Поиск по сайту
Начало >> Статьи >> Эффективность и целесообразность диагностики высоковольтных вводов

Эффективность и целесообразность диагностики высоковольтных вводов

высоковольтные вводы трансформатора

С. Д. Кассихин, К. Г. Сипилкин, А. 3. Славинский, В. Н. Устинов, Завод «Изолятор » Ю. С. Пинталь, М. Б. Верещагин, ГОУ ВПО «Московский энергетический институт (ТУ)»
В настоящее время в энергосистемах эксплуатируется значительное количество вводов разных типов исполнения и разных годов выпуска, иногда с наработкой 40 лет и более. Большое количество установленных в эксплуатации вводов имеют наработку, превышающую нормативный срок службы 25 лет, установленный требованиями действующих стандартов [ 1]. При этом необходимо отметить, что подавляющее количество эксплуатируемых вводов в России, странах СНГ, Прибалтики и странах бывшего СЭВ - это вводы производства завода «Изолятор», старейшего предприятия электротехнической промышленности России, имеющего более чем 100-летнюю историю.
Выпускались следующие типы вводов: с маслобарьерной изоляцией (МБ) на 110-500 кВ с 1936 по 1960 г., с бумажно-масляной изоляцией (БМИ) негерметичного исполнения на 110-220 кВ с 1956 по 1994 г. и герметичного исполнения 110-1150 кВ с 1962 г. по настоящее время, с твердой изоляцией типа RBP 110 кВ/800 А (по лицензии фирмы «Микафил») с 1973 г., на 110 кВ/2000 А и 150 кВ/800 А - с 2000 г.
В 80-е гг. и до середины 90-х основной продукцией завода «Изолятор» являлись герметичные маслонаполненные вводы с БМИ на напряжение 110- 1150 кВ. В этот период вводы с твердой изоляцией составляли порядка 20 % от общего объема выпуска. С 1999 по 2002 г. при резком сокращении выпуска вводов с БМИ на 330 кВ и выше доля вводов до 110 кВ с твердой изоляцией типа RBP увеличилась до 90 % от общего количества. В 2003-2004 гг. началось серийное производство вводов с твердой изоляцией типа RIP. Таким образом, структура производства в последнее время определяется потребностями и возможностями рынка, когда введение новых мощностей невелико, а количество вводов 110 кВ, находящихся в эксплуатации, составляет наибольшую долю от числа установленных.
Встает вопрос о надежности вводов разных годов выпуска, так как очевидно, что вводы разных типов исполнения имеют различные показатели надежности в зависимости от длительности эксплуатации.
Абсолютное число отказов в 60, 70 и 80-е гг. составляло в среднем соответственно 25, 45 и 84 отказов в год. Однако можно утверждать, что удельная повреждаемость существенно не менялась, поскольку рост числа отказов соответствовал росту числа установленных вводов и, более того, удельная повреждаемость имела тенденцию к снижению с конца 80-х - начала 90-х гг. Среднее количество отказов в год на протяжении 80-х гг. вводов различных номинальных напряжений приведено ниже.
Средние значения числа отказов в год и их средние квадратичные отклонения σ для вводов 110-750 кВ (80-е гг.)
Средние значения числа отказов в год
Наибольшее количество повреждений приходится на вводы 110 кВ. Но это связано не с низкой их надежностью, а с тем, что от общего количества вводов, находящихся в эксплуатации, доля вводов 110 кВ составляет более 50 %. С точки зрения анализа надежности и выявления причин отказов необходимо рассматривать распределение поврежденных вводов разных типов по сроку службы до отказа.
На основании опыта эксплуатации интенсивность отказов вводов λ качественно может быть представлена «классической» кривой 1 на рис. 1, которая содержит три характерных участка - Тъ Т2, '/';. Участок Ί\ соответствует периоду приработки; Т2 - периоду нормальной эксплуатации; Г3 - периоду «старости». На участке Т2 интенсивность отказов минимальна и составляет 0,025-0,1 % от числа установленных для разных типов вводов [2-4]. Недостатком кривой 1 является то, что она построена на основе обобщения данных по генеральной совокупности вводов, содержащих разнородные объекты исследования: герметичные и негерметичные конструкции вводов 110-220 кВ, герметичные конструкции вводов 330-500 кВ, вводы с разными марками масла. Возрастание отказов на участке Ί\ связано главным образом с наличием заводских и монтажных дефектов, на участке Т3 - с естественным старением изоляции (электрическим, тепловым, механическим). Значительное снижение отказов на участке Ί\ может быть достигнуто за счет повышения эффективности приемосдаточных испытаний при выпуске вводов с завода (кривая 2 на рис. 1).
Зависимость интенсивности отказов вводов от длительности эксплуатации
Рис. 1. Зависимость интенсивности отказов вводов λ от длительности эксплуатации t
В технике высоких напряжений изоляция любого узла высоковольтной конструкции выбирается по наиболее тяжелому воздействию (напряжением промышленной частоты, грозовым или коммутационным импульсами), и, следовательно, испытание именно одним из этих определяющих напряжений может подтвердить достаточность выбора изоляции. Однако, как показывают результаты разборок поврежденных вводов с БМИ и специальные исследования на моделях [5, 6], процессы, приводящие к повреждению вводов, определяются рабочим напряжением со специфическими механизмами нарушения изоляции, не воспроизводимыми при кратковременных воздействиях испытательных напряжений. По общепризнанному мнению, наилучшим способом подтверждения качества технологической обработки и в конечном итоге запаса прочности при эксплуатации в хорошо скоординированной конструкции изоляции являются измерения уровня частичных разрядов (ЧР) при контрольных испытаниях на заводе наибольшим рабочим напряжением.
Это подтверждается сравнительным анализом повреждений вводов разных годов выпуска до и после введения в объем испытаний измерений уровня ЧР и ряда других современных методов контроля. Анализ однозначно показывает, что причина повреждений в ряде случаев - низкий технический уровень эксплуатации. Но в большинстве случаев причина - в ухудшении изоляционных свойств в процессе эксплуатации, в первую очередь из-за качества и снижения электрической прочности масла. Лишь незначительное число аварий могло быть с определенностью отнесено к несовершенству технологии изготовления.
Так, до внедрения современных методов контроля, в том числе с измерением уровня ЧР, зависимость количества повреждений вводов от длительности эксплуатации характеризуется данными, представленными в табл. 1.
Таблица 1


