Разработка методических принципов совершенствования современной системы диагностирования трансформаторов

Page 1

Page 2

106

Разработка методических принципов
совершенствования современной
системы диагностирования
трансформаторов

УДК 621.314.21

Установлено

что

управление

качеством

трансформаторного

масла

как

изо

ляционной

системы

является

важным

элементом

управления

надежностью

маслонаполненного

трансформатора

текущей

эксплуатации

Определен

наи

более

эффективный

период

воздействия

на

окислительный

процесс

масла

—

время

завершения

индукционного

периода

окисления

ранние

стадии

авто

окисления

Способом

оценки

ресурса

эксплуатационного

масла

предложен

метод

стандартизированный

ГОСТ

981-75.

Обозначена

необходимость

развития

системы

показателей

второго

уровня

—

показателей

уточняющих

техническое

состояния

трансформатора

позволяющих

определить

оптимальный

объем

работ

по

ТОиР

Высогорец

к.т.н., доцент кафедры

ДЭО ФГАОУ ДПО

«ПЭИПК» Министерства

энергетики РФ

Таджибаев

д.т.н., заведующий

кафедрой ДЭО

ФГАОУ ДПО «ПЭИПК»

Министерства

энергетики РФ

Ключевые

слова

изоляционная система,

трансформаторное

масло, метод,

надежность,

диагностиро вание

аиболее важным и дорогостоящим оборудованием электриче-

ских сетей являются силовые трансформаторы. В России по

состоянию на сегодняшний день больше половины эксплуати-

руемого парка силовых трансформаторов работают с превы-

шением расчетного срока службы.

Согласно «Методики оценки технического состояния основного тех-

нологического оборудования и линий электропередачи электрических

станций и электрических сетей» (Приказ Мин энерго РФ от 26.07.2017 г.

№ 676 [1]) оценка технического состояния силовых трансформаторов

(автотрансформаторов) опирается на их декомпозицию на функциональ-

ные узлы: высоковольтный ввод; вспомогательное оборудование (бак,

навесное оборудование, система охлаждения); изоляционная система;

магнитопровод; обмотки трансформатора; система регулирования на-

пряжения (ПБВ, РПН).

Соответственно анализ проблематики диагностирования отдельных

функциональных узлов трансформатора, разработка и/или совершен-

ствование методической базы для повышения эффективности их диа-

гностирования обеспечит совершенствование системы диагностирова-

ния трансформатора в целом.

НАПРАВЛЕНИЯ

РАЗВИТИЯ

МЕТОДИЧЕСКОГО

ОБЕСПЕЧЕНИЯ

СОВРЕМЕННОЙ

СИСТЕМЫ

ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

ТРАНСФОРМАТОРОВ

С целью выявления причинных зависимостей отказов силовых транс-

форматоров группой авторов [2] было обследовано более 6000 силовых

трансформаторов мощностью 16 МВА и более, напряжением 35–500 кВ.

За шестилетний период было учтено и рассмотрено 623 отказа. Как пока-

зал анализ, более 80% отказов были вызваны внутренними (скрытыми)

повреждениями; большая часть (около 60%) из них связана с нарушени-

ем электрической изоляции, остальные были вызваны нарушением элек-

трической проводимости (обрывы токоведущей цепи и нагревы от про-

текания токов) и нарушением механической прочности. В среднем около

40% отказов вызваны развивающимися повреждениями, которые могли

быть устранены на ранней стадии развития. Установлено, что поврежде-

ние частичными разрядами возникало главным образом как следствие

загрязнения изоляции различными примесями (продуктами старения

трансформаторного масла) после сравнительно длительной эксплуата-

ции. Соответственно, состояние силового трансформатора зависит от

состояния трансформаторного масла. При этом в силовых трансфор-

маторах 35–110 кВ из дефектов износового характера достаточно часто

диагностика и мониторинг

Page 3

107

встречается загрязнение изоляции влагой и примеся-

ми, образующимися при старении масла.

С учетом анализа проблем технического диагно-

стирования трансформаторов в современных услови-

ях наиболее важными направлениями для научного

исследования являются:

– научный поиск решающих правил, позволяющих

управлять техническим состоянием трансформа-

тора, в том числе его ресурсом;

– разработка методов и методик оценки ресурсных

характеристик функциональных узлов трансфор-

матора;

– научный поиск решений повышения оперативно-

сти диагностирования, разработки методов и мето-

дик экспресс-оценки, направленных на управление

качеством ремонтных работ;

– совокупный анализ аварийности отдельных функ-

циональных узлов трансформатора и эффектив-

ности их диагностирования, разработка приемов

и решений для повышения их эффективности;

– решение вопросов гармонизации нормативной

документации в области технического диагности-

рования.

