автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Система экспресс-анализа состояния маслонаполненных трансформаторов

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА И ОБОСНОВАНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ.

1.1. Анализ повреждаемости силовых трансформаторов.

1.2. Анализ существующего контроля состояния маслонаполненного трансформатора.

1.3. Диагностические показатели жидкой изоляции и технические средства их контроля.

1.4. Предлагаемая система экспресс-анализа состояния маслонаполненных трансформаторов.

Выводы по главе.

2. РАЗРАБОТКА МОДЕЛИ И ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ДИАГНОСТИКИ МАСЛОНАПОЛНЕННОГО ТРАНСФОРМАТОРА.

2.1. Анализ дефектов, возникающих при работе маслонаполненных трансформаторов и характерные газы, их концентрации.

2.1.1 Основные положения моделирования диагностики состояния силового трансформатора.

2.1.2 Характеристика дефектного состояния маслонаполненных трансформаторов.

2.1.3 Определение граничных значений показателей, характеризующих состояние маслонаполненных трансформаторов.

2.2. Условия и факторы выделения газов из жидкой изоляции.

2.3. Технические средства выделения и регистрации газов.

2.3.1. Обоснование камеры выделения газов из трансформаторного масла.

2.3.2. Обоснование и выбор технических средств для определения газосодержания жидкой изоляции.

Выводы по главе.

3. ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА ВЫДЕЛЕНИЯ

РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ ГАЗОВ.

3.1 Описание камеры для выделения газов из ТМ.

3.1.1 Описание лабораторной установки для исследования выделения и регистрации газов, растворенных в масле.

3.1.2 Лабораторные исследования и анализ полученных результатов.

3.2 Влияние стимулирующих факторов, используемых при выделении газов, на степень старения ТМ.

3.3 Математическая модель теплового процесса остывания масла в камере выделения газов.

3.4 Предлагаемая система экспресс-анализа состояния маслонаполненных трансформаторов.

Выводы по главе.

4. ИССЛЕДОВАНИЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРЕДЛОЖЕННОЙ СИСТЕМЫ ЭКСПРЕСС-АНАЛИЗА СОСТОЯНИЯ МАСЛОНАПОЛНЕННЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ЗАКЛЮЧЕНИЕ, ОБЩИЕ ВЫВОДЫ, РЕКОМЕНДАЦИИ .104 4.1 Обоснование варианта установки измерительной камеры в составе силового трансформатора.

4.2 Исследование возможности регистрации изменения концентрации газов.

4.3 Анализ изменения состояния МНТ, алгоритмы обработки данных.

Выводы по главе.

Актуальность проблемы

В городских и сельских электросетях эксплуатируется большое число маслонаполненных трансформаторов (МНТ). В энергосистемах одни МНТ находятся под постоянным контролем высококвалифицированного персонала, другие, расположенные в труднодоступной местности, осматриваются эпизодически. Учитывая то, что в настоящее время, в связи с экономическими трудностями, число вновь вводимых в эксплуатацию МНТ незначительно, основной задачей, решаемой при эксплуатации МНТ, является обеспечение их долговременной безаварийной эксплуатации. Для этого необходимо своевременно определять отклонения рабочих режимов МНТ. В большинстве случаев повреждение МНТ происходит в результате длительного воздействия неблагоприятных (локальных перегревов, частичных разрядов и т.д.) факторов. Очень часто, развитие дефекта носит лавинообразный характер, поэтому своевременное определение развивающегося дефекта позволит принять меры по предупреждению его развития и длительному сохранению работоспособности МНТ.

Во многом состояние силового трансформатора зависит от состояния его изоляции и активной части. Известно, что при эксплуатации силовых МНТ напряжением 110 кВ и выше интенсивному старению, вследствие тяжелых условий эксплуатации, подвергается жидкая изоляция (ЖИ). В качестве жидкой изоляции наиболее часто применяется трансформаторное масло (ТМ), которое также является теплоотводящей средой. При возникновении дефектов в МНТ образуются различные газы (водород - Н2, окислы углерода - СО и СО2 и производные углеводородов CnHm), которые растворяются в ТМ. Причем, наличие этих газов отражает состояние не только изоляции, но электроаппарата в целом. Измеряя концентрации этих газов можно определять типы дефектов. 5

Как правило, диагностика состояния МНТ осуществляется лабораторными методами, путем отбора проб, что требует подготовки контейнеров для транспортировки масла, точное соблюдение технологии отбора пробы. При транспортировке проб под воздействием внешних факторов (света, влажности, температуры) происходит изменение показателей ТМ, что снижает объективность результатов контроля.

Существующие методы и технические средства не позволяют контролировать состояние ТМ в составе МНТ. В настоящее время возникла необходимость непрерывного контроля состояния МНТ, что позволяет отслеживать развитие дефектов в динамике и делать выводы о скорости развития и опасности дефекта для данного трансформатора. При этом неприемлемы разрушающие методы контроля ТМ. В данный момент контроль состояния МНТ осуществляется по электрофизическим показателям и физико-химическими методами. Наибольшую опасность для силовых трансформаторов представляют дефекты, развивающиеся значительно за время меньшее, чем периоды планового контроля.

