О снижении риска повреждений силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, сопровождающихся внутренними КЗ

Журнал ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ №9 (сентябрь) 2014 года.

• Львова М. М., ОАО НТЦ ФСК ЕЭС , Москва
• Львов С. Ю., ООО Прессэлектро , Москва
• Комаров В. Б., канд. хим. наук, ИФХЭ РАН, Москва
• Лютько Е. О., ОАО НТЦ ФСК ЕЭС , Москва
• Вдовико В. П., канд. техн. наук, ООО ЭМА , Новосибирск
• Демченко В. В., ОАО Богучанская ГЭС , Красноярский край, Кодинск
• Беляев С. Г., ООО ПКФ Кониф , Москва
• Савельев В. А., доктор техн. наук, Ивановский государственный энергетический университет, Иваново
• Львов М. Ю., доктор техн. наук, Москва
• Львов Ю. Н.1, доктор техн. наук, ОАО НТЦ ФСК ЕЭС , Москва

Рассматриваются вопросы повышения надёжности работы силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов с целью снижения фактора риска повреждений, сопровождающихся внутренними короткими замыканиями, взрывами и пожарами оборудования.

Ключевые слова: силовой трансформатор, автотрансформатор, шунтирующий реактор, внутреннее короткое замыкание, взрыв, пожар.

Наиболее тяжёлым повреждением силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтиующих реакторов напряжением 110 кВ и выше (далее трансформаторы) является внутреннее короткое замыкание (КЗ). Анализ показал, что повреждения, сопровождающиеся внутренними КЗ, составляют 80% общего числа повреждений обмоток, 89% общего числа выхода из строя высоковольтных вводов, 25% общего числа повреждений РПН (регуляторов под нагрузкой). В более чем 30% таких повреждений происходили взрывы и пожары [1].

Цель cтатьи осветить проблему повышения надёжности работы трансформаторов путём снижения фактора риска повреждений, сопровождающихся внутренними КЗ, взрывами и пожарами трансформаторов.

К основным факторам, определяющим рост интенсивности отказов трансформаторов, относятся:

• нарастание числа трансформаторов, отработавших определённый стандартом минимальный срок службы 25 лет;
• эксплуатация трансформаторов вне нормированных параметров;
• отсутствие в нормативно-технических документах ряда критериев, необходимых для получения более полной и достоверной информации, позволяющей оценить работоспособность трансформаторов.

В настоящее время в части трансформаторов действует в целом достаточно эффективная система нормативно-технической документации, дающая возможность в комплексе определять состояние трансформаторов для принятия решения о возможности и целесообразности их дальнейшей эксплуатации [2, 3]. Вместе с тем в трансформаторе, как показывает опыт эксплуатации, могут развиваться ионизационные и термические процессы в локальных объёмах изоляции, приводящие к внутренним КЗ, взрывам и пожарам оборудования, за длительность менее установленной в РД 34.45-51.300-97 (Объём и нормы испытаний электрооборудования) периодичности контроля.

Центральными понятиями при диагностике технического состояния объекта и оценке риска являются предельное состояние и критерий предельного состояния (ГОСТ Р 53480-2009 Надёжность в технике. Термины и определения . М.: Стандартинформ, 2010).

Согласно ГОСТ Р 53480-2009, предельное состояние состояние изделия, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна по причинам опасности, экономическим или экологическим ; критерий предельного состояния признаки предельного состояния, по которым принимают решение о его состоянии . На данный момент методика и критерии определения предельного состояния силовых трансформаторов в нормативно-технических документах отсутствуют.

