110
Новые критерии оценки
результатов анализа
растворенных газов
трансформаторов 35–220 кВ
и скоростей их роста
УДК
6621.314.22.08
диагностика и мониторинг
Давиденко
И
.
В
.,
д
.
т
.
н
.,
профессор
кафедры
«
Электрические
машины
»
ФГАОУ
ВО
«
УрФУ
имени
первого
Президента
России
Б
.
Н
.
Ельцина
»
Мойсейченков
A.
Н
.,
к
.
т
.
н
.,
доцент
кафедры
«
Электрические
машины
»
ФГАОУ
ВО
«
УрФУ
имени
первого
Президента
России
Б
.
Н
.
Ельцина
»
В
статье
приведена
система
оценки
результатов
анализа
растворенных
в
масле
газов
силовых
трансформаторов
35–220
кВ
по
критериям
допустимых
и
предельно
-
допустимых
значений
концентраций
газов
и
скоростей
их
роста
.
C
помощью
дисперсионного
анализа
выявлены
конструктивные
особенности
трансформаторов
,
оказывающие
наибольшее
влияние
на
скорость
образования
газов
,
которые
необходимо
учитывать
в
рассматриваемой
системе
.
Сами
крите
-
рии
рассчитаны
на
основе
внушительного
массива
результатов
АРГ
,
накоплен
-
ного
в
базе
данных
экспертно
-
диагностической
системы
за
25
лет
ее
эксплуа
-
тации
.
Приведен
алгоритм
определения
требуемой
периодичности
проведения
АРГ
и
необходимых
операций
технического
обслуживания
трансформаторов
.
Ключевые
слова
:
анализ
растворенных
газов
(
АРГ
),
трансформаторное
мас
-
ло
,
силовые
трансформаторы
,
экспертно
-
диагностическая
информационная
система
Keywords:
dissolved gas analysis (DGA),
transformer oil, power trans-
formers, expert-diagnostic
information system
ВВЕДЕНИЕ
Длительный
опыт
использования
анализа
растворенных
в
масле
газов
(
АРГ
)
для
оценки
состояния
трансформаторов
отражен
в
целом
ряде
международных
и
национальных
руко
-
водящих
документов
[1–5].
В
качестве
диагностических
газов
используются
:
водород
,
метан
,
этан
,
этилен
,
ацетилен
,
оксид
и
диоксид
углерода
.
Содержание
этих
документов
требует
периодического
пересмотра
,
так
как
происходят
изменения
в
конструкции
производимых
трансформаторов
и
материа
-
лах
для
их
изготовления
,
меняется
возрастной
состав
парка
трансформаторов
,
находящихся
в
эксплуатации
.
Кроме
того
,
углубляются
знания
о
процессах
,
происходящих
в
трансфор
-
маторе
во
время
его
эксплуатации
.
Оценка
результатов
АРГ
включает
два
основных
этапа
:
обнаружение
наличия
в
трансформаторе
развивающегося
дефекта
и
идентификацию
его
вида
.
Как
правило
,
разви
-
вающийся
дефект
выявляют
на
основе
оценки
результа
-
тов
АРГ
по
критериям
регламентированных
значений
кон
-
центраций
газов
и
скоростей
их
роста
.
Изучение
трендов
изменения
концентраций
газов
дает
возможность
опре
-
делить
скорость
развития
дефекта
,
его
опасность
и
,
по
нашему
мнению
,
помогает
при
необходимости
установить
дату
внеочередного
отбора
проб
масла
для
АРГ
.
Известно
,
что
критерий
регламентированных
значений
концентраций
диагностических
газов
делит
парк
транс
-
форматоров
на
«
исправные
»
и
«
с
вероятностью
развития
дефекта
».
Он
используется
в
международных
и
нацио
-
нальных
стандартах
.
Однако
установленные
уровни
кон
-
центрации
газов
различных
стандартов
отличаются
не
только
значениями
,
но
и
факторами
,
по
которым
они
диф
-
ференцированы
.
111
МЕЖДУНАРОДНЫЙ
ОПЫТ
ПРИМЕНЕНИЯ
КРИТЕРИЯ
ГРАНИЧНЫХ
КОНЦЕНТРАЦИЙ
ГАЗОВ
Рассмотрим
международный
опыт
применения
кри
-
терия
граничных
или
регламентированных
концен
-
траций
газов
для
оценки
технического
состояния
силовых
трансформаторов
,
сформулированный
в
стандартах
Российской
Федерации
[1],
Междуна
-
родного
института
инженеров
по
электротехнике
и
электронике
(IEEE) [2],
Международной
энергети
-
ческой
комиссии
(IEC) [3],
Украины
[4]
и
Белорус
-
сии
[5].
Документы
[1, 5]
имеют
один
уровень
регламен
-
тированных
значений
,
документы
[2, 4] —
два
уров
-
ня
,
а
документ
[3] —
три
уровня
.
Использование
нескольких
уровней
регламентированных
значений
концентраций
газов
позволяет
оценить
степень
раз
-
вития
(
опасность
)
повреждения
.
Стандарты
IEEE [2]
и
IEC [3]
не
учитывают
класс
напряжения
.
Стандарты
[1, 4]
имеют
свои
регламен
-
тированные
значения
концентраций
газов
для
двух
групп
классов
напряжения
.
Стандарт
[1]
делит
крите
-
рии
оценки
трансформаторов
на
группы
: 110–500
кВ
и
750
кВ
,
а
стандарт
[4] —
на
группы
:
до
300
кВ
и
свы
-
ше
500
кВ
.
Стандарт
Белоруссии
[5]
содержит
кри
-
терии
оценки
трансформаторов
для
5
групп
классов
напряжения
: 10–35
кВ
, 110
кВ
, 220
кВ
, 330–500
кВ
и
750
кВ
.
Кроме
того
,
в
стандарте
[5]
регламентированные
значения
всех
газов
зависят
от
срока
эксплуатации
трансформатора
(
до
10
лет
эксплуатации
и
свыше
10
лет
),
а
в
документе
[1]
только
СО
2
.
Критерии
оценки
оксидов
углерода
в
стандарте
[1]
поделены
на
две
группы
:
для
герметичного
и
негер
-
метичного
оборудования
,
а
в
стандарте
[5]
это
сдела
-
но
только
для
диоксида
углерода
.
В
стандарте
IEC [3]
регламентированное
значе
-
ние
концентрации
С
2
Н
2
дополнительно
дифферен
-
цировано
по
типу
РПН
.
В
стандартах
IEEE [2]
и
Украины
[4]
применяет
-
ся
критерий
суммы
углеводородных
газов
,
что
по
-
зволяет
,
с
одной
стороны
,
снизить
влияние
ошибки
определения
какого
-
либо
из
газов
,
а
с
другой
сто
-
роны
,
оценить
динамику
роста
концентраций
газов
в
целом
.
В
стандартах
[2, 4]
этот
параметр
исполь
-
зуется
для
назначения
периодичности
проведения
АРГ
трансформаторов
и
выбора
необходимых
для
них
эксплуатационных
мероприятий
.
Приведенный
обзор
международных
и
нацио
-
нальных
стандартов
показывает
,
что
критерии
оцен
-
ки
российского
стандарта
[1]
не
достаточно
диф
-
ференцированы
.
Он
был
разработан
достаточно
давно
—
в
2000
году
.
Между
тем
в
п
. 4.3 [1]
рекомен
-
дуется
определять
регламентированные
значения
концентрации
газов
для
трансформаторов
как
мини
-
мум
через
5
лет
.
