деградации бумажной изоляции обмоток и подтверждение полученных выводов. Дополнительно изучена взаимосвязь степени полимеризации и числа двойных перегибов при моделировании старения образцов электроизоляционной бумаги, что полностью подтвердило взаимное снижение механической прочности и степени полимеризации бумажной изоляции силовых трансформаторов при ее деградации.

Разработана методика отбора образцов витковой изоляции силовых трансформаторов, выполнена отработка методики, которая внедрена в практику эксплуатации. Для объективной оценки состояния изоляции обмоток трансформатора необходимо проводить измерение степени полимеризации образца витковой изоляции, отобранного с верхних катушек, при этом для проведения анализа необходимо отобрать 2-3 г бумажной изоляции.

Выполнен анализ различных методик измерения степени полимеризации с целью выбора наиболее оптимальной для внедрения в практику эксплуатации анализа образцов бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов. Применительно к бумажной изоляции эксплуатируемых силовых трансформаторов для определения значений степени полимеризации оптимальным является раствор кадмийэтилендиаминового комплекса (кадоксен), обеспечивающий отсутствие деструктивных изменений в образцах изоляции при анализе.

Для расчета степени полимеризации используется уравнения Марка-Хоувинка: [г|] = 7,МО'3 Р„0"94, где Ру - средневязкостная степень полимеризации; [г(] - характеристическая вязкость раствора целлюлозы в кадоксене.

В четвертой главе на основе существующих положений теории принятия решений, оценки и учета фактора риска повреждения оборудования разработана методология совершенствования стратегии принятия решений при оценке технического состояния силовых трансформаторов.

Принятие решения представляет собой выбор одного из некоторого множества рассматриваемых вариантов: Е; еЕт , где Ет - конечное множество возможных вариантов решения.

Каждым вариантом решения Е; однозначно определяется некоторый результат е(. допускающий количественную оценку, т. е. Е( <=> е|.

В соответствии с классической теорией принятия решения, выбор оптимального варианта Е0, представляет собой процедуру вида:

Е0 = {E,0/E,0 6 Em л (e,0 = max e, v e,u = min e,) }

При этом выбор варианта по значению max e¡ соответствует оценке e¡ ,

¡

характеризующей выигрыш, полезность, прибыль и т.п., a min e¡ соответствует

противоположной оценке е, - проигрыш, потери, убытки и т.п!

Для учета фактора риска при принятии решений, в частности, о возможности и целесообразности дальнейшей эксплуатации трансформатора целесообразно определить риск R как произведение величины события А на меру возможности его наступления q, т.е. R=A-q . При этом величина А может оцениваться как материальные убытки в случае наступления возможных последствий развития дефекта (дефектов) численно равные e¡, а мерой возможности q служит вероятность p¡ его появления, т.е. R= e¡- p¡.

Процедура выбора варианта решения имеющего наименьший риск определяется в виде:

Е о = | Е ,о /Е l0 е Е п л R ,0 = min (е ,р ¡) J

Однако, прямое использование данного критерия применимо, в основном, для идеализированных задач. Данный критерий не учитывает затрат необходимых для реализации принятого решения, а также не учитывает имеющие место на практике факторы, не поддающиеся четкому учету. В связи с этим может быть принято экономически невыгодное или нецелесообразное решение, т.е. ориентация на минимально-возможный риск не всегда оправдана и определенная степень риска Ядоп может быть введена сознательно. Главное, необходимо воспрепятствовать тому, чтобы с одной стороны, ценой больших затрат был уменьшен и без того незначительный риск, а с другой - чтобы оставался большой риск, который можно было бы устранить с относительно небольшими затратами.

При оценивании e¡ возможны различные точки зрения, учитывая условия задачи, уровень имеющейся информации, степень ответственности и влияние принятого решения на различные аспекты деятельности, т.е. e¡ е {е^} . В соответствии с этим необходимо подобрать подходящую оценочную (целевую)

функцию: е- = opere- * наиболее правильно отражающую подход к принятию j

решения в конкретных условиях эксплуатации оборудования.

Оценочные функции, которые могут быть использованы при оценке возможных убытков:

, где п - размерность выборки анализируемых реализаций.

e¡ ~ 2-, eü n j=i

Данная оценочная функция отражает усредненную оценку возможных

убытков, основываясь на статистических данных повреждаемости.

е- = max е , данная оценочная функция соответствует позиции крайней I ■ ч

осторожности и отражает возможные убытки, ориентируясь на наименее благоприятный случай. Это означает, что не должны иметь место последствия развития дефекта более тяжелые, чем те, на которые заранее ориентируемся.

е, = V—V е . +(1- у) тах е

п ^ 1 ■

1 V1-

где 0 < V < 1.

п

п

ч

Данная оценочная функция является более оптимистичной, и дает возможность совместного учета субъективной позиции и статистических данных. С помощью параметра V выражается степень доверия к используемым статистическим данным.

Разработанная формализованная процедура принятия решений, которая гибко сочетает в себе учет возможного риска с затратами представляется в виде:

Е; е Ет ; К1 = е|р| ;

Ею е Ет л ЛЛоп ;

Еомв,. = Г(Ей>,ЧУи>). где -затраты на реализацию решения.

Данный критерий определяет гибкую процедуру принятия решения, заключающуюся в формировании множества возможных вариантов решений Ет, оценке возможного риска при реализации каждого варианта Я,, а затем выполнении в рамках допустимых границ риска и имеющихся возможностей, выбора оптимально-возможного решения Еов<Лм •

На основе положений теории информации и технической диагностики разработана методология, классификация и численные критерии оценки диагностической ценности признаков, используемых для оценки состояния силовых трансформаторов в эксплуатации.

Применение разработанных положений обеспечивает повышение достоверности и обоснованности применения контролируемых показателей с целью повышения эффективности системы оценки технического состояния силовых трансформаторов в эксплуатации. При этом, задача выбора признаков и нахождения такого множества контролируемых показателей, которые бы обеспечивали наилучшее распознавание дефектов, является в технической диагностике одной из важнейших и наиболее трудных.

Используя основные положения теории информации, процесс диагностического обследования представляется следующим образом. Имеется оборудование, которое может находиться с некоторой вероятностью в одном из состояний Ц , заранее неизвестном. Если априорные вероятности состояний Р(Б;) могут быть получены из статистических данных, то энтропия (неопределенность) состояния определяется в виде:

Целью диагностического обследования является выяснение, что оборудование находится в одном из состояний и обеспечивается выполнение условия: Н(П/К.)=0, где НШ /К) - энтропия системы после проведения обследования по комплексу признаков К= (к), к2_____ к„).

Однако на практике не всегда обеспечивается выполнение данного условия и тогда внесенная информация, содержащаяся в диагностическом обследовании, или ценность обследования составляет:

Нф) = Р(0;)1оё, Рф,)'

где ш - число состояний системы.

Zd(K) = H(D)-H(D/K) < H(D)

Для снижения значения энтропии H(D/K) очевидно необходимо стремится использовать признаки, характеризующие состояние оборудования на максимально возможном уровне информации. При этом диагностическая ценность наличия признака kj в интервале S представляется в виде:

P(kis/Di) ^»'-"'-pfef '

где Р (kjS / Dj) - вероятность появления интервала S признака kj для объектов с диагнозом D, ; Р (kjS) - вероятность появления этого интервала у всех объектов с различными диагнозами.

При этом реализация kjS признака kj информативна, когда: Zoi (kjs) > 0.

Общая диагностическая ценность обследования по признаку' kj определяется в виде:

ZD(k j) = 2 P(D ¡)Z к (к

i = I

Величина Zd (kj) представляет собой оценку количества информации, которое вносится обследованием с помощью признака kj в установление неизвестного заранее состояния, принадлежащего к рассматриваемой совокупности диагнозов. При этом, выход значений параметров за установленные границы (предельные значения) следует рассматривать как признак наличия повреждений (дефектов), т.е. для каждого измеряемого параметра kj имеются два интервала S1 и S2 соответственно меньше или больше предельно допустимого значения kj лоп.

Диагностическая ценность конкретного признака представляется совокупностью выражений для соответствующих состояний D; и значений kj$:

7 М, Л 1 P(kjSI /Р|) Д P(kjS2/P2)

ZD1(kiS1) = log2-^—ZD2(kjS2) = log 2 p(k~)

При этом обследование по конкретному признаку информативно, когда: Zdi (kjsi) > 0 л ZD2 (kjS2) > 0. Выполнение данных условий характеризует независимую диагностическую ценность признака.

В определенных случаях наличие признака в зоне допустимых значений не имеет информативности, тогда как превышение предельно допустимого значения достаточно важно для определения состояния оборудования. В этом случае, имеет место частная диагностическая ценность признака kj в интервале S2, т.е.: Z02(kjS2) >0.

Если рассматриваемый признак сам по себе не имеет существенного значения, но его наличие после появления некоторого другого позволяет уточнить поставленный диагноз, тогда:

^и (к р / к js) = log 2 ^ ;

где Р (кр / Dj kjs) - вероятность появления признака кр для объектов с диагнозом Д после появления интервала S у признака kj;

Р (кр/kjS) - вероятность появления признака кр у всех объектов с признаком kjs.

Данное выражение определяет условную диагностическую ценность признака кр после появления признака Цб •

При анализе диагностической ценности того или иного признака, используемого для оценки состояния изоляции силовых трансформаторов, но не имеющих непосредственной связи с электрической прочностью, определяющее значение имеют следующие аспекта:

- является ли контролируемый показатель функцией физико-химического состояния изоляции или он отслеживает сопутствующие изменения при развитии дефектов;

- наличие монотонности изменения значения контролируемого показателя во времени при развитии характеризуемого им дефекта;

- наличие значимых различий между значениями контролируемого показателя и степенью развития характеризуемого им дефекта.

Выполнение или невыполнение данных условий определяет вид диагностической ценности, а именно наличие детерминированной или случайной диагностической ценности соответственно.

Разработана классификация диагностической ценности признаков, критерии и соотношения, позволяющие численно оценивать информативность применения контролируемых показателей для оценки состояния силовых трансформаторов в эксплуатации (рис 6). При этом данный подход реализован впервые для силовых трансформаторов и может быть использован для различных видов электрооборудования.

Диагностические признаки

С детерминированной диагностической ценностью

Со случайной диагностической ценностью

С независимой диагностической ценностью 2т(к551)>0 л 2ю(к^2)>0

С условной диагностической ценностью гО|(кр/Ц5)>0

С частной диагностической ценностью 2ог(Ця2) > О

Рис. 6. Структурная схема классификации диагностической ценности признаков.

В пятой главе выполнен анализ диагностической ценности методов контроля состояния бумажной изоляции обмоток трансформаторов по измерению степени полимеризации витковой изоляции и анализу фурановых соединений в масле.

Выполнены исследования, которые в соответствии с результатами полученными в главе 3 и 4, позволили сделать вывод о наличии детерминированной диагностической ценности измерений степени полимеризации витковой изоляции обмоток для оценки износа бумажной изоляции силовых трансформаторов в эксплуатации.

Выполнен анализ информативности применения анализа фурановых соединений в масле для оценки состояния бумажной изоляции обмоток трансформаторов. На основе статистической обработки результатов обследования 232 силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, в зависимости от срока эксплуатации, определены выборочные средние значения содержания фурановых соединений в масле (шх) и значения дисперсий (Dx) (таблица 1).

Таблица 1.

Срок эксплуатации, лет шх •10"4, % массы Dx •10"8 Объем выборки

5-10 1,8 2,7 27

10-15 3,8 18,6 61

15-20 2,6 12,6 53

20-25 3,3 13,2 70

25-30 4,5 10,5 21

Для оценки значимости различий полученных совокупностей выборок содержания фурановых соединений от срока эксплуатации с использованием стандартного критерия сравнения совокупностей (Ъ - критерий) получены значения величин наблюдаемого критерия | | и табулированное значение критической точки Ъщ,, определенное при уровне значимости а=0,05 с использованием табулированных значений функции Лапласа.

При этом при сравнении совокупностей со сроком эксплуатации более 10 лет практически во всех случаях | | < что указывает на отсутствие значимых различий содержания фурановых соединений при увеличении срока эксплуатации трансформаторов.

При обследовании силовых трансформаторов со сроком эксплуатации 25 лет и более были выполнены совместные измерения степени полимеризации витковой изоляции обмоток и содержание фурановых соединений в масле. На основе полученных данных в соответствии с методологией разработанной в главе 4, выполнена численная оценка диагностической ценности применения анализа фурановых соединений для оценки состояния бумажной изоляции обмоток, которая составила -0,7.

Фурановые соединения являются лабильными соединениями и разлагаются под действием кислой среды, а при наличии в трансформаторе термосифонного фильтра образующиеся фурановые соединения адсорбируются и распадаются из-за кислой среды на силикагеле.

С целью подтверждения свойств фурановых соединений была поставлена и выполнена работа по модельному исследованию поглощения фурановых соединений в трансформаторном масле при прохождении термосифонного фильтра.

В модельной установке, имитирующей термосифонный фильтр, в течение 6 месяцев по замкнутому контуру через силикагель постоянно прокачивалось трансформаторное масло с известной концентрацией фурановых соединений. При температуре 20 °С содержание фурановых соединений снизилось в 1000 раз, при температуре 35 °С в 2000 раз.