Управляя ресурсом жидкого диэлектрика, появля-

ется возможность управления ресурсом всей изоля-

ционной системы трансформатора, а соответствен-

но техническим состоянием таких функциональных

узлов, как изоляционная система, магнитопровод,

обмотки трансформатора, система регулирования

напряжения. Своевременное проведение меропри-

ятий по поддержанию стабильных характеристик

изоляции путем постоянного удаления продуктов

старения из эксплуатационного масла и своевремен-

ного восстановления его ресурса является превен-

тивной мерой, позволяющей обеспечить требуемый

уровень надежности маслонаполненных трансфор-

маторов.

Таким образом управление качеством трансфор-

маторного масла является, пожалуй, единственным

элементом, через управление которым можно управ-

лять надежностью силового трансформатора.

Для своевременного принятия мер, направленных

на повышение надежности и долговечности силовых

трансформаторов, необходим научный анализ и по-

иск решений, что в свою очередь, требует разработки

и использования соответствующих математических

моделей, новых методов и методик, совершенство-

вания нормативной базы, а также разработки совре-

менного методического обеспечения для управления

качеством ремонтных работ.

НАУЧНЫЙ

АНАЛИЗ

СУЩЕСТВУЮЩЕГО

ПОДХОДА

ОЦЕНКЕ

ТЕХНИЧЕСКОГО

СОСТОЯНИЯ

ФУНКЦИОНАЛЬНЫХ

УЗЛОВ

СИЛОВЫХ

ТРАНСФОРМАТОРОВ

Согласно [1] для расчета индекса технического состо-

яния трансформаторов, для каждого функционально-

го узла установлен набор параметров, подлежащий

измерениям. Данные параметры могут быть именова-

ны как измерения 1-го уровня, которые осуществля-

ются в плановом режиме персоналом производства

и в большей части ориентированы на оценку техни-

ческого состояния трансформаторного оборудования,

находящегося в пределах нормативного срока экс-

плуатации.

Для повышения точности и достоверности оценки

технического состояния, в особенности оборудова-

ния со сверхнормативным сроком эксплуатации, не-

обходима дополнительная информация, назовем их

измерениями 2-го уровня, которые в зависимости от

конкретных рассматриваемых вопросов или проблем

могут быть использованы для уточнения технического

состояния трансформатора с целью назначения опти-

мального объема работ по ТОиР.

Эффективная эксплуатация силовых трансфор-

маторов сопряжена со своевременным проведением

превентивных мер, обеспечивающих снижение рисков

повреждения оборудования и затрат на его ремонты.

В данных условиях перед аналитиками ставится зада-

ча определения оптимальных моментов проведения

профилактических работ, с одновременным подбо-

ром системы мер, направленных на восстановление

ресурса масел в условиях снижения затрат на эксплу-

атацию.

УПРАВЛЕНИЕ

РЕСУРСОМ

ИЗОЛЯЦИОННОЙ

СИСТЕМЫ

ТРАНСФОРМАТОРА

Исходя из исследований широкого круга авторов [2,

3, 4, 5, 6] остаточный ресурс твердой изоляции тес-

но связан с остаточным ресурсом трансформаторно-

го масла, поскольку продукты старения (окисления)

масла в значительной степени влияют на старение

твердой изоляции. Причем, от состояния эксплуата-

ционных трансформаторных масел в значительной

степени зависит не только электрический износ изо-

ляции, но и ее механическая прочность [6]. Повреж-

дение ослабленной изоляции обычно происходит

внезапно (пробой масляного промежутка, витковое

или межкатушечное замыкание и др.), поэтому край-

не важными становятся задачи превентивной диагно-

стики: выявление дефектов, вызывающих ухудшение

изоляционных свойств материалов до опасного сни-

жения электрической прочности [7], а также наруше-

ние механической прочности целлюлозной (твердой)

изоляции, являющейся сложнодиагностируемым

скрытым неустранимым [8] дефектом.

При длительной эксплуатации трансформаторное

масло в силовом трансформаторе изменяет свои фи-

зико-химические и эксплуатационные свойства (старе-

ет) и показатели его качества достигают предельных

значений, установленных в нормативных документах.