Вместе с тем к настоящему времени разработана и подтверждена многолетним опытом эксплуатации научно обоснованная методология оценки предельного состояния силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше [4]. Основные показатели и критерии предельного состояния трансформаторов следующие:

1) износ витковой изоляции. Ресурс бумажной изоляции обмоток по РД 34.45-51.300-97 считается исчерпанным при снижении степени полимеризации бумаги до 250 ед.;

2) опасная деформация обмоток, вызванная большими токами сквозных КЗ. Определяется по результатам измерений сопротивления КЗ. Значения сопротивления КЗ трансформатора, измеренные в процессе эксплуатации и при капитальном ремонте, не должны превышать исходные более чем на 3% (РД 34.45-51.300-97);

3) опасное загрязнение обмоток металлосодержащими коллоидными частицами (медь, железо), образующимися в результате взаимодействия масла с конструкционными материалами (медью обмоток, железом бака, сердечника и др.). Содержание меди и железа в составе металлосодержащих коллоидных частиц не должно превосходить 3% по массе [5 7]. Этот показатель в нормативных документах отсутствует.

Состояние витковой изоляции обмоток определяет по существу срок службы трансформатора.

Как указано в [4], при снижении степени полимеризации бумажной изоляции обмоток до 250 ед. имеет место:

• не менее чем четырёхкратное снижение механической прочности изоляции в сравнении с исходной;
• выход воды (дегидратация) из бумажной изоляции на уровне 6% по массе и более (оценка выхода воды из бумаги, имеющей степень полимеризации более 250 ед., составляет 0,01 0,001% по массе и не имеет существенного значения).

Возможные повреждения витковой изоляции при снижении степени полимеризации до 250 ед.:

• разрушение изоляции обмоток от осевого давления сил при воздействии токов КЗ;
• снижение электрической прочности между витками при повреждении изоляции на проводе (разрыв или трещина) в 1,5 2 раза. Расчётный коэффициент запаса электрической прочности в различных конструкциях обмоток трансформатора колеблется от 1,1 до 1,7;
• разогрев участка изоляции диэлектрическими потерями, сопровождающийся прогоранием изоляции под рабочим напряжением, вследствие местного увеличения концентрации влаги в процессе дегидратации.

При достижении предельного состояния резко возрастает риск повреждения трансформатора из-за возникновения виткового замыкания при воздействии:

• токов КЗ;
• грозовых и коммутационных перенапряжений;
• рабочего напряжения.

В настоящее время для оценки состояния бумажной изоляции трансформаторов в России руководствуются Методическими указаниями по оценке состояния бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов по степени полимеризации (утверждены РАО ЕЭС России 13.12.2007 г.). Также следует отметить, что к данному моменту разработана достаточно полно методика оценки остаточного срока службы бумажной изоляции обмоток с использованием прямых измерений степени полимеризации витковой изоляции обмоток.

Задача определения ресурсных характеристик бумажной изоляции длительно эксплуатируемых силовых трансформаторов состоит из двух частей: определения вероятности повреждения трансформаторов вследствие деградации изоляции и оценки остаточного срока её службы.

Здесь следует отметить результаты широкомасштабных исследований 686 длительно эксплуатируемых трансформаторов Японии [8]. Вероятностные характеристики повреждения трансформаторов вследствие деградации изоляции определяются следующими соотношениями:

F = 0, при P > 450; (1)

F = (450 P)/200, при 250 < P < 450; (2)

F = 1, при P = 250, (3)

где,

• P текущее значение показателя степени полимеризации;
• F вероятность повреждения трансформаторов вследствие деградации изоляции.

[8] для срока службы бумажной изоляции трансформаторов Японии было приведено следующее уравнение, связывающее его со степенью полимеризации:

P = (1 0,014 ) Р0, (4)

где,

• Р0 исходное значение степени полимеризации бумажной изоляции обмоток трансформатора;
• срок службы трансформатора на момент измерений текущего значения степени полимеризации, годы.

Следует, однако, отметить, что это соотношение справедливо главным обраом для трансформаторов зарубежного производства. Силовые трансформаторы зарубежного производства в своей массе не оборудованы системой фильтров непрерывной очистки масла (термосифонные, адсорбционные). Cостояние наружных слоёв изоляции, омываемых маслом в процессе длительной эксплуатации, в них, как правило, хуже, чем внутренних слоёв, контактирующих с медными токоведущими частями. Последнее определённо связано со значительным влиянием окисленных и кислых продуктов старения бумажной изоляции и масла на процесс деградации изоляции [9].

