Научные основы физико-химической диагностики высоковольтного маслонаполненного электрооборудования с изоляцией конденсаторного типа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ ВЫСОКОВОЛЬТНОГО МАСЛОНАПОЛНЕННОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ С ИЗОЛЯЦИЕЙ КОНДЕНСАТОРНОГО ТИПА

05.14.12 - Техника высоких напряжений

Дарьян Леонид Альбертович

Новосибирск - 2009

1. Общая характеристика работы

Актуальность темы. Надежная работа электрооборудования подстанций (ПС) является одним из основных факторов, определяющих стабильное электроснабжение объектов народного хозяйства. Ежегодный рост электропотребления на 2-5% по регионам Российской Федерации и на 10-15% по Москве и Московской области при резком повышении требований к надежности и долговечности оборудования в соответствии с «Концепцией технической политики ОАО РАО «ЕЭС России» (Москва, 2005 г.), «Стратегией развития единой национальной электрической сети», одобренной решением Совета директоров ОАО «ФСК ЕЭС» от 24.12.2003 г. № 13 и «Положением о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС»» (Москва, 2006 г.), ставит новые задачи по повышению эксплуатационной надежности оборудования ПС и линий электропередачи.

В настоящее время как в России, так и во всем мире, сложилась тенденция «старения» парка электрооборудования, в первую очередь - наиболее ответственного и дорогостоящего трансформаторного оборудования. Так, например, для высоковольтного маслонаполненного электрооборудования (МНЭО) по объектам ОАО «ФСК ЕЭС» ситуация выглядит следующим образом. Относительное количество автотрансформаторов и шунтирующих реакторов, нормированный срок службы которых исчерпан, составляет от 18% до 45% в зависимости от класса напряжения, причем тенденция к «старению» оборудования продолжается. По другим видам высоковольтного МНЭО ситуация аналогична: около половины парка оборудования работает сверх нормированного срока службы. И одной из возникших на современном этапе стратегических задач является оценка возможности продолжения эксплуатации оборудования по истечении нормированного срока его службы. Принятие оптимального решения в этом случае основывается на экономической целесообразности: стоимость замены оборудования - стоимость и достоверность результатов диагностического обследования, в том числе установка систем непрерывного контроля (мониторинга) - стоимость восстановительного (текущего или капитального) ремонта по результатам диагностического обследования - ущерб в результате отказа оборудования.

В условиях рыночных отношений изменилась и идеология системы обслуживания оборудования - энергопредприятия отказались от плановой замены и ремонта электротехнического оборудования, и перешли на систему обслуживания «по состоянию».

Важно еще отметить, что возникающие в последнее время повреждения высоковольтного МНЭО на объектах электроэнергетики России зачастую не связаны с износом электрооборудования. Аварийность нового (ранее не применявшегося) электрооборудования бывает иногда выше по сравнению с аналогичным оборудованием, находящимся в эксплуатации значительное время. Поэтому в условиях либерализации рынка оборудования на первый план выходит задача недопущения на объекты энергетики нового, но некачественного оборудования. Одним из путей решения этой задачи является создание системы аттестации нового оборудования. В ОАО «ФСК ЕЭС» действует такая система, которая должна «отфильтровывать» некачественное оборудование, планируемое к эксплуатации впервые. Однако существующие методы и методики оценки состояния и качества оборудования, а также объем проводимых его испытаний не позволяют в полной мере решить поставленную задачу. Об этом свидетельствуют факты высокой аварийности некоторых типов нового оборудования в начальный период эксплуатации. Подчеркнем, что при этом объем и результаты всех видов проведенных испытаний (типовых, периодических и приемо-сдаточных) полностью удовлетворяли предъявляемым нормативно-технической документацией требованиям.

Анализ опыта эксплуатации высоковольтного МНЭО показывает, что в результате несвоевременного выявления дефектов оборудования увеличивается вероятность развития тяжелых последствий. При этом возрастает объем и длительность проводимых ремонтных работ на энергообъектах.

Предупреждение возникновения серьезных техногенных аварий и катастроф обусловливает необходимость применения более достоверных диагностических решений и обоснованного прогноза работоспособности ответственных конструкций и оборудования.

В создавшихся условиях стратегической линией развития электротехники и электроэнергетики является разработка эффективных диагностических систем - средств и методов диагностики, позволяющих подтверждать работоспособность оборудования (бездефектное состояние) или обнаруживать повреждения на ранней стадии их развития (рабочее состояние) и, в конечном счете, оценивать остаточный срок службы.

Высоковольтное МНЭО относится к дорогостоящим и ответственным элементам систем электроснабжения. Электрические, тепловые, механические и другие виды воздействий на оборудование приводят к протеканию необратимых процессов - химических реакций с образованием химических соединений, приводящих к изменению физико-химических и механических свойств материалов - к их старению. Диагностика состояния высоковольтного МНЭО основана на установлении взаимосвязи между регистрируемыми изменениями физико-химических, электрических, механических и других свойств элементов конструкции высоковольтного МНЭО и параметрами его надежности, в частности и остаточным сроком службы.

В большинстве видов современного высоковольтного МНЭО применяется традиционная бумажно-масляная изоляция (БМИ) и используются трансформаторные масла различных марок и химического состава. В некоторых типах высоковольтных вводов и конденсаторов в качестве изоляционной жидкости используются синтетические углеводородные соединения вместо трансформаторного масла. Физико-химические изменения в молекулах углеводородных соединений связаны с разрывом связей С-С и С-Н и протеканием радикальных реакций с образованием простых газообразных продуктов разложения изоляции (ГПРИ) и сложных высокомолекулярных соединений - спиртов, мыл, органических кислот. Разрушение бумаги связано с процессами дегидратации, приводящими к образованию фурановых соединений и воды, а также окислов углерода.