В
2016
году
в
ПАО
«
Россети
»
было
принято
ре
-
шение
о
разработке
современной
системы
оцен
-
ки
состояния
трансформаторов
35–220
кВ
по
результатам
анализа
растворенных
в
масле
диа
-
гностических
газов
(
АРГ
).
Разработкой
системы
в
течение
года
занимались
сотрудники
Уральского
федерального
университета
.
Благодаря
имеюще
-
муся
опыту
работы
сотрудников
в
этом
направле
-
нии
и
внушительному
массиву
результатов
АРГ
,
накопленному
в
базе
данных
(
БД
)
экспертно
-
диа
-
гностической
и
информационной
системы
оценки
маслонаполненного
оборудования
«
Альбатрос
»
за
25
лет
ее
эксплуатации
,
в
ДЗО
ПАО
«
Россети
»
стало
возможным
разработать
актуальный
,
учиты
-
вающий
состояние
и
особенности
конструкции
со
-
временных
силовых
трансформаторов
,
стандарт
предприятия
.
Размер
исследуемой
выборки
результатов
АРГ
составил
для
силовых
трансформаторов
:
– 35
кВ
более
23 000
анализов
;
– 110
кВ
более
113 800
анализов
;
– 220
кВ
более
10 500
анализов
.
В
БД
экспертной
системы
«
Альбатрос
»
было
на
-
коплено
90%
этой
информации
.
Недостающую
ин
-
формацию
по
оборудованию
220
кВ
представили
ДЗО
ПАО
«
Россети
».
Заказчиком
и
куратором
данной
работы
высту
-
пило
АО
«
Тюменьэнерго
»,
которое
первым
тестиро
-
вало
полученные
критерии
диагностирования
тех
-
нического
состояния
трансформаторов
на
основе
результатов
АРГ
.
АНАЛИЗ
ФАКТОРОВ
,
ВЛИЯЮЩИХ
НА
ЗНАЧЕНИЯ
КОНЦЕНТРАЦИЙ
ГАЗОВ
Для
снижения
числа
ошибок
«
недосмотра
»
и
«
пере
-
страховки
»
при
оценке
результатов
АРГ
,
по
мнению
авторов
,
необходимо
дифференцировать
критерий
регламентированных
значений
концентраций
газов
с
учетом
факторов
,
оказывающих
наибольшее
вли
-
яние
на
концентрации
газов
в
силовом
трансфор
-
маторе
.
Для
выявления
значимых
факторов
влияния
ис
-
пользовался
дисперсионный
анализ
.
Исследовалось
влияние
на
концентрации
растворенных
в
масле
га
-
зов
(
далее
—
исследуемый
параметр
)
следующих
факторов
:
–
срок
эксплуатации
трансформатора
,
–
класс
напряжения
трансформатора
,
–
мощность
трансформатора
,
–
способ
защиты
масла
,
–
марка
масла
,
–
тип
системы
охлаждения
,
–
тип
устройства
РПН
.
Критерием
оценки
влияния
фактора
на
иссле
-
дуемый
параметр
является
сравнение
отношения
межгрупповой
D
S
и
факторной
дисперсий
D
R
со
зна
-
чениями
,
приведенными
в
таблицах
Фишера
-
Сне
-
декора
.
Факторная
дисперсия
D
R
рассчитывалась
по
фор
-
муле
:
L
i
=
1
K
i
k
=
1
(
x
ik
–
M
i
)
2
D
R
= —, (1)
L
i
=
1
K
i
–
L
где
M
i
—
математическое
ожидание
i
-
го
уровня
фак
-
тора
;
L
—
количество
уровней
фактора
;
x
ik
—
значе
-
ние
признака
на
i
-
м
уровне
;
K
i
–
мощность
i
-
го
уровня
фактора
.
№
6 (51) 2018
112
Межгрупповая
дисперсия
D
S
рассчитывалась
по
формуле
:
L
i
=
1
K
i
· (
M
i
–
M
)
2
D
S
= —, (2)
L
– 1
где
M
—
математическое
ожидание
величины
на
всем
массиве
данных
.
Затем
проводился
расчет
отношения
межгруппо
-
вой
и
факторной
дисперсий
:
F
дисп
.
ан
=
D
S
/
D
R
.
(3)
Далее
по
таблицам
Фишера
-
Снедекора
в
зависи
-
мости
от
объема
выборки
,
количества
уровней
рас
-
сматриваемого
фактора
и
доверительного
интерва
-
ла
определялось
число
F
.
Согласно
критерию
Фишера
-
Снедекора
,
если
вы
-
полняется
условие
F
дисп
.
ан
>
F
,
то
анализируемый
фактор
оказывает
влияние
на
исследуемый
пара
-
метр
.
Ниже
приведены
результаты
анализа
влияния
исследуемых
факторов
на
концентрации
раство
-
ренных
в
масле
газов
силовых
трансформаторов
35–220
кВ
.
В
ходе
исследования
влияния
срока
экс
-
плуатации
трансформаторы
были
разделены
на
5
групп
,
соответствующих
интервалам
эксплуата
-
ции
со
сходными
причинами
,
характером
и
уровнем
повреждаемости
.
Первый
интервал
—
это
период
приработки
(
до
5
лет
),
когда
трансформаторы
выходят
из
работы
из
-
за
дефектов
,
вызванных
нарушениями
технологии
изготовления
и
ошибок
проектирования
.
Выделение
второго
периода
(5–15
лет
)
обу
-
словлено
минимальным
уровнем
повреждаемо
-
сти
.
Для
третьего
периода
(15–27
лет
)
характе
-
рен
рост
повреждаемости
узлов
трансформатора
(
в
первую
очередь
,
высоковольтных
вводов
и
пе
-
реключающих
устройств
).
Активная
часть
транс
-
форматора
при
наработке
15–27
лет
и
эксплуата
-
ции
,
соответствующей
установленным
правилам
,
находится
еще
в
хорошем
состоянии
.
Состояние
бумажной
изоляции
обмоток
,
изоляции
пластин
магнитопровода
,
распрессовка
обмоток
и
магнито
-
провода
находятся
в
допустимых
пределах
.
После
ремонта
(
замены
)
проблемных
узлов
начинается
период
низкой
повреждаемости
,
который
продол
-
жается
до
срока
наработки
38–40
лет
.
По
достиже
-
нии
этого
срока
,
как
правило
,
бумажная
изоляция
достигает
своего
предельного
состояния
;
иногда
появляются
локальные
перегревы
магнитопрово
-
да
,
вызванные
токами
,
циркулирующими
в
магни
-
топроводе
,
вследствие
нарушения
изоляционного
покрытия
пластин
;
снижаются
уровни
прессовки
магнитопровода
и
обмоток
.
Уровень
поврежда
-
емости
трансформаторов
после
40
лет
начинает
заметно
увеличиваться
.
Исследование
показало
,
что
в
большей
степени
от
срока
эксплуатации
зависят
значения
концентра
-
ций
оксидов
углерода
.
Для
этих
газов
отношение
межгрупповой
и
факторной
дисперсий
составля
-
ет
нескольких
сотен
единиц
(
F
дисп
.
ан
= 200÷400),
что
в
десятки
раз
превышает
значения
,
приведенные
в
таблицах
Фишера
-
Снедекора
(
F
= 2÷12).
Для
исследования
влияния
мощности
,
трансфор
-
маторы
каждого
класса
напряжения
были
разделены
на
несколько
групп
по
мощности
.