Изменение свойств трансформаторных масел проис-

ходит под влиянием ряда факторов. Основным про-

цессом, определяющим изменение свойств масла,

является его окисление [6, 9].

Сложный химический состав трансформаторных

масел объясняет неоднозначность их «поведения»

в эксплуатации, что в конечном итоге вызывает за-

труднения в прогнозировании ранних стадий старения

масел ввиду разнообразия образующихся продуктов

окисления. Разнообразность же химического состава

различных групп трансформаторных масел указывает

на необходимость поиска методов и алгоритмов оцен-

ки качества эксплуатационных масел, учитывающих

их индивидуальные особенности, усло вия работы.

№

4 (55) 2019

Page 4

108

Установлено [10], что наиболее эффективный

период возможного воздействия на окислительный

процесс масла с целью его предотвращения — это

время завершения индукционного периода. Соответ-

ственно, наиболее эффективными являются профи-

лактические работы, ориентированные на продление/

увеличение в эксплуатационном масле индукцион-

ного периода. Вышеуказанное определяет потреб-

ность в поиске/разработке методов, позволяющих

моделировать процессы регенерации с последующей

оценкой их эффективности. Одним из таких решений

является организация специальных лабораторных

экспериментов.

ПОИСК

СПОСОБА

ОЦЕНКИ

РЕСУРСА

ТРАНСФОРМАТОРНОГО

МАСЛА

Показателем качества масла, определяющим его

устойчивость к старению, является противоокис-

лительная стабильность. Измерение стабильно-

сти против окисления трансформаторного масла

стандартизировано ГОСТ 981-75 «Масла нефтя-

ные. Методика определения стабильности против

окисления» [11]. Измеряя противоокислительную

стабильность эксплуатационного масла путем его

форсированного окисления в лабораторных усло-

виях, производится оценка способности исследуе-

мого масла противостоять воздействию ключевых

факторов окисления. Чем хуже показатели, опреде-

ляющие стабильность против окисления: кислотное

число окисленного масла и содержание осадка, об-

разованного после окисления масла, тем большую

долю начального ресурса масло утратило. Оста-

точный ресурс трансформаторного масла — это

суммарная наработка трансформаторного масла

от момента контроля его технического состояния до

перехода качества масла в предельное состояние.

Предельное состояние масла — это состояние мас-

ла, при котором его дальнейшая эксплуатация не-

допустима или нецелесообразна, либо восстанов-

ление его работоспособного состояния невозможно

или нецелесообразно. Так, исходя из определений

остаточного ресурса масла и противоокислитель-

ной стабильности, в качестве способа тестовой

оценки ресурса эксплуатационного трансформа-

торного масла может быть использована методи-

ка измерения стабильности против окисления по

ГОСТ 981-75 [11].

В ходе проведенных исследований определены

условия проведения окислительного процесса и бра-

ковочные критерии.

ФАКТОРЫ

ВЛИЯЮЩИЕ

НА

ПРОЦЕССЫ

ОКИСЛЕНИЯ

(

СТАРЕНИЯ

)

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ

ТРАНСФОРМАТОРНЫХ

МАСЕЛ

В силовых трансформаторах старение масла проис-

ходит под воздействием ряда факторов: повышен-

ной температуры, воздействие на масло молекуляр-

ного кислорода воздуха, воздействие электрического

поля, воздействие материалов, из которых изготов-

лен трансформатор, воздействие световой энергии.

Доминирующим фактором старения трансформатор-

ного масла являются окислительные превращения

входящих в его состав углеводородов, смолистых

и сернистых продуктов. При этом изменение свойств

изоляции и ее разрушение в процессе эксплуатации

оборудования является результатом комплексного

воздействия всех факторов, интенсивность воздей-

ствия которых может быть различной [12].

Ключевыми факторами, влияющими на окисле-

ние углеводородов масла в жидкой фазе, являются

наличие металлов (при этом наиболее активным

катализатором окисления является медь), а также

кислород и температура [5, 13]. Изучение окисления

трансформаторного масла в тонком слое при темпе-

ратурах от –50 до +100°С показало, что окисление

имеет место и при самых низких температурах; с по-

вышением же температуры оно ускоряется [5]. Су-

ществует утверждение [4], что при температуре 20–

30°С и нормальном давлении окисление масла на

воздухе идет медленно, с повышением температуры

оно заметно ускоряется и, начиная с 60°С, скорость

окисления возрастает вдвое при дальнейшем повы-

шении температуры на каждые 10°С.