Новые методики и средства диагностического анализа, позволяющие повысить его эффективность, должны разрабатываться с учетом особенностей механизмов возникновения и развития различных видов дефектов. Диагностика должна обеспечивать своевременный вывод дефектного оборудования из эксплуатации и предотвращать его аварийный выход из строя. Эффективность оценки состояния оборудования во многом определяется информативностью диагностических критериев, разработанных на основе теоретических и экспериментальных исследований причин и механизмов выхода из строя оборудования, и возможностью математического моделирования процессов старения. Таким образом, изучение механизма образования и характера дефектов, развившихся в результате электрических, тепловых, механических и других видов воздействий на внутреннюю изоляцию высоковольтного МНЭО является важнейшей задачей, направленной на создание высоконадежного электротехнического оборудования и повышение эффективности его диагностики.

Бурное развитие высокочувствительных средств и методов физико-химического анализа трансформаторного масла позволяет рассматривать его как наиболее информативную среду для оценки состояния высоковольтного маслонаполненного электрооборудования. Физико-химический анализ трансформаторного масла позволяет обнаруживать до 70% дефектов внутренней изоляции МНЭО. Особое место по чувствительности и эффективности использования результатов измерений для диагностики МНЭО занимает хроматографический анализ ГПРИ, растворенных в трансформаторном масле.

Большой вклад в исследование характера отказов высоковольтного МНЭО и разработку методов интерпретации результатов хроматографического анализа ГПРИ внесли отечественные ученые (Липштейн Р.А., Кучинский Г.С., Аракелян В.Г., Морозова Т.И., Пинталь Ю.С.,) и зарубежные исследователи (Дюваль, Роджерс, Дорненбург и др.).

Изложенное обусловило актуальность решения крупной практической задачи по дальнейшему предотвращению аварий, связанных с применением высоковольтного МНЭО, в частности, новых типов высоковольтных трансформаторов тока и силовых конденсаторов, опыт эксплуатации которых в условиях РФ отсутствовал. Одним из путей решения этой научной проблемы, имеющей важное практическое значение, является создание научных основ физико-химической диагностики высоковольтного МНЭО.

Таким образом, имеется проблема, состоящая в недостаточной эффективности оценки состояния высоковольтного МНЭО на электроэнергетических предприятиях отрасли. Поэтому исследования механизма выхода из строя оборудования и создание на их основе расчетных методик оптимизации конструкции оборудования, а также методического и приборно-аналитического обеспечения диагностики состояния высоковольтного МНЭО актуальны.

Цель работы - разработка методов повышения надежности, долговечности и безопасной эксплуатации высоковольтного маслонаполненного электрооборудования на основе решения комплекса физико-химических задач, связанных с образованием ГПРИ, и задач оптимизации конструкции оборудования, с одной стороны, и повышения эффективности диагностики - с другой.

Задачи исследований включали:

- разработку комплекса теоретических и экспериментальных методов изучения процессов образования и распределения газообразных продуктов разложения изоляции и влаги в объемах высоковольтного маслонаполненного электрооборудования;

проведение экспериментальных исследований газообразования в трансформаторном масле и комбинированной изоляции различных типов («бумага + трансформаторное масло», «бумага + трансформаторное масло + кварцевый песок», «полипропиленовая пленка + синтетическая изоляционная жидкость»);

создание математической модели процессов распределения и перемещения газов в высоковольтном МНЭО, а также в устройствах для отбора и хранения проб изоляционной жидкости, извлечения растворенных в них газов;

формулировка требований и усовершенствование методического и приборно-аналитического обеспечения хроматографического анализа газообразных продуктов разложения изоляции, растворенных в изоляционной жидкости;

усовершенствование принципа диагностики высоковольтных конденсаторов на базе хроматографического анализа газообразных продуктов разложения изоляции и разработка на этой основе метода оценки состояния силовых конденсаторов при приемо-сдаточных испытаниях и в процессе эксплуатации;

уточнение алгоритма диагностики высоковольтных трансформаторов тока на основе хроматографического анализа газообразных продуктов разложения изоляции.

Методы исследований. Решение поставленных задач было осуществлено на основе теоретического и экспериментального методов исследований.

Теоретический метод включает: анализ механизмов выхода из строя внутренней изоляции высоковольтного МНЭО; оценку динамики развития микропузырьков под действием частичных разрядов (ч.р.) при переменном напряжении; анализ процессов диффузии газов и влаги в объемах маслонаполненного оборудования и в устройствах для отбора проб трансформаторного масла и проведения анализа газообразных продуктов разложения изоляции; создание методик эксплуатационного и заводского контроля состояния высоковольтного маслонаполненного электрооборудования, в частности, силовых конденсаторов и трансформаторов тока на основе результатов хроматографического анализа газов, растворенных в изоляционной жидкости.

Экспериментальный метод включает: разработку лабораторных установок и изучение динамики газообразования в изоляционной жидкости и в бумажно-масляной изоляции конденсаторного типа при возникновении в них ч.р. различной интенсивности; определение условий возникновения ч.р. в герметичном высоковольтном оборудовании с бумажно-масляной изоляцией при снижении давления в нем; изучение механизмов выхода из строя внутренней изоляции конденсаторного типа на примере трансформаторов тока и силовых конденсаторов; определение растворимости газов в различных типах трансформаторных масел и других видов изоляционных жидкостей; определение микропузырьков в трансформаторном масле и оценку их размеров в зависимости от степени чистоты масла; проведение натурных испытаний высоковольтных конденсаторов и трансформаторов тока по специальным методикам.

Эмпирический метод включает выдвижение статистической гипотезы, в частности, для прогнозирования сроков службы высоковольтных импульсных конденсаторов в зависимости от концентрации растворенных в изоляционной жидкости газообразных продуктов разложения изоляции, образующихся после приемо-сдаточных испытаний и в процессе эксплуатации.

Объект исследований - высоковольтное маслонаполненное электрооборудование c изоляцией конденсаторного типа.

Научная новизна результатов, полученных в диссертационной работе, и основные положения, выносимые на защиту.