В диссертационной работе обоснован минимальный набор показателей, по которым возможно обнаружить большинство дефектов, возникающих в баке МНТ, а также построена диагностическая модель на базе выбранных показателей. Обоснованы технические средства, необходимые для непрерывного контроля состояния силового трансформатора без его отключения. Исследования проводились на ТМ, а также анализировались растворенные в нем газы, состав и концентрация которых несут в себе полную информацию о процессах, происходящих в МНТ.

Разработка методики и алгоритмов контроля состояния ТМ в составе силовых МНТ актуальная проблема, решение которой позволяет перейти от плановых профилактик и ремонта к техническому обслуживанию МНТ по их состоянию. 6

Цель работы и основные задачи исследований

Основной целью диссертационной работы является своевременное выявление неисправностей МНТ без его отключения путем использования технических средств и методики непрерывного контроля газов, растворенных в трансформаторном масле.

Исходя из цели работы были поставлены и решены следующие задачи: на основании анализа существующей системы контроля и диагностики силовых трансформаторов обосновано использование регистрации газосодержания ТМ в составе маслонаполненных трансформаторов; выявлены характерные газы, растворенные в ЖИ, регистрация которых позволяет обнаруживать большую часть дефектов, возникающих в МНТ; разработан алгоритм оценки работоспособности МНТ по выбранным диагностическим параметрам; предложены технические средства для анализа растворенных в ТМ газов в составе МНТ.

Объект исследования

Трансформаторные масла, используемые в качестве жидкой изоляции и теплоотводящей среды маслонаполненного электрооборудования

Предмет исследования

Приборы и методы физико-химического анализа трансформаторных масел, методики диагностики состояния силовых трансформаторов на основе анализа газосодержания трансформаторного масла.

Методы исследования

При выполнении диссертационной работы использованы следующие методы: математические методы теории вероятности и статистики; 7 энтропийный метод исследования состояния ЖИ; спектральные методы исследования состояния жидких и газовых сред.

Научная новизна работы

1. Теоретически и экспериментально обоснован минимальный набор газов, необходимый для индикаторного контроля состояния силовых трансформаторов.

2. Разработан алгоритм определения работоспособности МНТ при экспресс - анализе газосодержания ТМ в составе силовых трансформаторов, который основан на определении концентрации выбранных газов: водорода, метана и окиси углерода.

3. Предложена математическая модель теплового процесса остывания изоляционного масла при выделении газов, растворенных в ТМ.

4. На основании теоретических и экспериментальных исследований предложена методика прогнозирования состояния МНТ по изменению концентрации газов, растворенных в ТМ.

Практическая значимость работы

На основании анализа существующих систем контроля и диагностики силового электрооборудования выявлены их недостатки.

Предложена методика индикаторного контроля состояния МНТ путем анализа газосодержания трансформаторного масла.

Предложена методика оценки работоспособности МНТ на основе индикаторного контроля водорода, метана и угарного газа, растворенных в ТМ.

Обоснован вариант установки измерительной камеры для регистрации газосодержания ТМ в составе силового трансформатора. 8

Определен необходимый уровень сообщаемой энергии ТМ при выделении газов, растворенных в масле, без его разрушения. При регистрации газов, растворенных в ТМ, предложено производить их выделение с помощью ультразвукового излучения при температуре 50°С.

Практическое использование

Камера выделения газов, растворенных в трансформаторном масле для анализа концентрации газов в составе силовых трансформаторов при заданном температурном режиме внедрены в опытную практику ОАО «Мариэнерго».

Личный вклад

Личный вклад автора заключается в постановке задачи, участии в проведении экспериментов, обработке, обсуждении и интерпретации полученных результатов

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на:

VIII Международной научно-технической конференции «Оптические, радиоволновые, тепловые методы и средства контроля природной среды, материалов и промышленных изделий» (Ульяновск, 20-24 апреля 2000); III Международном симпозиуме по энергетике, окружающей среде и экономике (Казань, 15-18 сентября 2001); Международной научно-технической конференции «Изоляция-99» (Санкт-Петербург, 15-18 июня 1999); IV Международном симпозиуме «Вакуумные технологии и оборудование» (Харьков, 23-27 апреля 2001); V-VII Всероссийских школах-коллоквиумах по стохастическим методам (Йошкар-Ола, 6-12 декабря 1998; Самара, 15-21 августа 1999, 2-7 июля 2001); Всероссийской научной конференции «Вавиловские чтения» (Йошкар-Ола, 3-5 февраля 1999); Научной конференции преподавателей МарГУ (Йошкар-Ола, 15-17 марта 2000) и

Научно-практической конференции «Совершенствование производства» (Йошкар-Ола, 23-26 апреля 2001).

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и приложений. Работа содержит 150 страниц машинописного текста, 31 рисунок, 26 таблиц, библиографический список -105 наименований на 11 страницах, приложения - 15 страниц.

Выводы по главе

1. Разработана конструкция камеры для выделения газов, растворенных в трансформаторном масле, с использованием ультразвукового излучения.

