Исследование и разработка элементов систем непрерывного контроля изоляции трансформаторов высших классов напряжения

• Автор: Пуликов, Петр Георгиевич
• Шифр специальности: 05.14.12
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2011
• Место защиты: Санкт-Петербург
• Количество страниц: 148 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1 . КЛАССИФИКАЦИЯ ДЕФЕКТОВ, ВОЗНИКАЮЩИХ В СИЛОВЫХТРАНСФОРМАТОРАХ ВЫСШИХ КЛАССОВ НАПРЯЖЕНИЯ, И МЕТОДЫ ИХ ВЫЯВЛЕНИЯ
1.1. Основные виды дефектов, возникающих в силовых трансформаторах высших классов напряжения
1.2. Оценка нормативных методов диагностики состояния изоляции трансформаторов
1.3. Выбор эффективных методов ранней диагностики
1.4. Обзор существующих систем непрерывного контроля состояния силовых трансформаторов высших классов напряжения
1.5. Выводы и постановка задачи
ГЛАВА 2 . РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ДАТЧИКОВ РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ ГАЗОВ
2.1. Разработка испытательных стендов и техника эксперимента
2.2. Модернизация и градуировка хроматографа Газохром-3101
2.3. Выбор газовых сенсоров
2.4. Исследование диффузии газа через полупроницаемую мембрану
2.5. Выводы и результаты испытаний газовых датчиков в составе комплекса СКИТ
ГЛАВА 3 . РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ДАТЧИКА ВЛАЖНОСТИ ТВЕРДОЙ ИЗОЛЯЦИИ
3.1. Постановка задачи
3.2. Методика экспериментальных исследований
3.3. Методика проведения эксперимента
3.4. Результаты экспериментов и их обсуждение
3.5. Выводы и результаты испытания датчиков влажности твердой изоляции
ГЛАВА 4 . РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ДАТЧИКА МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ В ТРАНСФОРМАТОРНОМ МАСЛЕ
4.1. Постановка задачи

4.2. Разработка датчика механических примесей в трансформаторном масле
4.3. Выводы и результаты испытания датчика механических примесей
ГЛАВА 5 . АПРОБАЦИЯ И ВНЕДРЕНИЕ РАЗРАБОТАННЫХ ДАТЧИКОВ
5.1. Структура системы непрерывного мониторинга
5.2. Опыт внедрения БВД
5.3. Выводы
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ
Электроэнергетическое оборудование средних и высших классов напряжения является одним из наиболее дорогостоящих и ответственных видов оборудования, применяемого на этапе производства, распределения и потребления электроэнергии. В последние годы появился ряд новых проблем, главной из которых является существенное старение парка эксплуатируемого оборудования. Действительно, ещё вначале 2000-х в сетях МРСК ФСК около 60% трансформаторов класса напряжения 110 кВ и выше уже отработали свой нормативный ресурс в 25 [1] — 30[2] лет.
К настоящему времени, несмотря на постоянное увеличение средств, выделяемых на обновление парка энергетического оборудования, существенно уменьшить количество трансформаторов в эксплуатации со сроком службы, превышающем нормативный ресурс, не удалось [3, 4].
Представляется нецелесообразным производить замену старого трансформатора только по признаку истечения его нормативного ресурса[5]. Дело в том, что достаточно редко можно встретить трансформатор, нагрузка которого на протяжении всего срока эксплуатации соответствовала номинальной. Следовательно, велика вероятность того, что состояние его твердой изоляции (основной фактор, определяющий реальный срок службы трансформатора) после истечения нормативного ресурса останется удовлетворительным.
Количество трансформаторов, "доживающих" до отказов по причине термохимического старения твердой изоляции (естественный износовый отказ), составляет по разным источникам от 7 до 20 % [6]. Остальные же 80 - 93% трансформаторов становятся жертвами отказов вследствие развития своевременно не выявленных дефектов.
Это приводит к определенному изменению целей и задач эксплуатации. Если раньше основными задачами были своевременное и качественное

Рис. 1.4. Растворимость воды в углеводородах и трансформаторных маслах при
различных температурах [53].
Зная растворимость влаги в масле (рис. 1.4), кинетику перехода влаги в системе твердая изоляция — масло (рис. 1.5) и температурный режим трансформатора, можно пересчитать значение влажности твердой изоляции во влажность масла.
Рис. 1.5. Кинетика перехода влаги из картона в масло в системе масло-картон при различных температурах и начальной влажности картона [54]: кривые 1,3, 5,1,9- при 60°С; 2,4, 6, 8, 10 - при 80°С; 1, 2 - т = 1%; Ъ,4-]¥1 = 2%; 5,6-т = 3%; 7, 8 - т = 4,5%; 9, 10 - т = 6%;
Кроме того, датчиком влажности твердой изоляции можно спрогнозировать приближение к точке росы - появлению эмульгированной влаги в масле, что приводит к существенному снижению электрической прочности самого масла.