Рядом работ [5, 14] влиянию электрического поля

на течение процессов старения масла отводится

второстепенное значение. Так в [5] отмечено, что

старение масла в системе бумажно-масляной изо-

ляции даже при наличии электрического поля явля-

ется, в основном, термоокислительным процессом.

Мнение авторов [14] сводится к тому, что наличие

электрического поля с напряженностями, использу-

емыми в реальных изоляционных конструкциях, не

влияет значимо на скорость термохимических про-

цессов окисления, а следовательно, и на ресурс.

Электрическое поле играет лишь роль выявляющего

фактора при достижении определенного уровня ста-

рения изоляции.

Влиять на вышеуказанные факторы при текущей

эксплуатации не представляется возможным. Вме-

сте с этим полученные знания были положены в ос-

нову разработки метода экспериментальной оценки

остаточного ресурса масла и подбора мер по его вос-

становлению.

ВЛИЯНИЕ

АНТИОКИСЛИТЕЛЬНОЙ

ПРИСАДКИ

АГИДОЛ

-1 (

ИОНОЛ

)

НА

ПРОЦЕССЫ

СТАРЕНИЯ

ТРАНСФОРМАТОРНЫХ

МАСЕЛ

Существуют факторы, имеющие косвенное влияние

на течение окислительных процессов в изоляцион-

ных маслах, влияя на которые, можно управлять

процессом старения. К вышеуказанным факторам

относится влияние концентрации антиокислитель-

ной присадки агидол-1 (ионол).

В присутствии достаточного количества анти-

окислительной присадки агидол-1 (ионол) процесс

термоокислительного старения масла находится

в индукционном периоде. Ионол в масле находится

в растворенном состоянии и практически не извле-

кается из масла различными адсорбентами при не-

прерывной регенерации [5]. Эффективность работы

ионола как ингибитора окисления значительно выше

в глубоко очищенных маслах с малым содержани-

ем ароматических углеводородов и смол (продуктов

старения). При эксплуатации масел идет процесс

ДИАГНОСТИКА

И МОНИТОРИНГ

Page 5

109

непрерывного расходования присадок, скорость ко-

торого зависит от многих факторов и, в первую оче-

редь, от температуры и концентрации кислорода

в масле. Экспериментальными работами [15] уста-

новлено, что ионол эффективно задерживает окис-

ление трансформаторного масла при концентрации

до 0,1% массы. Это минимальная концентрация при-

садки, которая определяет индукционный период.

Работами по определению влияния концентрации

ионола на стабильность масел к окислению было

подтверждено проокислительное действие ионола

при его недостаточной концентрации (0,10–0,05%

массы) [15].

В ходе экспериментальных работ [4] по стабили-

зации трансформаторных масел антиокислительной

присадкой агидол-1 (ионол) было установлено, что

оптимальная концентрация агидола-1 (ионола) со-

ставляет 0,2–0,4% массы. Увеличение ионола до

1% практически не повышает стабильность. Вместе

с этим снижение содержания агидола-1 (ионола)

в эксплуатационном масле может быть индикатором

снижения его ресурса.

Продолжительность индукционного периода (

)

окисления масла описывается уравнением:

≈ [

InH

]

InH

где [

InH

]

— исходная концентрация присадки,

InH

— скорость расхода ингибитора [15].

Из вышеуказанной формулы следует, что влиять

на

можно двумя способами: посредством измене-

ния (увеличения) концентрации антиокислительной

присадки агидол-1 (ионол) — работы по стабилиза-

ции масла; посредством изменения (замедления)

скорости расходования агидола-1 (ионола) — рабо-

ты по своевременной замене силикагеля в термо-

сифонном (адсорбционном) фильтре как меры, обе-

спечивающей удаление продуктов старения масла

в работающем трансформаторе.

На базе проведенного комплекса исследований

установлено, что оптимальной концентрацией аги-

дола-1 (ионола) для восстановления ресурса экс-

плуатационного масла является величина равная

0,30–0,35% массы.