2. Проведены лабораторные исследования выделения газов из ТМ при различных мощностях УЗИ. Определено значение допустимой мощности воздействия УЗИ на трансформаторное масло, которое составило 10 Вт.

3. Исследованы факторы, стимулирующие старение ТМ в измерительной камере. Показано, что факторы, предложенные для эффективного выделения газов, растворенных в ТМ (температура 50°С, Рузи = ЮВт), не приводят к его разрушению.

4. Построена математическая модель теплового процесса остывания ТМ в измерительной камере. На основании математической модели установлено, что остывание ТМ в процессе выделения газов из масла незначительно и практически не влияет на результаты измерений.

5. С учетом проанализированных факторов выделения газов, растворенных в ТМ, и выбранных средств их регистрации предложена система экспресс- анализа состояния МНТ.

104

ГЛАВА 4 ИССЛЕДОВАНИЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРЕДЛОЖЕННОЙ СИСТЕМЫ ЭКСПРЕСС-АНАЛИЗА СОСТОЯНИЯ МАСЛОНАПОЛНЕННЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

4.1 Обоснование варианта установки измерительной камеры в составе силового трансформатора

Исходя из требований к системе непрерывного контроля, изложенных в главе 1, необходимо предусмотреть установку измерительной камеры, как в новое, так и в уже работающее оборудование.

Возможны следующие варианты установки измерительной камеры в составе МНТ: в расширительном баке; непосредственно в баке трансформатора; в ветви регенерации до термосифонного фильтра (ТСФ) или после него и непосредственно в ТСФ.

Варианты установки измерительной камеры в составе МНТ показаны на рис. 4.1.

При установке измерительной камеры в расширительном баке большое влияние будет оказывать зависимость растворимости газов от температуры [89]. Большая часть газов, выделяющихся при дефекте МНТ, при прохождении через слой масла будет растворяться в нем. Варианты установки измерительной камеры непосредственно в баке трансформатора также неприемлем из-за необходимости отключения трансформатора при проведении профилактических работ с измерительной камерой. Одно из условий, необходимых при установке камеры - возможность легкого доступа к измерительной камере. Возможны варианты установки измерительной камеры в ветви регенерации до ТСФ или в ТСФ. В данном случае доступ к камере затруднен из-за необходимости использования лестницы или подставки при измерениях. Предлагается вариант установки в ветви регенерации после ТСФ [90-94] вместо технологического колена. При этом нет необходимости внесения изменений в конструкцию ветви регенерации ТМ, наличие вентилей позволяет про

105 изводить монтаж, демонтаж измерительной камеры и проводить измерения газосодержания масла без отключения МНТ.

Рис.4.1 Варианты установки измерительной камеры в составе силового трансформатора: 1 - в маслорасширителе; 2 - непосредственно в баке трансформатора; 3 - в ветви регенерации до термосифонного фильтра; 4 - в термосифонном фильтре; 5 - в ветви регенерации после термосифонного фильтра

Пример установки измерительной камеры в ветви регенерации силового трансформатора показан на рис. 4.2. На время проведения измерений для повышения достоверности результатов измерения циркуляция масла в ветви регенерации прерывается при помощи вентилей 5.

107

4.2 Исследование возможности регистрации изменения концентрации газов

Для оценки степени опасности дефекта важную роль играет не только определение состава и концентраций газов, растворенных в масла, но и скорость изменения концентрации.

Дефекты, возникающие в МНТ, по скорости их изменения можно разделить на три группы [42]: мгновенно развивающиеся дефекты. Продолжительность развития повреждения составляет от долей секунд до нескольких минут, например, короткое замыкание или пробой изоляции; быстро развивающиеся дефекты. Продолжительность развития повреждения составляет от нескольких часов до недель; медленно развивающиеся дефекты. Продолжительность развития от нескольких месяцев до нескольких лет (повышенный нагрев конструкций).

Возможные скорости развития дефекта показаны на рис. 4.3. ti t2 t3 время

Рис.4.3. Скорости развития дефекта в МНТ: ti - мгновенно развивающийся; t2 - быстро развивающийся; t3 - медленно развивающийся дефект

108

Диагностика мгновенно развивающихся дефектов МНТ практически невозможна, в этом случае предотвратить аварию может только надежное срабатывание защиты трансформатора.

Диагностика быстро и медленно развивающихся дефектов путем анализа растворенных в масле газов возможна, но при этом важную роль играет точность измерения газоанализаторов.

Наибольшую угрозу для трансформатора представляют быстро развивающиеся дефекты, скорость развития которых составляет от нескольких дней до нескольких месяцев. Дефекты, имеющие низкую скорость развития, могут быть обнаружены при помощи хроматографического анализа, который проводится раз в шесть месяцев. Данный метод диагностики позволяет обнаружить в основном медленно развивающиеся дефекты МНТ.

Расчет абсолютной скорости нарастания газа производится по формуле где Ат, A(mi) - два последовательных измерения концентрации газа (% об); Тд - периодичность диагностики (промежуток времени между двумя последовательными отборами проб).