В длительно эксплуатируемых силовых трансформаторах отечественного производства, оборудованных системой термосифонных и адсорбционных фильтров, для наружных и внутренних слоёв наблюдается иная картина деградации. Из приведённых в [9] данных следует, что при эксплуатации силовых трансформаторов с регламентной работой термосифонных и адсорбционных фильтров вследствие постоянно низкой концентрации катализаторов шламообразования и деградации значение степени полимеризации наружных слоёв витковой изоляции обмоток выше, чем внутренних слоёв, непосредственно прилегающих к меди.

Для длительно эксплуатируемых трансформаторов при наличии фильтров непрерывной очистки масла трансформаторов [10] можно считать вполне обоснованным метод оценки остаточного срока службы изоляции, основанный на реальных кинетических закономерностях изменения степени полимеризации для различных групп силовых трансформаторов с примерно одинаковой нагрузкой [10 12]. При этом по результатам исследований ОАО НТЦ ФСК ЕЭС и ИФХЭ РАН зависимости обратной степени полимеризации от срока службы имеют вид семейства полулогарифмических анаморфоз [11]:

 

где Kэфф эффективная константа скорости деструкции изоляции в процессе эксплуатации, год 1.
Из уравнения (5) при P0, равном текущему значению показателя степени полимеризации, а P, равном 250, соответствующем полному исчерпанию ресурса изоляции, можно определить остаточный срок службы изоляции трансформаторов Т-ост.

К настоящему времени на основании исследований ОАО НТЦ ФСК ЕЭС и ИФХЭ РАН накоплена достаточно большая база данных для реальных кинетических оценок при определении остаточного срока службы изоляции длительно эксплуатируемых силовых трансформаторов по степени полимеризации. Полученные максимальные значения эффективных годовых констант скорости деградации бумажной изоляции обмоток Kэфф для групп силовых трансформаторов с различной нагрузкой приведены далее.

	Kэфф, год -1
Блочные трансформаторы тепловых электростанций напряжением 110- 500 кВ	0,04897+- 0,00398
Сетевые трансформаторы напряжением 220- 500 кВ	0,02142+- 0,00405

Выявленные кинетические закономерности позволяют сформулировать следующие выводы:

• ресурс бумажной изоляции обмоток, от которого зависит срок службы различных групп силового трансформаторного оборудования, эксплуатируемого в России, определяется годовой константой скорости деградации изоляции, являющейся в целом функцией нагрузки конкретной группы трансформаторов, и степенью полимеризации исходной намоточной бумаги, использованной для витковой изоляции обмоток при её изготовлении;
• константа скорости деградации бумажной изоляции обмоток сетевых трансформаторов напряжением 220 500 кВ примерно в 2 раза меньше, чем для блочных трансформаторов тепловых электростанций напряжением 110 500 кВ [13].

При наличии опасных деформаций или смещения обмоток трансформатор может повредиться вследствие нарушения изоляции и изоляционных промежутков. В период эксплуатации такого трансформатора возможно появление частичных разрядов, при которых в основном образуется водород.

Cледует отметить, что в докладе на сессии СИГРЕ в 2008 г. приведены примеры повреждений 16 шунтирующих реакторов из-за развития витковых замыканий в результате загрязнения изоляции обмоток металлосодержащими коллоидными частицами сульфида меди СuS2 (5-7% по массе ) при использовании масел, содержащих серу, Nitro 10 GBA и Nitro 10 GBN  [14].

Существующие в настоящее время в эксплуатации методы для оценки загрязнения изоляции обмоток, основанные на измерении тангенса угла
диэлектрических потерь изоляции обмоток, позволяют выявить только загрязнение изоляции обмоток относительно земли и между обмотками. Витковая изоляция этим методом не контролируется. Витковые замыкания остаются относительно долго малочувствительными для устройств защиты трансформатора (дифференциальной, газовой) до тех пор, пока повреждение не разовьётся, как правило, до появления внутреннего КЗ [6, 7].