Полученные результаты, а также исследованные в главе 3 множественность факторов старения изоляции и механизмов ее деградации не позволяют использовать определение содержания фурфурола и фурановых соединений в масле трансформатора в качестве показателя для оценки износа изоляции.

Определение содержания фурановых соединений в масле силовых трансформаторов не позволяет принимать решение о состоянии его бумажной изоляции, а лишь в случаях обнаружения высоких концентраций может свидетельствовать о необходимости более полного обследования состояния оборудования.

Выполнена численная оценка диагностической ценности использования различных методик определения характера развивающихся дефектов силовых трансформаторов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле (ХАРГ).

Анализ накопленного как в России, так и за рубежом достаточно длительного опыта применения ХАРГ позволил уточнить совокупность признаков имеющих достаточно высокую диагностическую ценность, определить вид и характер выявляемых дефектов для принятия решений по дальнейшей эксплуатации.

С помощью ХАРГ в силовых трансформаторах можно обнаружить две группы дефектов:

- перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова;

- электрические разряды в масле.

При этом нормативно установлены только граничные концентрации газов, достижение которых свидетельствует о возможности развития дефектов в трансформаторе. Такие трансформаторы берутся под контроль с учащенным отбором проб масла и проведением ХАРГ.

Критерий граничных концентраций позволяет выделить из общего количества трансформаторного парка трансформаторы с возможными развивающимися дефектами, а степень опасности развития дефекта определяется по относительной скорости нарастания газа (газов). При этом если относительная скорость нарастания газа (газов) превышает 10% в месяц, то это указывает на наличие быстрораз-вивающегося дефекта в трансформаторе.

Характер развивающихся дефектов по результатам ХАРГ определяется по критериальным отношениям концентраций различных пар газов. Выполненный анализ применения существующих методик для оценки характера развивающихся дефектов (теплового или электрического характера) по результатам ХАРГ показал, что в них имеются значительные различия, как по виду, так и по количеству используемых отношений пар газов.

В табл. 2 приведены используемые отношения пар характерных газов проанализированных методик:

Таблица 2.

Методика Используемые отношения пар характерных газов

Дорненбурга ГН, с2н, С2Н6 с,н,

(Dornenburgs method) н2 с2н4 сн4

Мюллера (Muller's method) СН4, с2н4 со С2Н6

н, С02 с,н,

сн4 с2н2 с,н4 С,нв

Роджерса (CEGB/Rogers Ratios) н, С2Н4 С2НЙ сн4

МЭК (IEC 60599) сн4, С2Н2, с2н4

н, С2Н4 с2н6

ВЭИ сн4, С2н4 с2н6 С2Н2. С2Н6 С2Н4

нг сн 4 сн4 С2Н4 с2н2 с2н6

Получаемые по отношению концентраций соответствующих пар газов признаки имеют условную диагностическую ценность, т.к. они позволяют определять характер развивающегося дефекта (тепловой или электрический) при превышении установленных граничных концентраций хотя бы у одного углеводородного газа.

При оценке диагностической ценности используемых признаков была выполнена работа по оценке вероятностей совпадения прогнозируемого характера дефекта по отношениям концентраций пар газов (по всем указанным выше методикам с учетом соответствующих критериальных значений) с фактически обнаруженными в более чем 300 трансформаторах, выведенных в ремонт по результатам ХАРГ. Вероятность совпадения прогнозируемого характера дефекта при использовании каждого отношения пар характерных газов с фактически обнаруженным для каждой методики определялась в виде:

где N | - количество совпадений характера дефекта, прогнозируемого по результатам ХАРГ при использовании различных отношений концентраций характерных газов в соответствии с ьой методикой, с фактической оценкой полученной при обследовании выведенного в ремонт трансформатора; Ыд - общее количество трансформаторов с прогнозируемым характером дефекта по результатам отношения концентраций характерных газов для 1-ой методики.

Диагностическая ценность использования критериальных отношений концентраций пар газов при определении характера дефекта для ¡-ой методики в соответствии с положениями, изложенными в главе 4. определяется в виде:

=£ гп(кр/к/) .

п

где п - число признаков (отношений концентраций пар газов), г0(крА1) = £ Р(0 1)га(к„/к])

В табл. 3 приведены полученные численные значения оценки диагностической ценности использования каждой методики:

Таблица 3.

Характеристика Методика

Дорненбурга Мюллера Роджерса МЭК ВЭИ

г0 2,67 0,98 2,39 2,83 1,90

Полученные результаты показали, что наибольшую диагностическую ценность при определении характера развивающегося дефекта имеет методика МЭК (1ЕС 60599), которая используется в РД «Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хро-матографического анализа газов, растворенных в масле».

Анализ накопленных эксплуатационных данных о выводе в ремонт по результатам ХАРГ силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ показал следующее распределение по группам дефектов: 57% - повреждение токоведущих соединений; 26% - перегрев металлических конструкций остова; 6% - повреждение обмотки; 4% - дефекты маслонасосов; 3% - «переток» газов из бака контактора в бак трансформатора; 4% - прочие дефекты.

Выполнен анализ дефектов в высоковольтных герметичных вводах трансформаторов и их связь с появлением газов, растворенных в масле. Показано, что с помощью ХАРГ в высоковольтных герметичных вводах можно обнаружить: нарушение контактных соединений, проявление острых краев деталей, локальные дефекты остова. Хроматографические признаки отсутствуют при наличии во вводах коллоидного старения масла и отложения осадка (продуктов окисления масла или вымывания из конструктивных материалов) на внутренней поверхности фарфоровой покрышки и на остове.

На основе результатов обследования 614 высоковольтных герметичных вводов, установленных на трансформаторах 110-750 кВ, по результатам ХАРГ, диэлектрических параметров изоляции вводов, результатов физико-химического анализа масла оценивалось отсутствие или наличие дефектов во вводах. По соответствующим кривым распределения определены граничные значения "суммы концентрации углеводородных газов для бездефектных вводов при условии, что 90 или 95% обследованных вводов имеют значения 1Сх Нх ниже граничных концентраций. Результаты приведены в таблице 4.

Таблица 4.

Марка Класс Число вводов Расчетная граничная концентрация, % об.

масла напряжения, кВ 90% 95%

Т-750 110-220 132 0,015 0,021

330-750 182 0,013 0,015

ГК 110-220 113 0,012 0,015

330-750 158 0,011 0,014

По результатам проведенных исследований сформулированы следующие положения:

- герметичные высоковольтные вводы подлежат отбраковке при достижении объемной доли ацетилена 0,0005% и более либо при достижении суммарной объемной доли углеводородных газов 0,03% и более для вводов 110-220 кВ и 0,015% и более для вводов 330-750 кВ;

- периодичность измерений: через 2 года после начала эксплуатации и далее 1 раз в 4 года для вводов 110-220 кВ, 1 раз в два года для вводов 330-750 кВ.

Разработанные критерии вошли в РД «Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле».

Процесс ухудшения состояния изоляции в масляном канале высоковольтных герметичных вводов трансформаторов связан с развитием коллоидно-дисперсных процессов в трансформаторном масле, образованием металлосодер-жащих частиц, в первую очередь, нафтенатов меди и железа. Измерение значений оптической мутности трансформаторного масла позволяет получать количественную информацию о развитии коллоидно-дисперсных процессов в масляном канале в процессе эксплуатации высоковольтных герметичных вводов. Значение мутности трансформаторного масла более 40 м указывает на ускоренное развитие процесса коллоидного старения масла, которое ведет к снижению электрической прочности масляного канала.

На основании анализа статистических данных измерений мутности трансформаторного масла получена положительная оценка диагностической ценности, указывающая на достаточно высокий уровень информативности использования данного показателя при оценке технического состояния высоковольтных герметичных вводов трансформаторов в эксплуатации. Разработанные положения по применению измерений оптической мутности трансформаторного масла в высоковольтных герметичных вводах трансформаторов и вошли в разработанные «Методические указания по определению оптической мутности трансформаторного масла герметичных вводов 110 кВ и выше силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов».

В шестой главе на основе анализа и обобщения показателей оценки технического состояния силовых трансформаторов и процессов, происходящих в них при эксплуатации, обоснованы показатели и критерии, позволяющие идентифицировать предельное состояние силовых трансформаторов, разработана методология для принятия решений о возможности и целесообразности их дальнейшей эксплуатации или необходимости вывода из работы.

Основными элементами силового трансформатора, определяющими его предельное состояние, являются обмотки и сердечник. Прочие элементы: высоковольтные вводы, переключатели ответвлений, маслоохладители, двигатели мас-лонасосов и др. - при наличии дефектов должны подлежать ремонту или замене, не требующей замены трансформатора в целом. Ремонтно-профилактическими мероприятиями, либо путем замены отдельных элементов трансформатора практически все показатели, указанные в РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования», за исключением степени полимеризации бумажной изоляции и сопротивления короткого замыкания трансформатора, могут быть приведены в состояние, соответствующее тре-

бованиям норм. Силовые трансформаторы пригодны для дальнейшей эксплуатации, при:

• отсутствие недопустимых степеней износа бумажной изоляции;

• отсутствие недопустимых деформаций обмоток;

• отсутствие распрессовки сердечника и обмоток;

• нагреве сердечника и обмоток в пределах норм.

Опыт эксплуатации показывает, что сердечники силовых трансформаторов повреждаются в процессе работы крайне редко. Вероятными их дефектами являются: ослабление прессовки, замыкание между листами стали, приводящие к возрастанию потерь и локальному повышенному нагреву. При этом эти дефекты выявляются изменением потерь холостого хода, возрастанием шума и повышенным содержанием растворенных в масле газов. Хотя достижение предельного состояния сердечника трансформатора явление достаточно редкое, необходимо подчеркнуть, что признание состояния сердечника «предельным» всегда означает и предельное состояние силового трансформатора в целом.

Переход трансформатора в предельное состояние обусловлен двумя основными причинами:

• наличием опасных деформаций обмоток, характеризуемых изменением сопротивления короткого замыкания (5^) и визуальным осмотром после слива масла из бака;

• износом витковой изоляции, характеризуемой степенью полимеризации.

Значения , измеренные в процессе эксплуатации и при капитальном ремонте,

не должны превышать исходные более чем на 3%. Ресурс бумажной изоляции обмоток считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 единиц. Выход значений указанных показателей за установленные нормы, как в совокупности, так и в отдельности, является основанием рассмотрения вопроса о необходимости и целесообразности вывода трансформатора из работы.

В объем анализа для принятия решения должны входить следующие пункты:

- анализ статистических данных о предшествующей истории и работе трансформатора: режим работы, аварийность, крупные ремонты, результаты испытаний;

- анализ возможных будущих режимов работы;

- визуальная инспекция с особым вниманием к деформации обмоток и состоянию их изоляции;

- анализ конструктивных особенностей выполнения данного трансформатора и сопоставление с другими аналогичными трансформаторами;

- анализ доступных данных об опыте эксплуатации аналогичных трансформаторов на данном и других энергообъекгах;

- анализ располагаемых финансовых и материальных ресурсов, необходимых для замены трансформатора или его ремонта;

- анализ степени риска и возможные последствия при аварийном повреждении трансформатора.

Приведенные положения составляют суть и основу проведения процедуры технического освидетельствования силовых трансформаторов, отработавших установленный срок службы.

Разработаны критерии принятия решений о необходимости и целесообразности замены или возможности ремонта высоковольтных герметичных вводов трансформаторов в условиях эксплуатации:

1. При полном или частичном (ниже уровня бумажной намотки) отсутствии трансформаторного масла во вводе или наличии повреждений, приведших к непосредственному контакту внутренней полости с атмосферой и влагой, ввод подлежит замене или ремонту с полной заменой внутренней изоляции в условиях завода-изготовителя.

2. При превышении установленных РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» предельно-допустимых значений тангенса угла диэлектрических потерь или емкости основной изоляции или влагосодержания масла, а также при достижении установленных предельных концентраций ацетилена или суммы углеводородных газов по результатам ХАРГ ввод также подлежит замене или ремонту с полной заменой внутренней изоляции.

3. При превышении установленного предельно-допустимого значения тангенса угла диэлектрических потерь трансформаторного масла или диэлектрических потерь между последней обкладкой и втулкой или достижения значения оптической мутности масла более 40 м"1, но при уровне величины кажущегося заряда частичных разрядов, измеренных при U„cn = 1,0511ф. „а„б, не более 10 пК ввод может подлежать ремонту в условиях эксплуатации с частичной разборкой, заменой масла и очисткой внутренней поверхности фарфоровых покрышек и внешней поверхности остова.

Совместно с ЗАО «Мосизолятор» разработан перечень измерений и испытаний, необходимых для определения качества изоляции высоковольтных герметичных вводов 110-220 кВ после ремонта в условиях эксплуатации. Для вводов более высоких классов напряжений рекомендуется производить ремонт в условиях завода-изготовителя.

В настоящее время и в перспективе наиболее совершенными вводами являются высоковольтные вводы с RIP-изоляцией. Заводом «Мосизолятор» в 20022004 гг. при участии автора разработана собственная технология промышленного производства вводов с RIP- изоляцией на классы напряжения 110 и 220 кВ. В настоящее время также серийно выпускаются высоковольтные вводы с RIP-изоляцией на напряжение 330 кВ и выше

Выполнен анализ развития системы нормативно-технической документации, действующей в электроэнергетике России в части оценки технического состояния силовых трансформаторов в эксплуатации, обеспечивающей реализацию концепции планирования ремонтов в зависимости от фактического технического состояния.