Как правило, степень опасности дефекта устанавливается по относительной скорости нарастания концентрации газа. Относительная скорость нарастания концентрации газа определяется следующим образом [42]

42] yClOC

4.1) v мес J у опт уабс

•100 (% в мес.)

4.2)

А(т-1)

В случае, если V0TH превышает 10% в месяц, то это свидетельствует о возможно опасном развитии дефекта в силовом трансформаторе.

109

Рассчитаем минимальное время между периодами измерений необходимое для обнаружения опасных для МНТ дефектов исходя из скорости изменения концентрации при следующих условиях:

- значение концентрации, при котором предполагается наличие дефекта в МНТ свыше: 100 ррт (Н2, СН4); 500 ррт (СО);

- скорость изменения концентрации свыше 10% в месяц;

- точность газоанализаторов: 5 ррт (Н2, СЯ4); 10 ррт (СО).

Исходя из указанных условий, рассчитаем период контроля , который позволит обнаружить дефект, представляющий опасность для МНТ. тю

ЮОЛ^ v?mH SX1xv; опт

4.3) зХ7 X

100 где A^j - точность газоанализаторов при измерении данного газа; - текущее значение концентрации газа; у°ти - относительная скорость изменения концентрации /-го газа.

Из формулы (4.3) получим, что Т^ будет равен: для водорода и метана - 15 суток; для угарного газа - 6 суток.

Выбираем минимальное время контроля для обнаружения дефектов, представляющих опасность для МНТ равным 6 суток.

4.3 Анализ изменения состояния МНТ, алгоритмы обработки данных

Для более эффективной работы система экспресс-анализа должна обрабатывать полученные измерения, на основе полученных данных рассчитывать следующее ожидаемое значение концентрации газа с учетом допустимо

110 го отклонения и в случае, если измеренное значение значительно превышает расчетное, выдавать сообщение о возможном возникновении дефекта.

Прогнозирование изменения состояния МНТ желательно осуществлять по минимальному набору параметров. При прогнозировании по нескольким параметрам за основу берется наименьшее время ухудшения показателя [96].

Для методов аналитического прогнозирования обычно используются степенные ряды или уравнения регрессии. Одним из условий при выборе диагностического параметра, по которому осуществляется прогнозирование изменения состояния МНТ, является чувствительность к изменениям, происходящим в силовом трансформаторе. При этом, любая наметившаяся тенденция изменения состояния МНТ должна отражаться на поведении выбранного диагностического параметра. Будем считать, что работоспособность МНТ определяется показателем . В этом случае изменение состояния МНТ рассматривается как функция Необходимо, для оценки изменения состояния МНТ определить, какие значения функция 1.) примет в последующие моменты времени, а также определить, через какое время значение 77 достигнет предельно допустимого ^/ тах [58].

Применим метод экстраполяционных полиномов для прогнозирования изменения состояния МНТ.

В общем виде функция изменения диагностического показателя £,j(t) имеет вид

2>/Ф/(0> (4.4) о где aj - коэффициенты, определяемые экспериментально; ф/(/) - известная функция времени.

Как правило, в качестве срДО используются функции, имеющие простой вид, в частности ф0(?) = 1; cpj(0 = Z ; Ф2(0 = ?2; 9 г (/)~ • Для Ре

Ill шения технических задач прогнозирования обычно используются полиномы первой и второй степени

F(t) = Qq + a\t

4.5)

В данном случае предполагается, что изменение контролируемого параметра носит линейный характер. Как уже было сказано выше (см. гл. 2), при старении изоляции процесс газообразования носит нелинейный характер, а в случае возникновения дефектов процесс образования газов лавинообразный. Поэтому более точно изменение функции £,Д/) аппроксимируется полиномом второй степени

F(t) = а0 + a}t + a2t2 (4.6)

Для линейной зависимости обычно полагают, что а0 =£(ь т-е- ао Рав~ ния концентрации.

При линейном изменении концентрации газа (медленно развивающиеся дефекты), если известны предельно допустимые концентрации, остаточный ресурс МНТ определится [58]

Так как система экспресс-анализа оценивает состояние МНТ по нескольким газам, растворенным в ТМ, то оценка остаточного ресурса производится по его наименьшему значению для i - параметра xio D mjn . но начальной концентрации газа; щ =

--- = £ - средняя скорость изменеh ~

4.7)

112 хо.р. tfo.p. min

4.8)

Для задачи оценки состояния МНТ концентрации газов являются обобщающим показателем состояния, а для прогнозирования по обобщающему параметру обычно применяются полиномы Лагранжа и Ньютона [58, 96, 97]. Применим их для прогнозирования состояния силового трансформатора полиномы

Полином Лагранжа в общем виде представляется следующим образом где L] - коэффициенты Лагранжа.

