ОБОРУДОВАНИЕ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

На гидроэлектростанции ГЭС-34 Можайского гидротехнического узла (МГУ) установлены два гидрогенератора типа ВГСП-260/31-18 (мощно­ стью 1600 кВт, Uíîì = 6,3 êÂ, Iíîì = 183 À, iðîò = 279 А, cos = 0,8), изготовленные Лысьвинским турбогенераторным заводом и введенные в

эксплуатацию в 1997 г. Практически после ввода агрегатов ГЭС в эксплуатацию имели место их аварийные отключения защитой от замыкания на корпус ротора (“земля в обмотке ротора “). Так, на генераторе ст. ¹ 1 из 24 остановов – 15 были аварийными, причем все они вызваны замыканиями обмотки ротора на корпус. Повышенная аварий­ ность машин станции обусловливала невозмож­ ность их эксплуатации при нагрузках Ð = 0,8 Ðí и выше. Замыкания обмотки ротора на корпус, как правило, имели характер неустойчивого замыкания (“блуждающая земля”), поскольку на останов­ ленном роторе сопротивление его изоляции соот­ ветствовало норме.

В процессе выполнения послеаварийных ре­ монтов генераторов заменена корпусная изоляция полюсов ротора на новую из материала СТЭФ. Осмотры выявили следы перегревов отдельных участков внешней поверхности щек полюсов, трещины и обугливание внутренней поверхности (в местах контакта с активной сталью полюса), а так­ же высыхание (спекание) изоляции. Тем не менее и после ремонта отключения генераторов из-за срабатывания защиты “земля в обмотке роторе” имели место.

Результаты определения зависимости сопро­ тивления изоляции обмотки полюсов от частоты вращения ротора в режиме холостого хода показа­ ли, что значение сопротивления изоляции с увели­ чением центробежных сил снижается, а при номи­ нальной частоте вращения уменьшается до нуля и, как следствие, приводит к срабатыванию защиты. В связи с неудовлетворительным техническим со­ стоянием гидрогенераторов ГЭС принято решение

îнедопустимости их дальнейшей эксплуатации.

Ñцелью выявления причин неудовлетворите­

льного технического состояния обоих гидрогене­ раторов и разработки рекомендаций по надежно­ сти их эксплуатации АО ВНИИЭ совместно с экс-

плуатационным персоналом ГЭС-34 выполнены обследования агрегатов станции.

Результаты обследования. С учетом приведенных данных опыта эксплуатации обследова­ ния, выполненные на генераторе ст. ¹ 1, преду­ сматривали определение:

влияния центробежных сил на сопротивление изоляции обмотки ротора;

совместного воздействия центробежных и тер­ момеханических сил на сопротивление изоляции обмотки ротора;

места замыкания обмотки ротора (номер полю­ са) на корпус (в случае срабатывания защиты “земля в обмотке ротора”).

Далее представлены значения сопротивления изоляции обмотки ротора при различной частоте вращения машины.

Приведенные данные показывают, что на оста­ новленном агрегате значение сопротивления изо­ ляции обмотки ротора соответствует норме, с рос­ том же центробежных сил снижается и при часто­ те вращения, превышающей номинальное значе­ ние (107%), равно нулю. Результаты измерений свидетельствуют о перемещениях обмотки полю­ сов с поврежденной изоляцией относительно сер­ дечника и при указанной частоте вращения возни­ кает замыкание на корпус. После этого был выполнен режим нагрузки генератора ст. ¹ 1 со ступен- чатым подъемом мощности Ð = (0,5; 0,6; 1,0) Ðíîì. На первых двух ступенях нагрузки сопротивление изоляции обеспечивает нормальную работу агре­ гата, однако при номинальной нагрузке сработала защита “земля в обмотке ротора”. В связи с этим был выявлен полюс, явившийся причиной отклю­ чения агрегата, с использованием уточненной ме­ тодики определения “дефектного” полюса в соот­ ветствии с [1]. После замены дефектного полюса на полюс с удовлетворительной изоляцией, демон­ тированного с генератора ст. ¹ 1, повторен нагрузочный режим машины со ступенчатым подъемом

нагрузки. По достижении номинальной нагрузки вновь сработала защита от замыкания обмотки на корпус, при этом причиной отключения явилось повреждение изоляции уже другого полюса ротора.