С целью развития и совершенствования системы оценки технического состояния силовых трансформаторов в эксплуатации в период с 2000 по 2007 г. автором, под руководством и при непосредственном участии, были разработаны и введены в действие следующие нормативно-технические документы:

1. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле. РД 153-34.0-46.32-00 (СО 34.46.302-00). Утверждены ОАО РАО «ЕЭС России» 10.12.2000.

2. Дополнения и изменения в «Объем и нормы испытаний электрооборудования». Извещение № 1 О внесении дополнений и изменений в «Объем и нормы испытаний электрооборудования», СО 34.45-51.300-97 (РД 34.45-51.300-91) 6-е издание. Утверждено ОАО РАО «ЕЭС России» 24.10.2005.

3. Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования. Стандарт организации ОАО РАО «ЕЭС России». Утвержден ОАО РАО «ЕЭС России» 28.03.2007. (Раздел «Нормы технического диагностирования/контроля силовых трансформаторов»),

4. Методические указания по определению оптической мутности трансформаторного масла герметичных вводов НО кВ и выше силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов. Утверждены ОАО РАО «ЕЭС России» 21.06.2007.

5. Методические указания по определению влагосодержания твердой изоляции обмоток силовых трансформаторов (шунтирующих реакторов) по результатам измерения диэлектрических характеристик. Утверждены ОАО РАО «ЕЭС России» 21.06.2007.

6. Методические указания по оценке состояния бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов по степени полимеризации. Утверждены ОАО РАО «ЕЭС России» 13.12.2007.

Заключение

В диссертации обобщен многолетний опыт исследований и разработок по проблемам оценки технического состояния силовых трансформаторов и повышения надежности их эксплуатации проводимых автором, а также под руководством и непосредственном участии автора.

В диссертационной работе выполнен анализ опыта эксплуатации и повреждаемости силовых трансформаторов и автотрансформаторов (силовых трансформаторов) напряжением 110 кВ и выше эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях. Выполненный комплекс теоретических и экспериментальных исследований, разработанные методы и критерии, полученные в работе практические результаты развивают и повышают эффективность системы оценки технического состояния силовых трансформаторов, позволяют обеспечивать в полной мере принцип комплексного подхода к оценке их технического состояния, в том числе, определение предельного состояния силовых трансформаторов с длительными сроками эксплуатации для принятия решений по возможности их дальнейшей эксплуатации или необходимости и целесообразности вывода из работы.

Внедрение результатов работы имеет важное народнохозяйственное значение, т.к. они непосредственно направлены на повышение надежности работы парка силовых трансформаторов, эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях электрических сетей Российской Федерации.

Основные научные и практические результаты диссертационной работы:

1. Получены зависимости удельной повреждаемости силовых трансформаторов установленных на тепловых и гидравлических электростанциях и на предприятиях электрических сетей Российской Федерации напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и более от срока эксплуатации. Показано, что удельная по-

вреждаемость парка блочных трансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и более, сопровождавшаяся возникновением внутренних коротких замыканий, составляет 0,66% в год и обусловлена чаще всего износом изоляции обмоток, нарушениями контактных соединений отводов обмотки, повреждениями высоковольтных вводов, РПН, недостаточной электродинамической стойкостью обмоток к токам коротких замыканий и ее уровень резко нарастает в период эксплуатации после 35-40 лет, достигая 3% в год.

Для парка силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и более, эксплуатируемых на предприятиях электрических сетей, удельная повреждаемость сопровождавшаяся возникновением внутренних коротких замыканий составляет 0,45% в год, при этом основными причинами таких повреждений являются пробой внутренней изоляции высоковольтных вводов, недостаточная электродинамическая стойкость обмоток к токам коротких замыканий, износ изоляции обмоток, пробой изоляции обмоток и отводов, повреждения РПН.

2. Исследована совокупность процессов, приводящих к деградации изоляции обмоток силовых трансформаторов в условиях эксплуатации, выполнены теоретические и экспериментальные исследования влияния эксплуатационных факторов и физико-химических процессов на состояние бумажной изоляции силовых трансформаторов при длительной эксплуатации. При этом показано, что процессы деградации целлюлозной изоляции обмоток: каталитический кислотный алкоголиз, термическая деструкция и дегидратация, гидролиз и окислительная деструкция являются наиболее значимыми и приводят к снижению механической прочности бумаги и образованию воды (дегидратации).

3. Получены кинетические зависимости, адекватно описывающие процесс старения бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов при их длительной эксплуатации, при этом показано, что из-за множественности факторов, влияющих на кинетику развития деградации изоляции, не представляется возможным спрогнозировать с необходимой точностью степень износа изоляции обмоток силовых трансформаторов путем анализа воздействий эксплуатационных факторов.

4. Показано, что имеется значительный разброс значений степени полимеризации исходной намоточной бумаги, что при прочих равных условиях эксплуатации силовых трансформаторов может приводить к достижению предельно-допустимого износа изоляции с разбросом до 12 лет, при этом полученные результаты измерений степени полимеризации образцов изоляции обмоток силовых трансформаторов находящихся в эксплуатации показали, что имели место случаи исчерпания ресурса изоляции обмоток у трансформаторов со сроком эксплуатации 26 лет и имеются трансформаторы, у которых при сроке эксплуатации более 40 лет исчерпание ресурса изоляции не достигается, что связано с различными факторами, влияющими на кинетику деструкции изоляции в процессе эксплуатации силовых трансформаторов.

5. Выполнены исследования показывающие, что при исчерпании ресурса бумажной изоляции обмоток, характеризуемого достижением значения степени полимеризации 250 ед. и не менее чем 4-х кратным снижением механической прочности изоляции в сравнении с исходной, резко повышается риск возникновения витковых замыканий и повреждения трансформатора при возникновении ме-

ханических усилий, в первую очередь, при протекании сквозных токов коротких замыканий, а также грозовых и коммутационных перенапряжений. При этом показано, что при исчерпании ресурса бумажной изоляции выход воды из-за дегидратации может составлять более 6% массы, что приводит к резкому снижению электрической прочности изоляции силового трансформатора.

6. Разработана методика оценки износа бумажной изоляции силовых трансформаторов и обоснован критерий исчерпания ресурса бумажной изоляции, при этом предложено и обосновано, что для объективной оценки износа бумажной изоляции необходимо проводить измерение степени полимеризации образца вит-ковой изоляции обмотки.

7. Разработана методика и критерии оценки диагностической ценности показателей, используемых для оценки технического состояния силовых трансформаторов, позволяющие проводить их классификацию и оценку возможности применения для принятия решений, получены соотношения для численной оценки диагностической ценности (информативности) применения контролируемых показателей.

8. Получена численная оценка диагностической ценности применения метода контроля состояния бумажной изоляции обмоток по наличию фурановых соединений в масле, указывающая на его случайную диагностическую ценность, при этом показано, что данный метод не может бьггь использован для принятия решений о состоянии износа изоляции обмоток силовых трансформаторов.

9. Получены численные оценки диагностической ценности использования различных методик определения характера развивающихся дефектов силовых трансформаторов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле, при этом показано, что наибольшую диагностическую ценность имеет методика на основе МЭК (1ЕС 60599), которая внедрена в практику эксплуатации.

10. Разработаны критерии оценки состояния высоковольтных герметичных вводов трансформаторов по хроматографическому анализу растворенных в масле газов. Выполнен анализ развития возможных дефектов в высоковольтных герметичных вводах трансформаторов и их связь с появлением растворенных в масле газов, разработаны критерии принятия решений о необходимости и целесообразности замены или возможности ремонта высоковольтных герметичных вводов трансформаторов, а также необходимый объем и критерии послеремонтных измерений и испытаний, разработаны рекомендации по нормированию контроля антиокислительной присадки ионол и оптической мутности трансформаторного масла.

11. Разработана методика, обоснованы показатели и критерии для идентификации предельного состояния силового трансформатора, разработана методология для принятия решений о возможности и целесообразности дальнейшей эксплуатации силовых трансформаторов, отработавших установленные сроки службы, или необходимости вывода их из работы. При этом показано, что переход силового трансформатора в предельное состояние обусловлен двумя основными причинами: наличием опасных деформаций обмоток и износом витковой изоляции обмоток.

12. Разработаны рекомендации по применению методов и критериев, и нормативно-технические документы, обеспечивающие возможность реализации эксплуатационными предприятиями в полном объеме требований РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» и требований разработанных «Норм технического диагностирования/контроля силовых трансформаторов», позволяющие обеспечивать принцип комплексного подхода к оценке технического состояния силовых трансформаторов в эксплуатации.

Основные положения диссертации изложены в следующих публикациях:

1. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Писарева H.A., Львов М.Ю., Топорков Д.А. Изменение свойств трансформаторного масла Т-750 в высоковольтных герметичных вводах в процессе эксплуатации. Электрические станции, 1995, № 3, с. 27-34.

2. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Писарева H.A., Львов М.Ю. Применение химических методов, направленных на определение степени старения изоляции электрооборудования. В сб.: Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. С. Пб.: ПЭИПК, 1996, вып. 2, с. 12-15.

3. Ланкау Я.В., Львов М.Ю., Львов Ю.Н., Писарева H.A., Старостина А.К. Применение физико-химических методов для оценки состояния жидкой и твердой изоляции электрооборудования. IV Симпозиум «Электротехника 2010». Сборник докладов, т. 2, раздел 3, Москва, 1997, с. 55-59.

4. Львов М.Ю. Влияние коллоидных частиц на изоляционные характеристики герметичных вводов в эксплуатации. IV Симпозиум «Электротехника 2010». Сборник докладов, т. 2, раздел 3, Москва, 1997, с. 133-136.

5. Львов М.Ю. Оптические методы контроля состояния трансформаторного масла высоковольтных герметичных вводов. Вестник ВНИИЭ-98, 1998, с. 55-56.

6. Львов М.Ю. Фактор риска при эксплуатации высоковольтных вводов трансформаторов. Электрические станции, 1999, № 2, с. 46-51.

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

8. Ванин Б.В., Львов М.Ю., Львов Ю.Н., Кассихин С.Д., Кокуркин Б.П., Радковский С.Г., Славинский А.З. О нормировании концентрации растворенных газов и мутности масла для выявления дефектов высоковольтных вводов. Электрические станции, 2000, № 2, с. 52-55.

9. Львов М.Ю. Коллоидно-дисперсные процессы в высоковольтных герметичных вводах трансформаторов. Электрические станции, 2000. № 4, с. 49-52.

10. Bogomolov V.S., Khublarov N.N., Lvov M.Yu., Lvov Yu.N., Vanin B.V., Neklepaev B.N. Problems of autotransformers operation in systems with fault currents upgrowth. CIGRE, Session-2000, Paper № 12-106.

11. Львов М.Ю. О развитии работ по повышению эксплуатационной надежности высоковольтных вводов трансформаторов. Вестник ВНИИЭ-2000. 2000, с. 128-134.

12. Львов Ю.Н., Львов М.Ю. Диагностика трансформаторного оборудования. Энергетик, 2000. № 11. с. 26-27.

13. Львов Ю.Н., Львов М.Ю. Методологические аспекты диагностики мощных силовых трансформаторов. В сб.: Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. С. Пб.: ПЭИПК, 2000, вып. 11, с. 5-10.

14. Львов М.Ю. Об оценке состояния силовых трансформаторов с длительным сроком эксплуатации. В сб.: Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. С. Пб.: ПЭИПК, 2000, вып. 11, с. 264-268.

15. Львов М.Ю., Писарева H.A., Ланкау ЯЗ. Применение метода тонкослойной хроматографии в практике эксплуатации электропредприятий. Вестник ВНИИЭ-2000, 2000, с. 135-137.

16. Ванин Б.В., Ланкау Я.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., Писарева H.A., Комаров В.Б., Шифрин Л.Н. Методологические аспекты оценки степени старения изоляции обмоток силовых трансформаторов по измерению степени полимеризации. Электрические станции, 2001, № 1, с. 35-39.

17. Загретдинов И.Ш., Львов М.Ю. О первоочередных мероприятиях по повышению надежности работы оборудования и персонала и снижения аварийности в ЕЭС России. Новое в российской электроэнергетике, 2001, № 5, с. 18-20.

18. Касаткина Т.Е., Львов М.Ю. Опыт применения хроматографического анализа газов для оценки состояния силовых трансформаторов. Новое в российской электроэнергетике, 2001, № 7, с. 23-27.

19. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., Неклепаев Б.Н., Антипов K.M., Сурба A.C., Чичинский М.И. О повреждениях силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ в эксплуатации. Электрические станции, 2001, № 9, с. 53-58.

20. Львов М.Ю., Кутлер П.П. Эксплуатация и диагностика высоковольтных вводов трансформаторов. Учебно-методическое пособие. М.: ИПКгосслужбы, 2001,27 с.

21. Львов М.Ю. Пути совершенствования эксплуатации высоковольтных вводов трансформаторов. Новое в российской электроэнергетике, 2001, № 10.

22. Кассихин С.Д., Славинский А.З., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., Чичинский М.И. О ремонте высоковольтных герметичных вводов трансформаторов в эксплуатации. Электрические станции, 2001, № 11, с. 54-56.