Использование полинома Лагранжа 1 степени нежелательно по причине нелинейного изменения концентрации газов, растворенных в ТМ, поэтому для прогнозирования состояния МНТ желательно применять полиномы 2 степени. Полиномы более высоких степеней для решения данной задачи могут не использоваться, т.к. скорость реагирования полиномов 2-ой степени достаточна для оценки изменения состояния МНТ. Тогда полином Лагранжа примет вид [58] г

FA 0= I U\i

1 >

4.9)

1=0

FAt) fO-'lX'O"'2) (/•; -/())(/!- /2 ) t-h)(t-t2) (t-toXt-t 1)

0 +

4.10)

Как видно из уравнения (4.10) коэффициенты полинома не зависят от значения концентрации газов, а только от времени измерения. С учетом этого рассчитываются коэффициенты полинома. Время для расчета скорости изме

113 нения концентрации составляет 1 месяц, поэтому полином Лагранжа имеет вид

4.11) t - время, на которое выполняется прогноз, мес.

Недостатком полинома Лагранжа является отсутствие зависимости коэффициентов экстраполяционного полинома от изменения концентрации газов. Данный недостаток устраняется при использовании полинома Ньютона второй степени [58]

F„[t) = + Л£,/7-1 (/ -1„) + - tn)(/ - )

4.12) где t - время прогнозирования; ЛЕ, - первая разность между измеренными величинами; А^ - вторая разность между измеренными величинами.

Для разработки алгоритма прогнозирования концентрации в маслона-полненных трансформаторах проводился следующий эксперимент: масло подвергалось старению под воздействием интенсивного воздействия УЗИ в течении нескольких часов (табл. 4.1).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате теоретических и экспериментальных исследований были разработаны и апробированы технические средства для экспресс-анализа состояния силовых маслонаполненных трансформаторов.

Основные научные и практические результаты диссертации состоят в следующем:

1. В качестве жидкой изоляции и теплоотводящей среды в силовых трансформаторах широко используется нефтяное трансформаторное масло. В процессе эксплуатации имеют место: естественное старение масла (в результате окислительных процессов), воздействие на него различных неблагоприятных факторов, таких как температура, высокая напряженность электрического поля, наличие металлов, взаимодействующих с трансформаторным маслом. С целью повышения надежности электроснабжения и снижения затрат на профилактику и ремонт МНТ, а так же для снижения вероятности аварии МНТ необходим непрерывный контроль состояния жидкой изоляции.

2. Проанализированы основные дефекты, возникающие в работающих МНТ, характерные признаки этих дефектов, а также методы их обнаружения. На основе анализа повреждаемости силовых маслонаполненных трансформаторов определены регистрируемые физико-химические показатели и предложена структура системы экспресс-анализа состояния МНТ.

3. При контроле состояния МНТ необходимо учитывать индивидуальные особенности аппарата, так как часто значительное влияние на показатели жидкой изоляции может оказать срок службы, т.е. в МНТ, имеющем значительный срок эксплуатации, может быть повышенная концентрация газов по сравнению с аналогичным аппаратом, имеющим меньший срок эксплуатации при отсутствии дефектов.

4. Произведена оценка информативности газов, растворенных в трансформаторном масле. На основе анализа информативности обоснован

123 минимальный набор газов (водорода, метана, окиси углерода), позволяющий зафиксировать до 80% возможных дефектов силового трансформатора.

5. Построен алгоритм определения работоспособности МНТ с учетом важности возникающих дефектов и их связи с контролируемыми газами.

6. Рассмотрены основные факторы, влияющие на скорость выделения газов из ЖИ. Определены начальные условия для выделения газов. Обоснованы факторы, используемые для повышения эффективности выделения без негативного воздействия на трансформаторное масло.

7. Обоснованы требования к камере выделения газов, растворенных в ЖИ. Разработана конструкция камеры для выделения газов, растворенных в трансформаторном масле, с использованием ультразвукового излучения.

8. Проведены лабораторные исследования выделения газов из ТМ при различных мощностях УЗИ. Определена максимально допустимая мощность воздействия УЗИ на трансформаторное масло, которая составила 10 Вт. Исследованы факторы, стимулирующие старение ТМ в измерительной камере. Показано, что факторы, используемые для повышения эффективности выделения газов, растворенных в ТМ, не приводят к его разрушению.

9. Построена математическая модель процесса остывания ТМ в измерительной камере. На основании математической модели получено, что остывание ТМ в процессе выделения газов из ТМ незначительно и практически не влияет на результаты измерений.

10. С учетом проанализированных факторов выделения газов, растворенных в ТМ и выбранных средств их регистрации, предложена система экспресс- анализа состояния МНТ, включающая измерительную камеру, датчик водорода и оптико-акустический газоанализатор на метан и угарный газ.

11. Для регистрации газосодержания жидкой изоляции предложено устанавливать измерительную камеру в ветви регенерации трансформаторного масла после термосифонного фильтра вместо технологического колена.

124

12. Рассчитано, что минимальный период контроля газосодержания трансформаторного масла в составе силового трансформатора для системы экспресс-анализа составляет 6 суток.

13. Разработан алгоритм прогнозирования состояния силового трансформатора. Показано, что наиболее приемлемым вариантом при прогнозировании является использование полинома Ньютона, позволяющего учитывать скорость изменения концентрации контролируемых газов.

125

1. Липштейн Р.А., Шахнович М.И. Трансформаторное масло. - М.: Энер-гоатомиздат, 1983. - 296 с.

