Система диагностирования маслонаполненных трансформаторов тока 110–220 кВ по результатам анализа растворенных в масле газов

Page 1

Page 2

116

ДИАГНОСТИКА

И МОНИТОРИНГ

Система диагностирования
маслонаполненных трансформаторов
тока 110–220 кВ по результатам
анализа растворенных в масле газов

УДК 621.314.21

Давиденко

д.т.н., профессор кафедры

«Электрические машины»

УрФУ им. Б.Н. Ельцина

Брагин

первый заместитель

генерального директора —

главный инженер

АО «Тюменьэнерго»

(АО «Тюменьэнерго»

оказывает услуги под брендом

«Россети Тюмень»)

Владимирова

ведущий инженер

сектора диагностики

Электротехнической службы

Департамента эксплуатации

и ремонта АО «Тюменьэнерго»

(АО «Тюменьэнерго»

оказывает услуги под брендом

«Россети Тюмень»)

Ключевые

слова

маслонаполненный трансфор-

матор, изоляционная система,

дисперсионный анализ, анализ

растворенных газов (АРГ), диа-

гностирование

статье

рассматривается

история

развития

России

критериев

оценки

технического

состояния

трансформаторов

тока

на

основе

результатов

анализа

растворенных

масле

газов

. C

помощью

дисперсионного

анализа

выявлены

факторы

(

конструктивные

особен

ности

срок

эксплуатации

оказывающие

наибольшее

влияние

на

газо

образо

ва

ние

масле

трансформаторов

тока

Приведена

система

критериев

оценки

результатов

анализа

растворенных

масле

газов

трансформаторов

тока

110–220

кВ

регламентированная

новым

стандартом

ПАО

Россети

СТО

34.01-23-003-2019

Методические

указания

по

техническому

диагностированию

развивающихся

дефектов

маслонаполненного

высоковольтного

электрооборудования

по

результатам

анализа

газов

растворенных

минеральном

трансформаторном

масле

».

Критерии

рассчитаны

на

основе

репрезентативного

массива

анализов

растворенных

газов

накопленных

базе

данных

экспертно

диагностической

системы

за

лет

ее

эксплуатации

Приведены

алгоритмы

определения

периодичности

проведения

анализа

растворенных

масле

газов

необходимых

операций

технического

обслуживания

или

ремонтов

маслонаполненных

трансформаторов

тока

110–220

кВ

ИСТОРИЯ

В России более 20 лет анализ растворенных в масле газов (АРГ) ис-

пользуется для оценки технического состояния трансформаторов тока

(ТТ), несмотря на то, что в современных нормативных документах не

было обязательных требований к проведению АРГ из измерительных

трансформаторов [1, 2] и критериев для их оценки. В стандарте [2], дей-

ствующем с 01.01.2018, рекомендовано проведение АРГ из ТТ по реше-

нию технического руководителя субъекта электроэнергетики. В начале

2000-х были опубликованы первые статьи [3, 4] с критериями оценки

состояния ТТ, где предлагалось дифференцировать критерии оценки

ТТ по классам напряжения [3, 4], типу изоляции [3], сроку эксплуатации,

марке масла и герметичности [4].

В 2005 году по инициативе ОАО «ФСК ЕЭС» сотрудники ОАО «НИИПТ»

(г. Санкт-Петербург) выполнили научно-исследовательскую работу

(НИР) «Разработка нормативов на предельно-допустимые значения

содержания газов, растворенных в масле измерительных трансформа-

торов тока и напряжения». Ее результаты были опубликованы в ряде

статей на протяжении 2006–2007 годов [5]. Полученные в ходе НИР

критерии оценки технического состояния ТТ по результатам АРГ легли

в основу формирования плана реновации парка ТТ ОАО «ФСК ЕЭС».

Критерии были дифференцированы по классу напряжения, типу твер-

дой изоляции и марке масла. Кроме того, они имели 2 уровня: гранич-

ный и браковочный.

В 2006 году Концерн «Росэнергоатом» вводит в действие методи-

ческие указания [6], где приведены граничные значения концентраций

для ТТ 110–750 кВ с бумажно-масляной изоляцией. В документе дает-

ся один уровень граничных значений для всех классов напряжения без

разбивки на сроки эксплуатации, герметичность конструкции и т.д.

