Оценка технического состояния силовых трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110 кВ и выше

122

ДИАГНОСТИКА 

И МОНИТОРИНГ

Оценка технического состояния 
силовых трансформаторов 
и автотрансформаторов 
напряжением 110 кВ и выше

По материалам

VI Научно-практической конференции

«

КОНТРОЛЬ

ТЕХНИЧЕСКОГО

СОСТОЯНИЯ

ОБОРУДОВАНИЯ

ОБЪЕКТОВ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

»

Львов

М

.

Ю

.,

д.т.н., руководитель Департамента технической  политики и стандартизации производственных процессов АО «ОЭК» 

В 

соответствии с изменени-

ями, внесенными в Стра-

тегию  развития  электро-

сетевого  к омплек са, 

утвержденными  распоряжением 

Правительства  РФ  от  29.11.2017 

№  2664-р  с  2018  года  в  России 

должен  реализовываться  посте-

пенный  переход  от  системы  пла-

ново-предупредительного 

вида 

организации ремонта на объектах 

электросетевого хозяйства к орга-

низации  ремонта  по  фактическо-

му техническому состоянию с уче-

том последствий отказа основного 

технологического  оборудования 

(рисков).

Также  необходимо  подчер-

кнуть,  что  одной  из  задач  ука-

занной  Стратегии  является  не-

допущение наличия на объектах 

электросетевого  хозяйства  обо-

рудования в критическом состоя-

нии, а также снижение доли обо-

рудования,  имеющего  высокие 

и  средние  уровни  технического 

риска  с  учетом  последствий  его 

отказа. 

В этой связи, очевидно, что для 

обеспечения надежности эксплуа-

тации  силовых  трансформаторов 

и  автотрансформаторов  элек-

трических  сетей  при  реализации 

риск-ориентированного  подхода 

к  управлению  электросетевыми 

активами вопрос оценки техниче-

ского  состояния  силовых  транс-

форматоров и автотрансформато-

ров  напряжением  110  кВ  и  выше 

является  актуальным,  а  методо-

логии  принятия  решений  о  необ-

ходимости  своевременного  вы-

вода  трансформатора  в  ремонт, 

возможности и целесообразности 

дальнейшей  эксплуатации  или 

необходимости планирования его 

замены  на  основе  оценки  техни-

ческого  состояния  данного  обо-

рудования  является  актуальной 

задачей. 

В соответствии с действующи-

ми требованиями ПТЭ [1] ремонт 

силовых  трансформаторов  (авто-

трансформаторов)  выполняется 

по мере необходимости в зависи-

мости  от  их  технического  состо-

яния,  определяемого  измерени-

ями,  испытаниями  и  внешним 

осмотром.  Сроки  ремонта  уста-

навливаются техническим руково-

дителем энергообъекта.

Оценка  технического  состоя-

ния  силовых  трансформаторов 

и  автотрансформаторов  в  экс-

плуатации  ведется  по  комплексу 

контролируемых показателей и их 

нормативам.  Основным  докумен-

том,  регламентирующим  пере-

чень  испытаний  силовых  транс-

форматоров  при  вводе  в  работу 

и  в  процессе  эксплуатации,  пре-

дельно допустимые значения кон-

тролируемых показателей и пери-

одичность  контроля,  является  РД 

«Объем и нормы испытаний элек-

трооборудования» [2]. 

При  этом  в  России  действует 

система  нормативно-технических 

документов в части методических 

указаний и методик, применитель-

но  к  оценке  состояния  силовых 

трансформаторов  и  автотранс-

форматоров  [3],  позволяющая 

эксплуатационным  предприятиям 

в  полном  объеме  реализовывать 

установленные  требования  РД 

«Объем и нормы испытаний элек-

трооборудования».