1. Выявлены особенности газообразования в изоляционных жидкостях и в комбинированной маслопропитанной изоляции при различных видах энергетического воздействия. Установлено, что:

- удельное газообразование в трансформаторном масле при начальных ч.р., почти на порядок превышает удельное газообразование при ч.р., развивающихся в газовых пузырьках (критические ч.р.) для одного и того же типа трансформаторного масла;

- в трансформаторах тока с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа и кварцевым песком в качестве наполнителя возможно газообразование в результате химического взаимодействия материалов, например, компонентов кварцевого песка или «сопутствующих» материалов, которые могут попасть в высоковольтное оборудование вследствие особенностей технологического процесса их изготовления;

- при приемо-сдаточных испытаниях решающим признаком необратимого разрушения изоляции конденсаторов является образование С2Н2, а в эксплуатации - СО и СО2;

- качественный состав газов, образующихся при ч.р. и при кавитации в трансформаторном масле идентичен.

2. Впервые обоснована возможность возникновения кавитации в изоляции конденсаторного типа при эксплуатационных воздействиях.

3. Впервые проведены экспериментальные исследования, подтверждающие существование зародышей микропузырьков микронных и субмикронных размеров в трансформаторном масле. Показано, что количество микропузырьков в трансформаторном масле в значительной степени зависит от наличия механических загрязнений.

4. Впервые проведен комплексный анализ процессов установления газового равновесия в высоковольтном МНЭО, на основании которого предложены:

- модель перераспределения газов и влаги в высоковольтном МНЭО за счет диффузионных и конвективных потоков, возникающих при эксплуатационных воздействиях;

- механизм выхода из строя герметичного высоковольтного МНЭО с сильфонными компенсаторами вследствие катастрофического падения давления в оборудовании при повреждениях сильфонных компенсаторов;

- обоснование выбора соотношения объемов «газовой подушки» и изоляционной жидкости, позволяющего предотвращать опасное снижение давления внутри герметичного высоковольтного МНЭО с «газовой подушкой» в условиях резкого уменьшения температуры окружающей среды.

Достоверность полученных результатов определяется: выявлением значащих факторов; корректностью постановки задач; обоснованностью принятых допущений; использованием аттестованных измерительных приборов; адекватностью используемого математического аппарата и полученных моделей исследуемым процессам; хорошей сходимостью результатов теоретических расчетов с экспериментальными данными и результатами натурных испытаний.

Практическая ценность работы.

Решена крупная проблема снижения аварийности трансформаторов тока и силовых конденсаторов на основе анализа физико-химических процессов, протекающих во внутренней изоляции трансформаторов тока:

- проведен анализ и даны рекомендации по выбору материалов и оптимизации технологии изготовления трансформаторов тока с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа и кварцевым наполнителем; минимизирована возможность газообразования во внутренней изоляции трансформаторов тока за счет протекания химических реакций;

- разработана методика расчета на основе теоретических и экспериментальных исследований натурных образцов трансформаторов тока с «газовой подушкой», позволяющая оценить возможность работы указанного оборудования в условиях резкого уменьшения температуры окружающей среды;

- определены граничные концентрации растворенных в трансформаторном масле ГПРИ для трансформаторов тока различной конструкции;

- впервые предложено использовать газохроматографический (ГХ-анализ) как эффективный метод определения герметичности сильфонных компенсаторов, используемых для компенсации температурного расширения масла в измерительных трансформаторах;

- проведена оценка времени увлажнения масла в конструкциях высоковольтного МНЭО с масляным затвором; даны рекомендации по уменьшению скорости проникновения влаги во внутреннюю изоляцию высоковольтного оборудования;

- разработаны и внедрены алгоритмы диагностики трансформаторов тока и высоковольтных конденсаторов на основе ГПРИ как при заводских приемо-сдаточных испытаниях, так и в эксплуатации;

- проведено уточнение коэффициентов растворимости «диагностических» газов в трансформаторном масле, позволяющее обеспечить высокую точность хроматографического анализа, а следовательно и диагностического заключения по результатам анализа;

- предложена и реализована методика хроматографического анализа растворенных в изоляционной жидкости газов, позволяющая проводить анализ всех «диагностических» газов из одной пробы масла;

- предложен и внедрен специализированный пробоотборник изоляционной жидкости, обеспечивающий отбор, длительное хранение, подготовку и ввод пробы изоляционной жидкости в хроматографическую систему;

Апробация работы. Диссертационная работа и ее основные положения докладывались и обсуждались: на 1-м и 2-м семинарах Общественного совета по диагностике электрооборудования (Новосибирск-2006, Красноярск-2007), Международной конференции Сoil Winding (Берлин-2000, Чикаго - 2004), Международном симпозиуме по высоковольтной технике ISH (Нидерланды-2000, Роттердам-2003), Международной конференции по диэлектрическим жидкостям ICDL (Пуатье - 2008), на 13-й Международной школе-семинаре «Физика импульсных разрядов в конденсированных средах» (Николаев-2007), на научно-техническом семинаре «Современные методы оценки технического состояния и способы повышения надежности оборудования ВЛ и подстанций», 3-м, 4-м, 5-м, 7-м, 8-м Симпозиумах “Электротехника, 2010 год”( Москва- 1995, 1997, 1999, 2003, 2004), на IEE Intern. Conf. on Properties and Applications of Dielectric Materials, Seoul ( Korea-1997); результаты обсуждались на совещаниях рабочей группы СИГРЭ, на семинаре АББ (Людвика-2006), на международном форуме по стратегическим технологиям (Улан-Батор-2007).

Публикации. Результаты исследований, включая научные положения, выводы и рекомендации автора, содержатся в 42-х опубликованных работах, из которых 12 входят в список изданий, рекомендованных ВАК РФ для докторских диссертаций.

Личный вклад автора. Полученные в диссертации результаты являются частью инициативных исследований автора, проведенных им лично, или с его участием. В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежат постановки задач, разработка теоретических и методических положений, организация и проведение лабораторных и натурных исследований, разработка математических моделей, алгоритмов диагностики, анализ результатов исследований, а также практические рекомендации.

2. Основное содержание работы

Во введении обоснованы актуальность и практическая значимость работы.

В первой главе проведен анализ состояния высоковольтного маслонаполненного электрооборудования по срокам службы и причинам их повреждения. Показано, что положение дел с высоковольтным МНЭО в России представляется достаточно тревожным. В зависимости от типа оборудования (силовые и измерительные трансформаторы, косинусные и импульсные конденсаторы, трансформаторы тока и шунтирующие реакторы) и класса напряжения (220-750) кВ, свой нормативный срок службы выработало до 40% установленного оборудования. Для обеспечения надежной эксплуатации этого оборудования необходимо проведение мероприятий, направленных на продление сроков их службы и основанных на результатах диагностического обследования.