Регистрация случаев [5] отсутствия эффектив-

ного действия присадки агидол-1 (ионол) в глубоко

окисленных маслах определяет важность точного,

правильного установления момента проведения

профилактических работ по восстановлению ресур-

са масла. В трудах [3] отмечена одна из существен-

ных особенностей антиокислительных присадок —

это избирательность их действия. На одни масла

присадки могут оказывать положительное влияние,

на другие совсем не действовать или даже могут вы-

звать ухудшение их свойств. Таким образом, затра-

гиваются вопросы проверки восприимчивости масел

к присадкам. Предложено [4] считать масло воспри-

имчивым к присадке, если проба стабильнее пробы

без присадки не менее чем в два раза по основным

показателям: кислотному числу окисленного масла

и осадку, образованному после окисления.

При этом в работах [5] было установлено, что

масло после израсходования ионола быстрее окис-

ляется, чем масло, ранее не содержащее ионол.

АНАЛИЗ

ПОКАЗАТЕЛЕЙ

КАЧЕСТВА

ЭЛЕКТРОИЗОЛЯЦИОННЫХ

МАСЕЛ

ИСПОЛЬЗУЕМЫХ

ДЛЯ

ОЦЕНКИ

ТЕХНИЧЕСКОГО

СОСТОЯНИЯ

ИЗОЛЯЦИОННОЙ

СИСТЕМЫ

СИЛОВЫХ

ТРАНСФОРМАТОРОВ

ПРИ

ТЕКУЩЕЙ

ЭКСПЛУАТАЦИИ

При оценке технического состояния силового транс-

форматора во всех случаях проводится анализ каче-

ства изоляционного масла.

Ввиду того, что удобнее представлять и оценивать

характеристики трансформаторного масла в виде

отдельных групп, отражающих его функциональные

особенности, вышеуказанные показатели качества

масла объединим в следующие группы:

– показатели состава масла — плотность, вязкость,

температура вспышки в закрытом тигле;

– показатели старения масла — кислотное чис-

ло (КЧ), содержание водорастворимых кислот

и щелочей (ВКЩ), содержание растворимого

шлама (Шлам), содержание антиокислительной

присадки агидол-1 (Присадка), стабильность про-

тив окисления (Стабильность);

– показатели загрязнения масла — влагосодержа-

ние трансформаторного масла, класс промыш-

ленной чистоты;

– электрические показатели: пробивное напряже-

ние масла, тангенс угла диэлектрических потерь

масла (



м), удельное объемное электрическое

сопротивление масла;

– диагностические показатели: фурановые произ-

водные.

Исходя из химической кинетики проходящего

окислительного процесса и продуктов окисления,

образующихся в масле, установлено [16], что ин-

дикативностью к процессам старения масла обла-

дают следующие регламентированные показатели

качества — КЧ, ВКЩ, Присадка,



м, Шлам. Вместе

с этим вышеуказанные показатели качества не по-

зволяют оценить остаточный ресурс масла: устойчи-

вость эксплуатационных масел к действию факторов

окисления. Также перечисленные выше показатели

старения могут ухудшаться по иным причинам, не

связанным с процессами старения. При этом в ходе

исследований [16] доказано, что ключевым показате-

лем яв ляется КЧ.

В стадии глубокого окисления эксплуатационное

трансформаторное масло практически не воспри-

имчиво к воздействию присадки, замена силикагеля

в термосифонных (адсорбционных) фильтрах на рабо-

тающем трансформаторе бессмысленна [4]. В публи-

кациях [10, 17] отмечено, что при существующих нор-

мативных пороговых значениях показателя качества

КЧ проведение работ по восстановлению ресурса ма-

сел, после достижения предписанных пороговых зна-

чений, как правило, не эффективно и/или невозможно

без значительных финансовых затрат. Иными слова-

ми, установленные пороговые значения некорректны

и требуют уточнений. Соответственно, существующая

нормативная база для силовых трансформаторов

напряжением 35–110 кВ не позволяет определять

на основе результатов химического контроля опти-

мальные сроки проведения работ по восстановле-

№

4 (55) 2019

Page 6

110

ЛИТЕРАТУРА

1. Методика оценки технического со-

стояния основного технологическо-

го оборудования и линий электро-

передачи электрических станций

и электрических сетей. Приказ

Минэнерго РФ от 26.07.2017 г.

№ 676. URL: http://docs.cntd.ru/

docu ment/456088008.

2. Соколов В.В., Лукащук В.А. Вопро-

сы оценки и обеспечения надеж-

ности силовых трансформаторов

/ Соколов В.В. Избранные труды /

Сост. А.Г. Овсянников, В.Н. Осотов,

В.Н. Бережной. Екатеринбург: Из-

дательский дом «Автограф», 2010.