Для
трансформато
-
ров
110
кВ
были
предложены
следующие
группы
:
до
16
МВА
,
с
16
до
32
МВА
и
более
32
МВА
.
Дисперсионный
анализ
показал
,
что
в
наиболь
-
шей
мере
от
мощности
зависят
концентрации
окси
-
дов
углерода
.
Влияние
мощности
на
концентрации
этих
газов
не
сказывается
в
период
приработки
и
нарастает
с
ростом
срока
наработки
трансформа
-
тора
.
По
нашему
мнению
,
это
обусловлено
тем
,
что
у
трансформаторов
большей
мощности
возрастает
доля
твердой
изоляции
в
общей
массе
трансфор
-
матора
.
Таким
образом
,
в
одинаковых
или
близких
эксплуатационных
условиях
в
случае
двух
транс
-
форматоров
с
идентичными
характеристиками
(
класс
напряжения
,
марка
масла
,
способ
защиты
масла
и
т
.
д
.)
концентрации
окислов
углерода
на
-
капливаются
быстрее
у
трансформатора
большей
мощности
.
Далее
исследовалось
влияние
на
результа
-
ты
АРГ
семи
марок
масла
,
применяемых
в
парке
трансформаторов
Российской
Федерации
(
ГК
,
T–1500, T
Сп
(76), T
Сп
(90),
ТКП
, Nytro 11GX
и
смесь
масел
).
По
результатам
исследования
установле
-
но
,
что
структурно
-
групповой
состав
масла
,
соот
-
ветствующий
его
марке
,
оказывает
влияние
на
кон
-
центрации
растворенных
газов
.
Значение
F
дисп
.
ан
превышает
F
,
приведенные
в
таблицах
Фишера
-
Снедекора
.
Проведенное
исследование
подтвердило
вывод
[6]
о
том
,
что
в
маслах
марок
с
высоким
содержа
-
нием
ароматических
углеводородов
(
Ca
)
быстрее
идет
процесс
окисления
,
следовательно
,
быстрее
накапливаются
оксиды
углерода
.
Однако
эти
марки
масел
имеют
пониженный
уровень
углеводород
-
ных
газов
и
Н
2
.
Масла
марок
с
низким
содержани
-
ем
ароматических
углеводородов
(
Ca
= 1÷3%
масс
.)
окисляются
медленнее
,
но
имеют
повышенный
уровень
Н
2
и
,
нередко
, C
Н
4
.
К
этим
маслам
относят
-
ся
следующие
марки
(
производимые
по
технологии
гидрокрекинга
):
ГК
,
АГК
, Nytro 10
и
Nytro 11GX.
Про
-
изводство
таких
масел
осуществляется
в
среде
Н
2
при
повышенном
давлении
,
что
ведет
к
образова
-
нию
слабых
связей
между
молекулами
масла
и
Н
2
.
В
процессе
эксплуатации
на
масло
воздействуют
ряд
факторов
:
тепловой
,
механический
(
циркуля
-
ция
масла
),
электромагнитный
,
химический
.
Эти
факторы
вызывают
разрушение
слабых
межмоле
-
кулярных
связей
водорода
и
молекул
масла
.
След
-
ствием
этого
является
повышенное
выделение
Н
2
из
масла
.
Концентрации
Н
2
и
C
Н
4
для
трансформаторов
при
сроке
эксплуатации
до
5
лет
с
маслами
марок
,
произ
-
водимых
по
технологии
гидрокрекинга
,
существенно
выше
,
чем
в
случае
масел
других
марок
.
Значение
F
дисп
.
ан
для
Н
2
и
C
Н
4
в
начальный
период
эксплуатации
трансформатора
достигает
38÷126,
что
существенно
превышает
как
значения
в
таблицах
Фишера
-
Снеде
-
кора
(
F
= 2÷4),
так
и
значение
F
дисп
.
ан
для
других
газов
в
начале
эксплуатации
трансформатора
.
ДИАГНОСТИКА
И МОНИТОРИНГ
113
По
нашему
мнению
,
для
масел
с
низким
содержа
-
нием
ароматических
углеводородов
в
начальный
пе
-
риод
эксплуатации
трансформатора
целесообразно
устанавливать
свои
регламентированные
значения
концентраций
Н
2
, C
Н
4
.
Для
таких
масел
регламенти
-
рованные
значения
этих
газов
должны
быть
более
высокими
,
чем
для
других
марок
масел
.
Это
позво
-
лит
снизить
количество
обращений
эксплуатирую
-
щих
организаций
на
заводы
-
изготовители
трансфор
-
маторов
по
поводу
роста
концентрации
Н
2
в
маслах
,
производимых
по
технологии
гидрокрекинга
,
в
гаран
-
тийный
период
.
При
проведении
дальнейших
исследований
было
принято
решение
объединить
марки
масел
в
три
ос
-
новных
группы
:
–
минимальное
содержание
(
Ca
= 1÷3%
масс
.);
–
среднее
содержание
(
Ca
= 7÷12%
масс
.);
–
высокое
содержание
(
Ca
= 15÷27%
масс
.).
Исследование
влияния
типа
системы
охлаждения
было
выполнено
для
систем
охлаждения
с
естествен
-
ной
и
принудительной
циркуляцией
воздуха
.
Изна
-
чально
мы
предполагали
,
что
такая
зависимость
не
исключена
,
потому
что
от
типа
системы
охлаждения
зависит
интенсивность
циркуляции
масла
,
скорость
отвода
тепла
и
,
как
следствие
,
тепловое
старение
изоляции
обмоток
.
Так
,
для
системы
с
естественной
циркуляцией
характерна
менее
интенсивная
цир
-
куляция
масла
через
радиаторы
,
чем
для
системы
с
принудительной
циркуляцией
.
Однако
за
счет
того
,
что
масло
в
радиаторах
при
естественной
системе
охлаждения
находится
дольше
,
чем
при
использо
-
вании
других
систем
,
перепад
температур
на
входе
в
радиатор
и
на
выходе
из
него
существенно
выше
(
разница
достигает
10°C
и
более
).
Это
значит
,
что
в
трансформаторах
с
естественной
системой
охлаж
-
дения
наиболее
значительный
перепад
температур
между
нижней
и
верней
частями
бака
.
Следствием
этого
может
являться
неравномерный
нагрев
обмот
-
ки
и
повышенные
температуры
в
области
наиболее
нагретых
точек
.
При
длительной
эксплуатации
дан
-
ный
фактор
может
оказать
существенное
влияние
на
скорость
старения
бумажной
изоляции
.
Однако
выполненный
нами
дисперсионный
ана
-
лиз
не
выявил
существенного
влияния
системы
охлаж
дения
на
концентрации
растворенных
в
масле
газов
.
Соответственно
было
принято
решение
—
при
проведении
дальнейших
исследований
такой
фак
-
тор
,
как
тип
системы
охлаждения
трансформатора
,
не
учитывать
.
Далее
был
выполнен
анализ
влияния
способа
за
-
щиты
масла
на
результаты
АРГ
.
Проведенное
иссле
-
дование
подтвердило
вывод
[6]
о
влиянии
способа
защиты
масла
на
концентрации
всех
газов
.
Степень
влияния
защиты
масла
на
содержание
газов
Н
2
, C
Н
4
,
C
2
H
6
,
С
2
Н
4
,
СО
,
СО
2
F
дисп
.
ан
составляет
15÷170,
что
больше
значения
F
из
таблиц
Фишера
-
Снедекора
(
F
= 2÷5).