Реализованный план эксперимента показал, что после замены изначально худшего полюса су­ ществующий мощный источник нагрева вновь отбраковывал уже следующий полюс с худшим со­ стоянием изоляции.

Таким образом, стало очевидным, что без опре­ деления и устранения источника перегрева полю­ сов восстановление их изоляции невозможно. По­ этому возникла необходимость тщательного осмотра и обследования роторов гидрогенерато­ ров ст. ¹ 1, 2, потребовавшего их демонтажа из кратера агрегата.

Результаты осмотров конструктивных элемен­ тов полюсов ротора генератора ст. ¹ 1, 2 выявили очаги перегревов щек полюсов и, как следствие, ближайших листов сердечника вверху и внизу по­ люсного наконечника. Места очагов перегрева, отмеченные на рисунке, свидетельствуют о его иден­ тичности по всем полюсам обоих генераторов. Вверху и внизу генератора места перегревов щек полюсов расположены в строго фиксированных горизонтальных сечениях правой части полюсов ротора, противоположной относительно набегаю­ щего потока охлаждающего воздуха.

На обследованных агрегатах принята разо­ мкнутая система охлаждения, не обеспечивающая достаточного объема эффективного и равномерно­ го охлаждения как полюсов ротора, так и сердеч­ ника статора.

Анализ цветов побежалости материала щек по­ люсов позволяет считать, что в местах перегрева температура составляет не менее 250 – 300°С [2] при максимально допустимой температуре для данного класса изоляции äîï = 130°C. Это под­ тверждается признаками обугливания корпусной изоляции (максимально допустимая температура материала корпусной изоляции порядка 150 – 180°С). На рисунке, á места очагов перегре­ вов представлены с учетом соотношения размеров полюсов ротора и сердечника статора, из которого видно, что длина сердечника статора (310 мм) превышает длину сердечника полюса (228 мм). Сум­ ма длин очагов перегревов щек вверху и внизу (по 41 мм) и сердечника полюса практически соответ­ ствует длине сердечника статора.

Таким образом, из полученных результатов следует, что причина перегревов конструктивных элементов полюсов обусловлена недостатком кон­ структивного исполнения полюсов ротора. Меньшая длина сердечника полюсов по сравнению с длиной сердечника статора приводит к повышенным нагревам щек полюсов и прилегающих к ним листам сердечника, а также к подгару (обуглива­ нию) корпусной изоляции. Усугубляет положение

À

9

á)

Очаги перегрева щек полюсов ротора гидрогенератора типа ВГСП-260 31-18:

à – вид со стороны статора; á – вид по стрелке À; 1 – полюс ро­ тора; 2 – торцевые вентиляционные лопатки; 3 – межполюсные соединения; 4 – обод ротора; 5 – остов ротора; 6 – сердеч­ ник статора; 7 – обмотка статора; 8 – корпус статора; 9 – места перегревов щек полюсов

малая величина воздушного зазора (на генераторе ст. ¹ 1, 2 средний зазор составляет соответствен­ но 4 мм и 3 мм). Полученные результаты позволя­ ют следующим образом сформулировать физиче­ скую сущность формирования электромагнитных процессов в воздушном зазоре и механизм разви­ тия повышенных нагревов обследованных генера­ торов.

Переменные поля рассеяния в зубцовой зоне (от зубцовых гармоник), замыкаясь, в том числе, через часть поверхности щек полюсов ротора, на­ ходящихся в зоне электромагнитного воздействия, вызывают в них вихревые токи, обусловливающие аномальные перегревы упомянутых ранее зон (зоны превышения длины сердечника статора от­ носительно длины сердечника полюса, рисунок). Перегрев щек, в свою очередь, вызывает повышенный нагрев прилегающих листов сердечника полюса и обугливание корпусной изоляции. В ре­ зультате создается электропроводящий контур че­ рез обугленную корпусную изоляцию (соприкаса­ ющуюся с обмоткой при ее перемещении) и сталь, приводящий при влиянии эксплуатационных фак-

торов (центробежных сил, термомеханических де­ формаций и др.) к замыканию обмотки на корпус и аварийным отключениям агрегатов из-за срабатывания упомянутой защиты.