Класс напряжения

Количество поврежденных вводов (пробой пни перекрытие внутренней изоляции)

Длительность эксплуатации, лет

1

2

3

4

 

 

 

 

9

10

11

110

43

29

21

13

13

11

9

6

9

3

2

220

4

2

2

-

-

1

-

-

-

-

-

500

9

4

2

1

-

-

2

1

1

1

-

Σ

До 3 лет

3-10

116

71

Таблица составлена по данным отчета ПО «Союзтехэнерго» (ОРГРЭС) [2], в котором обобщен опыт эксплуатации маслонаполненных вводов с БМИ от начала их производства в 1956 г. до 1972 г.
Характер интенсивности отказов λ (7) от времени эксплуатации для вводов с БМИ с начала освоения их производства представлен гистограммой на рис. 2.
Таблица 2


Год отказа

Наработка до отказа

 

До 3 лет

3-10 лет 1

10-20 лет

Более 20 лет

1977

Наибольшее число отказов на вводы, служившие свыше 5 лет

1980

12

16

14

10

1981

7

30

29

14

1982

6

10

11

13

Такое изменение типа зависимости интенсивности отказов с конца 70-х гг. находит вполне определенное объяснение. В 60-е гг. основным типом являлись вводы негерметичной конструкции с недостаточно совершенной защитой от увлажнения, применялось трансформаторное масло без присадок. В конце 60-х гг. на заводе были проведены организационно-технические мероприятия, влияющие на качество изготовления: создана лаборатория масел, введен контроль влагосодержания масла, проведена модернизация вакуумно-сушильных печей, удлинен процесс сушки вводов 500 кВ, введено измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции (tg5) при более высоком напряжении и т. п.
В 1981 г. была введена практика измерения ЧР вначале как факультативное требование ГОСТ 10693-81 с нормой 100 пК при Г/нрф.
В 1991 г. ГОСТ 10693-81 для вводов с БМИ введены как обязательные нормы приемосдаточных испытаний при выпуске:

  1. уровень ЧР <10 иКл при 1,5 Г/нрф;
  2. общее газосодержание масла ОГС < 1 %;

Гистограмма интенсивности отказов
Рис. 2. Гистограмма интенсивности отказов λ (60-е гг.) в относительных единицах
Существенно другой характер зависимости количества повреждений от длительности эксплуатации имеет место с конца 70-х гг. (табл. 2, рис. 3).
Гистограммы (рис. 2, 3) построены с учетом различия в количестве вводов N(t) с разными сроками эксплуатации.
Гистограмма интенсивности отказов в относительных единицах
Рис. 3. Гистограмма интенсивности отказов λ (80-е гг.) в относительных единицах

  1. после высоковольтных испытаний прирост содержания углеводородных газов в масле Σ(,Ι Ιν -> 0;
  2. содержание механических примесей (МП) стали оценивать не по абсолютному значению МП <10 г/т, а по количеству микрочастиц (мкч) в единице объема масла (установлено соответствие 200 мкч/мл ξ 10 г/т, по данным ЗТЗ).

Следует отметить, что с 1985-1986 гг. для заливки вводов вместо масел типа Т-750 с высоким содержанием ароматики (~30 %) стало использоваться масло типа ГК с низким содержанием ароматики (~6 %). Эти масла существенно различаются по своим свойствам, таким, как газостойкость, стабильность и совместимость с конструкционными материалами. Эти свойства характеризуют масла с точки зрения устойчивости к воздействию ЧР по газообразованию и степени физико-химического взаимодействия с конструкционными материалами по образованию продуктов уплотнения масла, в том числе твердого осадка. Их количественная оценка производится измерениями:

  1. газосодержания (методом ХАРГ);
  2. содержания твердого осадка (методом фильтрации);
  3. величины диэлектрических потерь (методом электрических измерений tg δ).

По степени устойчивости к воздействию напряженности электрического
поля Ε (устойчивости к ЧР) масла условно разделяют на газопоглощающие и газовыделяющие. Масла с большим содержанием ароматики типа Т-750 являются газопоглощающими (при расчетных значениях Е), а с низким содержанием ароматики типа ГК - газовыделяющими. Условность разделения масел на газопоглощающие и газовыделяющие заключается в том, что при достаточно высокой напряженности все они являются газовыделяющими [5]. В связи с различием свойств масел изменился и характер отказов для вводов разных годов выпуска и разных типов.
Для герметичных вводов с маслом Т-750 отмечалось с начала 80-х гг. повышение интенсивности отказов уже после 4-10 лет эксплуатации из-за пробоя в нижней части по поверхности фарфора. Пробой происходил при рабочем фазном напряжении Г/ф в результате развития ползущих разрядов по желто-буро- му налету (осадку), отложившемуся в процессе эксплуатации на внутренней поверхности покрышки. Этот факт подтверждают случаи разборок вводов с неповрежденных фаз трансформатора, когда обнаруживались следы незавершенных разрядов (см. рис. 1) [6, 7]. Основной причиной образования осадка, осаждения его на поверхности и снижения электрической прочности является ускоренное старение масла, связанное как с режимом работы (Ε, Т), так и с увеличением размеров частиц в процессе их коагуляции от 10 до 2000 А [8] при воздействии температуры и напряженности электрического поля.
Для герметичных вводов с маслом ГК выпуска с 1986 г., по имеющимся данным, число аварий в 90-е гг. стало незначительным, но, несмотря на снижение удельной повреждаемости, возникла проблема высокой отбраковки. Отбраковка производилась после непродолжительной эксплуатации:

  1. в основном из-за неудовлетворительных результатов ХАРГ;
  2. иногда из-за повышения давления в результате резкого газообразования;
  3. очень редко из-за роста тангенса угла диэлектрических потерь (tg δ) изоляции.