Отмеченные факты высокой аварийности некоторых типов нового высоковольтного МНЭО в начальный период их эксплуатации показали недостаточную эффективность существующих методов диагностики на заводе- изготовителе. Например, на ПС 1150 кВ «Итатская», имел место массовый выход из строя новых трансформаторов тока (ТТ), конструкция и технология изготовления которых надежно зарекомендовали себя в различных странах мира на протяжении нескольких десятилетий. При этом интенсивность отказов ТТ, установленных на ПС 1150 кВ «Итатская», более чем на 2 порядка превысила аналогичный показатель для «среднестатистических» ТТ по данным СИГРЭ. Процент отказа, отнесенных к категории «неизвестная причина», для ТТ на ПС «Итатская» составил 78% против 23% для «среднестатистических» трансформаторов тока.

Важным обстоятельством, определяющим направление дальнейших исследований, явились выводы по результатам наблюдений, сделанные на основании анализа данных по содержанию газов, растворенных в трансформаторном масле ТТ: аномальное увеличение концентрации либо Н2, либо СО2, и в некоторых случаях их совместное образование. Кроме того, внимание привлекло то, что во многих проблемных трансформаторах тока уровень масла был заниженным, причем во многих случаях это обстоятельство фиксировалось уже после ввода ТТ в эксплуатацию.

Объяснить причину превышения концентраций газов в ТТ на основе имеющихся на тот момент знаний было невозможно. Кроме того, сам механизм выхода из строя трансформаторов тока оставался также неясным.

Для выявления причин выхода из строя ТТ необходимо было провести анализ литературных данных по механизму разложения бумажно-масляной изоляции, газообразным продуктам разложения изоляции, образующимся при различных видах разрушающего воздействия на нее, а также рассмотреть существующие схемы интерпретации результатов ГХ-анализа ГПРИ и диагностические заключения, выносимые на основе этих схем.

В разделе 1.2 рассмотрен механизм разложения бумажно-масляной изоляции высоковольтного маслонаполненного электрооборудования, в частности, при термическом и электрическом воздействиях. Кроме того, проанализированы литературные данные по образованию газов в трансформаторных маслах, не подверженных эксплуатационному воздействию. Описаны методы оценки стойкости изоляционных жидкостей к газообразованию.

В разделе 1.3 рассмотрено приборно-аналитическое и диагностическое обеспечение диагностики высоковольтного МНЭО на основе хроматографического анализа растворенных в трансформаторном масле газов. Проанализированы применяемые различными лабораториями приборы для проведения ГХ-анализа, в том числе устройства для отбора, транспортировки, хранения проб трансформаторного масла. Рассмотрены методы интерпретации результатов хроматографического анализа, включая схемы диагностики, основанные на соотношениях концентраций характерных пар газов; метод Дорненбурга, метод Роджерса, стандарт МЭК 60599, а также метод «ключевого» газа, треугольник Дюваля, метод нормограмм. Дан анализ эффективности указанных методов и их применимости для различных видов высоковольтного маслонаполненного электрооборудования.

На основе анализа литературных источников, данных эксплуатации и результатов исследования поврежденных образцов на заводе - изготовителе можно сделать следующие выводы, на которых основана постановка задачи исследования.

1. Анализ данных по срокам службы высоковольтного МНЭО показывает, что около 40% парка оборудования работает сверх нормативного срока службы. Указанное обстоятельство имеет решающее значение для выявления причин выхода из строя этого оборудования, т.к. в первую очередь следует рассматривать процессы, связанные со старением внутренней изоляции.

2. Анализ аварийности и характера повреждения трансформаторов и автотрансформаторов, установленных в электрических сетях, показывает, что причиной почти половины повреждений является пробой внутренней изоляции высоковольтных вводов. При этом почти в 50% случаев пробой внутренней изоляции высоковольтных вводов приводит к пожару трансформатора. Однако в последние годы, в связи с реализацией целевой программы по замене высоковольтных вводов с маслом марки Т-750, удалось устранить указанную причину аварийности.

3. Для трансформаторов напряжения основными причинами выхода из строя являются конструктивные и технологические факторы, связанные с недостаточной герметичностью трансформаторов, приводящие к течи масла (НКФ, ТКФН, ТФНКД), увлажнению изоляции в процессе эксплуатации, в том числе из-за дефектов прокладок на осушающих фильтрах. Как правило, через 10-15 лет у трансформаторов напряжения типа НКФ влагосодержание твердой изоляции достигает значений 4...6 %. При этом уже при рабочем напряжении имеют место ч.р. критической интенсивности.

4. Для трансформаторов тока наиболее характерными причинами повреждения являются дефекты изоляции (56%) и разгерметизация (30,5%). Анализ повреждаемости трансформаторов тока типа ТФРМ на классы напряжения (330-750) кВ показал, что причиной отказов является развитие ионизационных процессов в изоляции ТТ вследствие недостаточно надежной конструкции узла герметизации, которая фактически не выполняет своих функций. В результате в изоляцию попадают атмосферный воздух и влага, которые инициируют процессы развития пробоя изоляции как электрического, так и теплового характера. Для ТТ типа ТФУМ 70 % повреждений происходит через 15 - 20 лет эксплуатации, причем в летний период: в южных районах летние отказы составляют 93 %. Анализ повреждений показал, что почти 80% повреждений ТТ приходится на конструкции с открытым дыханием. Механизм повреждений связан с ростом диэлектрических потерь и ионизационными процессами в изоляции, что приводит к ускоренному тепловому и электрическому старению и в конечном итоге - к пробою.

5. На некоторых важнейших объектах ЕНЭС РФ сложилась критическая ситуация, когда после замены ненадежных и взрывоопасных ТТ и силовых конденсаторов на новое оборудование с положительным опытом эксплуатации, насчитывающим несколько десятков лет в разных климатических зонах, отказы не прекратились, а, наоборот, их число еще более увеличилось. Объяснить причину отказа новых ТТ на основании имеющегося опыта эксплуатации и диагностики не представлялось возможным. Согласно градации, предложенной СИГРЭ, причина отказов ТТ, отнесенная к категории «неизвестная причина», для новых трансформаторов тока составила 78% против 23% для «среднестатистических» трансформаторов тока.