В сложившейся ситуации кардинальным решением, обеспечивающим надежную эксплуатацию гидрогенераторов ГЭС, является изготовление новых полюсов ротора, длина сердечников которых должна быть равной длине сердечника статора.

До реализации упомянутых мероприятий в ка­ честве временных мер было рекомендовано устра­ нить потери части охлаждающего воздуха через зазор между верхней крестовиной (щитом) и кор­ пусом статора, а также выполнить прорези (шлицы) на щеках полюсов ротора.

Модернизация ротора гидрогенератора ст. ¹ 2. Модернизация генератора была поручена за­ воду АО УЭТМ, а после совместного с АО ВНИИЭ рассмотрения нескольких вариантов мо­ дернизации окончательное решение содержит сле­ дующие мероприятия:

механическую обработку остова ротора с це­ лью увеличения воздушного зазора на 2 мм (до 5 мм);

занижение (выборку) щек полюсов относите­ льно сердечника полюсов на 3 мм с тем, чтобы за­ зор над щекой вверху и внизу ротора составил 8 мм;

замену обмотки полюсов с компаундированной изоляцией на новую с термореактивной изоля­ цией;

устранение потери охлаждающего воздуха между верхней крестовиной и статором установ­ кой соответствующего уплотнения (прокладки).

Принятый вариант, помимо технических ас­ пектов, учитывал экономические показатели по сравнению с вариантом изготовления новых полю­ сов и катушек с увеличенной длиной сердечника (до 310 мм), соответствующей длине сердечника статора.

По результатам расчетов после окончательного варианта модернизации ток ротора должен возрас­ ти на 50 А (до 330 А), что приемлемо как по нагре­ ву катушек полюсов, так и по нагрузке имеющего­ ся тиристорного возбудителя, номинальный ток которого составляет 400 А. Ожидаемые потери возбуждения должны возрасти на 4 кВт, однако суммарные потери снизятся на 11 кВт за счет су­ щественного снижения потерь на поверхности по­ люсов. При этом средние удельные потери на по­ верхности полюсных башмаков не превысят 0,44 Вт см2 (1,2 Âò ñì2 до модернизации).

Оценка эффективности модернизации. Ис­ ходя из существа реализованного объема модерни­ зации основные задачи оценки эффективности выполненных на заводе работ сводились к следую­ щим:

определение фактического воздушного зазора с оценкой его несимметрии;

оценка нагрева полюсов ротора при установившемся максимальном нагрузочном режиме;

определение номинального тока ротора и дру­ гих электрических параметров генератора.

Далее приведены основные показатели воздушного зазора до и после модернизации.

Полученные результаты показывают, что фор­ ма воздушного зазора после модернизации значи­ тельно улучшилась и несимметрия существенно снизилась (с 15% до 9%) за счет увеличения зазора на 1,9 мм.

Для оценки нагрева конструктивных элементов полюсов ротора два из них на монтажной площад­ ке были оснащены цветовыми и цифровыми тер­ моиндикаторами, оформленными в виде термоэти­ кеток различных видов, обеспечивающих фикса­ цию температур в диапазоне 43 – 235°С. Термоиндикаторы устанавливались на всех конструктивных элементах полюсов ротора (сегментное кольцо, щека, сердечник полюса, демпферные стержни) вверху, внизу и по обе стороны относи­ тельно оси каждого полюса, т.е. в местах максимальных нагревов, имевших место до модернизации.

После работы агрегата в максимальном установившемся нагрузочном режиме (Ð = 1250 êÂò, Q = 634 квар) в течение 72 ч и последующей его остановки ротор демонтировался для выполнения оценки теплового состояния полюсов. Результаты осмотров термоиндикаторов на вынутом роторе показали, что уровни температур конструктивных элементов полюса не превышают 85 – 95°С, что ниже допустимой нормы для данного класса изо­

ляции ( = 140°C). Наибольшая температура обна­ руживается на щеке и на сердечнике сбегающей (относительно направления охлаждающего возду­ ха) части полюсов (95°С). На других элементах полюсов ротора температура не превышает 50 – 68°С. Следует отметить, что до модернизации уровни температур конструктивных элементов по­ люса ротора (наибольшая температура на правой части щек) составили 250 – 300°С.