Постановлением Правительст-

ва  РФ  от  19.12.2016  №  1401 

«О  комплексном  определении 

показателей  технико-экономиче-

ского  состояния  объектов  элек-

троэнергетики,  в  том  числе  по-

казателей  физического  износа 

и  энергетической  эффективности 

объектов  электросетевого  хозяй-

ства,  и  об  осуществлении  мони-

торинга  таких  показателей»  для 

определения  показателя  техни-

ческого состояния объектов элек-

троэнергетики  введена  величина 

физического износа. Для расчета 

физического  износа  применяется 

индекс  технического  состояния 

(ИТС).  При  этом  уровень  физи-

ческого  износа  определяется  по 

формуле:

ИЗНОС = 1 – ИТС.

ИТС  является  количествен-

ная  оценка  технического  со-

стояния  оборудования,  которая 

определяется  на  основании 

123

фактических  данных  о  состоя-

нии  оборудования.  Расчет  ИТС 

производится  в  соответствии 

с  Методикой  оценки  техническо-

го состояния основного оборудо-

вания  и  линий  электропередачи 

электрических  станций  и  элек-

трических  сетей,  утвержденной 

приказом  Минэнерго  России  от 

26.07.2017 № 67.

В  соответствии  с  указанной 

Методикой предусмотрен порядок 

расчета  ИТС  для  определения, 

в  зависимости  от  установленных 

диапазонов  ИТС,  планируемого 

вида технического воздействия на 

оборудование. 

Суть данной методики заклю-

чается в сравнении фактических 

результатов измерений и испыта-

ний, проводимых в соответствии 

с  действующими  нормативами, 

и  на  основании  расчета  ИТС  — 

определение планирования вида 

необходимого  технического  воз-

действия.  При  этом  данная  Ме-

тодика  указывает,  что  субъект 

электроэнергетики должен также 

проводить  оценку  динамики  из-

менения  значений  параметров 

технического  состояния  обору-

дования,  осуществлять  прогноз 

изменения  ИТС  и  времени  до-

стижения  критического  состоя-

ния,  при  котором  эксплуатация 

такого  оборудования  будет  не-

допустима.  Также  указывается 

о  необходимости  оценки  риска 

отказа  каждой  единицы  обору-

дования,  оценки  вероятности 

отказа  функциональных  узлов, 

оценки возможного ущерба из-за 

отказа  оборудования  (оценивать 

последствия  отказа  оборудова-

ния).  При  этом  оценка  значения 

ИТС в соответствии с требовани-

ями  указанной  Методики,  с  уче-

том  оценки  возможного  риска 

повреждения  (отказа),  является 

основным обосновывающим кри-

терием для планирования техни-

ческих  воздействий  на  оборудо-

вание  при  переходе  от  системы 

планово-предупредительного 

ремонта к планированию ремон-

тов  по  фактическому  техниче-

скому состоянию. При этом в со-

ответствии  с  Постановлением 

Правительства  РФ  от  19.12.2016 

№ 1401 под техническим воздей-

ствием  понимается  воздействие 

на  оборудование  или  его  узел 

(ремонт, техническое перевоору-

жение,  реконструкция,  замена), 

приводящее к улучшению техни-

ческих  характеристик  и  состоя-

ния оборудования.

В соответствии с требования-

ми «Правила организации техни-

ческого  обслуживания  и  ремон-

тов объектов электроэнергетики», 

утвержденными  приказом  Мин-

энерго  России  от  25.10.2017 

№ 1013, применение вида органи-

зации  ремонта  по  техническому 

состоянию оборудования ПС до-

пускается в случае, если субъект 

электроэнергетики  утвер дил  ло-

кальный  нормативный  акт,  уста-

навливающий  периодичность, 

методы,  объемы  и  технические 

средства контроля, систему пока-

зателей  технического  состояния 

и  их  допустимые  и  предельные 

значения,  позволяющие  досто-

верно  определять  фактическое 

техническое  состояние  и  его  из-

менения в период до следующе-

го контроля.