23. Львов М.Ю. Информативность контролируемых показателей при диагностике силовых трансформаторов. В сб. Инновации в энергетических технологиях. Доклады юбилейной научно-практической конференции, посвященной 50-летию ИПКгосслужбы. Т.З. М.: ИПКгосслужбы. ВИПКэнерго, 2002, с. 219-224.

24. Комаров В.Б., Львов М.Ю. Деградация изоляции обмоток силовых трансформаторов при длительной эксплуатации. Новое в российской электроэнергетике, 2002, № 3, с. 36-39.

25. Львов М.Ю., Чичинский М.И., Львов Ю.Н., Ершов Б.Г., Комаров В.Б. Нормирование показателей для оценки износа изоляции обмоток силовых трансформаторов. Электрические станции, 2002, № 7, с. 51-54.

26. Львов М.Ю. Оценка информативности показателей контроля технического состояния изоляции трансформаторного оборудования. Электрические станции, 2002, № 12, с. 44-51.

27. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., Неклепаев Б.Н. Показатели состояния изоляции для оценки возникновения внутренних коротких замыканий в силовых трансформаторах. Электрические станции, 2003, № 2, с. 65-69.

28. Львов М.Ю., Кутлер П.П. Физико-химические методы в практике оценки состояния силовых трансформаторов в условиях эксплуатации. Учебно-методическое пособие. М.: ИУЭ ГУУ, ВИПК-энерго? ИПКгосслужбы, 2003, 20 с.

29. Львов М.Ю., Комаров В.Б., Львов Ю.Н., Ершов Б.Г. О ресурсе изоляции силовых трансформаторов. Новое в российской электроэнергетике, 2003, № 4.

30. Lvov M.Y., Chihinskii M.I., Lvov Y.N., Ershov B.G., Komarov V.B. Rated Indices for Evaluating the Winding Insulation Wear of Power Transformers. Power Technology and Engineering. September 2002. vol. 36, no. 5, pp. 280-283.

31. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю.. Антипов K.M., Загретдинов И.Ш., Сурба A.C., Шейко П.А., Неклепаев Б.Н., Шифрин Л.Н. Вопросы повышения надежности работы блочных трансформаторов. Электрические станции. 2003, №7, с. 38-42.

32. Львов М.Ю. Методологические аспекты развития системы диагностики силовых трансформаторов при переходе к ремонту по техническому состоянию. Новое в российской электроэнергетике, 2003, № 8.

33. Львов М.Ю. Совершенствование диагностики силовых трансформаторов. Вестник ВНИИЭ-2003,2003, с. 201-205.

34. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю. Диффузия влаги в целлюлозной трансформаторной изоляции, оценка ее допустимой влажности. Вестник ВНИИЭ-2003, 2003, с. 206-207.

35. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., Шифрин Л.Н. Эксплуатация силовых трансформаторов при достижении предельно допустимых показателей износа изоляции обмоток. Электрические станции, 2004, № 2, с. 63-65.

36. Львов М.Ю. Силовые трансформаторы 110 кВ и выше. Будущее определит диагностика. Новости электротехники. 2003, № 6 (24).

37. Комаров В.Б., Львов М.Ю., Львов Ю.Н., Ершов Б.Г., Бондарева В.Н., Рубцов A.B., Селиверстов А.Ф. О регенерации целлюлозной изоляции обмоток силовых трансформаторов с длительным сроком эксплуатации. Электрические станции, 2004, № 6, с. 63-67.

38. Vanin B.V., Lvov Y.N., Lvov M.Y., Antipov K.M., Zagretdinov I. Sh., Surba A.S., Sheiko P.A., Neklepaev B.N., Shifrin L.N. Improving the Reliability of Operation of Power Transformers. Power Technology and Engineering. Vol. 37, no. 4, 2003, pp. 257-261.

39. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю. Оценка влагосодержания изоляции обмоток силовых трансформаторов по диэлектрическим характеристикам. Электрические станции, 2004, № 9, с. 61-63.

40. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., Комаров В.Б., Ершов Б.Г. Методологическое обеспечение оценки технического состояния силовых трансформаторов. Вестник ВНИИЭ, 2004, с. 110-112.

41. Львов М.Ю. Развитие системы диагностики силовых трансформаторов. Электрические станции, 2004, № 10, с. 11-14.

42. Львов М.Ю., Комаров В.Б., Львов Ю.Н., Бондарева В.Н., Селиверстов А.Ф., Ершов Б.Г., Рубцов A.B. Старение целлюлозной изоляции обмоток силовых трансформаторов в процессе эксплуатации. Электрические станции, 2004, № 10, с. 26-29.

43. Львов М.Ю., Львов Ю.Н., Дементьев Ю.А., Антипов К.М., Сурба А.С., Шейко П.А., Неклепаев Б.Н., Шифрин Л.Н., Кассихин С.Д., Славинский А.З., Си-пнлкин К.Г. О надежности силовых трансформаторов электрических сетей. Электрические станции, 2005, № 11, с. 69-75.

44. Львов М.Ю., Сурба А.С. Моделирование количественных характеристик парка оборудования. Новое в российской электроэнергетике, 2005, № 12.

45. Komarov V.B., Lvov M.Y., Lvov Y.N., Ershov B.G., Bondareva V.N., Rubtsov A.V., Seliverstov A.F. Regeneration of Cellulose Insulation of Windings of Long-Life Power Transformers. Power Technology and Engineering. Vol. 38, no. 3, 2004, pp. 178-181.

46. Бондарева B.H., Комаров В.Б., Селиверстов А.Ф., Ершов Б.Г., Львов М.Ю., Трифонова С.В. Радиационно-химическая деструкция бумажной изоляции силовых трансформаторов. Химия высоких энергий, 2005, т. 39, № 3, с. 237-238.

47. Львов М.Ю., Львов Ю.Н., Комаров В.Б., Ершов Б.Г., Шифрин Л.Н. Анализ материалов конференции TechCon 2004 применительно к отечественной практике. Электрические станции, 2006, № 1, с. 68-71.

48. Славинский А.З., Кассихин С.Д., Кирпичев А.Е., Климашевский И.П., Никитин Ю.В., Сипилкин К.Г., Устинов В.Н., Шорников А.С., Львов М.Ю. Разработка и постановка на серийное производство высоковольтных вводов с твердой внутренней RIP-изоляцией на классы напряжения 110-220 кВ в период 20022005 гг. Электро, 2006, № 3, с. 8-13.

49. Львов М.Ю., Львов Ю.Н., Комаров В.Б., Ершов Б.Г., Лавриненко В.П., Ванин Б.В., Дулышн И.Н. Система обеспечения предельного срока функционирования силовых трансформаторов. Новое в российской электроэнергетике, 2006, № 10.

50. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Мамиконянц Л.Г., Дулышн И.Н., Соколов В.В., Львов М.Ю., Шифрин Л.Н. Физические аспекты локального повышения температуры в охлаждающих каналах силовых трансформаторов с принудительной циркуляцией масла/Электричество, № 1,2007, с. 10-17.

51. Vanin В. V., Lvov Y.N., Lvov M.Y.T. Evaluation of moisture content in insulation of power transformers with respect to dielectric characteristics. Power Technology and Engineering. Vol. 39, no. 2, 2005, pp. 114-116.

52. Львов М.Ю., Антипов K.M., Львов Ю.Н., Мамиконянц Л.Г., Комаров В.Б., Цурпал С.В., Шифрин Л.Н., Дементьев Ю.А. Оценка предельного состояния силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Электрические станции, 2008, № 1, с. 44-49.

53. Львов М.Ю., Бондарева В.Н., Комаров В.Б., Селиверстов А.Ф., Ершов Б.Г., Лютько Е.О., Львов Ю.Н., Рубцов А.В., Новиков Е.А. Определение степени полимеризации бумажной изоляции силовых трансформаторов. Электрические станции, 2008, № 8, с. 49-52.

54. Львов М.Ю. О развитии системы нормативно-технической документации для оценки технического состояния силовых трансформаторов. Электрические станции, 2009, № 3, с. 53-55.

ОАО «НТЦ электроэнергетики» Зарегистрирован №78 от 24.08.09 г. Тираж 100 экз.

Введение

Глава 1. Постановка задач диссертационной работы

1.1. Общие положения

1.2. Повреждаемость силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на электростанциях и в электрических сетях

1.3. Методы контроля технического состояния силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше

1.4. Задачи по совершенствованию системы оценки состояния силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше 59 Выводы по главе

Глава 2. Анализ удельной повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и выше

2.1. Анализ удельной повреждаемости блочных трансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и выше, эксплуатируемых на ТЭС и ГЭС

2.2. Анализ удельной повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и выше, эксплуатируемых в электрических сетях

2.3. Причины, приводящие к развитию повреждений силовых трансформаторов с возникновением внутренних коротких замыканий 82 Выводы по главе

Глава 3. Исследование процессов, приводящих к старению бумажной изоляции в процессе эксплуатации силовых трансформаторов, разработка методов и критериев оценки ее износа

3.1. Исследование физико-химических процессов, приводящих к старению и деградации бумажной изоляции силовых трансформаторов в процессе эксплуатации

3.2. Исследование кинетических закономерностей деструкции бумажной изоляции силовых трансформаторов при длительной эксплуатации

3.3. Исследование состояния силовых трансформаторов при достижении предельно-допустимых показателей износа изоляции

3.4. Разработка методики оценки износа бумажной изоляции силовых трансформаторов 125 Выводы по главе

Глава 4. Разработка методологии принятия решений при оценке состояния силовых трансформаторов, методики и критериев оценки диагностической ценности контролируемых показателей

4.1. Разработка методологии принятия решений при эксплуатации силовых трансформаторов с учетом фактора риска

4.2. Разработка методики и критериев оценки диагностической ценности показателей, используемых для оценки состояния силовых трансформаторов в эксплуатации 143 Выводы по главе

Глава 5. Исследование диагностической ценности показателей контроля состояния изоляции силовых трансформаторов в эксплуатации

5.1. Исследование и оценка диагностической ценности показателей износа бумажной изоляции силовых трансформаторов

5.2. Исследование и оценка диагностической ценности показателей хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов

5.3. Исследование диагностической ценности показателей хроматографического анализа газов, растворенных в масле высоковольтных герметичных вводов трансформаторов, и разработка критериев их применения

5.4. Контроль содержания антиокислительной присадки и оптической мутности масла для оценки состояния высоковольтных герметичных вводов трансформаторов 179 Выводы по главе

Глава 6. Разработка критериев принятия решений при эксплуатации силовых трансформаторов с длительным сроком службы и рекомендаций по совершенствованию стратегии их эксплуатации

6.1. Разработка критериев идентификации предельного состояния силовых трансформаторов и рекомендаций для принятия решений по возможности и целесообразности их дальнейшей эксплуатации

6.2. Разработка критериев принятия решений по возможности и целесообразности эксплуатации высоковольтных герметичных вводов трансформаторов и стратегии их ремонта и замены 200 6.3. Анализ и разработка нормативно-технической документации для повышения эффективности системы оценки технического состояния силовых трансформаторов

Выводы по главе

Силовые трансформаторы и автотрансформаторы являются одним из значимых и наиболее массовых элементов энергосистем. К 2000 году в ЕЭС России находилось в эксплуатации в электрических сетях 110-750 кВ силовых трансформаторов и автотрансформаторов общей мощностью 567569 МВА при установленной мощности генераторов 194000 МВт. При этом коэффициент соотношения установленных мощностей трансформаторов и генераторов Кт.г. составляет 2,92. При учете установленной мощности всех силовых трансформаторов и автотрансформаторов, включая трансформаторы напряжением менее 110 кВ, коэффициент соотношения Ктг существенно больше и достигает 6 - 6,5.

Естественно, что надежность работы электрических сетей, электростанций и энергосистем в значительной степени зависит от надежности работы силовых трансформаторов и автотрансформаторов.

Актуальность данной работы определяется необходимостью обеспечить как в настоящее время, так и в перспективе высокую надежность работы силовых трансформаторов и автотрансформаторов (далее силовых трансформаторов) напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на электростанциях и в электрических сетях, значительное количество которых, эксплуатируемых на энергопредприятиях России, отработали установленный стандартом ГОСТ 11677-85 срок службы 25 лет [1].

В целом, порядка 40% силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на энергопредприятиях России, находятся в эксплуатации более 25 лет.

46% парка блочных трансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и более, эксплуатируемых на тепловых и гидравлических электростанциях РАО «ЕЭС России», отработали срок службы 25 лет и более. Для аналогичного парка силовых трансформаторов, эксплуатируемых на предприятиях электрических и межсистемных сетей, входящих в Холдинг РАО «ЕЭС России», данное количество составляет 32%.

По данным ОАО «ФСК ЕЭС» [2] 30,7% от общего количества силовых трансформаторов (автотрансформаторов), эксплуатируемых на подстанциях ОАО «ФСК ЕЭС», отработали более 25 лет, при этом динамика ввода нового оборудования составила 0,25% в 2004 г., 1,79% в 2005 г., 2,7% в 2006 г. и 2,17% в 2007 г.