2. Маневич Л. О. Обработка трансформаторного масла. М.: Энергоатом-издат, 1985. -104 с.

3. Богородицкий Н.П., Пасынков В.В., Тареев Б.М. Электротехнические материалы,- М.: Энергоатомиздат, 1985,- С.94-98.

4. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю., Неклепаев Б.Н., АнтиповК.М., СурбаА.С., Чичинский М.И. О повреждениях силовых трансформаторов напряжением 110- 500 кВ в эксплуатации // Электрические станции, 2001, №9, с.53-58.

5. Бажанов С.А., Воскресенский В.Ф. Профилактические испытания изоляции оборудования высокого напряжения. М.: Энергия, 1977,- 288 с.

6. Кустов С.С. Совершенствование системы капитальных ремонтов трансформаторов на напряжение 6 35 кВ распределительных электрических сетей: Автореф. дис. канд. техн. наук: 05.14.02 - М.: ВНИИЭ, 1981,-22 с.

7. Загянский А.И., Кислица Н.И., Пальчикова Е.П. Совещание в Минэнерго СССР по улучшению работы предприятий и районов электрических сетей // Электрические станции. 1988,- N 3. - С. 90 - 92.

8. Гречко О.Н., Калачева Н.И. Современные тенденции в развитии системы контроля и диагностики состояния силовых трансформаторов 110750 кВ. Известия АН. Энергетика, 1996, №5.

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

10. Стрельников М.Ю. Система контроля тангенса угла диэлектрических потерь жидкой изоляции в составе маслонаполненного трансформато126pa: Автореф. дис. .канд. техн. наук: 05.09.03. Казань: КГТУ, 2001. -20 с.

11. С.Н. Койков Перспективы развития неразрушающих методов диагностики электрической изоляции// Международная научно-техническая конференция ИЗОЛЯЦИЯ-99. Труды конференции. Санкт-Петербургский государственный технический университет, 15-18 июня 1999 г.

12. Ушаков В.Я. Старение изоляции и методы контроля ее состояния. Учебное пособие. -Томск: изд. ТПУ, 1993. -60 с.

13. Могузов В.Ф. Обслуживание силовых трансформаторов. М.: Энерго-атомиздат, 1991. - 192 с.

14. Троицкий А.А. Энергетика СССР за 70 лет // Электрические станции. 1987,-N 11,-С. 2-17.

15. Голоднов Ю.М. Контроль за состоянием трансформаторов. М.: Энер-гоатомиздат, 1988.-88с.

16. Денисов В.Е., Коган Ф.Л. Роль Союзтехэнерго в повышении надежности электроэнергетического хозяйства страны // Электрические станции. 1988.-N1.-С. 8-12.

17. Мещанинов В.А., Лопухова Т.В. Проблема диагностики силового электротехнического оборудования// Методы и средства технической диагностики: Сборник трудов XV Международной межвузовской школы-семинара, Йошкар-Ола, МарГУ, 1998 г., С. 63 67.

18. Некряченко Г.П., Михеев Г.М., Готлиб И.П. Диагностика трансформаторов// Известия инженерно-технологической Академии Чувашской республики. Чебоксары, 1997. - N (4 - 7). - С. 287-291.

19. Михеев Гн.М., Михеев Г.М. Применение метода лазерной спектроскопии для анализа водорода, образующегося при электрическом пробое трансформаторного масла// Электричество 1996. № 7. С.33-36

20. Митрофанов Г.А., Стрельников М.Ю. Определение диэлектрических потерь изоляции электрооборудования// Промышленная энергетика, 1997, №6.

21. Мещанинов В.А., Агапов Р.А. Проблемы диагностики высоковольтного электрооборудования в энергосистеме Татарстана// Проблемы энергетики: Материалы докладов Республиканской научной конференции. Часть 2. Казань, 1998.

22. Митрофанов Г.А., Стрельников М.Ю. Измеритель диэлектрических потерь Приборы и системы управления, 1998, № 1

23. Митрофанов Г.А., Стрельников М.Ю. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь // Заводская лаборатория, 1997, № 12

24. Приходько В.М., Кравченко В.И. , Приходько A.M. Мобильная установка для комплексных испытаний и диагностики изоляции. Промышленная энергетика, 1995, N 10.

25. Бутырин П.А., Алпатов М.Е. Непрерывная диагностика трансформаторов //Электричество, 1998, № 7, с.45-55.

26. Алексеев Б.А. Системы непрерывного контроля состояния крупных силовых трансформаторов. Электрические станции, 2000, №8 с.62-71

27. Нормы испытания электрооборудования. М.: Энергоатомиздат, 1985,228 с.

28. РД 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования. М.: НЦ Энас, 1998.128

29. Сви П.М. Контроль изоляции оборудования высокого напряжения. -М.: Энергоатомиздат, 1988. 128 с.

30. Богородицкий Н. П., Пасынков В. В., Тареев Б. М. Электротехнические материалы,- М.: Энергоатомиздат, 1985,- 304 с.