Таким
образом
,
данный
фактор
оказывает
значимое
(
существенное
)
влияние
на
уровень
кон
-
центраций
указанных
газов
.
В
ходе
выполненных
исследований
влияния
класса
напряжения
трансформатора
на
концентра
-
ции
растворенных
газов
также
был
подтвержден
вывод
[6]
о
значимости
влияния
класса
напряжения
на
уровень
концентрации
всех
газов
.
С
помощью
дисперсионного
анализа
было
уста
-
новлено
,
что
у
трансформаторов
с
переключающи
-
ми
устройствами
,
имеющими
общее
пространство
над
маслом
бака
контактора
и
бака
трансформато
-
ра
,
наблюдается
повышенное
содержание
С
2
Н
2
.
Это
результат
диффузии
газов
из
масла
бака
контакто
-
ра
через
общее
пространство
в
масло
бака
транс
-
форматора
.
Дисперсионный
анализ
подтвердил
,
что
влияние
этой
конструктивной
особенности
на
кон
-
центрацию
С
2
Н
2
значительно
.
В
ходе
выполнения
исследований
было
пока
-
зано
,
что
все
изученные
факторы
влияния
:
класс
напряжения
,
мощность
,
способ
защиты
масла
,
марка
масла
,
тип
системы
охлаждения
,
срок
экс
-
плуатации
трансформатора
,
тип
устройства
РПН
оказывают
влияние
на
содержание
растворенных
в
масле
газов
и
,
как
следствие
,
на
результаты
АРГ
.
Однако
,
степень
влияния
каждого
из
этих
факто
-
ров
разная
.
Далее
на
основании
проделанного
анализа
влияния
конструктивных
особенностей
трансфор
-
матора
и
срока
его
эксплуатации
на
результаты
АРГ
было
необходимо
выбрать
,
каким
образом
бу
-
дут
дифференцированы
(
разделены
)
критерии
ДЗ
и
ПДЗ
концентраций
газов
.
С
одной
стороны
,
разра
-
батываемая
система
критериев
оценки
результатов
АРГ
должна
учитывать
в
полном
объеме
результа
-
ты
выполненного
дисперсионного
анализа
факто
-
ров
,
влияющих
на
концентрации
газов
.
С
другой
стороны
,
такая
подробная
детализация
системы
критериев
оценки
АРГ
затрудняет
процедуру
диа
-
гностирования
.
В
связи
с
этим
,
нами
было
принято
компромисс
-
ное
решение
,
которое
предполагает
учет
только
са
-
мых
значимых
факторов
:
–
класс
напряжения
трансформатора
—
для
всех
газов
;
–
способ
защиты
масла
—
для
всех
газов
;
–
марка
масел
гидрокрекинга
при
сроке
эксплуата
-
ции
до
5
лет
—
для
Н
2
, C
Н
4
;
–
мощность
и
срок
эксплуатации
—
два
независи
-
мых
фактора
,
поэтому
для
СО
,
СО
2
необходимо
учитывать
оба
фактора
;
–
наличие
устройства
РПН
с
сообщающимся
объ
-
емом
—
для
С
2
Н
2
.
КРИТЕРИИ
ОЦЕНКИ
РЕЗУЛЬТАТОВ
АРГ
Следующим
этапом
исследования
был
расчет
ре
-
гламентированных
значений
концентраций
газов
для
трансформаторов
,
разделенных
на
группы
в
соответ
-
ствии
с
принятыми
решениями
о
дифференцирова
-
нии
критериев
.
Расчет
регламентированных
значений
концентра
-
ций
газов
проводился
по
методике
[6],
обеспечиваю
-
щей
достаточную
достоверность
расчета
.
Регламентированные
значения
концентраций
ди
-
агностических
газов
определялись
по
интегральной
функции
распределения
на
двух
уровнях
.
№
6 (51) 2018
114
Уровень
допустимых
значений
(
ДЗ
)
концентраций
газов
показывает
границу
,
отделяющую
исправные
трансформаторы
от
работоспособных
трансформа
-
торов
,
имеющих
вероятность
развития
поврежде
-
ния
.
ДЗ
концентраций
газов
следует
рассматривать
как
порог
,
выше
которого
скорость
образования
газа
позволяет
обнаружить
развитие
дефекта
.
Уровень
предельно
допустимых
значений
(
ПДЗ
)
концентраций
газов
является
границей
,
выявля
-
ющей
трансформаторы
с
высокой
вероятностью
отказа
.
ПДЗ
концентраций
газов
следует
рассма
-
тривать
как
индикатор
предотказного
состояния
трансформатора
.
Значения
уровней
ДЗ
и
ПДЗ
были
различными
для
случаев
с
разными
сроками
эксплуатации
транс
-
форматоров
в
соответствии
с
их
уровнями
повреж
-
даемости
.
ДЗ
определялись
на
уровне
1 –
,
а
ПДЗ
на
уровне
1 –
0
.
Поток
повреждаемости
рассчитывался
по
фор
-
муле
:
R
O
+
R
d
= —, (4)
N
·
t
где
N
—
количество
трансформаторов
;
R
O
—
коли
-
чество
отказов
трансформаторов
;
R
d
—
количество
браковок
трансформаторов
персоналом
;
t
—
период
наблюдения
повреждаемости
,
годы
.
Поток
отказов
0
определялся
по
формуле
:
R
O
= —. (4)
N
·
t
Полученные
нами
регламентированные
значе
-
ния
концентраций
газов
для
силовых
трансформа
-
торов
35–110
кВ
приведены
в
таблице
1.
В
таблице
приведены
значения
оценки
параметра
СРГ
(
сумма
концентраций
растворенных
углеводородных
газов
и
Н
2
).
Параметр
СРГ
представляет
собой
суммарную
оценку
уровня
газов
,
соответствующих
как
электри
-
ческому
,
так
и
тепловому
характеру
дефекта
.
При
приемо
-
сдаточных
испытаниях
трансфор
-
маторов
на
заводе
-
изготовителе
генерируется
некоторое
количество
газов
.
В
результате
стати
-
стического
анализа
результатов
АРГ
двух
заво
-
дов
-
изготовителей
были
рассчитаны
уровни
кон
-
центраций
газов
после
заводских
испытаний
для
трансформаторов
разных
классов
напряжения
,
представленные
в
таблице
2.
Пробу
масла
на
АРГ
из
бака
трансформатора
на
заводе
-
изготовителе
рекомендуется
отбирать
через
4–6
часов
после
окончания
испытания
.
Если
полученные
результаты
АРГ
хотя
бы
по
одному
из
газов
превышают
значение
таблицы
2,
то
рекомен
-
дуется
отобрать
пробу
на
АРГ
повторно
.
При
под
-
тверждении
превышения
ДЗ
концентраций
газов
Табл
. 1.
Регламентированные
значения
концентрации
растворенных
в
масле
газов
Уро
-
вень
Срок
эксплуа
-
тации
,
лет
Концентрации
газов
, %
об
.
Срок
эксплуа
-
тации
,
лет
Концентрации
газов
, %
об
.