Анализ повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 MB А и более эксплуатируемых на тепловых и гидравлических электростанциях, предприятиях электрических и межсистемных сетей России, показывает, что удельное количество технологических нарушений в работе указанного парка оборудования составляет порядка 2% в год, при этом порядка 0,6% в год составляет удельная повреждаемость трансформаторов сопровождавшаяся внутренними короткими замыканиями. Следует отметить, что в эксплуатации на энергопредприятиях России находятся трансформаторы, изготовленные в соответствии с ГОСТ 11677-65 [3], имеющих недостаточную электродинамическую стойкость к возросшим уровням токов короткого замыкания в энергосистемах. Согласно ГОСТ 11677-85 [1] расчетная мощность трехфазного короткого замыкания в сетях 6-750 кВ примерно в 2,5 раза больше принятой в ГОСТ 11677-65 [3]. Удельная повреждаемость трансформаторов разработанных до 70-х годов прошлого столетия, превышает 1% в год, в то время как у «новых» она составляет около 0,2% (без учета повреждений из-за высоковольтных вводов) [4].

Повышенная повреждаемость силовых трансформаторов из-за повреждений высоковольтных вводов стала наблюдаться в СССР с 80-х годов прошлого столетия. На протяжении порядка 20 лет повреждения силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше из-за повреждений высоковольтных вводов в определенные периоды времени достигали до 3050% от общего числа повреждений [5, 6]. При этом, на тот период, практически все трансформаторы, эксплуатируемые в СССР, были оснащены вводами Московского завода «Изолятор». Основной причиной повреждений являлось повреждение высоковольтных герметичных вводов из-за перекрытия внутренней изоляции масляного канала, связанное с развитием таких процессов, как отложение осадка (продуктов окисления масла) на внутренней поверхности нижней фарфоровой покрышки и на остове и коллоидное старение масла. Проблема низкой надежности герметичных вводов трансформаторов, для вновь выпускаемых вводов, была существенно решена в 90-х годах для выпускаемых модернизированных вводов после изменения их конструкции и замены применяемого трансформаторного масла [7].

Следует также отметить проблему старения изоляции обмоток, связанную с общей проблемой старения парка силовых трансформаторов, что в последнее десятилетие увеличило долю повреждений из-за износа бумажной изоляции, приводящее, как правило, к возникновению витковых замыканий в обмотке.

Основные причины повреждений силовых трансформаторов в эксплуатации связаны в первую очередь с повреждениями обмоток, высоковольтных вводов, устройств РПН как из-за развития дефектов под влиянием эксплуатационных факторов, так и из-за ошибочных или недостаточных действий при монтаже, ремонте и эксплуатации.

Данные об удельной повреждаемости силовых трансформаторов за рубежом публикуются достаточно редко, бессистемно и, как правило, без комментариев. При этом следует также отметить, что в разных странах существуют различные подходы к анализу повреждаемости, как в части трактования самого понятия, так и к формированию статистических данных, что, как правило, не позволят проводить корректное сравнение. Тем не менее, анализ опубликованных данных свидетельствует, что удельная повреждаемость силовых трансформаторов в развитых странах в основном оценивается не более 1,5% -2% в год [8, 9, 10] .

В бывшем СССР и далее в России до 2000 года вопросами анализа повреждаемости силовых трансформаторов системно занимались АО «ВНИИЭ», НИЦ «ЗТЗ Сервис», Фирма «ОРГРЭС». В АО «ВНИИЭ» проводился в основном анализ повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 330 кВ и выше с оценкой общей удельной повреждаемости за различные периоды с описанием причин повреждений и разработкой мероприятий для повышения их надежности. В НИЦ «ЗТЗ Сервис» проводился анализ повреждений крупных трансформаторов (мощностью более 90-100 МВА) напряжением 110 кВ и выше эксплуатируемых в СССР, а позднее в СНГ с выявлением основных причин их повреждений. Фирма «ОРГРЭС» проводила статистический анализ технологических нарушений в работе трансформаторов всех классов напряжений с выпуском ежегодных аналитических обзоров и описанием наиболее серьезных и характерных повреждений. Следует также отметить, что в Департаменте генеральной инспекции РАО «ЕЭС России» с 1996 г. функционировала электронная база данных актов расследования технологических нарушений в работе силовых трансформаторов напряжением 35 кВ и выше, где обобщались статистические данные о количестве и причинах нарушений [11], а с введением в 2000 г. в практику эксплуатации РД «Положение об экспертной системе контроля и оценки состояния и условий эксплуатации силовых трансформаторов, шунтирующих реакторов, измерительных трансформаторов тока и напряжения» [12] проводился анализ выявленных недостатков при организации эксплуатации данного вида оборудования с ежегодным экспертным анализом эффективности разрабатываемых энергопредприятиями мероприятий по их устранению.

Однако в результатах данных исследований отсутствовали данные о зависимости удельной повреждаемости силовых трансформаторов от срока эксплуатации, выделение из общего количества технологических нарушений удельного вклада причин, приводящих к возникновению внутренних коротких замыканий в трансформаторах, в том числе сопровождающихся взрывами и пожарами, как для блочных, так и для сетевых трансформаторов.

Благодаря достаточно высокой эффективности системы диагностического и ремонтного обслуживания силового трансформаторного оборудования уже в 90-х годах прошлого столетия в отношении силовых трансформаторов раньше, чем по другим видам энергетического оборудования, начала реализовываться концепция перехода от нормативно-календарного планирования ремонтов к их проведению «по состоянию», т.е. в зависимости от фактического технического состояния.

В соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (ПТЭ) [13], ремонт трансформаторов и реакторов (капитальный и текущий) и их составных частей (РПН, система охлаждения и др.) выполняются по мере необходимости в зависимости от их технического состояния, определяемого измерениями, испытаниями и внешним осмотром.

Оценка технического состояния силовых трансформаторов в эксплуатации ведется по комплексу контролируемых показателей и их нормативам. Основным документом, регламентирующим перечень испытаний силовых трансформаторов и высоковольтных вводов при вводе в работу и в процессе эксплуатации, предельно-допустимые значения контролируемых показателей и периодичность контроля, является РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования».

С выходом в 1998 г. шестого издания РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [14] для силовых трансформаторов существенно расширен перечень контролируемых параметров. В дополнение к ранее нормированным традиционным показателям оценки состояния силовых трансформаторов введены новые. К ним относятся: хроматографический анализ газов, растворенных в масле; контроль содержания фурановых соединений в масле; измерение степени полимеризации; контроль содержания антиокислительной присадки ионол; тепловизионный контроль и ряд др.

Также, к концу 90-х годов прошлого столетия, в дополнение к РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [14], применительно к оценке состояния силовых трансформаторов в эксплуатации, действовала система руководящих нормативно-технических документов (НТД) в части методических указаний и методик, что в своей основе позволяло в комплексе определять техническое состояние силовых трансформаторов и принимать решения о необходимости вывода в ремонт.

На протяжении последних десятилетий вопросы теории и практики оценки технического состояния силовых трансформаторов неоднократно обсуждались на различных отечественных и международных конференциях, симпозиумах и семинарах, на сессиях и в материалах СИГРЭ, МЭК, научно-технических советах РАО «ЕЭС России», технических совещаниях различных организаций.

По различным аспектам теории и практики оценки технического состояния силовых трансформаторов значительный вклад внесли ВНИИЭ, ОРГРЭС, НИЦ «ЗТЗ Сервис», ВЭИ, МЭИ (ТУ), ИГЭУ, ХК «Электрозавод», Московский завод «Изолятор» и ряд других организаций.

Вместе с тем, старение парка силовых трансформаторов в России, необходимость обеспечения надежности работы трансформаторов, отработавших установленный срок службы, необходимость принятия обоснованных решений о возможности и целесообразности дальнейшей эксплуатации или необходимости вывода из работы трансформаторов, анализ повреждаемости, обобщение накопленного опыта обследований технического состояния силовых трансформаторов, анализ применения действующих нормативно-технических документов, рекомендаций СИГРЭ и МЭК выявили необходимость проведения значительного комплекса исследований и разработок новых методов и критериев, и совершенствование существующих и применяемых для оценки технического состояния силовых трансформаторов, причем в первую очередь, с длительными сроками эксплуатации, в том числе, для обеспечения оценки предельного состояния силовых трансформаторов, обоснования продления их срока эксплуатации и обеспечения надежности работы.

Цель работы - разработка и совершенствование методов и критериев оценки технического состояния силовых трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110 кВ и выше для повышения надежности их эксплуатации на электростанциях и подстанциях, повышения эффективности системы оценки технического состояния и обоснованности принятия решений по их дальнейшей эксплуатации.

Для выполнения поставленной цели потребовалось решение следующих задач:

- анализ повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях, и исследование зависимости их удельной повреждаемости от срока эксплуатации;

- оценка эффективности применения действующих нормативных методов и критериев оценки состояния силовых трансформаторов;

- проведение теоретических и экспериментальных исследований изменения свойств трансформаторного масла и бумажной изоляции силовых трансформаторов под воздействием эксплуатационных факторов при длительной эксплуатации;

- разработка методики и критерия оценки износа бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов в эксплуатации;

- разработка методики и критериев оценки диагностической ценности показателей, применяемых для оценки технического состояния силовых трансформаторов;

- разработка методики и критериев идентификации предельного состояния силовых трансформаторов в эксплуатации;

- разработка методологии принятия решений о возможности и целесообразности эксплуатации силовых трансформаторов, отработавших установленный срок службы, и разработка рекомендаций по совершенствованию стратегии их эксплуатации с учетом анализа повреждаемости и старения парка силовых трансформаторов;

- совершенствование действующих и разработка новых нормативно-технических документов для повышения эффективности системы оценки технического состояния силовых трансформаторов и обоснованности принятия решений при их эксплуатации.

Методы исследований.

Решение поставленных задач осуществлялось в процессе проведения теоретических исследований, научно-исследовательских работ, анализа эксплуатационных данных и актов расследования технологических нарушений в работе силовых трансформаторов, эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях, в сочетании с экспериментальными исследованиями с применением современных физико-химических методов анализа, статистических методов обработки результатов измерений и вычислений, и в соответствии с действующей нормативно-технической документацией.

Достоверность результатов основана на использовании положений теоретических основ электротехники, техники высоких напряжений, физической химии, теории надежности, теории информации, теории принятия решений и технической диагностики, подтвержденных экспериментальными данными и опытом эксплуатации.

Научная новизна:

- получены зависимости удельной повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях, от срока эксплуатации;

- исследовано влияние эксплуатационных факторов на состояние изоляции силовых трансформаторов и выявлены наиболее значимые физико-химических процессы, приводящие к старению изоляции при длительной эксплуатации;

- получены кинетические закономерности деструкции бумажной изоляции силовых трансформаторов при длительной эксплуатации;

- обоснован критерий исчерпания ресурса бумажной изоляции силовых трансформаторов по измерению степени полимеризации витковой изоляции обмоток;

- разработана формализованная методология принятия решений при оценке возможности и целесообразности эксплуатации силовых трансформаторов с учетом фактора риска их повреждения;

- разработана методика и критерии оценки диагностической ценности показателей, используемых для оценки технического состояния силовых трансформаторов при эксплуатации;

- обоснованы критерии оценки предельного состояния силовых трансформаторов в эксплуатации;

Практическая значимость.

Результаты диссертационной работы развивают комплексный подход к оценке состояния силовых трансформаторов с целью обеспечения и повышения надежности их эксплуатации, позволяют существенно расширить представления о факторах и процессах, приводящих к развитию повреждений силовых трансформаторов в эксплуатации и их своевременному обнаружению, обоснованно принимать решения по возможности и целесообразности их дальнейшей эксплуатации или необходимости вывода из работы.

Наиболее значимыми практическими результатами работы являются:

- определение удельной повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на электростанциях и в электрических сетях, и удельного вклада причин, приводящих к возникновению внутренних коротких замыканий;

- разработка методики оценки износа бумажной изоляции силовых трансформаторов;

- оценка диагностической ценности применения методов для оценки износа бумажной изоляции, методик оценки состояния силовых трансформаторов по измерению концентраций растворенных в масле газов;

- разработка нормативных критериев для оценки состояния высоковольтных герметичных вводов трансформаторов по хроматографическому анализу растворенных в масле газов и мутности трансформаторного масла;

- разработка критериев принятия решений о необходимости и целесообразности замены или возможности ремонта высоковольтных герметичных вводов трансформаторов и необходимый объем послеремонтных испытаний;

- разработка методики оценки предельного состояния силовых трансформаторов для принятия решений о возможности дальнейшей эксплуатации силовых трансформаторов, отработавших установленный срок службы, или целесообразности и необходимости вывода их из работы;

- разработка рекомендаций по применению методов и критериев для оценки технического состояния силовых трансформаторов, и совершенствованию стратегии эксплуатации.

Полученные практические результаты работы используются генерирующими, электросетевыми, ремонтными и сервисными компаниями, организациями, выполняющими работы по оценке технического состояния силовых трансформаторов. Результаты работы вошли в разработанные и действующие в электроэнергетике нормативно-технические документы.