В то же время для негерметичных вводов, особенно вводов 220 кВ для масляных выключателей (MB) с маслом ГК, уже через 1-2 года эксплуатационная надежность была неудовлетворительной по причине браковки из-за высоких значений tg δ изоляции пли роста повреждений из-за пробоя остова. Опыт эксплуатации выявил, что во вводах негерметичного исполнения, заполненных маслом марки ГК, особенно вводов для масляных выключателей (выпуск 1985-1994 гг.), наблюдаются явления образования воскообразных отложений в изоляционном остове. Этот процесс приводит к росту измеряемых значений tg δ изоляции, росту концентрации горючих газов в масле и соответственно к повышенной отбраковке при профилактических испытаниях. При несвоевременной отбраковке развитие этих процессов заканчивается пробоем изоляции и аварией.
Специально проводимые исследования специалистами СКТБ завода «Изолятор» и ВЭИ объяснили механизм и причины появления и развития процессов воскообразования, которые обусловлены свойствами масла марки ГК при его применении в негерметичных конструкциях при условиях резкого изменения температуры, что характерно для режимов работы MB в отличие от силовых трансформаторов, имеющих большую тепловую инерцию.
В связи с вышеизложенным завод «Изолятор» предлагает:

  1. заменить вводы для MB устаревших конструкций на современные, которые завод в настоящее время выпускает с твердой изоляцией типа RIP;
  2. производить планомерную замену вводов любых типов с маслом Т-750, выработавших установленный срок службы 25 лет.

Необходимо также отметить, что с учетом свойств масла марки ГК заводом с 90-х гг. активно проводится модернизация конструкций вводов, направленная на повышение надежности и снижение материалоемкости. Следует признать, что до проведения модернизации ряд вводов по определенным чертежам имел конструкционные недостатки, которые снижали эксплуатационную надежность. Особенно это проявилось при использовании негазостойкого масла типа ГК. В первую очередь это касалось герметичных вводов с /ном = 2000 А на 220 и 500 кВ для трансформаторов и вводов с /ном = 315 А на 500, 750 кВ для реакторов. Применялись недостаточно надежный контакт центральной трубы с первой конденсаторной обкладкой, что приводило к явлениям электроэррозии с разложением масла; недостаточная экранировка стяжного узла в верхней части ввода и узлов крепления изоляционного остова, что приводило к ЧР (искрению) между деталями в этих узлах и повышению значений ХАРГ (см. рис. 2). Особенно низкую надежность имел ввод 500 кВ/2000 А по черт.................... 085, где в нижнем узле крепления существовала как возможность ЧР (искрения) между двумя смежными деталями, так и пробоя с нижней подпорной гайки на фарфор при воздействии перенапряжений [9]. Именно с началом использования масла ГК эти явления проявились наиболее ярко (рис. 3). На заводе были проведены организационно-технические мероприятия, направленные на повышение технического уровня высоковольтных вводов, начались разработка и поэтапный переход на выпуск модернизированных конструкций. Одновременно были пересмотрены и усовершенствованы технологические режимы ТВО: установлен более глубокий вакуум при сушке изоляции до 1,0 мм рт. ст. и ниже, при вакуумировке вводов на участке 500 кВ достигли вакуума 0,5 мм рт. ст., на всех сборочных участках начали использовать дегазационные установки шла ВДУ, что позволило снизить ОГС, и т. д.
Модернизированные вводы обладают более высокой эксплуатационной надежностью по следующим причинам:

  1. улучшен характер распределения электрического поля (конусная подрезка, выбор экранировки, радиусов закругления деталей по результатам расчета электрического поля и т. д.);
  2. изменена конструкция узлов крепления остова для исключения явления электроэрозии посредством разделения функций электрических контактов и механического закрепления (1998);
  3. изменена конструкция верхнего стяжного узла вводов 500-750 кВ для исключения искрения между деталями с плавающим потенциалом и введено экранирование этого узла для реакторных вводов (конец 2002 г.).