Существенную роль в снижении риска развития витковых замыканий играют фильтры непрерывной очистки масла (термосифонные, адсорбционные). Так, при массе масла в трансформаторе 50 т на силикагелях фильтров непрерывной очистки масла может быть сорбировано до 230 кг и более преимущественно полярных соединений продуктов старения масла [5, 15].

Следует отметить, что показатели концентраций наиболее опасных в эксплуатации соединений металлов конструкционных материалов в витковой изоляции при наличии фильтров непрерывной очистки масла при своевременной замене силикагеля, как правило, не превосходят 2% по массе. В целях повышения эффективности работы фильтров непрерывной очистки масла для наиболее полного удаления как органической, так и минеральной части загрязнений изоляционных материалов целесообразна разработка сорбента нового поколения за счёт физико-химической модификации поверхности применяемых в настоящее время силикагелей.

эксплуатации получили широкое распространение вводы конденсаторного типа с твёрдой полимерной изоляцией типа RIP. Их применение даёт возможность существенно снизить риски, связанные с возникновением взрывов и пожаров, а также опасные воздействия на окружающую среду. Вместе с тем выход из строя именно таких вводов на напряжения 220 500 кВ наблюдается в ряде случаев.

Материал изоляции высоковольтных вводов работает в условиях ионизирующего излучения низкоэнергетических ускоренных электронов под воздействием электрического поля. Высоковольтные вводы с бумажно-масляной изоляцией обладают свойством самовосстановления . При этом пластификация (наполнение) изоляционной бумаги маслом вызывает дерегенерацию образующихся свободных радикалов (частиц с неспаренными электронами) путём акцептирования их маслом. Это подавляет развитие процессов радиационной деструкции изоляционной бумаги в составе бумажно-масляной изоляции при действии частичных разрядов (ЧР) [16].

Таким образом, масло способно поглощать и растворять образующиеся при действии ЧР газообразные и другие продукты разложения масла и твёрдой изоляции, оказывая достаточно сильное деионизирующее воздействие на разрядный канал. Для твёрдой RIP-изоляции повреждения при возникновении ЧР получают накопительный эффект. Основные этапы начальных стадий разрушений, как отмечено в [17], представляются следующим образом: разрыв связей образование свободных радикалов преобразование их в стабильные химические группы накопление молекулярных разрушений зарождение субмикротрещин. Следует отметить то, что возникающие при действии ЧР в твёрдой RIP-изоляции свободные радикалы достаточно стабильны и гибнут преимущественно в реакции друг с другом в результате сверхмедленных молекулярных колебаний [18, 19].

Очевидно, что образование свободных радикалов в изоляции может приводить к существенному

локальному повышению электропроводности в зоне появления ЧР и их дальнейшему развитию. При этом cкорость микропроцессов зависит не от средней, а от локальных напряжённостей, действующих в малых областях, где происходят элементарные акты разрыва связей. При возрастании уровня ЧР мощность поглощённой дозы ионизирующего излучения возрастает, что приводит к развитию процессов радиационной эрозии и в конечном счёте к разрушению основной изоляции ввода.

Использование RIP-изоляции не приводит к повреждениям высоковольтных вводов на напряжения 35 и 110 кВ. Накопленный значительный опыт эксплуатации вводов на напряжения 35 и 110 кВ показывает достаточно высокий уровень их надёжности. Вместе с тем повреждения вводов на напряжения 220 кВ и выше указывают на достаточно жёсткую взаимосвязь между структурно-химическими и массогабаритными характеристиками RIP-изоляции и её стойкостью к эксплуатационным воздействиям, в том числе интенсивных ЧР [20].

Как следует из опыта эксплуатации, повреждению подвержены высоковольтные вводы с RIP-изоляцией на участках с повышенной напряжённостью поля вблизи крепёжного фланца.

В последние время как в России, так и за рубежом получают широкое распространение системы непрерывного контроля состояния трансформатора. Как показано в [7, 21], наиболее целесообразно применение таких систем с целью своевременного вывода трансформатора из работы до появления силовой дуги, взрывов и пожаров. На основе имеющегося опыта для указанных целей целесообразно непрерывно контролировать следующие показатели:

• содержание растворённых в масле газов, в первую очередь водорода;
• влагосодержание масла;
• частичные разряды.