На защиту выносятся:

- результаты анализа удельной повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях электрических сетей Российской Федерации, с выделением удельного вклада причин, приводящих к возникновению внутренних коротких замыканий;

- зависимости удельной повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ и мощностью 63 МВА и более, эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях электрических сетей от срока эксплуатации;

- кинетические зависимости деструкции бумажной изоляции силовых трансформаторов при длительной эксплуатации, полученные на основании результатов исследований физико-химических процессов, приводящих к старению изоляции под воздействием эксплуатационных факторов и выполненных исследований состояния изоляции трансформаторов, находящихся в эксплуатации;

- методика оценки износа бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов по измерению степени полимеризации и обоснование критерия исчерпания ее ресурса;

- методика и критерии оценки диагностической ценности показателей, используемых для оценки технического состояния силовых трансформаторов в эксплуатации, позволяющие проводить их классификацию и оценку возможности применения для принятия решений;

- оценка диагностической ценности применения показателей степени полимеризации бумажной изоляции обмоток и содержания фурановых соединений в масле для оценки износа изоляции силовых трансформаторов;

- оценки диагностической ценности методик определения характера развивающихся дефектов силовых трансформаторов по результатам хро-матографического анализа газов, растворенных в масле, и рекомендации по их применению;

- критерии оценки состояния высоковольтных герметичных вводов трансформаторов по хроматографическому анализу газов, растворенных в масле, и мутности трансформаторного масла;

- критерии принятия решений о необходимости и целесообразности замены или возможности ремонта высоковольтных герметичных вводов трансформаторов;

- методика и критерии идентификации предельного состояния силовых трансформаторов для принятия решений о возможности и целесообразности их дальнейшей эксплуатации или необходимости вывода из работы;

- рекомендации по применению методов и критериев для совершенствования и повышения эффективности системы оценки технического состояния силовых трансформаторов, и стратегии их эксплуатации.

Тема диссертации соответствует задачам:

• Комплексной программы повышения надежности работы оборудования и персонала и снижения аварийности в ЕЭС России (Утверждена приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 29.03.2001 № 142 «О первоочередных мерах по повышению надежности работы ЕЭС России»);

• Программе действий по повышению надежности ЕЭС России (Утверждена решением Правления ОАО РАО «ЕЭС России» от 29.08.2005 № 1282 пр/1);

• Концепции технической политики ОАО РАО «ЕЭС России» (Утверждена решением Правления ОАО РАО «ЕЭС России» от 11.04.2005 №1190 пр.);

• Положению о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» (Утверждено протоколом Совета директоров ОАО «ФСК ЕЭС» от 02.06.2006 № 34);

• Положению о технической политике в распределительном электросетевом комплексе (Утверждено распоряжением ОАО РАО «ЕЭС России», ОАО «ФСК ЕЭС» от 25.10.2006 № 270р / 293р).

Теоретические исследования образуют научную основу для комплексного подхода к проблеме дальнейшего повышения надежности эксплуатации силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше. Проведенные исследования позволяют существенно расширить представления о проблемах эксплуатации существующего парка силовых трансформаторов, процессах, приводящих к развитию повреждений силовых трансформаторов в эксплуатации, а также методов их контроля и критериев принятия решений по возможности и целесообразности дальнейшей эксплуатации силовых трансформаторов.

В диссертации обобщен многолетний опыт исследований и разработок по проблемам оценки технического состояния силовых трансформаторов и повышения надежности их эксплуатации проводимых автором, а также под руководством и непосредственном участии автора.

Результаты исследований, обобщенных в данной работе, отражены в 54 публикациях, в том числе опубликовано 26 статей в журналах, рекомендованных Перечнем ВАК.

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

- Заседание секции электротехнического оборудования НТС РАО «ЕЭС России» «Опыт эксплуатации, ремонт, диагностика и пути повышения надежности высоковольтных вводов трансформаторов». Москва, 1998 г.

- Заседание секции электротехнического оборудования НТС РАО «ЕЭС России» «О нормировании показателей для оценки износа изоляции обмоток силовых трансформаторов». Москва, 2002 г.

- Заседание секции электротехнического оборудования НТС РАО «ЕЭС России» «Развитие системы диагностики силовых трансформаторов при переходе к ремонту по техническому состоянию». Москва, 2003 г.

- Заседание секции электротехнического оборудования НТС РАО «ЕЭС России» «Повреждаемость и оценка состояния блочных трансформаторов ТЭС и ГЭС с длительным сроком эксплуатации». Москва, 2004 г.

- Научно-техническом семинаре «Современные решения в проектировании, строительстве и эксплуатации электрических сетей». Москва, ВВЦ, 1999 г.

- Техническом семинаре «Прогресс в проектировании, строительстве и эксплуатации электрических сетей». Москва, ВВЦ, 2000 г.

- Научно-практическом семинаре «Качество производства и надежность эксплуатации маслонаполненного оборудования». Санкт-Петербург,

2000 г.

- Заседание регионального Совета по диагностике электрооборудования при Уралэнерго. Екатеринбург, 2000 г.

- Международном научно-практическом семинаре «Продвижение на рынок энергоэффективных технологий: электродвигатели и трансформаторы». Москва, РАН, 2001 г.

- Втором научно-техническом семинаре «Современные методы и средства оценки технического состояния и продления сроков эксплуатации высоковольтного оборудования энергосистем». Москва, ВНИИЭ,

2001 г.

- Научно-техническом семинаре «Прогресс в проектировании, строительстве и эксплуатации электрических сетей». Москва, ВВЦ, 2001 г.

- I Всероссийской конференции «Прикладные аспекты химии высоких энергий». Москва, РАН, 2001 г.

- Юбилейной научно-практической конференции, посвященной 50-летию ИПКгосслужбы «Инновации в энергетических технологиях». Москва, 2002 г.

- Постоянно действующием семинаре «Электрическая часть электростанций» НТОЭ, АЭН РФ, МЭИ (ТУ). Москва, МЭИ (ТУ), 2002 г.

- Техническом семинаре «Прогресс в проектировании, строительстве и эксплуатации электрических сетей». Москва, ВВЦ, 2002 г.

- Заседании регионального Совета по диагностике электрооборудования при Уралэнерго. Екатеринбург, 2003 г.

- Третьем специализированном семинаре «Современные методы и средства оценки технического состояния и продления сроков эксплуатации высоковольтного трансформаторного оборудования». Москва, ВНИИЭ, 2003 г.

- Техническом семинаре «Прогресс в проектировании, строительстве и эксплуатации электрических сетей». Москва, ВВЦ, 2003 г.

- Семинаре «Современная организация и новые технологии проведения ремонтов оборудования электростанций». Москва, ВВЦ, 2003 г.

- 2-ой Всероссийской конференции «Энергосистема: управление, качество, конкуренция», Екатеринбург, УГТУ — УПИ, 2004 г.

- Международном специализированном семинаре «Электрические сети России». Москва, ВВЦ, 2005 г.

- Всероссийском совещание главных инженеров генерирующих компаний ОАО РАО «ЕЭС России». Ставропольская ГРЭС, 2006 г.

- Всероссийском совещание-семинаре главных инженеров МРСК, РСК и нереформированных АО-энерго ОАО РАО «ЕЭС России». Белгород, 2006 г.

- Всероссийском совещание технических руководителей ДЗО ОАО РАО «ЕЭС России». Санкт Петербург, 2007 г.

- III Конференции-2008. Консолидация усилий электроэнергетики и электротехники в условиях роста инвестиций. Перспективные технологии и электрооборудование. Московская область, 2008 г.

- Научно-практической конференции по вопросам диагностики силового оборудования и состояния производства, эксплуатации и ремонта высоковольтных вводов. Московская область, 2008 г.

- IV Международной конференции «Силовые трансформаторы и системы диагностики», ТРАВЭК. Москва, 2009 г.

Результаты исследований автора внедрены:

- В практику эксплуатации и диагностики силовых трансформаторов электростанций и подстанций генерирующих, электросетевых, сервисных и ремонтных компаний.

- В нормативно-технические документы:

1. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле. РД 153-34.0-46.32-00 (СО 34.46.30200). Утверждены Департаментом научно-технической политики и развития ОАО РАО «ЕЭС России» 10.12.2000.

2. Дополнения и изменения в «Объем и нормы испытаний электрооборудования». Извещение № 1 О внесении дополнений и изменений в «Объем и нормы испытаний электрооборудования», СО 34.45-51.300-97 (РД 34.45-51.300-91) 6-е издание. Утверждено ОАО РАО «ЕЭС России» 24.10.2005.

3. Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования. Стандарт организации ОАО РАО «ЕЭС России». Утвержден приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 28.03.2007 № 200.

4. Методические указания по определению оптической мутности трансформаторного масла герметичных вводов 110 кВ и выше силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов. Утверждены Техническим директором ОАО РАО «ЕЭС России» 21.06.2007. Внесены в реестр действующих в электроэнергетике нормативно-технических документов приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 07.08.2007 № 497.

5. Методические указания по определению влагосодержания твердой изоляции обмоток силовых трансформаторов (шунтирующих реакторов) по результатам измерения диэлектрических характеристик. Утверждены Техническим директором ОАО РАО «ЕЭС России» 21.06.2007. Внесены в реестр действующих в электроэнергетике нормативно-технических документов приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 07.08.2007 № 497.

6. Методические указания по оценке состояния бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов по степени полимеризации. Утверждены Техническим директором ОАО РАО «ЕЭС России» 13.12.2007. Внесены в реестр действующих в электроэнергетике нормативно-технических документов приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 24.12.2007 №826.

Выводы по работе:

1. Получены зависимости удельной повреждаемости силовых трансформаторов установленных на тепловых и гидравлических электростанциях и на предприятиях электрических сетей Российской Федерации напряжением 110-500 кВ мощностью 63 MB А и более от срока эксплуатации. Показано, что удельная повреждаемость парка блочных трансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 MB А и более, сопровождавшаяся возникновением внутренних коротких замыканий, составляет 0,66% в год и обусловлена чаще всего износом изоляции обмоток, нарушениями контактных соединений отводов обмотки, повреждениями высоковольтных вводов, РПН, недостаточной электродинамической стойкостью обмоток к токам коротких замыканий и ее уровень резко нарастает в период эксплуатации после 35-40 лет, достигая 3% в год.

Для парка силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ мощностью 63 МВА и более, эксплуатируемых на предприятиях электрических сетей, удельная повреждаемость, сопровождавшаяся возникновением внутренних коротких замыканий, составляет 0,45% в год, при этом основными причинами таких повреждений являются пробой внутренней изоляции высоковольтных вводов, недостаточная электродинамическая стойкость обмоток к токам коротких замыканий, износ изоляции обмоток, пробой изоляции обмоток и отводов, повреждения РПН.

2. Исследована совокупность процессов, приводящих к деградации изоляции обмоток силовых трансформаторов в условиях эксплуатации, выполнены теоретические и экспериментальные исследования влияния эксплуатационных факторов и физико-химических процессов на состояние бумажной изоляции силовых трансформаторов при длительной эксплуатации. При этом показано, что процессы деградации целлюлозной изоляции обмоток: каталитический кислотный алкоголиз, термическая деструкция и дегидратация, гидролиз и окислительная деструкция являются наиболее значимыми и приводят к снижению механической прочности бумаги и образованию воды (дегидратации).

3. Получены кинетические зависимости, адекватно описывающие процесс старения бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов при их длительной эксплуатации, при этом показано, что из-за множественности факторов, влияющих на кинетику развития деградации изоляции, не представляется возможным спрогнозировать с необходимой точностью степень износа изоляции обмоток силовых трансформаторов путем анализа воздействий эксплуатационных факторов.

4. Показано, что имеется значительный разброс значений степени полимеризации исходной намоточной бумаги, что при прочих равных условиях эксплуатации силовых трансформаторов может приводить к достижению предельно-допустимого износа изоляции с разбросом до 12 лет, при этом полученные результаты измерений степени полимеризации образцов изоляции обмоток силовых трансформаторов находящихся в эксплуатации показали, что имели место случаи исчерпания ресурса изоляции обмоток у трансформаторов со сроком эксплуатации 26 лет и имеются трансформаторы, у которых при сроке эксплуатации более 40 лет исчерпание ресурса изоляции не достигается, что связано с различными факторами, влияющими на кинетику деструкции изоляции в процессе эксплуатации силовых трансформаторов.

5. Выполнены исследования показывающие, что при исчерпании ресурса бумажной изоляции обмоток, характеризуемого достижением значения степени полимеризации 250 ед. и не менее чем 4-х кратным снижением механической прочности изоляции в сравнении с исходной, резко повышается риск возникновения витковых замыканий и повреждения трансформатора при возникновении механических усилий, в первую очередь, при протекании сквозных токов коротких замыканий, а также грозовых и коммутационных перенапряжений. При этом показано, что при исчерпании ресурса бумажной изоляции выход воды из-за дегидратации может составлять более 6% массы, что приводит к резкому снижению электрической прочности изоляции силового трансформатора.

6. Разработана методика оценки износа бумажной изоляции силовых трансформаторов и обоснован критерий исчерпания ресурса бумажной изоляции, при этом предложено и обосновано, что для объективной оценки износа бумажной изоляции необходимо проводить измерение степени полимеризации образца витковой изоляции обмотки.

7. Разработана методика и критерии оценки диагностической ценности показателей, используемых для оценки технического состояния силовых трансформаторов в эксплуатации, позволяющие проводить их классификацию и оценку возможности применения для принятия решений, получены соотношения для численной оценки диагностической ценности (информативности) применения контролируемых показателей.

8. Получена численная оценка диагностической ценности применения метода контроля состояния бумажной изоляции обмоток по наличию фурановых соединений в масле, указывающая на его случайную диагностическую ценность, при этом показано, что данный метод не может быть использован для принятия решений о состоянии износа изоляции обмоток силовых трансформаторов.