Как  уже  отмечалось  выше, 

оценка  технического  состояния 

силовых  трансформаторов  (ав-

тотрансформаторов)  в  эксплу-

атации  ведется  по  комплексу 

контролируемых 

показателей 

и их нормативам в соответствии 

с  требованиями  РД  «Объем 

и  нормы  испытаний  электрообо-

рудования»  [2],  которые  регла-

ментируют  перечень  контроли-

руемых  показателей,  предельно 

допустимые  значения  контроли-

руемых показателей и периодич-

ность  контроля.  При  этом  в  РД 

«Объем и нормы испытаний элек-

трооборудования»  указывается, 

что  выход  значений  параметров 

за  установленные  границы  (пре-

дельные  значения)  следует  рас-

сматривать  как  признак  наличия 

повреждений (дефектов). 

Вместе  с  тем  следует  отме-

тить, что РД «Объем и нормы ис-

пытаний  электрооборудования» 

и  «Методика  оценки  техническо-

го  состояния  основного  оборудо-

вания  и  линий  электропередачи 

электрических  станций  и  элек-

трических  сетей»  не  устанавли-

вают  критерии  идентификации 

вида  технического  состояния 

оборудования,  а  именно  переход 

трансформатора  из  исправного 

состояния  в  неисправное:  рабо-

тоспособное, неработоспособное, 

предельное состояние.

При  этом  следует  констати-

ровать,  что  одним  из  значимых 

вопросов  при  принятии  решения 

о  возможности  дальнейшей  экс-

плуатации,  необходимости  выво-

да трансформатора в ремонт или 

целесообразности его замены яв-

ляется  оценка  вида  его  техниче-

ского  состояния  с  учетом  оценки 

фактора риска повреждения обо-

рудования. 

В  соответствии  с  ГОСТ  27.02-

2015  [4]  определены  основные 

состояния оборудования: исправ-

ное,  неисправное,  работоспособ-

ное,  неработоспособное,  пре-

дельное.  При  этом  неисправное 

оборудование  может  находиться 

в следующих состояниях: работо-

способное,  неработоспособное, 

предельное состояние.

Как  уже  отмечалось  выше, 

центральную  роль  в  рассмо-

трении  проблемы  принятия  ре-

шений  при  реализации  риск-

ориентированного  управления 

активами  при  эксплуатации  си-

ловых  трансформаторов  и  авто-

трансформаторов  для  принятия 

решений  о  возможности  даль-

нейшей  эксплуатации,  необхо-

димости  вывода  в  ремонт  или 

рассмотрения  вопроса  о  необ-

ходимости  и  целесообразности 

вывода оборудования из эксплу-

атации  по  результатам  оценки 

технического  состояния  играет 

понятие «риск».

При  рассмотрении  понятия 

«риск»  при  оценке  технического 

состояния  силовых  трансформа-

торов  и  автотрансформаторов 

необходимо  подчеркнуть  два  мо-

мента:

– общим  во  всех  случаях  явля-

ется  то,  что  понятие  «риск» 

включает в себя некоторую ве-

роятность  возможности  воз-

никновения 

нежелательного 

события;

– полностью свободного от рис-

ка  повреждения  трансфор-

матора  не  существует,  так 

как,  в  частности,  не  суще-

ствует  100%-ной  надежно-

сти  его  функционирования, 

а  значит  всегда  имеет  место 

№

 1 (58) 2020

124

вероятность  развития  (про-

явления)  того  или  иного 

дефекта  и,  соответственно, 

возможность  отказа  (повреж-

дения), что повлечет за собой 

убытки,  затраты,  упущенную 

выгоду, ущерб и т.д. Формаль-

но  риск  повреждения  обо-

рудования  возникает  сразу 

же, как только начинается его 

эксплуатация,  разница  лишь 

в его величине.

Фактически,  при  принятии  ре-

шения о возможности и целесоо-

бразности дальнейшей эксплуата-

ции оборудования по результатам 

оценки  технического  состояния 

или  необходимости  вывода  его 

в  ремонт  необходимо  оценить 

вид  его  технического  состояния 

и возможные последствия приня-

того решения. При этом, главное, 

необходимо  воспрепятствовать 

тому, чтобы, с одной стороны, це-

ной  больших  затрат  был  умень-

шен  и  без  того  незначительный 

риск, а с другой, — чтобы оставал-

ся большой риск, который можно 

было бы устранить с относитель-

но небольшими затратами в про-

гнозируемый  временной  период 

времени.