СРГ
*
Н
2
*
СН
4
*
С
2
Н
6
С
2
Н
4
С
2
Н
2
***
CO**
С
O
2
**
Трансформаторы
напряжением
35
кВ
ДЗ
0-5
0,020
0,005
0,0030
0,0010 0,003
0,0010
0-30
0,015
0,17
>5
0,008
0,002
0,0008
>30
0,018
0,26
ПДЗ
0-5
0,074
0,020
0,0100
0,0035 0,009
0,0025
0-30
0,030
0,30
>5
0,024
0,010
0,0030
>30
0,035
0,40
Трансформаторы
напряжением
110
кВ
(
с
пленочной
защитой
)
ДЗ
0-5
0,012
0,006
0,003
0,0013 0,005
0,0003
все
0,045
0,30
>5
0,013
0,005
0,004
ПДЗ
0-5
0,025
0,010
0,009
0,0040 0,010
0,0008
все
0,070
0,50
>5
0,035
0,009
0,010
Трансформаторы
напряжением
110
кВ
(
со
свободным
дыханием
)
ДЗ
0-5
0,020/0,011 0,009/0,004 0,002/0,001
0,0010 0,008 0,0010/0,0020
0-30
0,020/0,031
0,22/0,34
>5
0,013
0,002
0,0015
>30
0,029/0,039
0,31/0,43
ПДЗ
0-5
0,055/0,040 0,034/ 0,013 0,008/0,004
0,0040 0,025 0,0030/0,0060
0-30
0,040/0,050
0,41/0,55
>5
0,038
0,008
0,005
>30
0,050/0,061
0,51/0,65
*
Для
Н
2
и
СН
4
и
СРГ
в
масле
трансформаторов
ДЗ
и
ПДЗ
в
числителе
даны
значения
для
трансформаторов
,
заполнен
-
ных
маслами
марок
ГК
, Nytro,
а
в
знаменателе
—
для
остальных
марок
масел
или
смеси
масел
.
**
Для
СО
и
СО
2
в
числителе
указаны
ДЗ
и
ПДЗ
трансформаторов
110
кВ
мощностью
до
16
МВА
включительно
,
а
в
зна
-
менателе
—
более
16
МВА
.
***
Для
С
2
Н
2
в
числителе
приведены
ДЗ
и
ПДЗ
трансформаторов
со
всеми
типами
устройств
РПН
,
кроме
RS-3
и
RS-4,
а
в
знаменателе
—
с
устройствами
РПН
типа
RS-3, RS-4.
ДИАГНОСТИКА
И МОНИТОРИНГ
115
следует
определить
и
устранить
при
-
чину
повышенного
газообразования
.
Так
как
повышенные
концентрации
газов
могут
быть
следствием
изме
-
нений
конструкции
трансформатора
,
технологии
его
изготовления
,
а
так
-
же
характеристик
,
используемых
при
изготовлении
материалов
,
то
ДЗ
кон
-
центраций
газов
,
приведенные
в
таб
-
лице
2,
носят
справочный
характер
и
требуют
уточнения
в
зависимости
от
указанных
факторов
.
Перед
вводом
в
эксплуатацию
но
-
вых
или
прошедших
ремонт
трансфор
-
маторов
необходимо
определить
начальные
концен
-
трации
растворенных
газов
(
A
i
0
).
Если
A
i
0
превышают
уровни
ДЗ
,
указанные
в
таблице
2,
то
рекомендуется
провести
дегазацию
масла
.
Если
такой
возможности
нет
,
то
измеренные
перед
включением
значения
кон
-
центраций
следует
принять
за
исходные
.
Далее
исследовалась
динамика
изменения
кон
-
центраций
газов
,
выраженная
относительной
и
аб
-
солютной
скоростями
роста
.
Как
известно
,
критерий
скорости
роста
газов
отражает
скорость
развития
по
-
вреждения
и
позволяет
оценить
степень
опасности
дефекта
.
Значения
абсолютной
скорости
роста
концентра
-
ций
i
-
го
газа
и
СРГ
определялось
по
формуле
:
30 · (
A
t
i
–
A
t
i
–
t
)
V
i
абс
= — (%
об
./
месяц
), (6)
t
где
A
t
i
,
A
t
i
–
t
—
два
последовательных
измерения
кон
-
центрации
i
-
го
газа
или
СРГ
, %
об
.;
t
—
время
меж
-
ду
отборами
проб
,
сутки
.
Важно
,
чтобы
расчет
скорости
выполнялся
при
условии
,
когда
концентрации
,
определенные
на
рас
-
сматриваемую
дату
A
t
i
и
предыдущую
дату
A
t
i
–
t
,
пре
-
вышали
по
крайней
мере
в
3
раза
порог
обнаруже
-
ния
газа
в
масле
(
для
Н
2
— 5 ppm;
для
C
Н
4
, C
2
Н
4
,
C
2
Н
6
— 1 ppm;
для
C
2
Н
2
— 0,5 ppm;
для
CO, CO
2
—
20 ppm).
Было
установлено
,
что
скорость
роста
концен
-
траций
газов
в
масле
трансформатора
зависит
от
кинетики
и
условий
образования
индивидуальных
диагностических
газов
,
конструктивных
особен
-
ностей
трансформатора
(
объема
изоляции
и
со
-
отношения
бумага
/
масло
,
способа
защиты
масла
и
др
.)
и
срока
эксплуатации
трансформатора
.
Тем
не
менее
,
было
принято
решение
унифицировать
регламентированные
значения
скорости
роста
концентраций
газов
,
так
как
этот
показатель
более
чутко
реагирует
на
изменение
режимов
работы
(
на
-
грузки
),
чем
на
конструктивные
особенности
транс
-
форматора
.
Статистический
и
дисперсионный
анализ
прово
-
дился
для
абсолютных
и
относительных
скоростей
роста
газов
с
учетом
критерия
достоверности
значе
-
ний
.
Чем
были
выше
значения
концентраций
газов
своего
порога
обнаружения
,
тем
был
выше
критерий
достоверности
расчета
скорости
.
Далее
,
предпочте
-
ние
было
отдано
абсолютным
скоростям
роста
кон
-
центраций
газов
,
так
как
при
неизменной
абсолют
-
ной
скорости
роста
мы
,
в
зависимости
от
величины
предыдущей
концентрации
,
можем
получить
значе
-
ния
относительных
скоростей
,
отличающиеся
в
не
-
сколько
раз
друг
от
друга
(«
эффект
низкой
и
высокой
базы
»).
Рассмотрим
пример
,
демонстрирующий
,
что
та
-
кое
«
эффект
низкой
и
высокой
базы
» (
таблица
3).
Из
данных
таблицы
3
хорошо
видно
,
что
абсолют
-
ная
скорость
роста
газа
крайне
низкая
и
одинаковая
у
всех
газов
.
Однако
относительная
скорость
для
всех
газов
разная
.
Согласно
п
. 6.6
действующего
РД
[1]
скорости
С
2
Н
2
и
Н
2
,
превышающие
10%
об
./
мес
.,
говорят
о
наличии
быстро
развивающегося
дефекта
,
что
,
очевидно
,
не
так
.
Таким
образом
,
использование
относительной
скорости
приводит
к
ошибочным
вы
-
водам
.
Регламентированные
значения
абсолютных
ско
-
ростей
роста
рассчитывались
двумя
способами
.
Во
-
первых
,
расчет
проводился
аналогично
опреде
-
лению
регламентированных
значений
концентраций
Табл
. 2.
ДЗ
концентрации
газов
в
трансформаторах
при
вводе
в
эксплуатацию
и
после
приемо
-
сдаточных
испытаний
на
заводе
Класс
напряже
-
ния
транс
-
формато
-
ров
,
кВ
Концентрации
газов
, %
об
.