6. ГХ-анализ, проведенный для нескольких десятков новых ТТ до ввода в эксплуатацию, показал аномальное образование двух газов (Н2 и СО2), причину образования которых на основе имеющихся на тот момент знаний невозможно было установить. Неясным оставался и механизм выхода из строя трансформаторов тока.

7. Недостаточно выясненным остается механизм газообразования в силовых конденсаторах. По этой причине выбор силовых конденсаторов с учетом специфики их эксплуатации был не до конца обоснованным, что привело к значительным эксплуатационным проблемам.

8. Проведен анализ литературных данных по механизму газообразования в высоковольтной комбинированной маслопропитанной изоляции, из которого следует, что помимо образования диагностических газов, являющихся следствием разрушения изоляции под действием эксплуатационных факторов (воздействие ч.р., тепла и т.п.), возможно образование «блуждающих» газов, возникающих вследствие химического взаимодействия конструкционных материалов, а также других, не до конца выявленных эффектов.

9. На основании анализа данных по идеологическому и приборно-аналитическому обеспечению ГХ-анализа ГПРИ, растворенных в изоляционной жидкости, показано, что:

- отсутствуют математические модели, позволяющие оценивать значимые факторы при извлечении газов из изоляционной жидкости различными системами для последующего хроматографического анализа;

- нормированы технические требования по газоплотности емкостей для отбора пробы трансформаторного масла на ГХ-анализ, однако применяемые пробоотборные устройства не всегда обеспечивают представительность пробы в процессе отбора, транспортировки, хранения и ввода пробы в хроматографическую систему.

10. Существующие в настоящее время методики диагностики высоковольтного МНЭО на основе ГХ-анализа ГПРИ, растворенных в изоляционной жидкости, недостаточно эффективны, в недостаточной мере учитываются особенности конструкции и их связь с газообразованием, как при приемо-сдаточных испытаниях, так и в эксплуатации.

Во второй главе приводятся результаты исследований разложения изоляционных жидкостей (трансформаторного и касторового масел) при воздействии ч.р. и кавитации.

Одной из основных характеристик изоляционных жидкостей, используемых в высоковольтном маслонаполненном электрооборудовании, является коэффициент газообразования Вг, определяемый количеством газообразных продуктов разложения изоляции при рассеивании в ней энергии ч.р. в 1Дж. Результаты определения Вг, полученные разными авторами, значительно отличаются для одних и тех же типов изоляционных жидкостей. Указанное обстоятельство, на наш взгляд, можно объяснить различными условиями проведения испытаний изоляционных жидкостей.

Для выявления связи между условиями проведения испытаний и значением Вг нами были разработаны два типа испытательных ячеек, позволяющих проводить измерения при различных условиях возникновения ч.р, интенсивностях ч.р. по кажущемуся заряду qч.р_., и частоте следования импульсов nч.р. Регистрация и измерение ч.р. производились по схеме и методике, позволяющей фиксировать следующие характеристики ч.р.: фазу возникновения ч.р., зону их размещения на синусоиде 50Гц, амплитудное распределение ч.р. по кажущемуся заряду, суммарное количество импульсов ч.р., суммарный заряд ч.р.. Измерительная установка позволяла также измерять мгновенные значения напряжений в зоне размещения ч.р.

Разработаны и изготовлены два типа испытательных ячеек, показанных на рис. 1 испытательная ячейка с масляным промежутком (рис. 1а) и испытательная ячейка с бумажно-масляной изоляцией в виде конденсаторной секции - (рис.1б). Электродная система ячейки 1 состояла из высоковольтного электрода 9, которому прикладывалась фольга с острыми кромками - «звездочка» - 10. Между низковольтным электродом 8 и фольгой 10 размещался стеклянный экран 7 толщиной 2,5 мм, по поверхности которого с острых кромок «звездочки» инициировались скользящие разряды. В ячейке 2 емкость конденсаторной секции составляла 1000 пФ. Толщина бумажной изоляции составляла 208 мкм (16 слоев конденсаторной бумаги КОН-2). Выбор такой большой толщины диэлектрика позволил снизить напряжение зажигания ч.р. на краю электрода и исключить пробои диэлектрика в области равномерного поля.

Для перемешивания жидкости с целью растворения и равномерного распределения ГПРИ, образующихся при ч.р., предусмотрены стеклянные шарики 4.



Рис. 1. Испытательные ячейки (а - с масляным промежутком, б - с конденсаторной секцией): 1 - корпус; 2- испытуемая жидкость, 3 - поршень, 4 - стеклянные шарики; 5 - конусообразный отвод; 6 - герметизирующая насадка; 7 - стеклянный экран; 8 - низковольтный электрод; 9 - высоковольтный электрод; 10 - фольга с острыми кромками, 11 - конденсаторная секция

Конструкция ячеек позволяет вводить пробу в хроматографическую систему без применения промежуточных пробоотборных устройств, что обеспечивает высокую точность анализа. При расчете объемов образовавшихся газов учитывалась также и та их часть газов, которая уходила на анализ вместе с пробой жидкости:

Gi =Gi-1Vi-1+CiVпрi,(1)

где Gi - объем растворенного в масле газа; i - порядковый номер отбираемой пробы; Сi-1- концентрация газа в жидкости перед i-ым анализом; Vi-1- объем масла в испытательной ячейке перед i- ым анализом; Vпрi - объем пробы жидкости, уходящей на ГХ-анализ; Ci - концентрация газа в пробе жидкости. Суммарное время испытаний для каждого образца испытуемой жидкости доходило до 27 часов.

На рис. 2 приведены осциллограммы ч.р. при испытаниях масла в обоих типах испытательных ячеек. Из осциллограмм видно, что для ячейки с конденсаторной секцией характерны широкая «зона» размещения и большая частота следования ч.р.

а б

Рис. 2. Осциллограммы частичных разрядов (а - испытательная ячейка с конденсаторной секцией; б - испытательная ячейка с масляным промежутком).