При этом важно знать, что об-

наруживаемые процессы в конеч-

ном  счете  приведут  к  развитию 

опасного  дефекта,  и  оценивать 

временной  интервал  до  возмож-

ного повреждения, а предпосыл-

кой  того,  что  развитие  того  или 

иного процесса (дефекта) в обо-

рудовании  приведет  к  опасному 

развитию  дефекта  является  не 

только  достижение  предельно 

допустимого  значения  конкрет-

ного  показателя,  но  и  обнару-

жение  тенденции  его  изменения 

и  прогнозирование  перехода 

трансформатора  от  исправного 

в  другое  состояние,  а  именно, 

в  неисправное:  работоспособ-

ное, неработоспособное или пре-

дельное. В настоящее время раз-

работана  методология  принятия 

решений при оценке техническо-

го состояния силовых трансфор-

маторов и автотрансформаторов 

с  учетом  оценки  фактора  риска 

его повреждения [5].

Также  разработаны  критерии, 

позволяющие производить клас-

сификацию вида технического со-

стояния силовых трансформато-

ров и автотрансформаторов при 

достижении  регламентируемых 

РД  «Объем  и  нормы  испытаний 

электрооборудования»  предель-

но  допустимых  значений  на  ос-

нове  оценки  их  диагностической 

ценности и оценки фактора риска 

повреждения  трансформатора, 

которое  может  сопровождаться 

возникновением внутреннего ко-

роткого замыкания [5, 6].

Показатели

неисправного

рабо

-

тоспособного

состояния

  (при 

достижении  установленных  пре-

дельно допустимых значений в со-

ответствии с РД «Объем и нормы 

испытаний  электрооборудова-

ния» [2]):

– сопротивление обмоток посто-

янному току;

– потери холостого хода;

– хроматографический  анализ 

газов,  растворенных  в  масле 

бака трансформатора (гранич-

ные значения);

– кислотное число;

– тангенс  угла  диэлектрических 

потерь масла при температуре 

90°C;

– температура вспышки;

– содержание механических при-

месей (класс чистоты);

– содержание растворимого шла-

ма;

– содержание  антиокислитель-

ной присадки АГИДОЛ (ионол);

– газосодержание в масле;

– содержание  водорастворимых 

кислот и щелочей.

Показатели

неработоспособ

-

ного

состояния

  (при  достиже-

нии  установленных  предельно-

допустимых значений в соответ-

ствии с РД «Объем и нормы ис-

пытаний  электрооборудования» 

[2]):

– сопротивление  изоляции  об -

моток;

– тангенс  угла  диэлектрических 

потерь изоляции обмоток;

– влагосодержание твердой изо-

ляции;

– пробивное напряжение масла;

– влагосодержание масла;

– сопротивление изоляции ввода;

– тангенс  угла  диэлектрических 

потерь  основной  изоляции 

ввода;

– тангенс  угла  диэлектрических 

потерь  последних  слоев  изо-

ляции ввода;

– изменение  емкости  основной 

изоляции ввода;

– хроматографический  анализ 

растворенных в масле газов во 

вводе (для маслонаполненных 

герметичных вводов);

– сопротивление  изоляции  до-

ступных стяжных шпилек, бан-

дажей,  полубандажей,  ярем 

и  прессующих  колец  отно-

сительно  активной  стали 

(магнитопровода)  и  ярмовых 

балок;

– сопротивление  изоляции  яр -

мо вых  балок  относительно 

активной  стали  и  электроста-

тических  экранов  относитель-

но обмоток и магнитопровода.

Показатели

предельного

со

-

стояния

  (при  достижении  уста-

новленных  предельно  допусти-

мых  значений  в  соответствии 

с РД «Объем и нормы испытаний 

электрооборудования» [2]):

– степень  полимеризации  бу -

мажной изоляции обмоток;

– сопротивление 

короткого 

замыкания обмоток.