В 2008 году один из крупных производителей ТТ ОАО «Запорожский

завод высоковольтной аппаратуры» (ЗВВА) выпускает информацион-

ный листок с тремя уровнями граничных концентраций ТТ 330–750 кВ,

Page 3

117

разделенных по срокам эксплуатации на периоды:

до 15 лет, от 15 до 25 лет и старше 25 лет [7].

В 2010 году ООО «Энерго-Диагностика и Ана-

литика» рассчитывает критерии оценки результа-

тов АРГ для ОАО «МРСК Центра и Приволжья» по

данным эксплуатации ТТ этого предприятия. Крите-

рии имеют 2 уровня (допустимый и предельно-до-

пустимый) и делятся на классы напряжения, сроки

эксплуатации, герметичность и марку масла. Полу-

ченные допустимые значения (ДЗ) и предельно-до-

пустимые значения (ПДЗ) концентраций газов были

занесены в экспертно-диагностическую и инфор-

мационную систему оценки технического состоя-

ния электрооборудования «Альбатрос» (ЭДИС),

установленную во всех филиалах ОАО «МРСК

Центра и Приволжья» для оперативного выявле-

ния развивающихся дефектов ТТ. Аналогичная ра-

бота была проделана сотрудниками АО «Тюмень-

энерго» и ООО «Энерго-Диагностика и Аналитика».

В 2008 году главным инженером АО «Тюменьэнер-

го» была утверждена периодичность отбора масла

на АРГ для ТТ 110, 220 кВ — 1 раз в 2 года. Первое

время для оценки состояния ТТ по результатам

АРГ использовали критерии, предлагаемые ЭДИС.

К 2010 году после проведения АРГ для всего пар-

ка ТТ АО «Тюменьэнерго» накопился достаточный

массив эксплуатационных данных, чтобы рассчи-

тать собственные критерии оценки. Полученные

ПДЗ концентраций газов, растворенных в масле ТТ,

были утверждены главным инженером и занесены

в базу знаний ЭДИС для возможности оперативной

оценки парка ТТ, эксплуатируемых в АО «Тюмень-

энерго».

В публикации [8] говорится, что первые 2 года

было увеличение затрат на эксплуатацию ТТ, свя-

занное с включением АРГ в набор планово-профи-

лактических испытаний (1 раз в 2 года). Далее из

года в год наблюдалась тенденция снижения затрат

на эксплуатацию ТТ за счет снижения количества

ТТ, стоящих на контроле, как по результатам АРГ,

так и по результатам физико-химического анализа

масла и испытаний изоляционных характеристик

ТТ. Логично объяснить эту тенденцию своевремен-

ным выявлением развития повреждения ТТ и вер-

ной идентификацией вида дефекта по результатам

АРГ, а также вовремя проведенными необходимыми

операциями технического обслуживания и ремонта

(ТОиР) или заменами дефектного оборудования.

Очевидно, что стоимость запланированных опера-

ций ТОиР и замены оборудования дешевле, чем лик-

видация последствий аварии. Кроме того, в анализи-

руемый период (с 2008 года) снижалось количество

отказов ТТ за счет вовремя выявленных по резуль-

татам АРГ случаев развития дефекта ТТ и своевре-

менных ремонтных работ или замены ТТ. Таким об-

разом, использование АРГ для диагностирования ТТ

не только повысило показатели надежности работы

ТТ (уменьшило риск возникновения технологическо-

го нарушения и обесточивания потребителей), но

и дало экономию эксплуатационных расходов. Сле-

довательно, было принято правильное техническое

решение о необходимости контроля ТТ по результа-

там АРГ и рассчитаны объективные критерии оценки

их исправного состояния.

В 2016 году в ПАО «Россети» в целях обеспече-

ния гармонизированного подхода к вопросу оцен-

ки состояния электротехнического оборудования

было принято решение об актуализации и развитии

РД 153-34.0-46.302-00 [1], в том числе о разработ-

ке современной системы оценки состояния ТТ 110,

220 кВ на основе результатов АРГ. Департаментом

технологического развития и инноваций ПАО «Рос-

сети» было предложено АО «Тюменьэнерго» рас-

смотреть возможность разработки стандарта орга-

низации «Методические указания по техническому

диагностированию развивающихся дефектов мас-

лонаполненного высоковольтного электрооборудо-

вания по результатам анализа газов, растворенных

в минеральном трансформаторном масле», с после-

дующим включением стандарта в «Реестр норматив-

но-технических документов в области технического

регулирования ПАО «Россети» и ДЗО». В настоящее

время этот стандарт (СТО 34.01-23-003-2019) [9]

в части ТТ 110, 220 кВ принят дочерними зависимы-

ми обществами (ДЗО) ПАО «Россети» к исполнению

со статусом «действующий».