Очевидно, для эксплуатации встает вопрос о выработке стратегического решения: что является более целесообразным и выгодным - произвести замену вводов, превысивших нормативный срок службы, на модернизированные или усилить контроль за установленными вводами старых конструкций. Безусловно, на принятие решения влияют такие факторы, как финансовые ограничения, ограничения численности квалифицированного персонала, трудоемкость и т. д.
В связи с этим необходимо рассмотреть вопрос об эффективности проведения профилактических испытаний. В период нормальной эксплуатации ее, например, характеризуют данные распре деления числа отказов в период между очередными профилактическими испытаниями вводов 110 кВ, представленные в табл. 3 и на рис. 4 (данные ТВН МЭИ, Пинталь, Мосэнерго, Кассихин и ОРГРЭС, Локшин).
Таблица 3


t

Параметр

τ, годы

0-0,5

0,5-1,0

1,0-1,5

1,5-2,0

2,0-2,5

2,5-3,0

23

18

12

8

7

8

37190

37190

36180

36180

34170

34170

1

2

3

4

5

6

32160

32160

30150

30150

28140

28140

1

2

4

5

6

7

26130

26130

24120

24120

22110

22110

Здесь I - время от начала эксплуатации, I = iТн + τ; i = 0, 1,2 и т. д. - номер очередной профилактики; ТИ - период между профилактиками; τ - время от момента очередной г-й профилактики; 0 < τ < 3; Δпа - число аварий за промежуток времени Δτ = 0,5 года; n(t) - число установленных вводов в этом промежутке времени (τ - At, τ).
Зависимость вероятности отказов вводов 110 кВ
Рис. 4. Зависимость вероятности отказов вводов 110 кВ с БМИ в интервалах между профилактическими испытаниями с периодом 3 года (выпуск 60-70-х гг.)
Статистический анализ на больших выборках вводов 110 кВ показал следующее.

  1. Зависимость суммарного числа аварий с момента проведения очередных профилактических испытаний в период стабильной работы после 3-6 лет эксплуатации можно аппроксимировать формулой

(1)
Соответственно интенсивность отказов
(2)

    1. Вероятность отказа до и после проведения профилактических испытаний существенно различается. Например, для 110 кВ с БМИ различие ~ в 5 раз.
    2. Вероятность выявления опасного состояния изоляции с развивающимся дефектом вводов, у которых остаточный срок службы т0СТ < 0,5 года, при существующих методах контроля высоковольтных вводов с БМИ порядка 90 %, а с применением метода ХАРГ еще выше - (95-97 %).
    3. Высокая чувствительность метода ХАРГ увеличивает вероятность «ложной» отбраковки, так как с учетом сравнительно небольшого объема масла во вводе позволяет обнаружить дефект, который из-за малого его развития может и не приводить к аварийному повреждению за установленный срок службы высоковольтного ввода или по крайней мере до следующего контроля.

На основании (1) и (2) можно оценить количественные показатели надежности и экономической целесообразности проведения профилактических испытаний. Существование зависимости (2) свидетельствует о том, что отказы в основном носят характер постепенных, и их число можно было бы значительно сократить при Тл -» 0. В этом случае необходимо рассматривать условие экономической целесообразности.
Суммарные эксплуатационные затраты с учетом расходов на профилактические испытания и ущерб от аварий в общем виде

где Оио - стоимость испытания одной изоляционной конструкции; Сб0 - стоимость замены одной забракованной ИК; Са0 - ущерб от отказа (аварии) одной

Отсюда может быть получено условие экономической нецелесообразности
(Ти -> бесконечность ) [9]:
Если это условие не выполняется, то