9. Получены численные оценки диагностической ценности использования различных методик определения характера развивающихся дефектов силовых трансформаторов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле, при этом показано, что наибольшую диагностическую ценность имеет методика на основе МЭК (1ЕС 60599), которая внедрена в практику эксплуатации.

10. Разработаны критерии оценки состояния высоковольтных герметичных вводов трансформаторов по хроматографическому анализу растворенных в масле газов. Выполнен анализ развития возможных дефектов в высоковольтных герметичных вводах трансформаторов и их связь с появлением растворенных в масле газов, разработаны критерии принятия решений о необходимости и целесообразности замены или возможности ремонта высоковольтных герметичных вводов трансформаторов, а также необходимый объем и критерии послеремонтных измерений и испытаний, разработаны рекомендации по нормированию контроля антиокислительной присадки ионол и оптической мутности трансформаторного масла.

11. Разработана методика, обоснованы показатели и критерии для идентификации предельного состояния силового трансформатора, разработана методология для принятия решений о возможности и целесообразности дальнейшей эксплуатации силовых трансформаторов, отработавших установленные сроки службы, или необходимости вывода их из работы. При этом показано, что переход силового трансформатора в предельное состояние обусловлен двумя основными причинами: наличием опасных деформаций обмоток и износом витковой изоляции обмоток.

12. Разработаны рекомендации по применению методов и критериев, и нормативно-технические документы, обеспечивающие возможность реализации эксплуатационными предприятиями в полном объеме требований РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» и требований разработанных «Норм технического диагностирования/контроля силовых трансформаторов», позволяющие обеспечивать принцип комплексного подхода к оценке технического состояния силовых трансформаторов в эксплуатации.

Заключение

В диссертации обобщен многолетний опыт исследований и разработок по проблемам оценки технического состояния силовых трансформаторов и повышения надежности их эксплуатации проводимых автором, а также под руководством автора.

В диссертационной работе выполнен анализ опыта эксплуатации и повреждаемости силовых трансформаторов и автотрансформаторов (силовых трансформаторов) напряжением 110 кВ и выше эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях. Выполненный комплекс теоретических и экспериментальных исследований, разработанные методы и критерии, полученные в работе практические результаты развивают и повышают эффективность системы оценки технического состояния силовых трансформаторов, позволяют обеспечивать в полной мере принцип комплексного подхода к оценке их технического состояния, в том числе, определение предельного состояния силовых трансформаторов с длительными сроками эксплуатации для принятия решений по возможности их дальнейшей эксплуатации или необходимости и целесообразности вывода из работы.

Внедрение результатов работы имеет важное народнохозяйственное значение, т.к. они непосредственно направлены на повышение надежности работы парка силовых трансформаторов, эксплуатируемых на электростанциях и подстанциях электрических сетей Российской Федерации.

1. ГОСТ 11677-85. Трансформаторы силовые. Общие технические условия. М.: Изд. Стандартов, 1986.

2. ГОСТ 11677-65. Трансформаторы (автотрансформаторы) силовые. Общие технические требования. М.: Изд. Стандартов, 1971.

3. Bogomolov V.S., Khublarov N.N., Lvov M.Yu., Lvov Yu.N., Vanin B.V., Neklepaev B.N. Problems of autotransformers operation in systems with fault currents upgrowth. CIGRE, Session-2000, Paper №12-106.

4. Львов Ю.Н., Першина Н.Ф., Хубларов H.H. Обобщенный анализ аварийной повреждаемости крупных трансформаторов в СССР за 30 лет. III Симпозиум «Электротехника 2010». Сборник докладов, т.2, раздел 3. Москва, 1977.

5. Мамиконянц Л.Г. О повреждаемости герметичных вводов трансформаторов. Энергетик, 1996, № 12.

6. Мамиконянц Л.Г. О работах по повышению надежности высоковольтных вводов. Энергетик, 1998, №11.

7. Макаревич Л.В., Шифрин Л.Н., Алпатов М.Е. Современные тенденции в создании и диагностике силовых трансформаторов больших мощностей. Известия Академии Наук. Энергетика, 2008, № 1.

8. Алексеев Б.А. Контроль состояния (диагностика) крупных силовых трансформаторов. М.: Изд-во НЦ Энас, 2002.

9. Положение об экспертной системе контроля и оценки состояния и условий эксплуатации силовых трансформаторов, шунтирующих реакторов, измерительных трансформаторов тока и напряжения. РД 153-34.346.34-00. М.: РАО «ЕЭС России», 2000.

10. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. М.: СПО ОРГРЭС, 2003.

11. Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.4551.300-97. М.: Изд-во ЭНАС, 1998.

12. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., Неклепаев Б.Н., Антипов K.M., Сурба A.C., Чичинский М.И. О повреждениях силовых трансформаторов напряжением 110-500 кВ в эксплуатации. Электрические станции, 2001, №9.

13. Сборник методических пособий по контролю состояния электрооборудования. Под ред. Ф.Л. Когана. М.: АО «Фирма ОРГРЭС», 1998.

14. Силовые трансформаторы. Справочная книга. Под ред. С.Д. Ли-зунова, А.К. Лоханина. М.: Энергоиздат, 2004.

15. Хубларов Н.Н. Трактовка результатов измерения авто-трнеформаторов 330, 500, 750 кВ. В сб. Современные методы и средства оценки технического состояния и продления сроков эксплуатации высоковольтного оборудования энергосистем. М.: АО ВНИИЭ, 2001.

16. Циркуляр Ц-02-88(Э). Об измерениях сопротивления КЗ трансформаторов. Москва, 1988.

17. Дробышевский А.А., Левицкая Е.И. Анализ механического состояния обмоток силовых трансформаторов по результатам диагностики. В сб. научных трудов ВЭИ. М.:, ГУП ВЭИ, 2001.

18. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в трансформаторном масле. РД 34.46.302-89. Москва, 1989.

19. Касаткина Т.Е., Несвижский Е.И. Использование отношений пар характерных газов для диагностирования развивающихся дефектов в силовых трнсформаторах. Сб. научных трудов «Надежность основного оборудования электрических сетей». М.: Энерготомиздат, 1992.

20. De Pablo A., Moellman A. New Guidelines for Furans analysis as well as Dissolved Gas Analisis in Oil-Filled Transformers. CIGRE, 1996, Paris, 15/21/33-19.

21. Moellman A., B. Pahlavanpour. New Guidelines for interpretation of Dissolved Gas Analysis in Oil-Filled Transformers. Electra, № 186, October, 1999.

22. IEC 60599. The interpretation of Gases in Transformers and Other Oil-Filled Electrical Equipment in Servis. 1978.

23. Кучинский Г.С. Частичные разряды в высоковольтных конструкциях. Л.: Энергия, 1979.

24. Монастырски А.Е. Некоторые аспекты диагностики крупного трансформторного оборудования. В сб. Современные методы и средства оценки технического состояния и продления сроков эксплуатации высоковольтного оборудования энергосистем. М.: АО ВНИИЭ, 2001.

25. Живодерников C.B., Овсянников А.Г. Регистрация частичных разрядов в изоляции маслонаполненного оборудования. Сб. докладов 7-го Международного симпозиума «Электротехника-2010». Москва, 2003.

26. Соколов В.В. Актуальные задачи развития методов и средств диагностики трансформаторного оборудования под напряжением. Известия Академии Наук. Энергетика, 1997, №1.

27. Львов Ю.Н., Львов М.Ю. Диагностика трансформаторного оборудования. Энергетик, 2000, № 11.

28. Львов Ю.Н., Львов М.Ю. Методологические аспекты диагностики мощных силовых трансформаторов. В сб.: Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. С. Пб.: ПЭИПК, 2000, вып. 11.

29. Методика инфракрасного контроля электрооборудования и ВЛ. РД 34.0-20.363-99. Москва, 1999.

30. Львов М.Ю. Фактор риска при эксплуатации высоковольтных вводов трансформаторов. Электрические станции, 1999, № 2.

31. Противоаварийный циркуляр Ц-06-88 (Э). О мерах по повышению надежности герметичных вводов 110-750 кВ. Москва, 1988.

32. Методические указания по диагностике состояния изоляции высоковольтных вводов 110-750 кВ. М.: Московский завод Изолятор, 1994.

33. Львов М.Ю. Совершенствование методов и критериев оценки состояния герметичных вводов трансформаторов в условиях эксплуатации. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: АО ВНИИЭ, 2000.

34. Константинов А.Г., Осотов В.Н., Комаров В.И., О контроле состояния высоковольтных вводов под рабочим напряжением. Электрические станции, 1988, № 7.

35. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографическо-го анализа газов, растворенных в масле. РД 153-34.0-46.32-00. М.: АО ВНИИЭ, 2000.

36. Циркуляр Ц-01-98(Э). Об области применения и порядке смешения трансформаторных масел. М.: РАО «ЕЭС России», 1998.

37. Методические указания по техническому обслуживанию устройства КИВ. МУ 34-70-39-83. М.: Союзтехэнерго, 1983.

38. Львов М.Ю. Методологические аспекты развития системы диагностики силовых трансформаторов при переходе к ремонту по техническому состоянию. Новое в российской электроэнергетике, 2003, № 8.

39. Львов М.Ю. Развитие системы диагностики силовых трансформаторов. Электрические станции, 2004, № 10.

40. Инструкция по расследованию технологических нарушений в работе энергосистем, электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей. РД 153-34.0-20.801-2000. Москва, 2000.

41. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., Комаров В.Б., Ершов Б.Г. Методологическое обеспечение оценки технического состояния силовых трансформаторов. Вестник ВНИИЭ, 2004.

42. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., Антипов K.M., Загретди-нов И.Ш., Сурба A.C., Шейко П.А., Неклепаев Б.Н., Шифрин Л.Н. Вопросы повышения надежности работы блочных трансформаторов. Электрические станции, 2003, № 7.

43. Vanin B.V., Lvov Y.N., Lvov M.Y., Antipov K.M., Zagretdinov I. Sh., Surba A.S., Sheiko P.A., Neklepaev B.N., Shifrin L.N. Improving the Reliability of Operation of Power Transformers. Power Technology and Engineering. Vol. 37, no. 4, 2003.

44. Лоханин A.K., Соколов B.B. Обеспечение работоспособности маслонаполненного высоковольтного оборудования после расчетного срока службы. Электро, 2002, № 1.

45. Львов М.Ю., Львов Ю.Н., Дементьев Ю.А., Антипов K.M., Сурба A.C., Шейко П.А., Неклепаев Б.Н., Шифрин Л.Н., Кассихин С.Д., Славин-ский А.З., Сипилкин К.Г. О надежности силовых трансформаторов электрических сетей. Электрические станции, 2005, № 11.

46. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., Неклепаев Б.Н. Показатели состояния изоляции для оценки возникновения внутренних короткихзамыканий в силовых трансформаторах. Электрические станции, 2003, №2.

47. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю. Диффузия влаги в целлюлозной трансформаторной изоляции, оценка ее допустимой влажности. Вестник ВНИИЭ-2003, 2003.

48. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю. Оценка влагосодержания изоляции обмоток силовых трансформаторов по диэлектрическим характеристикам. Электрические станции, 2004, № 9.

49. Oommen T.V., Pertie Е.М., Lidgren S.R. Bubble génération in transformer windings under overload conditions. Sixty-Second International Conférence of Doble Clients. March, 1995.

50. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Сапожников Ю.М., Смоленская Н.Ю. К вопросу о нормировании содержания воздуха воздуха в масле трансформаторов, вводимых в работу из резерва при низких температурах. Электрические станции, 1993, № 2.

51. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Сапожников Ю.М., Смоленская Н.Ю. К вопросу о нормировании содержания воздуха в масле трансформаторов. Электрические станции, 1994, № 6.

52. Львов М.Ю. Влияние коллоидных частиц на изоляционные характеристики герметичных вводов в эксплуатации. IV Симпозиум «Электротехника 2010». Сборник докладов, т. 2, раздел 3, Москва, 1997.

53. Львов М.Ю. Коллоидно-дисперсные процессы в высоковольтных герметичных вводах трансформаторов. Электрические станции, 2000, № 4.

54. Липштейн Р.А., Шахнович М.И. Трансформаторное масло. М.: Энергоатомиздат, 1983.

55. Слюсарев Н.М., Иоелович М.Я., Веверис Г.П. Влияние электрического поля на некоторые структурные характеристики целлюлозы. Химия древесины, 1980, № 4.

56. Байклз Н., Сегал JI. Целлюлоза и ее производные. М.: Мир, 1974.

57. Кленкова Н.И., Кулакова О.М., Волкова JI.,A. Определение плотности и других свойств целлюлозных волокон. Журнал прикладной химии, 1963, т. 36, вып. 1.

58. Плотников О.В., Михайлов А.И., Раявес Э.Л Исследование сверхмедленных молекулярных движений в целлюлозе методом ЭПР. Пластифицирующее действие воды. ВМС, 1977, том А (XIX), № 11.

59. Ермоленко И.Н., Люблинер И.П., Гулько Н.В. Элементосодер-жащие угольные волокнистые материалы. Минск.: Наука техника, 1982.

60. Ванин Б.В., Ланкау Я.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., Писарева H.A., Комаров В.Б., Шифрин Л.Н. Методологические аспекты оценки степени старения изоляции обмоток силовых трансформаторов по измерению степени полимеризации. Электрические станции, 2001, № 1.