СУТЬ

СИСТЕМЫ

ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

ТТ

Разработкой стандарта в течение полутора лет зани-

мались сотрудники кафедры «Электрические маши-

ны» ФГАОУ ВО «Уральский федеральный универси-

тет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина».

Благодаря опыту работы сотрудников в этом направ-

лении и внушительному массиву результатов анали-

за растворенных в трансформаторном масле газов,

накопленному в базе данных (БД) Экспертно-диагно-

стической и информационной системы оценки мас-

лонаполненного оборудования (ЭДИС) «Альбатрос»

за 25 лет ее эксплуатации в ДЗО ПАО «Россети»,

стало возможным разработать критерии техническо-

го диагностирования маслонаполненных ТТ по ре-

зультатам АРГ, учитывающие состояние и конструк-

цию современного оборудования.

Первоначальный объем собранных данных соста-

вил около 23 тысяч результатов АРГ ТТ 110–220 кВ.

Из них 84% было накоплено в БД ЭДИС, в том числе

60% по парку АО «Тюменьэнерго» и 16% данных по-

ступило от других ДЗО ПАО «Россети». Весь массив

результатов АРГ и паспортных характеристик ТТ был

проверен на полноту и непротиворечивость данных,

в результате чего из рассматриваемой выборки ис-

ключили 12% данных.

Далее, согласно техническому заданию к НИР по

разработке стандарта, необходимо было выяснить

какие факторы оказывают влияние на уровень кон-

центраций газов в ТТ, для чего использовался дис-

персионный анализ. Рассматривались следующие

факторы:

– класс напряжения;

– марка масла;

– срок эксплуатации;

– конструкция ТТ (тип, герметичность).

Проведенный дисперсионный анализ показал,

что все изученные факторы в той или иной мере

№

4 (55) 2019

Page 4

118

оказывают влияние на результаты АРГ. Для упро-

щения системы критериев оценки АРГ были ото-

браны наиболее значимые факторы, и принята во

внимание структура парка ТТ. Например, несмо-

тря на то, что герметичность оказывает влияние

на результаты АРГ, отдельно критерии оценки для

герметичных ТТ не вводились, так как герметич-

ные ТТ 110 кВ в рассматриваемом парке обору-

дования отсутствовали, а герметичные ТТ 220 кВ

составили менее 0,2%. Согласно исследованиям

разработчиков Стандарта, наиболее значимыми

факторами для градации критериев оценки АРГ

оказались:

– для всех газов — класс напряжения трансфор-

матора;

– для всех газов — тип ТФЗМ 110 кВ (трансформа-

тор тока с фарфоровой покрышкой, вторичной

обмоткой звеньевого типа, маслонаполненный);

– для Н

, СН

и СРГ (суммы углеводородных газов

и водорода) — масла марки ГК и аналогичные

марки c низким содержанием ароматических

углеводородов при сроке эксплуатации до

4 лет;

– для СО, СО

— срок эксплуатации.

В ряде публикаций было отмечено влияние

этих факторов, исходя из опыта эксплуатации из-

мерительных трансформаторов (ИТ). Однако дис-

персионный анализ позволил оценить силу влия-

ния перечисленных факторов, выявить наиболее

существенные из них. Производители электро-

оборудования в [10] отмечают повышенное содер-

жание растворенных газов, особенно водорода,

во вводах с маркой масла ГК. В источнике [4] от-

мечено, что для ИТ с маркой масла ГК граничные

значения концентраций газов Н

и СН

выше, чем

для других марок масел. Это обусловлено техно-

логией гидрокрекинга, используемой при изготов-

лении этих масел, которая ведет к накоплению

в них слабосвязанных молекул Н

. С началом экс-

плуатации на масло начинает воздействовать ряд

факторов — тепловой, механический (циркуляция

масла), электромагнитный. Все вместе они при-

водят к разрушению химических связей и замет-

ному выделению водорода. В исследовании раз-

работчиков стандарта было показано, что через

3–4 года этот эффект уже незаметен [11]. Исходя

из сказанного, было принято решение для ма-

рок масел с низким содержанием ароматических

углеводородов, производимых по технологии гид-

рокрекинга, в приработочный период ввести свои

критерии оценки концентрации Н

, СН

, СРГ, что-

бы избежать ложной отбраковки оборудования.