Таким образом, повышенные нагревы конструктивных элементов полюсов после модерниза­ ции ротора не имеют места и их значения ниже допустимых температур. Превышение температуры

обмотки ротора, приведенное к = 40°С (в соот­ ветствии с [3] для машин с разомкнутой системой охлаждения) и полученное экстраполяцией для но­ минальной нагрузки машины, составляет

ð = 87°Ñ (ïðè äîï = 140°С для данного класса изоляции). В процессе испытаний температуры

обмотки и активной стали статора не превысили соответственно 43 и 33°С.

На основе результатов анализа опытных харак­ теристик холостого хода и короткого замыкания путем построения диаграммы Потье с использова­ нием полученного опытного значения реактанса (реактанс Потье) Õð = 0,212 отн.ед. по [3] был определен фактический номинальный ток ротора, значение которого составило iðîò = 324 À ïðè

cos = 0,8, что на 45 А больше тока ротора до его модернизации. Определенное по упомянутым опытным электрическим характеристикам значе­ ние индуктивного сопротивления машины по про­ дольной оси оказалось равным Õd = 1,37 отн.ед., что значительно ниже значения, имевшего место до модернизации (Õd = 1,87 îòí.åä.).

Полученные результаты показали эффектив­ ность модернизации генератора ст. ¹ 2, а реализованные мероприятия обеспечивают его нормаль­ ную эксплуатацию без каких-либо ограничений. В связи с этим принято решение о модернизации и другого гидрогенератора ГЭС-34 ст. ¹ 1 в том же объеме.

Список литературы

1.Гемке Р. Г., Неисправности электрических машин. Л.: Энергоатомиздат, 1989.

2.Захаров Б. П. Термист. Москва – Свердловск: Машгиз, 1961.

3.ÃÎÑÒ 5616-89. Генераторы и генераторы-двигатели элект­ рические гидротурбинные. Общие технические условия.

В настоящее время из-за отсутствия средств у энергосистем выполнение ремонтов основного электрооборудования в планируемые сроки очень затруднено и поэтому назрела необходимость в разработке критериев, методологических принци­ пов, нормативной документации и программного обеспечения для перехода к ремонтам основного оборудования электрических сетей по его техни­ ческому состоянию. При этом для стран СНГ вви­ ду их тяжелого материального положения практи­ ческая реализация данной задачи еще более актуа­ льна. Поэтому в целях рационального решения этой проблемы для нескольких энергосистем Рос­ сии была начата работа по разработке критериев и методологических принципов для перехода к ре­ монтам оборудования их электрических сетей по его техническому состоянию. При этом для распределительных электрических сетей напряжени­ ем 0,38 – 6 – 10 кВ [1], воздушных линий электро­ передачи 35 – 750 кВ [2] такие критерии и нормативные документы практически были уже разработаны. В то же время для остального наиболее сложного коммутационного и маслонаполненного оборудования электрических сетей напряжением 35 – 750 кВ исчерпывающих и взаимоувязанных критериев пока не разработано, хотя исследования в этом направлении сейчас ведутся достаточно ин­ тенсивно.

На первом этапе выполнения работы был выполнен подробный анализ решения данной проблемы в различных странах мира, а затем в странах

СНГ. В результате этого анализа получены доста­ точно интересные результаты, которые должны быть учтены при разработке критериев и методо­ логических принципов для перехода к ремонтам основного оборудования электрических сетей по необходимости. При этом особенно хотелось бы отметить эффективность применения различных методов хpоматогpафического анализа газов, pаствоpенных в масле, с учетом динамики их измене­ ния и автоматического опpеделения pазвивающих­ ся дефектов в маслонаполненном электpообоpудо­ вании; контроля старения бумажной изоляции об­ моток трансформатора по содержанию фурановых соединений в масле; идентификации и контроля частичных pазpядов; тепловизионного контpоля основного обоpудования с автоматическим конт­ pолем его кpитических точек; акустической дефек­ тоскопии; оценки износа изоляции и остаточного pесуpса силового трансформатора пpи его пеpе­ гpузке по максимальной темпеpатуpе масла; оцен­ ки деформации обмоток трансформатора различ- ными методами и др.