С. 22–30.

3. Аптов И.С., Хомяков М.В. Химиче-

ские материалы в электрохозяй-

стве. М.: Энергия, 1969. 280 с.

4. Брай И.В. Регенерация трансфор-

маторных масел. М.: Химия, 1972.

168 с.

5. Липштейн Р.А., Шахнович М.И.

Трансформаторные масла. М.:

Энергоатомиздат, 1983. 296 с.

6. Силовые трансформаторы. Под

ред. С.Д. Лизунова, А.К. Лоханина.

М.: Энергоиздат, 2004. 616 с.

7. Соколов В.В. Актуальные задачи

развития методов и средств диа-

гностики трансформаторного обо-

рудования под напряжением / Со-

колов В.В. Избранные труды. Сост.

А.Г. Овсянников, В.Н. Осотов, В.Н.

Бережной. Екатеринбург: Изда-

тельский дом «Автограф», 2010.

С. 102–122.

8. ГОСТ 15467-79 (СТ СЭВ 3519-81).

Управление качеством продук-

ции. Основные понятия. Термины

и определения. М: Издательство

стандартов, 1986. 38 с.

9. Иванов В.С. Вопросы испытания

и эксплуатации трансформатор-

ных масел. М.: БТИ ОРГРЭС, 1962.

116 с.

10. Высогорец С.П., Васильев А.П.

Оценка качества эксплуатацион-

ных масел силовых трансформа-

торов напряжением 35–110 кВ //

Научно-технические

ведомости

СПбГПУ. Наука и образование,

2013, №1(166). С. 84–92.

11. ГОСТ 981-75. Масла нефтяные.

Метод определения стабильности

против окисления. М: Издательство

стандартов, 1992. 9 с.

12. Вдовико В.П. Частичные разряды

в диагностировании высоковольт-

ного оборудования. Новосибирск:

Наука, 2007. 155 с.

13. Липштейн Р.А., Штерн Е.Н. Элек-

трофизические свойства изоля-

ционных масел и лабораторные

методы их оценки / Жидкие то-

плива и масла на электростан-

циях. Выпуск 1. М.: БТИ, 1966.

С. 80–100.

14. Таджибаев А.И., Монастырский А.Е.

Диагностика маслонаполненного

электрооборудования электриче-

ских станций и сетей: учебное по-

собие. СПб.: Изд-во СПбГТУ, 1997.

87 с.

15. Липштейн Р.А. О механизме дейст-

вия ингибиторов окисления / При-

садки к маслам. Труды второго все-

союзного научно-технического со-

вещания. М.: Химия,1968. С. 169–

177.

16. Высогорец С.П. Прогнозирование

остаточного ресурса масла сило-

вых трансформаторов на основе

анализа качества жидкого диэлек-

трика // Надежность и безопас-

ность энергетики, 2016, № 1(32).

С. 50–54.

нию ресурса масла, а также подбирать необходимую

номенклатуру работ и оценивать экономическую

целесообразность их проведения. Указанная про-

блема может быть решена благодаря разработке

методов экспериментального определения ресур-

са масла и мер по его восстановлению, а проблема

повышения качества реализации регенерационных

работ — с помощью разработки экспресс-методов

определения показателей качества масла, индика-

тивных к процессам старения, с целью оперативно-

го контроля эффективности регенерации в полевых

условиях.

ВЫВОДЫ

1. На основе анализа научно-исследовательских ра-

бот в области изучения кинетической закономер-

ности процессов окисления масел и характера

образующихся продуктов окисления установлено,

что качество жидкого диэлектрика значимо вли-

яет на долговечность трансформатора, соответ-

ственно, на надежность в целом. Установлено, что

управление качеством трансформаторного масла,

как изоляционной системы, является по сути един-

ственным элементом управления надежностью

маслонаполненного трансформатора в текущей

эксплуатации. Наиболее эффективным периодом

воздействия на окислительный процесс масла

с целью его предотвращения определено время

завершения индукционного периода окисления.

2. Установлено, что в качестве способа качествен-

ной оценки ресурса эксплуатационного масла

наиболее подходящей является методика изме-

рения стабильности против окисления трансфор-

маторного масла, стандартизированная ГОСТ

981-75 «Масла нефтяные. Методика определения

стабильности против окисления» [11].