Следует  также  отметить,  что 

опыт  эксплуатации  показывает, 

что  сердечники  силовых  транс-

форматоров  повреж даютс я 

в процессе работы относительно 

редко [7]. Вероятными их дефек-

тами являются замыкание между 

листами  стали,  недопустимое 

снижение усилий прессовки маг-

нитопровода  и  локальные  на-

гревы.  При  этом  косвенно  эти 

дефекты могут выявляться изме-

нением  потерь  холостого  хода, 

возрастанием  шума  и  повышен-

ным содержанием растворенных 

в  масле  газов.  Предельное  со-

стояние  магнитопровода  транс-

форматора  определяется  по  ре-

зультатам  осмотров,  измерений 

и испытаний при вскрытии транс-

форматора.

Отметим, что хотя достижение 

предельного  состояния  сердеч-

ника трансформатора — явление 

достаточно  редкое,  необходимо 

подчеркнуть,  что  признание  со-

стояния  сердечника  «предель-

ным» практически означает и пре-

дельное  состояние  силового 

ДИАГНОСТИКА 

И МОНИТОРИНГ

125

На прав

ах рек

ламы

трансформатора в целом, то есть 

необходимость его замены. 

При наличии показателей, ха-

рактеризующих  переход  силово-

го трансформатора из исправного 

в  неисправное  работоспособное 

состояние,  трансформатор  мо-

жет  эксплуатироваться  без  тех-

нических ограничений в соответ-

ствии  с  действующими  нормами 

и требованиями. Вместе с тем, как 

правило, необходима разработка 

мероприятий  по  дополнительно-

му (учащенному) контролю соот-

ветствующих  показателей  и/или 

планирование  соответствующих 

плановых  ремонтно-профилак-

тических мероприятий.

При  достижении  показателей 

неработоспособного  состояния 

в краткосрочном периоде должен 

быть  запланирован  вывод  сило-

вого  трансформатора  в  ремонт 

с  проведением  соответствую-

щих  ремонтно-профилактических 

мероприятий,  обеспечивающих 

приведение  силового  трансфор-

матора 

(автотрансформатора) 

в исправное состояние в соответ-

ствии с требованиями РД «Объем 

и  нормы  испытаний  электрообо-

рудования»  в  сроки,  определяе-

мые  техническим  руководителем 

энергообъекта.  При  этом  плани-

рование вывода трансформатора 

в ремонт целесообразно осущест-

влять  при  достижении  значения 

показателя, 

характеризующего 

переход в неработоспособное со-

стояние,  на  уровне  90%  от  уста-

новленного  предельно  допусти-

мого значения [5].

При  достижении  силовым 

трансформатором  показателя 

предельного  состояния  необ-

ходимо  провести  техническое 

освидетельствование  для  при-

нятия  решения  о  возможности 

и  целесообразности  дальней-

шей  эксплуатации  трансформа-

тора и оценки планируемых сро-

ков  вывода  трансформатора  из 

эксплуатации.

При  переходе  трансфор-

матора  в  неработоспособное 

и  предельное  состояние  резко 

возрастает  риск  повреждения 

трансформатора  в  результате 

развития  процессов  (дефектов), 

приводящих  к  возникновению 

внутренних коротких замыканий, 

взрывов и пожаров [6].