31. Корицкий Ю. В. Электротехнические материалы. М.: Энергия, 1976,232 с.

32. ГОСТ 6581-75. Материалы электроизоляционные жидкие. Методы электрических испытаний. М.: Издательство стандартов, 1986. - 23 с.

33. Митрофанов Г.А., Стрельников М.Ю. Измеритель пробивного напряжения жидкой изоляции Материалы Всеросс. междисципл. научн. конф. «Вторые Вавиловские чтения», Йошкар-Ола: МарГТУ, 1997.

34. Михеев Г. М. Автоматизация приборов для исследования и контроля диэлектрических жидкостей в энергетике: Автореф. дис. . канд. техн. наук: 01.04.01,- Ижевск: УдГУ, 1998,- 24 с.

35. Готлиб И.П., Михеев Г.М., Улисов П.А. Устройство для определения температуры вспышки трансформаторного масла// Тез. докл. Всероссийской межвузовской научно-практической конференции. Чебоксары: ЧГУД996.-С. 33-34

36. ГОСТ 7822-75. Метод определения содержания растворенной воды. -М.: Издательство стандартов, 1983. 10 с.

37. Базуткин В. В., Ларионов В. П., Пикталь Ю. С. Техника высоких напряжений: Изоляция и перенапряжения в электрических системах,- М.: Энергоатомиздат, 1986,- 464 с.

38. Кучинский Г. С., Кизеветтер В. Е., Пинталь Ю. С. Изоляция установок высокого напряжения.-М.: Энергоатомиздат, 1987,- 338 с.

39. Методика обнаружения повреждений в силовых трансформаторах с помощью анализа растворенных в масле газов,- М.: Союзтехэнерго, 1979,- 88 с.

40. РД 34.46.302-89. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов,129растворенных в масле силовых трансформаторов. М.: Союзтехэнерго, 1989.

41. ГОСТ 6433.5-84. Диэлектрики жидкие. Отбор проб. М.: Издательство стандартов, 1985. - 23 с.

42. Крейчи М., Паюрек Я., Комерс Р. Вычисления и величины в сорбцион-ной колоночной хроматографии. М.: Мир, 1993. - 208 с.

43. Новак Й. Количественный анализ методом газовой хроматографии. -М.: Мир, 1978.- 160 с.

44. Aicher L., Vora J. Allis Chalmers Electr., Rev., 1963, vol. 28, №1, p.22-24.

45. Vora J., Aicher L. IEEE Trans., Power Apparatus and System, 1965, vol.84, №2, p. 172-176.

46. Thibbault M., Galand J. Rev. Gen. Electr., 1972, vol. 81, №1, p. 48-53,VII.

47. Fallon B. Electre (France), 1975, № 42, p. 31-52.

48. Вида E.M., Шустров В.А. Применение автоматического хроматографа// Электрические станции. 1984. - №12. - С.64-66.

49. ГОСТ 116787-85. Трансформаторы силовые. Общие технические условия. М.: Издательство стандартов, 1986. - 24 с.

50. Венедиктов С.В. Метод, алгоритмы и средства диагностирования мас-лонаполненного электроаппарата с системой активной циркуляции жидкого диэлектрика. Автореф. дис. .канд. техн. наук: 05.09.03. Казань: КГЭУ, 2001.-20 с.

51. Калявин В.П., Рыбаков Л.М. Надежность и диагностика электроустановок // МарГУ. Йошкар-Ола, 2000, 348 с.

52. Алексеев В.Г., Несвижский Е.И. Выбор оптимальных значений критериев при диагностике состояния силовых трансформаторов по результатам анализа растворенных в масле газов// Электрические станции.

53. Кузьмичев В.Е. Законы и формулы физики. Справочник. Киев: Нау-кова думка, 1989. - 864 с.

54. Черножуков Н.И., Крейн С.Э. Окисляемость минеральных масел. М.: Гостоптехиздат, 1959. - 370 с.

55. Джуварлы Ч.М., Иванов К.И., Курлин Р.А., Липштейн Р.А. Электроизоляционные масла. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 273 с.

56. Кропинов A.M., Митрофанов Г.А., Мартынов А.Н., Евдокимов А.О., Михеев А.В. Влияние молекулярных фильтров на статистическое распределение газовых молекул// Обозрение прикладной и промышленной математики. 2001. - Т.7. - Вып. 2.

57. Аракелян В. Г., Сенкевич В. Д. Ранняя диагностика повреждения изоляции высоковольтного маслонаполненного оборудования// Электротехническая промышленность. Сер. 02. Аппараты высокого напряжения." М.: Информэлектро, 1986,- 32 с.132

58. Приборы для неразрушающего контроля материалов и изделий. Кн. 1/ Под ред. В. В. Клюева.- М.: Машиностроение, 1986,- 488 с.

59. Альперин В.В., Конкин Э.И., Кузьмин А.А. Современные электрофизические методы и аппаратура для анализа газов в жидкостях и газовых смесях. М.: Химия, 1975. - 184 с.

60. Михеев Г.М. Лазерная диагностика водорода на основе вынужденного комбинационного рассеяния света: Автореф. дис. .доктора, физ.-мат. наук: 01.04.01. Ижевск: УдГУ, 1999.-40 с.