3. Проведенный анализ регламентированных пока-

зателей (параметров), на базе которых проводит-

ся определение индекса технического состояния

изоляционной системы трансформатора, как от-

дельного функционального узла, показал необхо-

димость развития системы показателей второго

уровня — показателей, уточняющих техническое

состояния трансформатора и позволяющих опре-

делить оптимальный объем работ по ТОиР, ори-

ентированных на оценку ресурсных характеристик

изоляционной системы трансформатора. Соот-

ветственно обозначена необходимость доработки

методической базы и уточнения критериев оценки

(пороговых значений) показателей технического

состояния вышеуказанного функционального узла.

4. На базе изученных свойств трансформаторных

масел, их химического состава и существующе-

го перечня показателей качества минеральных

трансформаторных масел, измеряемых в ходе

диагностирования трансформаторов, сформи-

рованы группы множества показателей качества

жидкого диэлектрика. Исходя из химической кине-

тики проходящего окислительного процесса и об-

разующихся продуктов окисления, установлено,

что индикативностью к процессам старения ма-

сел обладают следующие показатели качества —

КЧ, ВКЩ,



, Присадка, Шлам, ключевым среди

которых является КЧ.

5. Определена необходимость в разработке методов

экспериментального определения ресурса масла

и мер по его восстановлению, а также экспресс-

методов для оперативного контроля эффектив-

ности регенерации трансформаторного масла

в полевых условиях как системы управления ка-

чеством ремонтных работ.

ДИАГНОСТИКА

И МОНИТОРИНГ

Page 7

111

17. Шуварин Д.В., Костиков С.Ю. Ак-

туальные вопросы применения

и контроля качества трансформа-

торных масел / Методы и средства

оценки состояния энергетического

оборудования. Вып. 27: Совре-

менные проблемы производства,

эксплуатации и ремонта трансфор-

маторного оборудования. Под ред.

А.И. Таджибаева. СПб.: ПЭИПК,

2005. С. 73–82.

REFERENCES

1. Ministry of Energy of Russia order

No. 676 dated July 26, 2017 "Meth-

odology for assessing technical con-

dition of the main technological equip-

ment, power lines, power plants and

electrical networks". Moscow, 2017.

(in Russian)

2. Sokolov V.V., Lukashchuk V.A. Issues

of assessing and ensuring power

transformers reliability. Sokolov V.V.

Izbrannyye Trudy. Sost. A.G. Ovsy-
annikov, V.N. Osotov, V.N. Berezh-
noy.

[Selected works of Sokolov V.V.

Edited by Ovsyannikov A.G., Osotov

V.N., Berezhnoy V.N.]. Yekaterinburg,

2010, pp. 22–30 (in Russian)

3. Aptov I.S., Khomyakov M.V.

Khimi-

cheskiye materialy v elektrokhozy-
aystve.

[Chemical materials in the

electrical industry]. Moscow, Energiya

Publ., 1969. 280 p.

4. Bray I.V.

Regeneratsiya transforma-

tornykh masel

[Regeneration of trans-

former oils]. Moscow, Khimiya Publ.,

1972. 168 p.

5. Lipshteyn R.A., Shakhnovich M.I.

Transformatornyye masla

[Trans-

former oils]. Moscow, Energoatomiz-

dat Publ., 1983. 296 p.

6. Lizunov S.D., Lokhanin A.K.

Silovyye

transformatory

[Power transformers].

Moscow, Energoizdat Publ., 2004.

616 p.

7. Sokolov V.V. Actual tasks for develop-

ing methods and tools for energized

transformer equipment diagnostics.

Sokolov V.V.

Izbrannyye Trudy. Sost.

A.G. Ovsyannikov, V.N. Osotov, V.N.
Berezhnoy.

[Selected works of Soko-

lov V.V. Edited by Ovsyannikov A.G.,

Osotov V.N., Berezhnoy V.N.]. Yekat-

erinburg, 2010, pp. 102–122 (in Rus-

sian)

8. State Standard 15467-79 (ST SEV

3519-81). Product-quality control.

Basic concepts. Terms and deﬁ ni-

tions. Moscow, Izdatelstvo standartov

Publ., 1986. 38 p. (in Russian)

9. Ivanov V.S.

Voprosy ispytaniya i eks-

pluatatsii transformatornykh masel

[Issues of transformer oils test and

operation]. Moscow, BTI ORGRES

Publ., 1962. 116 p.