Н
2
CH
4
C
2
H
6
C
2
H
4
C
2
H
2
CO
CO
2
35
0,0010
*
*
*
*
0,0040
0,0560
110
0,0030
0,0090
0,0700
220
0,0030
0,0070
0,0650
*
Уровень
концентраций
на
границе
предела
обнаружения
.
Табл
. 3.
Сравнение
скоростей
роста
концентраций
газов
Газ
С
2
Н
2
Н
2
СО
Концентрация
в
пробе
масла
1, %
об
.
0,0002
0,001
0,01
Концентрация
в
пробе
масла
2, %
об
.
0,0004
0,0012
0,0102
Относительная
скорость
роста
концентрации
газа
,
% /
мес
.
100
20
2
Абсолютная
скорость
роста
концентрации
газа
,
%
об
./
мес
.
0,0002
0,0002
0,0002
Табл
. 4.
Регламентированные
ДЗ
и
ПДЗ
абсолютной
скорости
роста
концентраций
газов
силовых
трансформаторов
35–220
кВ
V
i
абс
, %
об
./
сутки
Уро
-
вень
Абсолютная
скорость
роста
концентраций
газов
V
i
абс
СН
4
,
С
2
Н
6
,
С
2
Н
4
,
Н
2
С
2
Н
2
СРГ
CO
CO
2
ДЗ
0,00005
0,00005 0,0001
–
–
ПДЗ
0,00015 0,0003 0,0005 0,002
№
6 (51) 2018
116
газов
по
методике
[6].
Во
-
вторых
,
рассчитывались
значения
абсолютных
скоростей
роста
концентра
-
ций
газов
,
при
которых
за
6
месяцев
концентрации
изменятся
от
уровня
ДЗ
до
уровня
ПДЗ
.
В
-
третьих
,
рассматривались
значения
абсолютной
скорости
роста
концентраций
газов
трансформаторов
перед
выводом
их
в
ремонт
или
отказом
.
Регламентиро
-
ванные
ДЗ
и
ПДЗ
абсолютных
скоростей
роста
газов
V
i
абс
, %
об
./
сутки
,
приведенные
в
таблице
4,
являются
результатом
экспертного
анализа
всех
трех
подходов
определения
скоростей
.
Далее
приведен
алгоритм
определения
пери
-
одичности
следующего
измерения
АРГ
и
необхо
-
димых
операций
технического
обслуживания
или
ремонта
в
зависимости
от
оценки
результата
АРГ
.
Периодичность
отбора
проб
масла
и
решение
о
дальнейшей
эксплуатации
или
выводе
трансфор
-
матора
из
работы
должно
приниматься
с
учетом
следующих
факторов
:
–
величины
абсолютной
скорости
роста
концентра
-
ции
газов
;
–
превышения
концентрациями
газов
A
t
i
своих
регламентированных
значений
A
i
ДЗ
и
A
i
ПДЗ
(
см
.
таблицу
1);
–
превышения
абсолютной
скорости
роста
кон
-
центрации
газов
соответствующих
ДЗ
и
ПДЗ
(
см
.
таблицу
4);
–
характера
предполагаемого
дефекта
(
электриче
-
ский
или
термический
)
и
степени
его
развития
.
Для
корректной
оценки
состояния
трансформа
-
тора
в
случае
превышения
ДЗ
,
ПДЗ
концентраций
и
/
или
в
случае
повышенной
скорости
нарастания
концентраций
газов
в
масле
бака
трансформатора
,
необходимо
:
–
проанализировать
и
(
по
возможности
)
устранить
влияние
эксплуатационных
факторов
(
проверить
уровень
нагрузки
трансформатора
,
состояние
системы
охлаждения
,
принять
во
внимание
дру
-
гие
факторы
,
способные
привести
к
росту
концен
-
траций
газов
);
–
определить
вид
дефекта
по
результатам
АРГ
;
–
провести
диагностику
состояния
трансформа
-
тора
методами
,
не
требующими
вывода
обору
-
дования
из
работы
(
тепловизионный
контроль
,
измерение
уровня
частичных
разрядов
,
виброди
-
агностика
и
т
.
п
.).
Уровень
концентраций
отдельных
газов
и
СРГ
для
работоспособного
трансформатора
не
должен
пре
-
вышать
уровень
ДЗ
,
согласно
таблице
1 (
с
учетом
конструктивных
особенностей
и
срока
эксплуатации
трансформатора
),
и
скорость
нарастания
СРГ
не
должна
превышать
0,0001%
об
./
сутки
.
Если
концентрации
углеводородных
газов
,
Н
2
и
СРГ
,
а
также
скорости
их
роста
не
превышают
Табл
. 5.
Периодичность
отбора
проб
и
необходимые
действия
для
трансформаторов
№
Уровни
концентрации
газов
Значения
параметров
V
а
С
б
Р
с
Г
,
V
а
С
б
2
с
Н
2
, %
об
. /
сутки
;
t
x
,
t
d
,
месяцев
Плани
-
руемый
интервал
от
бора
проб
АРГ
Состояние
оборудования
и
действия
,
которые
необходимо
выполнить
1
A
i
t
<
A
i
ДЗ
или
A
t
СРГ
<
A
Д
С
З
РГ
V
а
С
б
Р
с
Г
> 0,00010,
t
x
≥
t
d
t
d
месяцев Работоспособное
состояние
.
Дополнительные
меры
не
требуются
.
2
V
а
С
б
Р
с
Г
> 0,00010,
t
x
<
t
d
t
x
месяцев Работоспособное
состояние
.
Изменить
периодичность
контроля
3
A
i
ПДЗ
>
A
i
t
≥
A
i
ДЗ
или
A
П
С
Д
Р
З
Г
>
A
t
СРГ
≥
A
Д
С
З
РГ
t
x
≥
t
d
3
месяца
Работоспособное
состояние
.
Проанализировать
(
по
возможности
исключить
)
влияние
эксплуатаци
-
онных
факторов
на
уровень
концентраций
.
4
t
d
>
t
x
≥
3,
V
а
С
б
Р
с
Г
≤
0,00010
и
V
а
С
б
2
с
Н
2
≤
0,00005
3
месяца
Рабочее
состояние
.
Прогнозируется
развитие
дефекта
.
Уточнить
характер
дефекта
дополни
-
тельными
видами
контроля
.
При
сохранении
(
подтверждении
)
скорости
роста
рекомендуется
провести
внеочередные
измерения
.
5
t
x
≤
3,
V
а
С
б
Р
с
Г
≤
0,00010
и
V
а
С
б
2
с
Н
2
≤
0,00005
t
x
месяцев
6
t
x
≥
1,
V
а
С
б
Р
с
Г
> 0,00010
или
V
а
С
б
2
с
Н
2
> 0,00005
1
месяц
Рабочее
состояние
.
Прогнозируется
быстрое
развитие
дефекта
.
Уточнить
характер
дефекта
до
-
полнительными
видами
контроля
.
При
сохранении
(
подтверждении
)
скорости
роста
принять
решение
о
выводе
трансформатора
в
ремонт
или
проведе
-
нии
комплексного
обследования
.
7
t
x
< 1,
V
а
С
б
Р
с
Г
> 0,00010
или
V
а
С
б
2
с
Н
2
> 0,00005
t
x
месяцев
8
A
i
t
≥
A
i
ПДЗ
или
A
t
СРГ
≥
A
П
С
Д
Р
З
Г
V
а
С
б
Р
с
Г
< 0,00010,
V
а
С
б
2
с
Н
2
< 0,00005
1
месяц
Предотказное
состояние
.