Наиболее наглядно это можно показать на примере повреждения трансформатора типа ТЦ-400000/500-УХЛ1, введённого в эксплуатацию в 2012 г.

На трансформаторе были установлены штатные средства релейной защиты (РЗ), противоаварийной автоматики (ПА) и водяная автоматическая система пожаротушения. Кроме того, сверх этих штатных средств дополнительно смонтированы система непрерывного наблюдения за содержанием горючих газов и уровнем влажности в масле HYDRAN M2, а также система мониторинга характеристик ЧР, установленная на высоковольтных вводах трансформатора, и система предупреждения взрывов и пожаров трансформатора фирмы SERGI TRANSFORMER PROTECTOR типа MRT.

Рис. 1. Разрывной диск системы предупреждения взрывов и пожаров трансформатора после срабатывания

Аварийное отключение блока было вызвано действием дифференциальной защиты трансформатора (ДЗТ). Срабатывание ДЗТ и разрывного диска вызвало срабатывание системы защиты от взрывов и пожаров TRANSFORMER PROTECTOR и системы пожаротушения трансформатора. Срабатывание ДЗТ произошло через 22 мс после возникновения КЗ, срабатывание разрывного диска трансформатора через 23 мс (разрывной диск после срабатывания показан на рис. 1).

Через 24 мс сформировался сигнал на отключение выключателей, пуск системы против взрывов и пожаров TRANSFORMER PROTECTOR. Через 29 мс сработала II ступень газовой защиты трансформатора, а через 48 мс I ступень. Затем через 52 мс отключились выключатели. Через 94 мс пришёл сигнал Срабатывание предохранительного клапана и Перегрев обмотки (больше 115°С).

 

 Рис. 2. Следы ползущего разряда по поверхности электроизоляционного цилиндра

Штатные средства РЗ и ПА сработали без замечаний. Отмечается положительный результат срабатывания системы TRANSFORMER PROTECTOR со сбросом давления и последующей подачей азота в бак трансформатора. При этом зафиксировано отсутствие возгорания и деформации бака трансформатора.

Причиной повреждения трансформатора стало дуговое перекрытие верхней половины обмотки ВН фазы В, имеющей ввод в середине обмотки. Дуговое перекрытие произошло из-за снижения электрической прочности маслобарьерной изоляции, вызвавшего развитие ползущего разряда по поверхности электроизоляционного цилиндра, прилегающего к обмотке трансформатора (рис. 2).

Как следует из графика импульсов ЧР (рис. 3), максимальная амплитуда при пробое первого масляного канала отмечена за 36 ч до момента появления электрической дуги. На графике содержания горючих газов и уровня влагосодержания масла системы HYDRAN M2 (рис. 4) заметен рост уровня концентрации газов за 36 ч до момента появления силовой электрической дуги от 22 до

Рис. 3. Временные графики амплитуды импульсов ЧР

 

Рис.4. Временные графики содержания горючих газов (1) и масла (2)

 

70 ppm. Степень опасности развития дефекта устанавливается по относительной скорости роста концентрации горючих газов (РД 153-340-46.32-00 Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворённых в масле . М.: ВНИИЭ, 2000). Эта скорость составила 4363% в месяц.

Согласно РД 153-340-46.32-00, если относительная скорость нарастания концентрации газа/газов (в данном случае основной газ водород) превышает 10% в месяц, то это указывает на наличие быстро развивающегося дефекта в трансформаторе. При этом объёмная доля растворённого в масле водорода составила 0,007%, т.е. не достигла граничного значения 0,01% при имеющейся массе масла 47,39 т за промежуток времени 36 ч.

Показатель относительной скорости нарастания газа, в первую очередь водорода, являющийся основным показателем, сигнализирующим о степени опасности развития дефекта, отсутствует в системе контроля HYDRAN M2.