Существующие методы диагностики электро­ оборудования можно разделить на традиционные и нетрадиционные. При этом все традиционные и часть нетрадиционных методов диагностики вошли в новые объемы и нормы испытаний электро­ оборудования. Рассмотрим возможность примене­ ния различных методов диагностики маслонапол­ ненного оборудования электрических сетей, ак­ тивно применяемых за рубежом. На наш взгляд,

наиболее перспективным для идентификации на­ чавщихся процессов и развивающихся дефектов среди них является хpоматогpафический анализ газов, pаствоpенных в масле силовых трансформа­ торов, с анализом динамики их изменения и авто­ матическим опpеделением pазвивающихся дефек­ тов в маслонаполненном электpообоpудовании в соответствии с [3]. При этом за рубежом предлага­ ются различные критерии для оценки вида и места повреждения [4]. Достаточно наглядным среди них является графический метод идентификации дефектов с помощью стандартных для каждого вида дефекта номограмм [4], который вошел в но­ вую редакцию соответствующей инструкции [3]. Большинство из рассмотренных нами положений было реализовано в какой-то мере в различных экспертных системах [5, 6]. На наш взгляд, актуальными являются также разработка и внедрение дат­ чиков для непрерывного контроля водорода в мас­ ле, с последующим при его появлении выполнением хроматографического анализа газов, растворенных в масле.

Измеpение частичных pазpядов (ЧР) позволяет получить одну из важнейших хаpактеpистик изоляционных систем тpансфоpматоpов. При этом эффект ЧР хаpактеpизуется тpемя показателями: химическим, пpоявляющимся в появлении pаствоpенных газов, электpомагнитным [7] и акустиче­ ским [8]. Чувствительность метода pаствоpенных газов, представленного нами ранее, зависит от вpемени ЧР, которое для контpольных измеpений обычно велико, и чувствительность метода пpи этом высока. Однако пpи возникновении ЧР в пеp­ вое вpемя (часы) чувствительность мала, если ЧР не очень велики. Для случаев, когда чувствитель­ ность этого метода недостаточна, должны пpиме­ няться дpугие методы. Так, с помощью измеpений в высокочастотном диапазоне опpеделяются частичные pазpяды в зазоpах и на повеpхности изоляционных констpукций, коpонный pазpяд с остpых кpомок и углов, искpовой и дуговой pазpяды меж­ ду элементами констpукции тpансфоpматоpа и др. При этом только данным методом можно опреде­ лить ЧР во внутренних замкнутых полостях трансформатора.

Диагностика методом измеpения и локации ЧР является эффективным сpедством выявления не только ЧР в изоляционной констpукции тpансфоp­ матоpа, но и любых дpугих его пpоцессов, вызывающих искpение (обpазование коpоткозамкнутых контуpов, наpушение в схеме заземления, плохие контакты и дp.) [9]. В то же время идентификация ЧР в обоpудовании сопpовождается, по меньшей меpе, двумя пpоблемами: отстpойкой от внешних помех и pаспознанием источников внутpенних шумов.

Затpуднения пpи измеpениях ЧР, вызванные наличием значительных внутpенних и внешних помех одного уpовня с полезным сигналом, тpуд­

ности с интеpпpетацией pезультатов измеpений и опpеделения места ЧР в значительной меpе снижа­ ются пpи использовании акустических методов контpоля ЧР [7, 8]. Дефектами, выявляемыми аку­ стическими датчиками, обычно являются – обpыв шинок заземления активной части или электpоста­ тических экpанов; наpушения кpепления экpанов ввода; наpушение изоляции пpессующих обмотку винтов, замыкание активной части на бак; повpеж­ дения контактов РПH, а также наpушение соеди­ нений между частями избиpателя и дp. Поэтому, на наш взгляд, разработка и внедрение акустиче­ ских датчиков являются и сейчас задачей доста­ точно актуальной.