61. Комаров В.Б., Ершов Б.Г., Самуйлова С.Д. Радиационно-термическая деструкция целлюлозы. Cell. Chem. Technol, 1987, № 2.

62. Ершов Б.Г., Комаров В.Б., Самуйлова С.Д. Радиационная и термическая деструкция целлюлозы. Высокомолекулярные соединения, 1995, т. XXVII, №6.

63. Бондарева В.Н., Комаров В.Б., Селиверстов А.Ф., Ершов Б.Г., Львов М.Ю., Трифонова C.B. Радиационно-химическая деструкция бумажной изоляции силовых трансформаторов. Химия высоких энергий, 2005, т. 39, №3, с. 237-238.

64. Грасси Н. Химия процессов деструкции полимеров. М.: Иностранная литература, 1959.

65. Комаров В.Б., Самуйлова С.Д., Кирсанова JI.C. Получение нит-роэфиров из облученной целлюлозы. Журнал прикладной химии, 1993, т. 66, вып. 2.

66. Соболев С.Е., Никитин В.М. Гель-проникающая хроматография нитратов целлюлозы на макропористых стеклах. Химия древесины, 1977, №3.

67. Львов М.Ю. Об оценке состояния силовых трансформаторов с длительным сроком эксплуатации. В сб.: Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. С. Пб.: ПЭИПК, 2000, вып. 11.

68. Львов М.Ю., Комаров В.Б., Львов Ю.Н., Бондарева В.Н., Селиверстов А.Ф., Ершов Б.Г., Рубцов A.B. Старение целлюлозной изоляции обмоток силовых трансформаторов в процессе эксплуатации. Электрические станции, 2004, № 10.

69. ГОСТ 645-89. Бумага кабельная для изоляции кабелей на напряжение от 110 до 500 кВ. Технические условия. М.: Издательство стандартов, 1989.

70. Болотникова Л.С., Данилов С.Н., Самсонова Т.И. Метод определения вязкости и степени полимеризации целлюлозы. Высокомолекулярные соединения, 1964, т. 6.

71. Киреев В.А. Курс физической химии. М.: Химия, 1975.

72. Комаров В.Б., Гордеев A.B., Самуйлова С.Д. Химия высоких энергий, 1999, т. 33, № 3.

73. Львов М.Ю., Комаров В.Б., Львов Ю.Н., Ершов Б.Г. О ресурсе изоляции силовых трансформаторов. Новое в российской электроэнергетике, 2003, № 4.

74. Трансформаторы силовые. Расчет электродинамической стойкости обмоток при коротком замыкании. РД 16.431-88. Москва, 1988.

75. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., Шифрин Л.Н. Эксплуатация силовых трансформаторов при достижении предельно допустимых показателей износа изоляции обмоток. Электрические станции, 2004, № 2.

76. Львов М.Ю., Чичинский М.И., Львов Ю.Н., Ершов Б.Г., Комаров В.Б. Нормирование показателей для оценки износа изоляции обмоток силовых трансформаторов. Электрические станции, 2002, № 7.

77. Lvov M.Y., Chihinskii M.I., Lvov Y.N., Ershov B.G., Komarov V.B. Rated Indices for Evaluating the Winding Insulation Wear of Power Transformers. Power Technology and Engineering. September 2002. vol. 36, no. 5.

78. Комаров В.Б., Ершов Б.Г., Самуйлова С.Д., Гордеев A.B. Радиа-ционно-термическая деструкция целлюлозы при облучении ускоренными электронами. Химия высоких энергий, 1999, т. 33, № 3.

79. Комаров В.Б., Львов М.Ю. Деградация изоляции обмоток силовых трансформаторов при длительной эксплуатации. Новое в российской электроэнергетике, 2002, № 3.

80. Алексеев Б.А. Продление срока службы силовых трансформаторов. Новые виды трансформаторного оборудования. СИГРЭ 2002. Электрические станции, 2003, № 7.

81. Berg О., Herdlevar К., Dahlund M., Renstrom К., Danielsen A., Thi-ess U. Experienses from on-site transformers oil reclaiming. Session CIGRE 2002, p. 12-103.

82. Pantic V.A., Pantic D.,V. operation safety on the grid. Session CIGRE 2002, p. 12-113.

83. Целлюлоза и другие полуфабрикаты бумажного производства. Сборник стандартов. М.: Издательство Комитета стандартов, мер и измерительных приборов, 1969.

84. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Мамиконянц Л.Г., Дулькин И.Н., Соколов В.В., Львов М.Ю., Шифрин Л.Н. Физические аспекты локального повышения температуры в охлаждающих каналах силовых трансформаторов с принудительной циркуляцией масла. Электричество, № 1, 2007.

85. ГОСТ 25438-82. Целлюлоза для химической переработки. Методы определения характеристической вязкости. М.: Издательство стандартов, 1982.

86. Стандарт ИСО 53512-81. Метод определения характеристической вязкости целлюлозы, 1981.

87. Стандарт МЭК 60-450. Метод определения степени полимеризации старых и новых электроизоляционных бумаг.

88. Львов М.Ю., Бондарева В.Н., Комаров В.Б., Селиверстов А.Ф., Ершов Б.Г., Лютько Е.О., Львов Ю.Н., Рубцов A.B., Новиков Е.А. Определение степени полимеризации бумажной изоляции силовых трансформаторов. Электрические станции, 2008, № 8.

89. Практические работы по химии древесины и целлюлозы. Под ред. В.М. Никитина. М.: Лесная промышленность, 1965.

90. Котельников Н.Е., Петропавловский Г.А. Механизм растворения лигноуглеводных комплексов древесины в кадоксене. Всесоюзная конференция «Химия и реакционная способность целлюлозы и ее производных. Кинетика и механизмы». Тезисы докладов. Чолпон-Ата, 1991.

91. Костиков Е.Б., Могилевский Е.М., Гинзбург М.А. Исследование полидисперсности целлюлозы методом дробного осаждения в кадмийэти-лендиамидовом комплексе. Химические волокна, 1968, № 6.

92. Методические указания по оценке состояния бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов по степени полимеризации. М.: ЗАО «Энергетические технологии», 2007.

93. Мушик Э., Мюллер П. Методы принятия технических решений. М.: Мир, 1990.

94. Львов М.Ю. Оценка информативности показателей контроля технического состояния изоляции трансформаторного оборудования. Электрические станции, 2002, № 12.

95. Львов М.Ю. Совершенствование диагностики силовых трансформаторов. Вестник ВНИИЭ-2003, 2003.

96. Биргер И.А. Техническая диагностика. М.: Машиностроение,1978.

97. Харкевич A.A. Теория информации. М.: Наука, 1973.

98. Meisel W.B. Computer-Oriented Approaches to Pattern Recognition. Academic Press. New York, 1972.

99. Гмурман B.E. Руководство к решению задач по теории вероятностей и математической статистики. М.: Высшая школа, 1979.

100. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся втузов. М.: Наука, 1986.

101. ГОСТ 3956-76. Силикагель технический. Технические условия. М.: Издательство стандартов, 1976.

102. Методические указания по применению в энергосистемах тонкослойной хроматографии для оценки остаточного ресурса твердой изоляции по наличию фурановых соединений в масле. РД 153-34.51.304-94. М., 1994.

103. Львов М.Ю., Писарева H.A., Ланкау Я.В. Применение метода тонкослойной хроматографии в практике эксплуатации электропредприятий. Вестник ВНИИЭ-2000, 2000.

104. Методические указания по эксплуатации трансформаторных масел. РД 153-34.43.105-89. М.: СПО Союзтехэнерго, 1989.

105. Касаткина Т.Е., Львов М.Ю. Опыт применения хроматографи-ческого анализа газов для оценки состояния силовых трансформаторов. Новое в российской электроэнергетике, 2001, № 7.

106. Львов М.Ю. Коллоидно-дисперсные процессы в высоковольтных герметичных вводах трансформаторов. Электрические станции, 2000, №4.

107. Львов М.Ю. О развитии работ по повышению эксплуатационной надежности высоковольтных вводов трансформаторов. Вестник ВНИИЭ-2000, 2000.

108. Львов М.Ю. Пути совершенствования эксплуатации высоковольтных вводов трансформаторов. Новое в российской электроэнергетике, 2001.

109. Ванин Б.В., Львов М.Ю., Львов Ю.Н., Кассихин С.Д., Кокуркин Б.П., Радковский С.Г., Славинский А.З. О нормировании концентрации растворенных газов и мутности масла для выявления дефектов высоковольтных вводов. Электрические станции, 2000, № 2.

110. Львов М.Ю. Применение оптической мутности масла для оценки состояния высоковольтных герметичных вводов трансформаторов. Электрические станции, 1999, № 6.

111. Львов М.Ю. Оптические методы контроля состояния трансформаторного масла высоковольтных герметичных вводов. Вестник ВНИИЭ-98, 1998.

112. Методические указания по определению оптической мутности трансформаторного масла герметичных вводов 110 кВ и выше силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов. М.: ЗАО «Энергетические технологии», 2007.

113. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения. М.: Издательство стандартов, 1989.

114. Львов М.Ю., Львов Ю.Н., Комаров В.Б., Ершов Б.Г., Лавринен-ко В.П., Ванин Б.В., Дулькин И.Н. Система обеспечения предельного срока функционирования силовых трансформаторов. Новое в российской электроэнергетике, 2006, № 10.

115. Львов М.Ю., Антипов K.M., Львов Ю.Н., Мамиконянц Л.Г., Комаров В.Б., Цурпал С.В., Шифрин Л.Н., Дементьев Ю.А. Оценка предельного состояния силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Электрические станции, 2008, № 1,

116. Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Общие технические условия на капитальный ремонт. ТУ 34-38-20217-92. М.: ЦКБ Энергоремонт, 1992.

117. Смекалов В.В., А.П. Долин, Н.Ф. Першина. Оценка состояния и продление срока эксплуатации силовых трансформаторов. Сессия СИГРЭ 2002, доклад 12-102.

118. Типовая технологическая инструкция. Трансформаторы напряжением 110-1150 кВ, мощностью 80 МВА и более. Капитальный ремонт. РДИ 34-38-058-91. М.: СПО ОРГРЭС, 1993.

119. Львов М.Ю., Львов Ю.Н., Комаров В.Б., Ершов Б.Г., Шифрин Л.Н. Анализ материалов конференции TechCon 2004 применительно к отечественной практике. Электрические станции, 2006, № 1.

120. Долин А.П., Крайнов В.К., Смекалов В.В., Шамко В.Н. Повреждаемость, оценка состояния и ремонт силовых трансформаторов. Энергетик, 2001, №7.

121. Липштейн P.A., Туркот В.А. Восстановление электроизоляционных характеристик загрязненной изоляции маслонаполненного оборудования «моющими» составами. В сб.: Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. С. Пб.: ПЭИПК, 2000, вып. 11.

122. Комаров В.Б., Львов М.Ю., Львов Ю.Н., Ершов Б.Г., Бондарева В.Н., Рубцов A.B., Селиверстов А.Ф. О регенерации целлюлозной изоляции обмоток силовых трансформаторов с длительным сроком эксплуатации. Электрические станции, 2004, № 6.

123. Komarov V.B., Lvov M.Y., Lvov Y.N., Ershov B.G., Bondareva V.N., Rubtsov A.V., Seliverstov A.F. Régénération of Cellulose Insulation of Windings of Long-Life Power Transformers. Power Technology and Engineering. Vol. 38, no. 3,2004.

124. Кассихин С.Д., Славянский А.З., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., Чи-чинский М.И. О ремонте высоковольтных герметичных вводов трансформаторов в эксплуатации. Электрические станции, 2001, №11.

125. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. РД 34.20.501-95. М.: СПО ОРГРЭС, 1996.

126. Львов М.Ю. О развитии системы нормативно-технической документации для оценки технического состояния силовых трансформаторов. Электрические станции, 2009, № 3.

127. Методические указания по определению содержания воды и воздуха в трансформаторном масле. РД 153-34.43.107-95. М.: АО ВНИИЭ, 1996.

128. Методика количественного химического анализа. Определение содержания производных фурана в электроизоляционных маслах методом жидкостной хроматографии. РД 153-34.43.206-94. М.: СПО ОРГРЭС, 1995.

129. Методика количественного химического анализа. Определение содержания присадок в энергетических маслах методом высокоэффективной жидкостной хроматографии. РД 153-34.43.208-95. М.: СПО ОРГРЭС, 1997.

130. Методические указания по подготовке и проведению хромато-графического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов. РД 153-34.46-303-98. М.: АО ВНИИЭ, 1998.

131. Инструкция по определению характера внутренних повреждений трансформаторов по анализу газов из газового реле. РД 153-34.46.502. М.: СПО Союзтехэнерго, 1980.

132. Инструкция по эксплуатации трансформаторов. РД 15334.46.501. М.: Энергия, 1978.

133. Типовая инструкция по эксплуатации маслонаполненных вводов на напряжение 110-750 кВ. РД 153-34.46.502. М.: СПО Союзтехэнерго, 1980.

134. Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования. Стандарт организации ОАО РАО «ЕЭС России». Утвержден приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 28.03.2007 № 200. М., 2007.

135. Методические указания по определению влагосодержания твердой изоляции обмоток силовых трансформаторов (шунтирующих реакторов) по результатам измерения диэлектрических характеристик. М.: ЗАО «Энергетические технологии», 2007.