При заданных заводом-изготовителем уставках срабатывания предупредительной и аварийной сигнализации системы HYDRAN M2 сигнализация для вывода оборудования из работы до возникновения силовой электрической дуги не сработала, так как значения измеряемых показателей не достигли уровня уставок. При определении степени опасности развития дефекта, исходя из имеющегося опыта, уставка срабатывания по уровню горючих газов должна устанавливаться по относительной скорости нарастания водорода и составлять не менее 1000% в месяц.

В настоящее время в отечественных стандартах в качестве нормированной характеристики ЧР используется лишь максимальное значение кажущегося заряда qmaх без указания их интенсивности, что приводит к субъективной оценке степени опасности ЧР. Разрушение изоляции единичными ЧР происходит значительно медленнее разрушения изоляции неоднократно образующимися ЧР при одном и том же значении кажущегося заряда.

В стандарте МЭК [22] установлено, что для оценки степени опасности разрушения изоляции под действием ЧР используются максимальные значения кажущегося заряда qmaх неоднократно образующихся ЧР за длительность одного цикла регистрации.

Исходя из опыта диагностирования изоляции трансформаторов напряжением 220 500 кВ [23] и анализа накопленных экспериментальных данных разрушения бумажно-масляной изоляции под действием ЧР критерий неоднократно повторяющихся ЧР предпочтительно устанавливать равным 0,5, опасный уровень кажущегося заряда ЧР не менее 10 нКл, длительность одного цикла регистрации от 1 с до 1 мин.

Необходимо разработать отсутствующую в настоящее время нормативную базу для принятия ответственного решения о выводе трансформатора из работы до возникновения электрической дуги при использовании системы мониторинга. Принятие такого решения позволит существенно снизить риски повреждений трансформатора с внутренними короткими замыканиями, которые могут сопровождаться взрывами и пожарами трансформаторов.

Снижение повреждаемости оборудования в значительной степени определяется выполнением предписаний нормативно-технической документации по системе диагностического и ремонтного обслуживания силового трансформаторного оборудования. Следует отметить, что при эксплуатации электрооборудования вне нормированных параметров возникает повышенная вероятность отказов и, как следствие, повышенная опасность как для оборудования, так и для жизни и здоровья людей.

Цель ремонтно-профилактических мероприятий обеспечить работу трансформатора в зоне нормированных параметров, т.е. перевести объект исправное состояние, при котором он соответствует всем требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.

Все показатели, указанные в документе РД 34.45-51.300-97, за исключением степени полимеризации, сопротивления КЗ и загрязнения металлосодержащими коллоидными частицами, являющиеся основными показателями предельного состояния трансформатора, могут быть приведены в состояние, соответствующее требованиям РД 34.45-51.300-97, с помощью ремонтно-профилактических мероприятий либо путём замены отдельных элементов трансформатора (высоковольтные вводы, масло и др.).

В соответствии с требованием раздела 1.5 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ (М.: СПО ОРГРЭС, 2003) предусмотрено техническое освидетельствование электрооборудования по истечении установленного нормативно-технической документацией срока службы, причём при проведении каждого освидетельствования в зависимости от состояния оборудования намечается срок проведения последующего освидетельствования. При этом указывается, что задачами технического освидетельствования являются оценка состояния, а также определение мер, необходимых для обеспечения установленного ресурса энергоустановки. Естественно, что данное требование распространяется и на трансформаторы.

В этом случае представляется необходимым комиссиям, проводящим техническое освидетельствование, в обязательном порядке давать заключение относительно предельного состояния трансформатора и в случае признания состояния трансформатора предельным указать на необходимость (целесообразность) планирования его замены.

При достижении трансформатором предельного состояния в период эксплуатации такого трансформатора до его замены следует проводить измерения влагосодержания и пробивного напряжения масла, а также хроматографический анализ растворённых в масле газов, в первую очередь водорода, с периодичностью 1 раз в 6 мес с целью выявления снижения электрической прочности бумажно-масляной изоляции.

При этом целесообразно:

• cигнальные элементы газового реле перевести на отключение;
• выбрать очерёдность включения выключателя при автоматическом повторном включении (АПВ) линий электропередачи с конца противоположного подстанции, на которой установлен трансформатор, или даже ввести запрет АПВ.

