CC BY
30
ш т т ^
т т т щ
УДК 621.315.6
ОБЩАЯ ОЦЕНКА СТЕПЕНИ СТАРЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ТРАНСФОРМАТОРНОГО ПАРКА
В.К. КОЗЛОВ, Г.А. МУРАТАЕВА Казанский государственный энергетический университет
В настоящей работе показана возможность получения оценочных характеристик состояния твердой изоляции трансформаторов, находящихся в эксплуатации, на основании вычисления интегрального коэффициента старения изоляции трансформаторного парка.
Ключевые слова: твердая изоляция, трансформаторное масло, фурановые производные.
Для определения технического состояния объекта или группы объектов необходимо создать систему оценок, позволяющих судить об исправности и эффективности функционирования объекта.
Данные, полученные при техническом обследовании, служат базой для определения возможных дефектов. Анализ и оценка полученных данных служит основой для определения и прогнозирования остаточного ресурса объекта. Техническое состояние объекта влияет на экономические результаты деятельности энергосистемы. Поэтому прогнозирование остаточного ресурса объекта имеет ключевое значение в области принятия решений по его модернизации или замене.
Техническая диагностика трансформаторного оборудования сетевых предприятий играет важную роль в обеспечении надежности функционирования энергетических сетей, что, в свою очередь, может обеспечить значительную экономию средств.
При эксплуатации трансформаторного оборудования с течением времени происходит старение и деструкция твердой изоляции. Показателями старения и деструкции твердой изоляции являются степень ее полимеризации, определяемая количеством фурановых соединений в масле.
Снижение степени полимеризации и появление фурановых соединений является естественным процессом, которому подвержена твердая изоляция [1]. Эти процессы ускоряются под воздействием эксплуатационных факторов, среди которых наиболее значимые - электрическое поле, температура, наличие кислорода, наличие влаги. Последствием ухудшения физико-химических свойств твердой изоляции является снижение механической прочности и ее разрушение в процессе эксплуатации.
Анализ продуктов деструкции твердой изоляции по содержанию фурановых производных является простейшим средством для выявления степени старения твердой изоляции силовых трансформаторов.
В мировой практике метод контроля состояния бумажной изоляции маслонаполненного оборудования по содержанию фурановых производных получил широкое распространение.
© В.К. Козлов, Г.А Муратаева,
Проблемы энергетики, 2010, № 3-4
В соответствии с требованиями к эксплутационным маслам [2] химические лаборатории энергосистем располагают данными по содержанию фурановых производных для каждого трансформатора.
На основании этих данных нами была произведена оценка остаточного ресурса твердой изоляции трансформаторного парка по содержанию фурановых производных энергосистемы, состоящей из 64-х силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше.
На диаграмме рис. 1 приведены данные по содержанию фурановых производных для энергосистемы, состоящей из шести энергорайонов, оборудованных понижающими подстанциями 110/10кВ.
Рис. 1. Диаграммы содержания фурановых производных, отнесенные к значению ограничивающих область нормального состояния эксплуатационных масел, для каждого из трансформаторов
Как следует из диаграммы, реальные значения содержания фурановых соединений имеют широкий разброс, что затрудняет анализ.
Для получения оценочных характеристик состояния твердой изоляции трансформаторов каждого из шести энергорайонов нами предлагается вычисление интегрального коэффициента старения изоляции трансформаторного парка в виде
п и
• м
К =
¿=1 П0
г=1
где П - содержание фурановых производных ¿-го трансформатора в % массы масла г-го трансформатора; По - содержание фурановых производных, ограничивающее область нормального состояния трансформаторного масла [2]; п - число трансформаторов в энергорайоне; Ы1 - масса масла г-го трансформатора, т.
Диаграмма интегральных коэффициентов старения изоляции для каждого из районов представлена на рис. 2.
Из диаграммы рис. 2 следует, что максимальный уровень старения твердой изоляции имеет место в 1-м энергорайоне и составляет порядка 25%, что свидетельствует о значительном 75-процентном эксплутационном запасе по состоянию твердой изоляции. Вместе с тем, 1-й и 6-й энергорайоны имеют более высокий уровень коэффициента старения по сравнению с 2, 3, 4, 5-м энергорайонами и в будущем в первую очередь потребуют капитальных вложений.
© Проблемы энергетики, 2010, № 3-4
0,3 0,25 0,2 0,15
0,05 0
.- ^ •.. и
5
12 3 4
Полета» пня
Рис. 2. Диаграмма интегральных коэффициентов старения изоляции для каждого района электросетей
Сравнительный анализ интегральных коэффициентов старения изоляции позволяет энергокомпании координировать стратегию распределения капиталовложений между энергорайонами, а также, применительно к задаче долгосрочного планирования эксплуатационных процессов (реновации, реконструкции, модернизации и другие), прогнозировать капитальные вложения с учетом инвестиционных составляющих.
Выводы
Техническая политика по эксплуатации и обслуживанию парка трансформаторного оборудования обусловлена экономическими соображениями. Проведение анализа состояния изоляции трансформаторного парка с применением интегрального коэффициента старения изоляции дает возможность энергокомпаниям экономически целесообразно организовать техническое обслуживание оборудования.
Summary
In the present work shows the possibility of obtaining estimates of characteristics of the solid insulation of transformers in service on the basis of calculating the integral coefficient of insulation aging transformer fleet.
Key words: solid insulation, transformer oil, furan derivatives.
Литература
1. Ванин Б.В., Львов М.Ю., Львов Ю.Н. и др. Методологические аспекты оценки степени старения изоляции обмоток силовых трансформаторов по измерению степени полимеризации // Электрические станции. 2001. № 1. С.35-39.
2. Объем и нормы испытаний электрооборудования. 6-е изд. перераб. и доп. РД 34.45-51.300-97. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001.
Поступила в редакцию 19 ноября 2009 г.
Козлов Владимир Константинович - д-р физ.-мат. наук, профессор, заведующий кафедрой «Электроэнергетические системы и сети» (ЭСиС) Казанского государственного энергетического университета (КГЭУ). Тел.: 8 (843) 519-42-72.
Муратаева Галия Амировна - аспирантка кафедры «Электроэнергетические системы и сети» Казанского государственного энергетического университета. Тел.: 8-903-306 2137. Е-mail: Akbars1000@rambler.ru.
© Проблемы энергетики, 2010, № 3-4