К этой группе масел относятся следующие марки:

ГК, АГК, ВГ, Nytro 10 и Nytro 11GX.

У читателей может возникнуть опасение, что

из-за более высокого ДЗ концентраций водорода

и метана в приработочный период ТТ с маслом

ГК можно пропустить начало развития частичных

разрядов (ЧР). Как правило, именно они «подозре-

ваются» в качестве причины выделения водорода.

Если высокий уровень концентраций Н

, СН

об-

условлен развитием ЧР, то со временем концен-

трации газов будут возрастать, так как процесс

разрушения масла и твердой изоляции под дей-

ствием ЧР необратим, и разрядная активность со

временем только усиливается. Если высокий уро-

вень концентраций обусловлен свойствами марки

масла, то со временем концентрации газов будут

снижаться. Поэтому, кроме оценки концентрации

газов, необходимо учитывать динамику их измене-

ния.

Известно, что рост концентраций окисей угле-

рода в масле силовых трансформаторов связан

с процессом старения изоляции. В исследова-

нии [4] сделан вывод о монотонном нарастании

концентраций СО, СО

с увеличением срока экс-

плуатации ТТ. Для учета процессов старения изо-

ляции ТТ было принято решение использовать

разные критерии оценки значений СО, СО

для

двух возрастных групп: до 15 лет (половина норма-

тивного срока) и свыше 15 лет.

В группе ТТ 110 кВ было отмечено сильное вли-

яние типа трансформатора на уровень концентра-

ций газов. Трансформаторы ТФЗМ 110 кВ имели

более высокий уровень концентраций газов, чем

ТТ 110 кВ других типов. Эта особенность транс-

форматоров ТФЗМ 110 кВ подтверждается и авто-

рами публикации [5], где говорится, что концентра-

ции газов ТФЗМ 110 кВ примерно на два порядка

выше, чем у ТФЗМ 220-500 кВ. Соответственно

было принято решение для ТФЗМ 110 кВ ввести

свои критерии оценки результатов АРГ.

На следующем этапе НИР с помощью модуля

ЭДИС, реализующего методику [10], были рас-

считаны допустимые и предельно-допустимые

значения концентраций газов. Согласно реше-

нию авторов [12], регламентированные значения

определялись по интегральной функции распре-

деления концентраций газов работоспособных ТТ:

ДЗ — на уровне 0,94 и ПДЗ — на уровне 0,98.

Для ТТ выбраны более высокие уровни инте-

гральной функции, чем для силовых трансформа-

торов, так как показатели отказов ТТ 110–220 кВ

значительно ниже, чем у силовых трансформато-

ров. Так по данным ОАО «ЗВВА» интенсивность

отказов ТТ 110–220 кВ низкая, не превышает 1%,

что соответствует уровню 0,99 интегральной функ-

ции распределения. Однако на этом уровне функ-

ция очень полога, что дает большую погрешность

определения ПДЗ.

Уровень ДЗ выбран выше, чем у силовых транс-

форматоров еще из-за того, что концентрации диа-

гностических газов в ТТ очень низкие, находящие-

ся вблизи порога их обнаружения хроматографом.

Следовательно, ДЗ, определенные на уровне 0,9–

0,92 будут иметь пониженную достоверность.

В таблице 1 приведены рекомендуемые уровни

ДЗ и ПДЗ концентраций газов, сгруппированные по

основным признакам, влияющим на эти уровни.

Уровень ДЗ концентраций газов таблицы 1, со-

гласно [12], отделяет исправные ТТ от работоспо-

собных ТТ, имеющих вероятность развития повреж-

дения. Уровень ПДЗ концентраций газов, согласно

[12], отделяет работоспособные ТТ от ТТ с высокой

ДИАГНОСТИКА

И МОНИТОРИНГ

Page 5

119

вероятностью отказа. Причем, заключение о воз-

можности развития дефекта в ТТ, у которых пре-

вышен уровень ДЗ, принимается на основе оценки

динамики роста концентраций газов.