Выводы

1. К настоящему времени разработаны методические подходы и накоплен достаточный опыт, позволяющий обеспечить принципы комплексного подхода к оценке технического состояния силовых трансформаторов, определению предельного состояния и принятию решений с целью снижения риска повреждения, взрывов и пожаров трансформаторов. Тем не менее есть необходимость в продолжении исследований и разработке на их основе ряда важных документов, направленных на получение более полной и достоверной информации для оценки работоспособности трансформаторов.

В частности, в числе первоочередных можно указать на необходимость:

• разработки Методических указаний по оценке предельного состояния при проведении технического освидетельствования трансформаторов ;
• разработки стандарта предприятия Критерии оценки загрязнения витковой изоляции трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов металлосодержащими коллоидными частицами ;
• исследования сорбирующих материалов нового поколения в фильтрах непрерывной очистки масла (термосифонные, адсорбционные) для наиболее полного удаления как органической, так и минеральной части загрязнений для продления срока службы трансформаторов.

2. К настоящему времени разработана достаточно полно методология оценки остаточного срока службы бумажной изоляции обмоток трансформаторов, который должен рассчитываться по параметру степени полимеризации на основе реальной динамики его изменения.

3. Наиболее актуальным является использование систем мониторинга для индикации процессов при развитии внутренних коротких замыканий в трансформаторе на стадии развития электрического повреждения, предшествующего появлению электрической дуги. Для этого должен предусматриваться контроль газосодержания, в первую очередь водорода, влагосодержания в масле трансформатора и частичных разрядов. Необходима разработка нормативной базы для возможности принятия решения в эксплуатации о выводе трансформатора из работы до возникновения электрической дуги при использовании системы мониторинга.

Список литературы

1. Львов М. Ю. Анализ повреждаемости силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше. Электричество, 2010, №2.

2. Львов М. Ю. О развитии системы нормативно-технической документации для оценки технического состояния силовых трансформаторов. Электрические станции, 2009, № 3.

3. Львов М. Ю., Львов Ю. Н., Черезов А. В. Развитие системы нормативно-технической документации для обеспечения надёжности силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше. Электрические станции, 2013, № 11.

4. Оценка предельного состояния силовых трансформаторов/ Львов М. Ю., Антипов К. М., Львов Ю. Н., Мамиконянц Л. Г., Комаров В. Б., Цурпал С. В., Шифрин Л. Н., Дементьев Ю. А. Электрические станции, 2008, № 

5. О развитии витковых замыканий при загрязнении обмоток трансформаторов металлосодержащими коллоидными частицами / Львов С. Ю., Лютько Е. О., Бондарева В. Н., Комаров В. Б., Львов Ю. Н. Электрические станции, 2011, № 7.

6. Львов С. Ю. Эксплуатационная надёжность витковой изоляции длительно работающих силовых трансформаторов. Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики. В кн.: Сборник докладов Международного научного семинара им. Ю. Н. Руденко Проблемы надёжности существующих и перспективных систем энергетики и методы их решений. Ивановская обл., Решма, 2011, сентябрь, вып. 62.

7. Львов С. Ю. Показатели, характеризующие развитие витковых замыканий в силовых трансформаторах и их контроль в эксплуатации. Энергетик, 2012, № 6.

8. Improvement in maintenance and inspection and pursuit of economical effectiveness of transformers in Japan / Kawamura T., Fushimi Y., Shimato T., Amano N., Ebisawa Y., Hosokawa N. CIGRE-2002, 12 107.

9. О регенерации целлюлозной изоляции обмоток силовых трансформаторов с длительным сроком эксплуатации / Комаров В. Б., Львов М. Ю., Львов Ю. Н., Ершов Б. Г., Бондарева В. Н., Рубцов А. В., Селивёрстов А. Ф. Электрические станции, 2004, № 6.

10. Об эффективности работы фильтров непрерывной очистки трансформаторных масел / Комаров В. Б., Ланкау Я. В., Львов М. Ю., Львов Ю. Н., Лютько Е. О., Смо-ленская Н. Ю. В кн.: Сборник материалов III конференции 2008 Консолидация усилий электроэнергетики и электротехники в условиях роста инвестиций. Перспективные технологии и оборудование . Издание МА ТРАВЭК , 2008.