61. Митрофанов Г.А., Кропинов A.M., Мартынов А.Н., Михеев А.В. Плёночный датчик водорода// Мат-лы 4 го Международного симпозиума "Вакуумные технологии и оборудование". Харьков: ИПЦ «Контраст», 2001.

62. Рылов В.А. Оптические газоанализаторы. Ретроспективный обзор. Приборы и системы управления, 1999, № 9. С. 17-20.

63. Павленко В.А. Газоанализаторы. М. Л., Машиностроение. 1965.

64. Михеев А.В. Изменение спектров поглощения трансформаторного масла при старении Материалы региональной научно-практической конференции «Актуальные вопросы совершенствования технологии производства», Йошкар-Ола, 2001.

65. Михеев А.В. Структурный анализ органических жидкостей Материалы региональной научно-практической конференции «Актуальные вопросы совершенствования технологии производства», Йошкар-Ола, 2000.

66. Митрофанов Г. А., Еремин А. А., Кропинов А. М., Михеев А. В., Оки-шев В. А. Контроль электрофизических показателей жидкой изоляции133маслонаполненного электрооборудования// Проблемы энергетики. -1999.-№5-6.-С. 31-36.

67. Митрофанов Г.А. Диагностика трансформаторного масла при эксплуатации сельских электроустановок: Автореф. дис. . канд. техн. наук. 05.20.02. Челябинск: ЧИМЭСХ, 1990. - 20 с.

68. Митрофанов Г.А., Пястолов А.А. Контроль состояния жидкой изоляции электрооборудования// Техника в с.х., 1988, № 6. С.57-58.

69. Митрофанов Г.А., Кропинов A.M., Мартынов А.Н., Михеев А.В. Диагностический контроль состояния трансформаторного масла// Мат-лы докл. 3-го Международного науч. симпозиума по энергетике, окружающей среде и экономике. Казань: КГЭУ,2001.

70. Михеев М.А., Михеева И.М. Основы теплопередачи. М.: Энергия, 1977. 344 с.

71. Чечеткин А.В., Занемонец Н.А. Теплотехника. М.: Высшая школа, 1986.-344 с.

72. Тихонов А.Н., Самарский А.А., Уравнения математической физики -М.: Наука 1977, 736 с.

73. Буль Б.К., Буткевич Г.В., Годжелло А.Г. и др. Основы теории электрических аппаратов// Под ред. Г.В. Буткевича. М.: Высшая школа, -1970 600 с.

74. Тареев Б. М. Физика диэлектрических материалов. М. Энергоиздат, 1982.- 320 с.

75. Краснощеков Е.А. и Сукомел А.С. Задачник по теплопередаче. М.: Энергия, 1969. 264 с.

76. Митрофанов Г. А., Бородин И.А., Ведин И.А., Калаев Ю.В., Поляков И.Н. Устройство для контроля жидких диэлектриков// Патент РФ на изобретение № 1774285,- Бюл. изобр,- 1992,- № 41

77. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Сапожников Ю.М., Петрунько А.К. Анализ газовыделения в масле трансформаторов, вводимых в работу из резерва при низких температурах. Электрические станции, 1993, №2, с. 29-33.134

78. Митрофанов Г. А., Стрельников М. Ю. Измеритель диэлектрических потерь с автоматическим балансированием моста// Приборы и техника эксперимента. 1997,- № 3,- С. 165-166.

79. Митрофанов Г.А., Михеев А.В., Поляков И.Н. Контроль диэлектрических потерь трансформаторного масла// Известия ВУЗов. Проблемы энергетики, 2000 №5-6.

80. Митрофанов Г. А., Поляков И. Н., Бородин И. А., Изиков Е. Н. Диагностика состояния изоляции энергетического электрооборудования// Тез. докл. Российской науч. конференции "Научный потенциал вузов программе "Конверсия". - Казань: КГТУ, 1993. - С. 54.

81. Митрофанов Г.А., Еремин А.А., Кропинов А.М, Михеев А.В., Оки-шев В.А. Контроль электрофизических показателей жидкой изоляции маслонаполненного электрооборудования Известия ВУЗов. Проблемы энергетики. 1999,- № 5-6.

82. Сви П.М. Методы и средства диагностики оборудования высокого напряжения. М.: Энергоатомиздат, 1992. - 240 с.

83. Грешилов А.А., Стакун В.А., Стакун А.А. Математические методы построения прогнозов. М.: Радио и связь, 1997.

84. Технические средства диагностирования/ Под общ. ред. В. В. Клюева,-М.: Машиностроение, 1989,- 672 с.

85. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика. М.: Высшая школа, 1998. - 479 с.

86. Афифи А., Эйзен С. Статистический анализ: Подход с использованием ЭВМ/ Под ред. Г.П. Башарина. М.: Мир, 1982. - 488 с.

87. Рыбаков Л.М., Калявин В.П. Диагностирование оборудования систем электроснабжения./Йошкар-Ола: МКИ, 1994. 196 с.136