Âнастоящее время достаточно эффективным, как и хроматографический анализ газов, растворенных в масле, является физико-химический ана­ лиз масла в маслонаполненном электpообоpудова­ нии с автоматической идентификацией возможных повреждений. На наш взгляд, ввиду большой стои­ мости мощных силовых трансформаторов данный анализ для них стоит выполнять чаще, чем реко­ мендуется в “Объемах и нормах испытаний элект­ рооборудования”, так как последствия от повреж­ дения этих трансформаторов могут быть непоправимыми для энергосистем.

Âнастоящее время за рубежом в соответствии

ñМЭК ¹ 354 достаточно эффективно использует­ ся оценка износа изоляции и остаточного pесуpса пpи перегрузке тpансфоpматоpов по темпеpатуpе масла в наиболее нагретой точке [10]. Знание темпеpатуpы этой точки очень существенно пpи опpе­ делении допустимости pежимов свеpх номинальных. Исследования напpавлены на pазpаботку ме­ тодов пpямого измеpения темпеpатуpы, чтобы лучше оценить стаpение изоляции пpи пеpегpуз­ ках [10]. В то же время анализ результатов завод­ ских измерений [11] показал, что формулы опреде­ ления наиболее нагретой точки, износа изоляции и т.д. согласно МЭК ¹ 354 требуют уточнений, так как не учитывают содержание в изоляции кисло­ рода, начальных продуктов ее разложения и ряда других факторов. У нас же применение этого ме­ тода в электрических сетях в настоящее время су­ щественно ограничено, как правило, из-за отсут­ ствия этого перегруза ввиду снижения промышленного производства. Однако иногда все же воз­ никают соответствующие режимы работы силовых трансформаторов на ТЭЦ, ТЭС и, следовате­ льно, предпосылки для его использования. При этом следует также учитывать и тенденцию к рос­ ту производства в ближайшие годы и, как следст­ вие, необходимость в использовании данного ме­ тода.

К числу наиболее опасных дефектов, происхо­ дящих из-за деформации обмоток трансформато­ ра, относятся осевые смещения отдельных катушек и радиальные их деформации. При этом существенные изменения частотной характеристики

связаны, как правило, с осевыми деформациями, а изменение сопpотивления короткого замыкания Zê существенно при радиальных смещениях обмот­ ки. Метод частотных характеристик позволяет выявить изменение параметров обмотки более точно, чем метод импульсов, и пригоден для определения как емкости, так и индуктивности обмоток. В то же время следует подчеркнуть, что более 80% по­ вреждений мощных трансформаторов при КЗ свя­ зано с потерей радиальной устойчивости обмоток. Наиболее распостраненным способом определе­ ния изменения Zê является метод короткого замыкания. Достаточно перспективно для этих целей опpеделение электpомагнитных хаpактеpистик тpансфоpматоpа под нагpузкой по результатам из­ меpений комплексных или мгновенных значений токов и напpяжений обмоток [12]. Однако при его реализации пока возникают некоторые проблемы теоретического и практического характера, напри­ мер, решение данной задачи при плохой обуслов­ ленности матрицы, повышение точности проводимых расчетов и т.д. При этом следует подчеркнуть, что измерение Zê следует проводить после воздей­ ствия на трансформатор тока КЗ, превышающего 70% его расчетного значения, а токи КЗ такой вели- чины бывают в электрических сетях областных энергокомпаний достаточно редко.

В настоящее время старение изоляции контро­ лируется в основном определением:

содержания фурановых соединений; соотношения содержания СО СО2; степени полимеризации целлюлозной изоля­

öèè.

С середины 80-х годов в мировую практику мо­ ниторинга маслонаполненного электротехниче­ ского оборудования активно внедряется контроль содержания фурановых соединений. С ростом объемов анализа фурановых соединений и числа организаций, которые ввели его в пеpечень мето­ дов планового контроля, появились работы, направленные на совершенствование методов их определения. В зависимости от целей, которые ставили перед собой авторы новых подходов, раз­ витие идет или по пути упрощения, повышения скорости определения фурановых соединений, снижения стоимости специального оборудования для их получения, требований к квалификации персонала, или к повышению точности и сниже­ нию порога чувствительности методов. Среди основных методов определения фурановых соеди­ нений следует выделить методы газовой, тонко­ слойной и жидкостной хроматографии. При этом, на наш взгляд, наиболее точным является метод жидкостной хроматографии, который стандарти­ зован согласно МЭК ¹ 1198, а наиболее экономичным – тонкослойной. В то же время из-за на­ личия во многих областных энергокомпаниях газовых хроматографов заслуживает внимания и определение фурановых соединений методом га­