В таблице 1 приведены результаты измерения интегральных характеристик ч.р. для трансформаторного и касторового масел в обоих типах испытательных ячеек, а также расчетные значения коэффициентов газообразования Вг, приведенные к нормальным условиям давления и температуры.

Зависимости суммарных объемов выделившихся газов от энергии ч.р. для трансформаторного и касторового масел приведены на рис. 3.

Важно отметить, что значение Вг, полученное для одной и той же изоляционной жидкости при испытаниях в ячейке с масляным промежутком на два порядка больше, чем в ячейке с конденсаторной секцией.

Таблица 1 Результаты измерения интегральных характеристик ч.р. и расчетные значения коэффициентов газообразования Вг (средние значения)

Характеристики ч.р.	Испытательная ячейка с конденсаторной секцией	Испытательная ячейка с масляным промежутком
	Трансформаторное масло	Касторовое масло	Трансформаторное масло	Касторовое масло
Время измерения, с	51,2	102,4	25,6	410	410
Nч.р., имп	350974	24066	115381	1171	1424
Qч.р., пКл	5727•106	12,5•106	1453•104	454•103	830•103
Iч.р., нА	112•103	92,0	62,8 •103	1,1	2,02
Qч.р., пКл	16253	547,6	13149,0	436,7	585,7
nч.р., имп/с	6855	171,0	4507,0	2,9	3,5
Wч.р.тек, Дж	28,3	0,03	7,2	8,7•10-3	0,0173
P ч.р.тек, мВт	553,0	0,227	281,0	21,7•10-3	0,043
Вг, мкл/Дж	0,85	1,46	0,11	117,4	7,4

При этом коэффициент газообразования в трансформаторном масле, примерно, на порядок выше, чем в касторовом масле. Интересно отметить, что с увеличением интенсивности ч.р. Вг не увеличивается пропорционально, а в некоторых случаях даже уменьшается. Как следует из таблицы 2, увеличение мощности ч.р. на три порядка привело к снижению количества выделившихся газов на единицу энергии ч.р., примерно, в два раза.

Полученные результаты можно объяснить следующим образом. Известно, что разрушение изоляции под действием ч.р. происходит в результате теплового воздействия, бомбардировки заряженными частицами, воздействия химически активных продуктов, а также ударных волн и излучения (рис.4).

В зависимости от условий развития ч.р., доли энергии, уходящие на развитие указанных процессов, могут отличаться. Так, в соответствии с литературными данными, при ч.р. в газовом включении до 25% энергии тратится на излучение, около 30% - на расширение канала разряда, (3-4)% - на ионизацию, (6-8)% на бомбардировку поверхности диэлектрика частицами.

а

б

в

Рис. 3. Зависимость объемов выделяющихся газов (в мкл) от энергии ч.р.: а - ячейка с конденсаторной секцией (1 - трансформаторное масло, 2 - касторовое масло); б - ячейка с масляным промежутком (3 - касторовое масло), ячейка с конденсаторной секцией (4 - трансформаторное масло); в - ячейка с масляным промежутком (5 - трансформаторное масло).

Рис. 4. Схема распределения энергии при ч.р. в изоляции.

Как показывают результаты проведенного исследования, в зависимости от условий развития ч.р. наблюдается существенное перераспределение энергии разряда по составляющим его процессам. В случае с испытательной ячейкой с масляным промежутком ч.р. происходит непосредственно в жидкости. Из-за низкой частоты следования ч.р., образовавшиеся при каждом единичном ч.р. газы успевают раствориться в жидкости до следующего разряда, и последний снова происходит в масле. Иными являются условия развития ч.р. при испытаниях изоляционной жидкости в ячейке с конденсаторной секцией. Вследствие большой частоты следования ч.р. в жидкости образуются газовые включения, которые не успевают раствориться, и дальнейший процесс развития ч.р. протекает в газовых включениях. При этом происходит перераспределение энергии ч.р. по приведенным на рис. 4 процессам, и доля энергии, уходящая на разрушение жидкости, уменьшается.

Таким образом, выполненные исследования позволили определить коэффициенты газообразования для различных типов изоляционных жидкостей при различных условиях развития ч.р.

Возникновение кавитации в высоковольтном МНЭО является мало изученным феноменом, однако нельзя не учитывать вероятность ее возникновения и последствия, к которым она может привести. В силовых трансформаторах и шунтирующих реакторах источником возникновения акустической кавитации в трансформаторном масле могут быть вибрации сердечника, вызванные явлением магнитострикции. В силовых трансформаторах с системой принудительной циркуляции трансформаторного масла возможно возникновение гидродинамической кавитации, в результате местного понижения давления в трансформаторном масле при обтекании препятствий на пути потока масла. В силовых импульсных конденсаторах кавитация может возникнуть за счет динамических кулоновских сил взаимодействия обкладок конденсаторов.

Внешний вид экспериментальной установки для исследования разложения трансформаторного масла при возникновении кавитации приведен на рис. 5.

Рис. 5. Установка для создания кавитации в трансформаторном масле: 1- ультразвуковой генератор, 2 - поршень с пъезокерамическим элементом, 3 - шприц с трехходовым краником)

В таблице 2 приведены данные по составу газов, образующихся при кавитации в трансформаторном масле при различной длительности ее воздействия.

Таблица 2 Состав газов, образующихся при разложении трансформаторного масла под действием кавитации

Время возд-я, мин	Концентрация газов, мкл/л
	H2	O2	N2	CH4	CO	CO2	C2H4	C2H6	C2H2
2	242	21596	68610	273	990	413	1031	49	178
4	399	19852	63838	410	1402	475	1667	85	244
6	713	17285	60312	756	2406	681	2905	156	431
8	1041	13663	52939	1164	3717	1040	3810	232	707

В таблице 3 даны результаты идентификации «дефекта» по применяемым в настоящее время методикам диагностики высоковольтного трансформаторного оборудования по результатам ГХ-анализа. Интересно отметить, что состав газов, образующихся при кавитации в трансформаторном масле четырьмя из шести рассматриваемых методик диагностики идентифицируется как «дефект» теплового характера, а по методикам Дорненбурга и ключевого газа этот вид «дефекта» не идентифицируется.