Анализ  опыта  эксплуатации 

силовых  трансформаторов  на-

пряжением  110  кВ  и  выше  по-

казывает,  что  надежность  сило-

вых  трансформаторов  зависит 

в  первую  очередь  от  состоя-

ния  изоляции  обмоток.  Сниже-

ние  в  процессе  эксплуатации 

электрической  и  механической 

прочности  маслобарьерной  изо-

ляции  в  локальном  объеме 

трансформатора  может  приво-

дить  к  возникновению  частич-

ных  разрядов,  обуславливающих 

формирование  так  называемых 

быстроразвивающихся  дефектов 

электрического характера, сопро-

вождающихся внутренними корот-

кими  замыканиями  с  возможным 

взрывом  и  пожаром  [6,  8].  При 

этом  необходимо  отметить,  что 

развитие  данных  дефектов  явля-

ется  следствием  длительно  раз-

вивающихся  процессов,  но  при 

этом контролируемые показатели, 

измерение  которых  осуществля-

ется в соответствии с требовани-

ями  действующих  нормативных 

документов, как правило (а в ряде 

случаев и в принципе), не позво-

ляют  своевременно  обнаружить 

развитие  процессов,  приводя-

щих  к  их  возникновению.  В  той 

связи,  в  первую  очередь,  необ-

ходимо  выделить  возникновение 

и  развитие  витковых  замыканий 

в  обмотке,  и  развитие  ползущих 

разрядов  в  изоляции  силовых 

транс форматоров.

Своевременное обнаружение 

так  называемых  быстроразви-

вающихся дефектов в изоляции 

обмоток  остается  актуальной 

задачей.  Также  актуальной  за-

дачей  является  своевременное 

обнаружение  предпробивного 

состояния  изоляции  трансфор-

маторов  в  период  его  перехода 

в неработоспособное состояние, 

но  вынужденной  эксплуатацией 

до  вывода  в  ремонт  и  в  период 

эксплуатации  силового  транс-

форматора, перешедшего в пре-

дельное  состояние  до  вывода 

его из эксплуатации.

№

 1 (58) 2020

126

Анализ  развития  ионизаци-

онных  процессов,  приводящих 

к возникновению дефектов элек-

трического  характера,  показы-

вает,  что  надежный  уровень  их 

обнаружения  происходит  на 

предпробивной  стадии  разви-

тия  дефекта  (аварийный  режим 

трансформатора).  В  настоящее 

время  в  отраслевой  норматив-

но-технической  документации 

отсутствуют  критерии  для  при-

нятия  решения  о  своевремен-

ном  выводе  из  работы  транс-

форматора  при  возникновении 

аварийного  режима  силового 

трансформатора  до  возникно-

вения  внутреннего  короткого 

замыкания  и  срабатывания  со-

ответствующих  защит  [9].  При 

этом  необходимо  отметить,  что 

аварийный  режим  трансфор-

матора  может  иметь  место  при 

эксплуатации  силового  транс-

форматора  (автотрансформа-

тора),  находящегося  в  области 

установленных 

действующи-

ми  требованиями  РД  «Объем 

и нормы испытаний электрообо-

рудования»  допустимых  регла-

ментирующих  значений  показа-

телей.

Использование  систем  не-

прерывного  (онлайн)  монито-

ринга  позволяет  обеспечить 

своевременный  вывод  из  рабо-

ты  силовых  трансформаторов 

(автотрансформаторов) до появ-

ления внутреннего короткого за-

мыкания, cиловой дуги, взрывов 

и пожаров трансформатора. 

На основе накопленного опы-

та для фиксации аварийного ре-

жима с целью принятия решения 

о  своевременном  отключении 

трансформатора  при  использо-

вании  системы  непрерывного 

(онлайн) мониторинга необходи-

мо  контролировать  содержание 

растворенных  в  масле  углево-

дородных  газов,  в  первую  оче-

редь,  содержание  растворенно-

го в масле водорода, частичные 

разряды  и  влагосодержание 

в масле [6, 9]. Результаты иссле-

дований и накопленный опыт по-

зволили сформулировать отсут-

ствующую  как  в  отечественной, 

так  и  в  зарубежной  практике, 

систему  показателей  и    крите-

риев  возникновения  аварийного 

режима  силового  трансформа-

тора  (автотрансформатора),  по-

зволяющих  принимать  решения 

о выводе трансформатора из ра-

боты на основе следующих пока-

зателей  непрерывного  (онлайн) 

мониторинга и соответствующих 

критериев [9].