зовой хроматографии. Однако следует подчерк­ нуть, что определение фурановых соединений сле­ дует применять для силовых трансформаторов, прослуживших длительное время и имеющих мак­ симальную загрузку не менее 80% максимальной, что несколько уменьшает возможности примене­ ния данных методов. При этом, как показывает опыт, не стоит надеяться на их быструю эффектив­ ность. Так, при определении фурановых соедине­ ний с помощью газового хроматографа в Донбас­ ской энергосистеме на протяжении восьми лет было обнаружено лишь два случая их нахождения (один из них при приемке трансформатора из ре­ монта). Достоверно установлено, что разрушение твердой изоляции сопровождается увеличением концентраций в масле СО и СО2. Однако труд­ ность в отбраковке трансформаторов по указанным газам заключается в том, что при сравнитель­ но низкотемпературных перегревах твеpдой изо­ ляции их образуется мало. При этом СО может быть не только продуктом распада целлюлозы, но и некоторых реакций в масле, а поглощение СО сорбентами искажает динамику изменения его концентрации, что и затрудняет возможность при­ менения данного метода.

Детальный анализ деградации целлюлозной изоляции [13] с использованием степени полиме­ ризации (СП) показал, что СП является отличным критерием для оценки фактического старения целлюлозных материалов и по ней можно определить участки с наибольшим износом. При этом повышеннное содержание в масле фурановых веществ хорошо коррелируется со снижением степени по­ лимеризации твердой изоляции. В то же время степень полимеризации не является методом on-li­ ne и, как следствие, ее нельзя использовать для об­ наружения развивающихся повреждений. На наш взгляд, именно степень полимеризации изоляции с учетом анализа аварийности и особенности работы силового трансформатора, находящегося в экс­ плуатации длительное время, должна служить основным критерием для оценки его состояния. Решение данной проблемы особенно актуально в настоящее время при наличии большого количест­ ва трансформаторов, находящихся в эксплуатации длительное время, для общей оценки их состояния

âэнергосистеме.

Âнастоящее время, как уже говорилось ранее, некоторые методы диагностики из-за резкого сни­ жения нагрузки электрических сетей могут быть востребованы не полностью. В то же время из-за существенного увеличения телеизмерений “про­ сматривается” практически вся питающая сеть энергосистемы и, как следствие, по ее основному коммутационному и маслонаполненному оборудо­ ванию имеется достаточно подробная режимная информация (напряжение, ток, мощность и др.), которую можно использовать для контроля за тех­ ническим состоянием данного оборудования. При

этом анализ этой режимной информации приводит к некоторым интересным выводам. Так, механиче­ ский износ большей части коммутационного обо­ рудования для многих областных энергокомпаний существенно увеличился из-за частых отключений их энергопотребителей. В то же время из-за резко­ го снижения нагрузки, протекающей через силовые трансформаторы электрических сетей, прак­ тически исчезла их перегрузка, и, как следствие, перегрев и износ твердой изоляции их обмоток по данной причине. При этом, хотя влияние температуры на старение изоляции, несомненно, является основным фактором, роль влаги, растворенного в масле кислорода, продуктов разложения масла и т.д. необходимо также учитывать. Например, из-за существенного снижения нагрузки в настоящее время часть силовых трансформаторов электриче­ ских сетей находится, можно сказать, в “холод­ ном” состоянии, что более предрасполагает для попадания влаги в изоляцию, чем при работе этих трансформаторов с большей нагрузкой в предыдущие годы. Поэтому стоит более серьезно контро­ лировать содержание влаги в твердой изоляции для слабо загруженных трансформаторов и, осо­ бенно, при вводе их в работу после долгого про­ стоя из-за ремонтов, сезонных отключений и т.д. При этом хотелось бы отметить, что теоретиче­ ские исследования процесса теплового износа изо­ ляции ведутся сейчас достаточно интенсивно, од­ нако вопрос о необходимости обобщения опыта эксплуатации старых трансформаторов в зарубежных странах и у нас с размоткой их обмоток, изме­ рениями степени полимеризации, витковой изоля­ ции, содержания фуранов и т.д. возник сравните­ льно недавно [14, 15].