11. Старение целлюлозной изоляции обмоток силовых трансформаторов в процессе эксплуатации / Львов М. Ю., Львов Ю. Н., Комаров В. Б., Бондарева В. Н., Селиверстов А. Ф., Ершов Б. Г., Рубцов А. В. Электрические станции, 2004, № 10.

12. Определение степени полимеризации бумажной изоляции силовых трансформаторов / Львов М. Ю., Бондарева В. Н., Комаров В. Б., Селиверстов А. Ф., Ершов Б. Г., Лютько Е. О., Львов Ю. Н., Рубцов А. В., Новиков Е. А. Электрические станции, 2008, № 8.

13. Влияние нагрузки на кинетику старения изоляции обмоток силовых трансформаторов, эксплуатируемых в России / Ершов Б. Г., Бондарева В. Н., Комаров В. Б., Львов М. Ю., Львов Ю. Н., Рубцов А. В. В кн.: Сборник научных трудов пятой Международной научно-технической конференции Электрическая изоляция 2010 . СПб.: Изд-во СПбГПУ, 2010.

14. Scatiggiо F., Morchiori C., Botilcho P. Understanding and management of Sulfur corrosion oil. SIGRE 2008, А2 214.

15. Физико-химические аспекты эффективности применения фильтров непрерывной очистки масел силового трансформаторного оборудования / Львова М. М., Лютько Е. О.,Комаров В. Б.,Бондарева В. Н.,Cеливёрстов А. Ф.,Широкова И. Б.,Быков Г. Л., Кулюхин C. А.,Ершов Б. Г., Рубцов А. В. - Электро: Электротехника,электроэнергетика, электротехническая промышленность, 2012, № 3.

16. Радиационная химия полимеров / Кабанов В. Я., Фельдман В. И., Ершов Б. Г., Поликарпов А. И., Кирюхин Д. П., Авель П. Ю. Химия высоких энергий, 2009, т. 43, № 1.

17. Ушаков В. Я. Электрическое старение и ресурс монолитной полимерной изоляции. М.: Энергоатомиздат, 1988.

18. Радиационно-термическая деструкция целлюлозы при облучении ускоренными электронами / Комаров В. Б., Гордеев А. В., Фадин А. В., Ершов Б. Г. Химия высоких энергий, 1999, т. 33, № 3.

19. О взаимосвязи химических и диэлектрических компонентов целлюлозной изоляции высоковольтных вводов, полученных по RIP-технологии / Ершов Б. Г., Кассихин С. Д., Климашевский И. П., Комаров В. Б., Короткова Н. П., Львов М. Ю., Львов Ю. Н., Лютько Е. О., Селивёрстов А. Ф., Сипилкин К. Г., Славинский А. З. В кн.: Сборник тезисов докладов Международной конференции по химической технологии ТХО7. М.: ЛЕНАРД, 2007, т. 3.

20. О радиационной стойкости целлюдозных материалов типа RIP / Ершов Б. Г., Кассихин С. Д., Климашевский И. П., Комаров В. Б., Короткова Н. П., Львов М. Ю., Львов Ю. Н., Лютько Е. О., Селивёрстов А. Ф., Сипилкин К. Г., Славинский А. З. В кн.: Тезисы докладов Менделеевского съезда по общей и прикладной химии. М.: Граница, 2007, т. 4.

21. Савельев В. А., Львов С. Ю., Львов Ю. Н. Технологические принципы мониторинга силовых трансформаторов. В кн.: Методологические вопросы и исследования надёжности больших систем энергетики. СПб.: Северная звезда, 2010, вып. 81.

22. IEC 60270. High-voltage test techniques. Partial discharge measurements. Third edition, 2000.

23. Вдовико В. П. Эффективность диагностических параметров частичных разрядов при определении технического состояния высоковольтного электрооборудования в условиях эксплуатации. Энергетик, 2012, № 5.