10. Vysogorets S.P., Vasilyev A.P. Evalu-

ation of transformer oil quality for

35–110 kV power transformers.

Nauchno-tekhnicheskiye vedomosti
SPbGPU. Nauka i obrazovaniye

[Sci-

ence and technology STU Gazette.

Science and education], 2013, no.

1(166), pp. 84–92. (in Russian)

11. State Standard 981-75. Mineral oils.

Method for determination of oxidation

stability. Moscow, Izdatelstvo stand-

artov Publ., 1992. 9 p. (in Russian)

12. Vdoviko V.P.

Chastichnyye razryady

v diagnostirovanii vysokovoltnogo
oborudovaniya

[Partial discharges

when diagnosing high-voltage equip-

ment]. Novosibirsk, Nauka Publ.,

2007. 155 p.

13. Lipshteyn R.A., Shtern E.N. Electro-

physical properties of insulating oils

and laboratory methods for their as-

sessment.

Zhidkiye topliva i masla na

elektrostantsiyakh. Vypusk 1

[Liquid

fuels and oils on power plants. Is-

sue 1]. Moscow, 1966, pp. 80–100 (in

Russian)

14. Tadzhibayev A.I., Monastyrskiy A.E.

Diagnostika maslonapolnennogo
elek trooborudovaniya elektricheskikh
stantsiy i setey: uchebnoye poso-
biye

[Diagnostics of oil-ﬁ lled electrical

equipment of power plants and elec-

trical networks. Study guide]. St. Pe-

tersburg, SPbGTU Publ., 1997. 87 p.

15. Lipshteyn R.A. On the mechanism

of oxidation inhibitors action.

Pri-

sadki k maslam. Trudy vtorogo vse-
so yuznogo nauchno-tekhnicheskogo
soveshchaniya

[Additives to oils.

Proceedings of the second All-Soviet

Union scientiﬁ c and technical meet-

ing]. Moscow, 1968, pp. 169–177 (in

Russian)

16. Vysogorets S.P. Prediction of the re-

sidual operation time of transformer

oil based on liquid dielectric quality

analysis.

Nadezhnost i bezopasnost

energetiki

[Power engineering reli-

ability and safety], 2016, no. 1(32),

pp. 50-54. (in Russian)

17. Shuvarin D.V., Kostikov S.Yu. Actual

issues of transformer oils application

and quality control.

Metody i sredstva

otsenki sostoyaniya energetichesk-
ogo oborudovaniya. Vyp.27: Sovre-
mennyye problemy proizvodstva,
ekspluatatsii i remonta transforma-
tornogo oborudovaniya. Pod red.
A.I. Tadzhibayeva

[Methods and tools

for assessing power equipment con-

ditions. Issue 27: Current problems of

the production, operation and repair

of transformer equipment. Edited by

Tadzhibayev A.I.]. St. Petersburg,

2005, pp. 73–82 (in Russian)

Доставка осуществляется

Почтой России простой бандеролью.
Стоимость доставки включена

в стоимость подписки.
Чтобы подписаться на журнал,

заполните форму заявки на

подписку на сайте

www.eepir.ru

или направьте заявку

по электронной почте:

[email protected]

Телефон редакции:

+7 (495) 645-12-41

Стоимость подписки на журнал

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача

и распределение» на 2020 год осталась

без изменений:
• год (шесть номеров) —

11 250

руб

• полгода (три номера) —

5 625

руб

• один выпуск —

1 875

руб

Цена указана с учетом НДС.
Форма оплаты —

безналичный

расчет.

подписка – 2020

№

4 (55) 2019

Оригинал статьи: Разработка методических принципов совершенствования современной системы диагностирования трансформаторов

Ключевые слова: изоляционная система, трансформаторное масло, метод, надежность, диагностирование

Читать онлайн

Установлено, что управление качеством трансформаторного масла, как изоляционной системы, является важным элементом управления надежностью маслонаполненного трансформатора в текущей эксплуатации. Определен наиболее эффективный период воздействия на окислительный процесс масла — время завершения индукционного периода окисления и ранние стадии автоокисления. Способом оценки ресурса эксплуатационного масла предложен метод, стандартизированный ГОСТ 981-75. Обозначена необходимость развития системы показателей второго уровня — показателей, уточняющих техническое состояния трансформатора и позволяющих определить оптимальный объем работ по ТОиР.