Таблица 3 Диагностические заключения по данным таблицы 2

Время возд-я, мин	Методы интерпретации результатов ГХ-анализа
	Дорненбурга	Роджерса	МЭК 60599	Ключевого газа	Нормограмм	Треугольник Дюваля
2	Не опр.	«Горячая» точка	Перегрев, T>7000С	Не опр.	Сильный перегрев	Термический дефект (Т>7000С)
4	Не опр.	«Горячая» точка	Перегрев, T>7000С	Не опр.	Сильный перегрев	Термический дефект (Т>7000С)
6	Не опр.	«Горячая» точка	Перегрев, T>7000С	Не опр.	Сильный перегрев	Термический дефект (Т>7000С)
8	Не опр.	«Горячая» точка	Перегрев, T>7000С	Не опр.	Сильный перегрев	Термический дефект (Т>7000С)

В третьей главе приводятся результаты исследования статики и динамики газо-жидкостного равновесия в изоляционных жидкостях, в частности, возможности существования зародышей микропузырьков, растворимости газов, процессов растворения и распределения ГПРИ в высоковольтном МНЭО. Эти исследования актуальны как для оценки реально происходящего в эксплуатации газообразования в высоковольтном маслонаполненном электрооборудовании, так и для анализа корректности определения дефектов по результатам ГХ-анализа.

Экспериментальное определение наличия и размеров микропузырьков в образцах трансформаторного масла различного класса промышленной чистоты проводилось по методике, в основу которой положен эффект увеличения геометрических размеров микропузырьков в жидкости при воздействии волны отрицательного давления. Практически этот эффект был реализован следующим образом. В трансформаторном масле электромагнитным излучателем генерировались ударные волны, которые, отражаясь от свободной поверхности, создавали пониженное давление, достаточное для развития кавитации в трансформаторном масле (рис.6).

а б

Рис. 6. Испытательная ячейка для исследования микропузырьков: а - испытательная ячейка с трансформаторным маслом; 1 -проволочка диаметром 0.7 мм; 2 - граница раздела масла; 3 - кавитационные пузырьки; б - схема исследуемой области трансформаторного масла: 1 - исследуемая область масла, 2 - фронт ударной волны, 3 - масло, х - ось оптической системы, V - вектор скорости ударной волны.

Разрешение фотосистемы составляло 3 мкм/пиксель. Измерение давления в исследуемой области проводилось пьезоэлектрическим датчиком с временным и пространственным разрешениями 0,05 мкс и 0,5 мм, соответственно.

Исследованию подвергались образцы свежего трансформаторного масла типа ГК и смесь «масло+песок». Для всех образцов масла определялся класс промышленной чистоты (КПЧ). Подготовка масла из смеси «масло + песок» проводилась следующим образом.

В ёмкость со свежим трансформаторным маслом насыпался кварцевый песок, и ёмкость интенсивно взбалтывалась. После этой процедуры смесь отстаивалась, и масло аккуратно сливалось в ячейку для экспериментов. Масло, не находившееся в эксплуатации, имело КПЧ = 8, а масло c песком после двух суток отстаивания имело КПЧ = 13.

Регистрации микропузырьков проводились в следующих образцах:

1 - в трансформаторном масле из смеси «масло + песок»,

2 - в «чистом» масле,

3 - в «чистом» масле, насыщенном пузырьками воздуха путем барботажа в течение 60 минут.

На рис. 7 показаны осциллограммы давления в окрестности исследуемой области и фотографии кавитационных пузырьков, полученных при исследовании трансформаторного масла (образец 1).

Количество пузырьков в единице объема, рассчитанное по фотографиям с учетом размеров регистрируемой области, составляло 1214 см^-3 (рис.7б) и 728 см^-3 (рис.7в). При проведении экспериментов для образцов масла 2 и 3 на отснятых фотографиях отчетливые кавитационные пузырьки не были зафиксированы в исследуемой области. Однако на некоторых фотографиях просматриваются расфокусированные размытые изображения объектов. На основании этого можно заключить, что микропузырьки существуют и в чистом масле, однако их концентрация недостаточна для надежной регистрации и не превышает 100 см^-3.

а

б в

Рис. 7. Определение микропузырьков в трансформаторном масле: а - осциллограммы давления в окрестности исследуемой области, б, в - фотографии кавитационных пузырьков в масле.

Поскольку зарегистрированные в экспериментах пузырьки выросли из зародышей существенно меньших размеров, была предпринята попытка реконструкции, т.е. расчета начальных размеров зародышей пузырьков из решения следующего дифференциального уравнения:

, (2)

где Rn - текущий радиус пузырька, - плотность жидкости, - вязкость, - поверхностное натяжение, Pin - внутреннее давление в пузырьке, Pout - внешнее давление. Реальный профиль волны давления был идеализирован по сравнению с экспериментальным, приведенным на рис.7а. Было принято, что внешнее давление составляло -1,1 МПа в течение 2 мкс, затем за следующие 2 мкс давление восстанавливалось до нулевого значения, и было постоянным ещё в течение 2,4 мкс вплоть до момента регистрации. Результаты расчета динамики пузырька в соответствии с (2) показывают, что зарегистрированные пузырьки появились из зародышей микронных и субмикронных размеров, которые существовали до момента воздействия волны давления.

В рамках исследования статики газожидкостного равновесия экспериментально определялись значения коэффициентов распределения диагностических газов (водорода, кислорода, азота, оксида и диоксида углерода, метана, ацетилена, этилена и этана) для различных импортных и отечественных, свежих и эксплуатационных масел в зависимости от температуры. Необходимость решения этой задачи связана с отсутствием данных по коэффициентам растворимости для конкретных марок трансформаторных масел, применяемых в РФ. Литературные данные по коэффициентам растворимости газов для импортных трансформаторных масел колеблются в широких пределах - от 15% (для этилена) до 30,7% (для кислорода) относительно коэффициентов растворимости, приведенных в стандарте МЭК 567-92.