где- среднее число дефектов, возникающих в единицу
времени, отнесенное к одной ИК; τ0 - случайная величина оставшегося срока службы ИК с момента развития (появления) дефекта; τ 0 - средний срок службы ИК с дефектом.
Так как для состаренной изоляции возрастает величина а, соответственно возрастают число аварий нл и число отбраковок пъ, суммарные эксплуатационные затраты резко возрастают независимо от значения выбранного периода между испытаниями Тш.
Можно показать, что даже в случае практически непрерывного контроля число аварий за малый промежуток времени At непосредственно после проведения i-ιϊ профилактики
ИК; η - общее число установленных ИК; на- число аварий между испытаниями; пъ - число забракованных ИК при испытании.
Качественная зависимость суммарных эксплуатационных затрат и ее составляющих
Рис. 5. Качественная зависимость суммарных эксплуатационных затрат и ее составляющих от периодичности Тж между испытаниями
Условие минимума удельной стоимости эксплуатации ИК:
где Ρ = P\Pi, Р\ - вероятность пропуска дефектной ИК (контролируемые параметры были меньше нормы); Рг вероятность того, что оставшийся срок жизни дефектной ИК τ0 < iTw
По имеющимся данным аварийности, обработанной методами математической статистики, для вводов с БМИ P1 = 0,12 τ0 max < 9 лет. Тогда для времени эксплуатации t3 > τ0 max следует Рг 1 Таким образом, даже при непрерывном контроле абсолютное число аварий вводов с большими сроками эксплуатации может быть оценено величиной на = 210 hit.
Интересно сравнение с зарубежными фирмами данных по аварийности трансформаторов из-за повреждений вводов (вводы для масляных выключателей 110-220 кВ они не выпускают). В настоящее время на российском рынке и рынках стран СНГ стараются расширить свое присутствие инофирмы - производители вводов, такие, как ABB, BUSHING, АББ Электроизолит Бушинг, TRENCH, PASSONI У1ГГА. По данным СИГРЭ и материалов, приводимых на международных симпозиумах, доля аварий трансформаторов из-за повреждений вводов составляет 11-30 % в зависимости от типа трансформатора [11- 13]. Доля аварий трансформаторов из-за повреждений вводов производства ЗАО «Мосизолятор» в среднем не превышала этот показатель, а колебания составляли, по нашей оценке, в разные годы -15 40 % в зависимости от типа трансформатора по данным, предоставляемым производителями трансформаторов (ЗТЗ, Тольятти).
Обратим внимание и на известные факты отказов высоковольтного оборудования с вводами инофирм, имеющие место в последние годы. Если отнести их к суммарному числу, не превышающему несколько сотен вводов поставок инофирм, то сравнение говорит само за себя.
В настоящее время заводом освоено серийное производство вводов с самой современной RIP-изоляцией до 500 кВ включительно. В общем объеме продукции их доля составляет более 90 %. С начата серийного производства в 2004 г. их выпущено порядка 30 000 шт. В 2006-2009 гг. удельная повреждаемость в год составляла 0,027 % от числа установленных, что по крайней мере в 2 раза меньше, чем для вводов с БМИ в период приработки. Не отмечены случаи повреждений вводов с наработкой более двух лет. Это может быть связано с высокой надежностью вводов с RIP-изоляцией в период нормальной эксплуатации после окончания периода приработки. Однако следует отметить, что это может быть обусловлено недостаточным объемом выборки вводов, эксплуатируемых более двух лет. Достоверную оценку надежности вводов с RIP-изоляцией в период нормальной эксплуатации можно сделать позже, по мере увеличения числа вводов с наработкой 3-4 года.
Из приведенного анализа следуют основные выводы:

  1. Вводы выпуска до 1985 г., заполненные маслом Т-750, имеют после 20-25- летней эксплуатации вероятность отказа, превышающую в 2 раза и более их вероятность отказа в период нормальной эксплуатации. После 25 лет эксплуатации рекомендуется их замена с точки зрения обеспечения надежности и минимума приведенных затрат с учетом затрат на проведение испытаний и ущерба от аварий.
  2. Ремонт их вводов в условиях эксплуатации нецелесообразен, так как требует полной разборки, очистки поверхности изоляционного остова и внутренней поверхности фарфоровых покрышек от продуктов старения масла и последующих высоковольтных испытаний в полном объеме с измерением ЧР. Тем более требуется квалифицированная оценка результатов измерений, поскольку ряд характеристик может указывать на необходимость замены изоляционного остова вследствие невозможности удаления продуктов разложения из внутренних слоев изоляции. В противном случае нельзя гарантировать надежную работу ввода после ремонта.
  3. Использование высокостабильного масла ГК позволяет установить нормативный срок службы для вводов герметичного исполнения 30 лет (выпуск 1987 г. и позднее).
  4. Многолетний опыт эксплуатации свидетельствует, что, по имеющейся статистике аварийности, высоковольтные вводы завода «Изолятор» не уступают зарубежным аналогам. При замене вводов, выработавших свой ресурс, на вводы современных конструкций с твердой RIP-изоляцией, которые завод выпускает в настоящее время, должно произойти снижение аварийности. Важным фактором с экономической точки зрения является резкое снижение ущерба от аварии с вводом. По нашим данным, не отмечено ни одного повреждения трансформатора при авариях, связанных с вводами, требовалась только замена вводов. В Мосэнерго имел место случай, когда при серьезной аварии с трансформатором вводы с RIP-изоляцией остались неповрежденными и были вновь смонтированы на другом трансформаторе, где успешно работают уже на протяжении двух лет.
  5. Экономическая целесообразность проведения профилактических испытаний в период нормальной эксплуатации для вводов с твердой изоляцией типа RIP требует уточнения по сравнению с установленными в объемах и нормах испытания электрооборудования (для БМИ Са0 » Сб0, для RIP Са0 -» Сб0).
  6. С появлением в эксплуатации новых современных конструкций высоковольтных вводов с RIP-изоляцией особое значение приобретает важность обратной связи между предприятиями, занимающимися диагностикой, и заводом- изготовителем.
  7. Диагностика важна не только для предотвращения аварий и отказов, но и для подтверждения высокой надежности в эксплуатации высоковольтного оборудования.
    1. ГОСТ 10693-81. Вводы конденсаторные герметичные на номинальные напряжения 110кВ и выше. Общие технические условия.
    2. Обзоры аварий и других нарушений в работе на электростанциях и в электрических сетях энергосистем: сб. М.: Союзтехэнерго, 1977-1992.
    3. Бажанов С. А, Сафонова 3. В. Обобщение опыта эксплуатации маслонаполненных вводов 110-500 кВ: отчет ОРГРЭС. М., 1973
    4. «Анализ причин аварий маслонаполненных вводов 110-500 кВ // Отчет по НИР, СКТБ в/в вводов. М., 1987.
    5. Лититейн Р. Α., Шахнович Μ. II. Трансформаторное масло. М.: Энергия, 1968.
    6. Евсеев Ю. Α., Кассихин С. Д. и др. О причинах повреждаемости высоковольтных вводов с БМИ конденсаторного типа // Электрические станции. Москва, 1989. № 1.
    7. Некрасов В. Г., Кассихин С. Д. и др. О качестве трансформаторных масел для высоковольтных вводов и их надежности //Там же. М., 1996. № 8.
    8. Львов Μ. Ю. Коллоидно-дисперсные процессы в высоковольтных герметичных вводах трансформаторов // Там же. 2000. № 4.
    9. Славннскнй А. 3. Высоковольтные вводы. Расчет, конструирование и ремонт. М.: Научтехлитиздат, 2001.
    10. Техника высоких напряжений / под ред. Д. В. Разевига. М.: Энергия, 1976. С. 163-167.
    11. Диагностика и обслуживание трансформаторного оборудования после длительной эксплуатации: докл. и тез. симп., 23-27 мая 1994 г. Запорожье, 1994.
    12. Тезисы докладов научно-технической конференции по трансформаторостроению. 1995 г., сент. Запорожье, 1995.
    13. Bossi Α., Yakov S. Bushings and connections for large power transformers : докл. 12-15 на сессии СИГРЭ, 1984.
    14. Гурин В. В.,Ложтнн А. К, Соколов В. В и др. Требования к испытаниям электрической прочности изоляции силовых трансформаторов 330 кВ и выше в нормах СССР, США, Канады и МЭК // Электротехника. 1992. № 12.
 
« Электромагнитные поля в закрытой подстанции 110/10кВ
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.