Показатели

и

критерии

воз

-

никновения

аварийного

режи

-

ма

силового

трансформато

-

ра

при

наличии

мониторинга

:

– при превышении установлен-

ных  граничных  концентраций 

углеводородных газов и росте 

концентраций  —  более  10% 

в месяц;

– при относительной скорости на-

растания  концентрации  водо-

рода  —  1000%  в  месяц  (без 

учета  достижения  граничной 

концентрации); 

– при  превышении  влажности 

трансформаторного масла — 

30 г/т;

– при обнаружении следующих 

показателей  частичных  раз-

рядов в трансформаторе (при 

совместном выполнении всех 

указанных ниже критериев):

•  регулярность  частичных 

разрядов  —  на  уровне  0,5 

(для  неоднократно  повто-

ряющихся  ЧР,  возникаю-

щих в различных периодах 

воздействующего  напря-

жения  за  длительность 

одного  цикла  регистрации 

ЧР);

•  опасный кажущийся заряд —

не менее 10 нКл;

•  длительность  одного  цик-

ла регистрации частичных 

разрядов — от 1 с до 1 мин.

С  целью  выполнения  требо-

ваний  «Правила  организации 

технического 

обслуживания 

и  ремонтов  объектов  электро-

энергетики», 

утвержденных 

приказом  Минэнерго  России  от 

25.10.2017  №  1013,  о  необходи-

мости  субъекту  электроэнер-

гетики  утвердить  локальный 

нормативный  акт,  устанавлива-

ющий  периодичность,  методы, 

объемы  и  технические  сред-

ства  контроля,  сис тему  показа-

телей  технического  состояния 

и  их  допустимые  и  предельные 

значения,  позволяющие  досто-

верно  определять  фактическое 

техническое  состояние  силовых 

трансформаторов  и  автотранс-

форматоров  при  организации 

ремонта  силовых  трансформа-

торов  и  автотрансформаторов 

по техническому состоянию обо-

рудования  в  АО  «Объединен-

ная  энергетическая  компания» 

с  учетом  эксплуатируемого  со-

става оборудования разработан 

стандарт  организации  «Методи-

ческие  указания  по  оценке  тех-

нического  состояния  силовых 

трансформаторов  и  автотранс-

форматоров  напряжением  110–

220 кВ».

Разработанный

стандарт

включает:

– требования  по  периодич-

ности,  методам  и  объемам 

контроля технического состо-

яния  в  соответствии  с  РД 

«Объем  и  нормы  испытаний 

электрооборудования»;

– показатели  технического  со-

стояния  и  их  предельно 

допус тимые значения в соот-

ветствии с РД «Объем и нор-

мы  испытаний  электрообору-

дования»;

– признаки  и  критерии,  опре-

деляющие 

классификацию 

вида  технического  состояния 

(работоспособное,  неработо-

способное, предельное);

– описание 

диагностической 

ценности  показателей  техни-

ческого состояния;

– описание риска повреждения 

оборудования при достижении 

установленных предельно до-

пустимых значений контроли-

руемых  показателей  с  оцен-

кой  возможности  возникно-

вения  внутреннего  короткого 

замыкания;

– методологию принятия реше-

ний о возможности и целесо-

образности  дальнейшей  экс-

плуатации оборудования в за-

висимости  от  вида  техниче-

ского состояния;

– показатели  и  критерии  воз-

никновения аварийного режи-

ма силового трансформатора 

(автотрансформатора) 

при 

осуществлении  непрерывно-

го  мониторинга  соответству-

ющих показателей.

ДИАГНОСТИКА 

И МОНИТОРИНГ

127

ВЫВОДЫ

1.  Существующая  в  России  нор-

мативно-техническая база и нако-

пленный опыт эксплуатации позво-

ляют  электросетевым  компаниям 

выстраивать  систему  оценки  тех-

нического  состояния  при  эксплуа-

тации  силовых  трансформаторов 

и  автотрансформаторов  напряже-

нием 110 кВ и выше для реализа-

ции риск-ориентированного управ-

ления  данными  электросетевыми 

активами. 