Значение абсолютной скорости роста концентра-

ций С

и СРГ определяется по формуле:

i
t

–

(

–



)

бс

= 30 ∙ — (% об./месяц),

(1)



где

i
t

(

–



)

— два последовательных измерения кон-

центрации С

или СРГ, % об.;



— время между

отборами проб, сутки.

Важно, что расчет скорости рекомендовано вы-

полнять только если концентрации, определенные

на рассматриваемую дату

i
t

и предыдущую дату

(

–



)

, превышали по крайней мере в 3 раза предел

обнаружения газа в масле. Это тре-

бование учитывает, что суммарная

погрешность выполнения измере-

ний на уровне предела обнаруже-

ния концентрации газа в масле, со-

гласно отечественным стандартам

[13, 14], может достигать 50%.

Регламентированные значения

абсолютных скоростей роста

бс

рассчитывались несколькими спо-

собами. Во-первых, расчет прово-

дился аналогично определению

регламентированных значений кон-

центраций газов по методике [12].

Во-вторых, рассчитывались значе-

ния

бс

, при которых за 2 года (пе-

риодичность контроля ТТ) концен-

трации изменятся от уровня ДЗ до уровня ПДЗ.

В-третьих, рассматривались значения

бс

перед

выводом ТТ в ремонт или отказом. Регламенти-

рованные значения

бс

, % об./мес., приведенные

в таблице 2, являются результатом экспертного

анализа всех трех подходов определения скоро-

стей. Экспертами выступали 3 наиболее опытные

разработчики стандарта, обладающие одинаковой

компетенцией.

При обсуждении стандарта [9] у ДЗО ПАО «Рос-

сети» много вопросов вызвало использование аб-

солютной скорости роста концентраций вместо от-

носительной скорости, применяемой в стандарте

[1]. От использования относительной скорости ро-

ста газов отказались, так как этот показатель дает

ошибку «эффекта низкой и высокой базы», что

Табл. 1. Рекомендуемые ДЗ и ПДЗ концентрации растворенных газов ТТ

Уро-

вень

Срок

эксплуата-

ции, лет

Концентрации газов, % об.

Срок

эксплуата-

ции, лет

Концентрации

газов, % об.

СРГ*

СН

СO

Трансформаторы тока ТФЗМ напряжением 110 кВ

ДЗ

0-4

0,26/0,190** 0,16/0,070** 0,103/0,070**

0,040 0,0006 0,00015

0-15

0,011

0,113

0,260

0,170

0,110

>15

0,014

0,119

ПДЗ

0-4

0,35/0,290** 0,22/0,120** 0,130/0,110**

0,045 0,0016 0,00070

0-15

0,020

0,170

0,370

0,270

0,170

>15

0,024

0,174

Трансформаторы тока напряжением 110 кВ кроме ТФЗМ

ДЗ

0-4

0,008

0,006

0,001

0,004 0,0011 0,00030

весь

0,019

0,126

0,010

0,007

0,003

ПДЗ

0-4

0,012

0,011

0,003

0,013 0,0029 0,00120

весь

0,027

0,180

0,030

0,028

0,010

Трансформаторы тока напряжением 220 кВ

ДЗ

весь

0,003

0,0025

0,001

0,001 0,0007 0,00010

весь

0,014

0,100

ПДЗ

весь

0,012

0,0100

0,004

0,004 0,0013 0,00040

весь

0,026

0,260

СРГ

—

сумма

концентраций

растворенных

углеводородных

газов

водорода

для

СН

СРГ

масле

трансформаторов

ДЗ

ПДЗ

числителе

—

показатель

для

марок

масла

ГК

Nytro,

знаменате

ле

—

для

остальных

марок

масла

Табл. 2. Рекомендуемые ДЗ и ПДЗ абсолютной скорости

роста концентрации газов в масле ТТ

Абсолютная скорость роста концентрации газов

для ТТ 110, 220 кВ, % об./мес.

СРГ

СН

СO

ТТ (кроме ТФЗМ напряжением 110 кВ)

ДЗ

0,0008

–

0,00005

–

ПДЗ

0,0015

–

0,00010

–

ТФЗМ напряжением 110 кВ

ДЗ

0,0075

–

0,00005

–

ПДЗ

0,0150

–

0,00010

–

«–» —

значение

не

регламентировано

№

4 (55) 2019

Page 6

120

продемонстрировано в таб-

лице 3. При одном и том же

низком значении абсолютной

скорости роста концентраций

газов, мы получаем значения

относительной скорости С

и СО

, отличающиеся в сотни

раз. Кроме того, согласно [1],

делается ложный вывод о бы-

стро развивающемся дефекте

(относительная скорость выше 10% в месяц).