Определение коэффициентов растворимости газов для различных марок трансформаторных масел проводилось с использованием статического метода анализа равновесной газовой фазы над поверхностью трансформаторного масла (табл. 4).

Проведенная работа по уточнению коэффициентов растворимости исследованных газов для различных марок трансформаторных масел показала, что имеются расхождения между значениями коэффициентов растворимости диагностических газов, полученными экспериментально, и приведенными в РД 34.46.303-98.

Таблица 4 Экспериментальные данные по коэффициентам растворимости газов (см³/см³) при 22⁰С для разных марок трансформаторных масел

Газ	ГК1	ГК2	ГК2+ бетол	ТКп 18лет	ТСп	Имп. (ГОСТ 10121-76)	Т-1500	Nytro 10 GBN	Nytro 11 GX	Nytro 10 XT
Н2	0,049	0,05	0,048	0,051	0,051	0,054	0,051	0,047	0,046	0,051
О2	0,151	0,152	0,142	0,140	0,154	0,153	0,152	0,144	0,151	0,148
N2	0,087	0,080	0,082	0,086	0,089	0,088	0,082	0,081	0,088	0,079
СО	0,124	0,121	0,132	0,105	0,149	0,124	0,113	0,107	0,113	0,144
СО2	1,09	1,19	1,39	1,123	1,157	1,116	1,106	1,097	1,108	0,964
СН4	0,409	0,404	0,403	0,407	0,424	0,409	0,399	0,383	0,397	0,413
С2Н2	1,142	1,261	1,303	1,296	1,243	1,224	1,272	1,201	1,189	1,093
С2Н4	1,807	1,831	1,836	1,839	1,893	1,850	1,760	1,730	1,794	1,540
С2Н6	2,925	2,890	3,049	2,972	3,084	2,958	2,705	2,747	2,848	2,529

Уточненные значения коэффициентов растворимости диагностических газов в трансформаторных маслах следует учитывать при создании новой редакции стандарта предприятия (уточнение на базе РД 34.46.303-98).

Проведенные исследования позволяют повысить достоверность результатов хроматографического анализа трансформаторных масел на содержание диагностических газов с применением равновесной методики выделения газов из масла.

Исследование растворимости газов в маслах растительного происхождения, в частности, в касторовом масле, показало, что растворимость газов в касторовом масле, примерно, в два раза ниже, чем в трансформаторном масле. Эти результаты необходимо учитывать при разработке схем диагностики оборудования, в которых используется растительное масло.

Экспериментальное исследование динамики растворения газовых включений в трансформаторном и касторовом маслах позволило установить эмпирическую связь между временем растворения газового включения в этих маслах и его диаметром в следующем виде:

s к.м = 0,0208dп²

s т.м = 0,0013dп² ,(3)

где s.к.м_. и s.т.м. - времена растворения газового пузырька (водород) диаметром dп, соответственно, в касторовом и трансформаторном маслах.

Из приведенных формул видно, что скорость растворения газового включения в касторовом масле при прочих одинаковых условиях, примерно, в 16 раз ниже, чем в трансформаторном.

Рассмотрены возможные механизмы распределения продуктов разложения изоляции, растворенных в масле, по объему высоковольтного МНЭО. Оценка времени распределения газов по объему силового конденсатора за счет диффузии показывает, что распределение водорода по объему конденсатора произойдет в течение 1-го месяца, а углеводородных газов - в течение нескольких месяцев. В то же время эксперименты показали, что в рабочих режимах импульсных конденсаторов образующиеся в результате старения ГПРИ практически без задержки во времени (через несколько импульсов) распределяются по объему конденсатора. Этот факт можно объяснить возникновением течений в жидкости под действием электродинамических усилий, возникающих в обкладках конденсаторов при переменном напряжении.

Выполненные исследования позволяют сделать заключение о возможности оперативной диагностики высоковольтных конденсаторов посредством анализа газообразных продуктов разложения изоляции как при заводских испытаниях, когда количество испытательных воздействий сильно ограничено, так и в эксплуатации.

В четвертой главе представлены результаты теоретических исследований процессов диффузии газов и влаги внутри высоковольтного маслонаполненного электрооборудования, а также электрофизических процессов, связанных с образованием газов и их последующим извлечением для проведения диагностического анализа.

Рассмотрены устройства для отбора проб масла (пробоотборники) из высоковольтногоМНЭО.Проанализированы пути утечки газов из пробоотборников в виде стеклянных шприцев различной конструкции.

На основе расчета диффузионных процессов предложена математическая формула для оценки времени хранения в пробоотборнике наиболее «летучего» газа - водорода, растворенного в трансформаторном масле:

,(4)

где С0- начальная концентрация растворенного в пробе масла газа, равномерно распределенная по объему шприца; D - коэффициент диффузии газа в масле; S - площадь сечения прослойки между поршнем и корпусом шприца; l - длина пути утечки по прослойке масла, Vl - объем пробы масла с растворенными газами. По выражению (4) можно рассчитать изменение концентрации находящихся в пробе масла газов во времени, или время хранения масла в шприце s с учетом допустимого изменения концентрации растворенных в пробе масла газов:

,(5)

где lm - длина области шприца, занятой маслом; lp - длина пути утечки газа вдоль прослойки между корпусом и поршнем шприца; - толщина зазора между поршнем и корпусом; d - внутренний диаметр корпуса шприца (пробоотборника).

Выявлена зависимость между допустимым временем хранения пробы трансформаторного масла в пробоотборнике от объема пробы, графически представленная на рис. 8.

Рис. 8. Допустимое время хранения пробы трансформаторного масла в пробоотборнике в зависимости от объема пробы.

Проведенные исследования показали, что при прочих равных условиях максимальное время хранения пробы трансформаторного масла обеспечивается при заполнении половины объема шприца. Этот результат можно пояснить следующими соображениями. Когда шприц полностью заполнен маслом, длина прослойки, по которой диффундирует газ, наименьшая, но общее количество растворенного газа наибольшее. С уменьшением объема масла в шприце увеличивается длина прослойки, по которой диффундирует газ. При этом общее количество растворенного газа уменьшается. Поэтому наименьшая скорость изменения концентрации газов в пробе масла достигается при заполнении половины объема шприца.

...