2.  Применение критериев оцен-

ки вида технического состояния: 

работоспособное,  неработоспо-

собное,  предельное  состояние 

позволяет  повысить  эффек-

тивность  системы  принятия 

решений  о  возможности  и  це-

лесообразности  дальнейшей 

эксплуатации  силовых  транс-

форматоров  и  автотрансфор-

маторов  напряжением  110  кВ 

и  выше  при  реализации  прин-

ципа 

риск-ориентированного 

управления 

электросетевыми 

активами.

3.  Применение  непрерывного

контроля  (мониторинга)  показа-

те лей  возникновения  аварийно-

го  режима  силового  трансфор-

матора  (автотрансформатора) 

является дополнительным сред-

ством  своевременного  обна-

ружения  развития  аварийного 

режима  для  предотвращения 

возникновения  внутренних  ко-

ротких замыканий.  

ЛИТЕРАТУРА
1.  Правила технической эксплуатации электрических стан-

ций и сетей Российской Федерации. М.: СПО ОРГРЭС, 

2003.

2.  РД  34.45-51.300-97.  Объем  и  нормы  испытаний  элек-

трооборудования. М.: Энас, 1998.

3.  Львов М.Ю., Львов Ю.Н., Черезов А.В. Развитие системы 

нормативно-технической  документации  для  обеспече-

ния  эксплуатационной  надежности  силовых  трансфор-

маторов  и  автотрансформаторов  напряжением  110  кВ 

и выше // Электрические станции, 2013, № 11. С. 49–55.

4.  ГОСТ  27.002-2015.  Надежность  в  технике.  Термины 

и определения М.: Стандартинформ, 2016.

5.  Майоров  А.В.,  Львов  М.Ю.,  Львов  Ю.Н.  Методология 

принятия решений при оценке технического состояния 

силовых  трансформаторов  и  автотрансформаторов 

электрических сетей с учетом фактора риска повреж-

дения // Электрические станции, 2019, № 9.

6.  Майоров А.В., Львов М.Ю., Львов Ю.Н., Комаров В.Б. 

Методологические  аспекты  предотвращения  внутрен-

них коротких замыканий, взрывов и пожаров силовых 

трансформаторов при эксплуатации // Энергетик, 2018, 

№ 5. С. 19–22.

7.  Комаров  В.Б.,  Львов  Ю.Н.,  Львов  М.Ю.,  Хазиахме-

тов Р.М., Ершов Б.Г. Методологические аспекты, опреде-

ляющие предельное состояние силовых трансформато-

ров в эксплуатации // Энергетик, 2016, № 8. С. 25–26.

8.  Львов М.Ю., Львов Ю.Н., Комаров В.Б., Кулюхин С.А., 

Митькин Ю.А., Вдовико В.П. Методологические аспекты 

развития частичных разрядов и контроля изоляции си-

ловых  трансформаторов  в  эксплуатации  //  Энергетик, 

2017, № 9. С. 16–20.

9.  Львов  М.Ю.,  Львов  Ю.Н.  Мониторинг  аварийного  ре-

жима силовых трансформаторов и автотрансформато-

ров // Энергия единой сети, 2019, № 5(48).

Издательство

журнала

 «

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ

.

Передача

и

распределение

» 

выпустило

книгу

академика

РАЕН

, 

профессора

В

.

А

. 

НЕПОМНЯЩЕГО

Тираж

книги

 5000 

экз

., 

объем

 196 

с

., 

формат

 170

х

235 

мм

.

Для

приобретения

издания

звоните

по

многоканальному

телефону

+7 (495) 645-12-41 

или

напишите

по

 e-mail: [email protected]

В монографии исследована надежность оборудования электростан-

ций и электрических сетей напряжением 1150–10(6) кВ, разработана 

методика сбора и статистичес кой обработки информации о надеж-

ности оборудования. На основе статистических данных и расчетов 

определены  основные  параметры  надежности  и  динамика  их  из-

менения  в  процессе  эксплуатации.  Выявлены  статистические  за-

коны распределения отказов и времени восстановления элементов 

энергосис тем. Проведено их сравнение с зарубежными данными.

№

 1 (58) 2020