Уточнить
характер
дефекта
дополнительными
ви
-
дами
контроля
.
Повторить
АРГ
.
При
подтверждении
роста
концентраций
газов
принять
решение
о
вы
-
воде
трансформатора
в
ремонт
или
проведении
комплексного
обследования
.
9
V
а
С
б
Р
с
Г
≥
0,00010,
V
а
С
б
2
с
Н
2
≥
0,00005
ежедневно
Предотказное
состояние
.
Повторить
АРГ
.
При
подтверждении
роста
концен
-
траций
газов
—
отключить
трансформатор
.
ДИАГНОСТИКА
И МОНИТОРИНГ
117
ДЗ
,
а
концентрация
CO
или
CO
2
выше
соответству
-
ющего
ДЗ
,
но
ниже
ПДЗ
(
A
i
ПДЗ
>
A
t
i
≥
A
i
ДЗ
),
и
скорость
роста
концентраций
CO
или
CO
2
выше
ПДЗ
,
то
c
рок
следующего
контроля
рассчитать
по
формуле
7.
Если
расчетный
период
меньше
регламентирован
-
ного
(
t
x
<
t
d
),
то
следующий
АРГ
провести
через
t
x
месяцев
,
иначе
—
с
регламентированной
периодич
-
ностью
отбора
t
d
.
При
постановке
трансформатора
на
контроль
по
CO
и
CO
2
необходимо
выполнить
мероприятия
для
определения
причин
увеличения
концентраций
:
устранить
возможное
влияние
эксплуатационных
факторов
;
проверить
состояние
систем
охлаж
-
дения
и
защиты
масла
.
При
выяснении
причины
роста
оксидов
углерода
трансформатор
можно
снять
с
контроля
,
запланировав
соответствующие
эксплуатационные
мероприятия
.
Если
причина
не
найдена
,
концентрации
CO
или
CO
2
выше
своего
ПДЗ
,
а
скорость
роста
концентраций
CO
или
CO
2
остается
выше
соответствующего
ПДЗ
—
считать
,
что
прогнозируется
активное
разрушение
изоля
-
ции
и
планировать
трансформатор
к
выводу
из
ра
-
боты
для
дальнейшего
обследования
с
целью
об
-
наружения
и
последующего
устранения
дефекта
.
В
таблице
5
приведены
условия
назначения
сле
-
дующего
измерения
АРГ
,
основанные
на
проверке
превышения
концентраций
углеводородных
газов
, H
2
и
СРГ
своих
регламентированных
значений
,
а
также
значений
абсолютной
скорости
роста
концентраций
для
СРГ
и
С
2
Н
2
.
Если
измеренные
значения
концентрации
угле
-
водородных
газов
,
водорода
и
СРГ
меньше
допусти
-
мого
значения
(
A
t
i
<
A
i
ДЗ
),
то
нужно
рассчитать
интер
-
вал
времени
до
следующего
измерения
t
x
по
фор
-
муле
:
t
· (
A
i
ДЗ
–
A
t
i
)
t
x
= — (
мес
.), (7)
30 · (
A
t
i
–
A
t
i
–
t
)
где
t
—
фактический
интервал
времени
между
от
-
борами
проб
,
сутки
;
A
i
ДЗ
—
допустимое
значение
кон
-
центрации
газа
или
СРГ
;
A
t
i
,
A
t
i
–
t
—
текущее
и
преды
-
дущее
значение
концентрации
газа
или
СРГ
.
Если
наименьшее
рассчитанное
значение
мень
-
ше
регламентированной
периодичности
(
t
x
<
t
d
),
то
следующее
измерение
проводят
через
t
x
месяцев
,
иначе
—
через
t
d
месяцев
.
Если
измеренные
значения
концентрации
угле
-
водородных
газов
,
водорода
,
СРГ
выше
допустимо
-
го
значения
,
но
ниже
ПДЗ
(
A
i
ПДЗ
>
A
t
i
≥
A
i
ДЗ
),
то
нужно
рассчитать
интервал
следующего
измерения
t
x
по
формуле
:
t
· (
A
i
ПДЗ
–
A
t
i
)
t
x
= — (
мес
.), (8)
30 · (
A
t
i
–
A
t
i
–
t
)
где
A
i
ПДЗ
—
предельно
допустимое
значение
концен
-
трации
газа
.
Если
наименьшее
значение
t
x
<
t
d
,
то
следую
-
щее
измерение
проводят
через
t
x
месяцев
,
иначе
—
через
t
d
месяцев
.
Разработанная
система
оценки
технического
со
-
стояния
трансформатора
на
основе
результатов
АРГ
содержит
следующие
шаги
:
–
сравнение
результатов
АРГ
трансформатора
с
ДЗ
и
ПДЗ
концентраций
газов
и
СРГ
,
выбранных
с
учетом
конструктивных
особенностей
транс
-
форматора
и
срок
его
эксплуатации
;
–
расчет
абсолютных
скоростей
газов
и
СРГ
,
их
сравнение
с
ДЗ
/
ПДЗ
скоростей
;
–
проверка
выполнения
условия
п
. 1
таблицы
5
(
если
условие
п
. 1
выполняется
,
то
следующий
АРГ
назначают
в
соответствии
с
регламентиро
-
ванной
периодичностью
отбора
t
d
,
в
противном
случае
требуется
переходить
к
следующему
шагу
);
–
расчет
периода
следующего
проведения
АРГ
t
x
;
–
определение
необходимых
операций
техниче
-
ского
обслуживания
и
ремонта
,
согласно
табли
-
цы
5.
Разработанная
система
планируется
к
использо
-
ванию
в
качестве
стандарта
для
оценки
состояния
трансформаторов
35–220
кВ
в
энергетических
ком
-
паниях
Российской
Федерации
.
В
настоящий
момент
данная
система
проходит
тестирование
на
энерго
-
предприятиях
России
.
ВЫВОДЫ
1.
С
помощью
дисперсионного
анализа
определено
,
что
наибольшее
влияние
на
уровни
концентраций
диагностических
газов
,
растворенных
в
масле
силовых
трансформаторов
класса
напряжения
35–220
кВ
,
оказывают
класс
напряжения
и
тип
защиты
масла
на
все
газы
;
мощность
трансфор
-
матора
и
срок
его
эксплуатации
наиболее
силь
-
но
влияют
на
оксиды
углерода
,
марка
масла
ГК
оказывает
сильное
влияние
на
водород
и
метан
только
в
первые
5
лет
эксплуатации
,
использова
-
ние
переключающих
устройств
типа
RS-3, RS-4
влияет
на
концентрацию
ацетилена
.
2.
Использование
абсолютных
значений
скоростей
роста
концентраций
газов
вместо
относительных
значений
в
качестве
критерия
оценки
скорости
развития
дефекта
в
трансформаторе
более
до
-
стоверно
.
3.
Разработанная
система
оценки
технического
со
-
стояния
силовых
трансформаторов
на
основе
ре
-
зультатов
АРГ
,
представленная
в
таблицах
1
и
3,
обеспечивает
получение
более
надежного
резуль
-
тата
за
счет
учета
конструктивных
особенностей
силовых
трансформаторов
и
срока
их
эксплуата
-
ции
.
Данная
система
позволяет
снизить
ошибки
«
недосмотра
»
и
«
перестраховки
»
при
оценке
со
-
стояния
трансформаторов
,
повышает
достовер
-
ность
расчетов
индекса
технического
состояния
,
позволяет
избежать
ошибок
идентификации
вида
дефекта
в
методе
ансамбля
газов
[7].