В то же время, как показывает опыт, при беза­ варийной работе оборудования электрических се­ тей не следует рассчитывать на обязательный эф­ фект от проведения нетрадиционных и дорогих видов его испытаний (по определению частичных разрядов, наиболее нагретой точки масла, акусти­ ческой дефектоскопии и др.). На наш взгляд, в первую, очередь нужно опираться на существую­ щие объемы и нормы испытаний электрооборудо­ вания с постепенным, продуманным и взвешенным их совершенствованием в процессе работы.

Выводы

1. В первую очередь при оценке технического состояния электрооборудования нужно опираться на действующие объемы и нормы его испытаний с постепенным, продуманным и взвешенным их со-

вершенствованием в процессе работы. При этом все наиболее проверенные нетрадиционные виды

испытаний вошли в новые их объемы и нормы.

2. При отсутствии отказов оборудования элек­ трических сетей следует достаточно осторожно относиться к проведению нетрадиционных и до­ рогих видов его испытаний.

Список литературы

1.Интегpиpованная система для pешения технологических и pасчетных задач в pаспpеделительных сетях РЭС По­ требич А. А., Алексанов А. А., Ткачев В. И. и др. – Элект­ pические станции,1998, ¹ 4.

2.Яковлев Л. В. Оценка технического состояния воздушных линий электропередачи напряжением 35 – 750 кВ. – Элек­ трические станции, 1998, ¹ 6.

3.Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, pаствоpенных в масле тpансфоpматорного оборудо­ вания. М.: ЭНАС, 2000.

4.Тосиба Ф. Контроль и уход за маслонаполненным обору­ дованием на основе газового анализа. – Материалы объе­ диненного научно-исследовательского общества. Токио. 1980, т. 36, ¹ 1.

5.Структура экспертно-диагностической системы оценки состояния высоковольтного оборудования Давиден­ ко И. В., Голубев В. П., Комаров В. И., Осотов В. Н. – Электpические станции, 1997, ¹ 6.

6.Интегpиpованная система для pешения задач АСУ ТЭС Потребич А. А., Алексанов А. А., Ткачев В. И., Кравчен­ ко Т. Н. – Электpические станции, 1997, ¹ 11.

7.Partial discharge automatic monitor for oil-filled transformerH. Kawada, M. Honda, T. Inoue, T. Amemjya. – IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems,1984, Vol. PAS-103.

8.Harrold R. T. Acoustic waveguides for sensing and locating electrical discharges within high voltage power transformers and ofher apparatus. – IEEE Transactions on Power Appara­ tus and Systems, 1979. Vol. PAS-98, ¹ 2.

9.Диагностика автотpансфоpматоpа в эксплуатации мето­ дом измеpения и локации частичных pазpядов Гу­ рин В. В., Соколов В. В., Кучера Б., Валента Л. – Электpи­ ческие станции, 1993, ¹ 10.

10.Pratt F. C. Diagnostic methods for transformers in service. Доклад 12 – 06 на сессии СИГРЭ 1986.

11.Experimental determination of transformer hot-spot faktor. – Electra, 1995, ¹ 161.

12.Áóòûpèí Ï. À., Алпатов М. Е. Диагностика силовых тpан­ сфоpматоpов под нагpузкой. – Изв. РАН. Энеpгетика, 1996, ¹ 1.

13.Doble Engineering Co (USA), Test results from laboratory and in-service aging of cellulosic insulation.– В сб. докладов симпозиума “Диагностика и обслуживание тpансфоpма­ тоpного обоpудования после длительной эксплуатации”. Запоpожье, 1994, ч.2.

14.Леонидова Н. Б. Продление срока службы трансформато­ ров. – Энергохозяйство за рубежом, 1988, ¹ 4.

15.MeNutt W. J. Insulation thermal life consideretions for transformer joading guides. – Transactions on Power Delivery, 1992, Vol. 7, ¹ 1.