4.
Получены
критерии
оценки
результатов
АРГ
сило
-
вых
трансформаторов
при
вводе
в
эксплуатацию
,
представленные
в
таблице
2.
5.
Разработан
алгоритм
определения
требуемой
периодичности
проведения
АРГ
и
необходимых
операций
технического
обслуживания
,
который
представлен
в
таблице
5.
Он
помогает
персоналу
принять
обоснованное
решение
по
дальнейшей
эксплуатации
трансформатора
.
№
6 (51) 2018
118
ЛИТЕРАТУРА
1.
РД
153-34.0-46.302-00 (
СО
34.46.
302-00).
Методические
указания
по
диагностике
развивающихся
дефектов
трансформаторного
оборудования
по
результатам
хро
-
матографического
анализа
газов
,
растворенных
в
масле
.
2. IEEE Std C57.104™-2008. IEEE
Guide for the Interpretation of
Gases Generated in Oil-Immersed
Transformers.
3. IEC 60599:2015. Mineral oil-
fi
lled
electrical equipment in service.
Guidance on the interpretation of
dissolved and free gases analysis.
4.
СОУ
-
Н
ЕЕ
46.501:2006.
Діагностика
маслонаповненого
трансформа
-
торного
обладнання
за
результа
-
тами
хроматографічного
аналізу
вільних
газів
,
відібраних
із
га
-
зового
реле
,
і
газів
,
розчинених
у
ізоляційному
маслі
.
Методичні
вказівки
.
5.
СТП
09110.46.300-05.
Методичес
-
кие
указания
по
диагностике
разви
-
вающихся
дефектов
трансформа
-
торного
оборудования
по
результа
-
там
хроматографического
анализа
газов
,
растворенных
в
трансфор
-
маторном
масле
.
Минск
, 2005.
6. Davidenko I.
О
btaining of estimating
criteria of controlled parameters
and their trends via statistical
analysis of operating data / ISH 17-
th International Symposium on Higt
Voltage Engineering. Hannover,
Germany, on August 22–26.
7. Davidenko I.V., Ovchinnikov K.V.,
Vladimirova M.N. Analysis of tap
changers damaging and technical
condition evaluation by DGA results /
19th International Symposium on
High Voltage Engineering, ISH 2015.
Pilsen, Czech Republic, August 23–
28, 2015. Report 574, 6
р
.
REFERENCES
1. RD 153-34.0-46.302-00 (
СО
34.46.
302-00). Guidelines for the diagno-
sis of developing defects in trans-
former equipment according to the
chromatographic analysis results of
gases dissolved in oil. (in Russian)
2. IEEE Std C57.104™-2008. IEEE
Guide for the Interpretation of Gases
Generated in Oil-Immersed Trans-
formers.
3. IEC 60599:2015. Mineral oil-
fi
lled
electrical equipment in service.
Guidance on the interpretation of
dissolved and free gases analysis.
4. SOU-N
ЕЕ
46.501:2006. Diagnostics
of oil-
fi
lled transformer equipment
according to the chromatographic
analysis results of free gases, select-
ed from a gas relay, and gases, dis-
solved in insulating oil. Guidelines).
(in Ukrainian)
5. STP 09110.46.300-05. Guidelines
for the diagnosis of developing de-
fects in transformer equipment ac-
cording to the chromatographic
analysis results of gases dissolved in
transformer oil. Minsk, 2005. (in Rus-
sian)
6. Davidenko I.
О
btaining of estimating
criteria of controlled parameters and
their trends via statistical analysis
of operating data / ISH 17-th Inter-
national Symposium on Higt Voltage
Engineering. Hannover, Germany,
on August 22–26.
7. Davidenko I.V., Ovchinnikov K.V.,
Vladimirova M.N. Analysis of tap
changers damaging and technical
condition evaluation by DGA results /
19th International Symposium on
High Voltage Engineering, ISH 2015.
Pilsen, Czech Republic, August 23–
28, 2015. Report 574, 6
р
.
ДИАГНОСТИКА
И МОНИТОРИНГ
В
издательстве
Инфра
-
Инженерия
вышла
в
свет
новая
книга
к
.
т
.
н
.
В
.
И
.
Гуревича
объемом
свыше
500
страниц
под
интригующим
названием
«
Электромагнитный
импульс
высотного
ядерного
взрыва
и
защита
электрооборудования
от
него
»
В
этой
необычной
книге
рассказывается
об
истории
развития
военных
ядерных
про
-
грамм
в
СССР
и
США
,
роли
разведки
в
созда
-
нии
ядерного
оружия
в
СССР
,
обнаружении
электромагнитного
импульса
при
ядерном
взрыве
(
ЭМИ
ЯВ
),
многочисленных
испыта
-
ниях
ядерных
боеприпасов
.
В
доступной
для
неспециалистов
в
обла
-
сти
ядерной
физики
форме
описан
процесс
образования
ЭМИ
ЯВ
при
подрыве
ядерно
-
го
боеприпаса
на
большой
высоте
,
показа
-
но
влияние
многочисленных
факторов
на
интенсивность
ЭМИ
ЯВ
и
его
параметры
.
Рассмотрено
влияние
ЭМИ
ЯВ
на
электрон
-
ные
компоненты
и
устройства
,
а
также
и
на
силовое
электрооборудование
энерго
-
систем
.
Большую
часть
книги
занимает
описание
практических
(
а
не
теоретических
,
как
в
сот
-
нях
отчетов
на
эту
тему
)
средств
и
методов
защиты
электронного
и
электротехнического
оборудования
от
ЭМИ
ЯВ
,
испытания
этого
оборудования
на
устойчивость
к
ЭМИ
ЯВ
,
оценки
эффективности
средств
защиты
.
В
книге
использованы
многочисленные
документы
и
фотографии
с
грифами
секрет
-
ности
,
которые
были
рассекречены
и
стали
общедоступными
лишь
недавно
.
По
широте
охвата
проблемы
,
новизне
,
глу
-
бине
и
практической
значимости
описанных
технических
решений
книга
является
фак
-
тически
энциклопедией
ЭМИ
ЯВ
и
не
имеет
аналогов
на
книжном
рынке
.
Книга
рассчитана
на
инженеров
-
электри
-
ков
и
энергетиков
,
разрабатывающих
,
про
-
ектирующих
и
эксплуатирующих
электронное
и
электротехническое
оборудование
,
а
также
будет
полезна
преподавателям
вузов
и
сту
-
дентам
.
Много
интересного
найдут
в
ней
так
-
же
и
любители
истории
техники
.
Заказать
книгу
можно
на
сайте
издательства
www.infra-e.ru
или
по
электронной
почте
и
телефону
8 (8172) 75-15-54
Оригинал статьи: Новые критерии оценки результатов анализа растворенных газов трансформаторов 35–220 кВ и скоростей их роста
В статье приведена система оценки результатов анализа растворенных в масле газов силовых трансформаторов 35–220 кВ по критериям допустимых и предельно-допустимых значений концентраций газов и скоростей их роста. C помощью дисперсионного анализа выявлены конструктивные особенности трансформаторов, оказывающие наибольшее влияние на скорость образования газов, которые необходимо учитывать в рассматриваемой системе. Сами критерии рассчитаны на основе внушительного массива результатов АРГ, накопленного в базе данных экспертно-диагностической системы за 25 лет ее эксплуатации. Приведен алгоритм определения требуемой периодичности проведения АРГ и необходимых операций технического обслуживания трансформаторов.