Для подтверждения правильности принятого

нами решения отметим, что международный стан-

дарт [15] 2015 года использует абсолютную скорость

роста газов (в единице объема масла), в отличие от

стандарта [16] 2007 года, где использовалась отно-

сительная скорость.

В разработанном авторами стандарте [9] ис-

пользован новый параметр — сумма растворенных

газов (СРГ), равный сумме концентраций газов СН

, С

, Н

. СРГ является обобщенным

показателем развития дефектов электрического

и термического характера. Введение этого пара-

метра упрощает оценку скоростей роста концен-

траций газов и используется в алгоритме принятия

решения о дальнейшей эксплуатации ТТ и назначе-

нии периодичности проведения АРГ.

В международной практике довольно давно ис-

пользуются подобные показатели. Так в националь-

ном стандарте [17] используется показатель TDCGV,

равный сумме концентраций Н

, СН

, С

и CO. В национальном стандарте [18] используется

показатель СРВГ, равный сумме концентраций СН

, С

В отечественной практике использование показа-

теля



(сумма СН

, С

) в оценке

технического состояния высоковольтных вводов так-

же прошло проверку временем [19].

Таким образом, критерии оценки АРГ, приведен-

ные в таблицах 1–2, позволяют оценить, в каком тех-

ническом состоянии находится ТТ:

– исправном;

– работоспособном, имеющем вероятность разви-

тия повреждения;

– с развитием повреждения и высокой вероятно-

стью отказа.

Согласно [9] контроль содержания растворенных

газов в масле ТТ рекомендуется проводить:

– после введения в работу (в пределах гарантий-

ного срока) по согласованию с заводом-изготови-

телем;

– в постгарантийный период по решению техниче-

ского руководителя энергопредприятия;

– после длительного (более 3 лет) хранения с целью

оценки проникновения воздуха;

– для идентификации дефекта при росте тангенса

угла диэлектрических потерь изоляции остова

или масла выше установленных норм;

– при снижении сопротивления изоляции ТТ ниже

установленных норм;

– при обнаружении относительного повышения

температуры при тепловизионном обследовании;

– при комплексном обследовании оборудования,

а также при решении вопроса о продлении экс-

плуатации по истечении установленного срока

службы.

ТТ подлежит учащенному контролю

по АРГ

в следующих случаях:

• Концентрации всех газов (кроме СО, СО

) и СРГ

меньше соответствующего ДЗ (

i
t

дз

) и величи-

на абсолютной скорости роста

бс

концентрации

или СРГ больше соответствующего ДЗ.

В этом случае выбирается минимальный интер-

вал до следующего АРГ из рассчитанных для

и СРГ по формуле:



∙ (

дз

–

i
t

)



= — (мес.),

(2)

30 ∙ (

i
t

–

(

–



)

где



— фактический интервал между АРГ (су-

ток);

дз

— допустимое значение концентрации

газа из таблицы 1.

• Концентрация любого из газов (кроме СО, СО

)

или СРГ превышает ДЗ, но не превышает ПДЗ:

дз

≤

i
t

пдз

. В этом случае для следующего изме-

рения выбирается минимальный интервал



, из

рассчитанных для СРГ и каждого газа (кроме СО,

СО

), превышающего ДЗ, по формуле:



∙ (

пдз

–

(

–



)



= — (мес.),

(3)

30 ∙ (

i
t

–

(

–



)

где

пдз

— предельно-допустимое значение кон-

центрации газа из таблицы 1.

Если рассчитанный по (2, 3) интервал проведения

следующего АРГ меньше, чем регламентированная

на предприятии периодичность для ТТ (



), то

следующее измерение проводят через рассчитан-

ный интервал (



месяцев), иначе — с принятой на

предприятии периодичностью (



Для принятия решения о дальнейшей эксплуата-

ции ТТ с признаками развивающегося дефекта не-

обходимо:

– проанализировать и, по возможности, устранить

(или учесть) влияние на АРГ эксплуатацион-

ных факторов (например, сезонные изменения

температуры, доливки масла), а также особен-

ностей механизма газообразования (например,

образование характерных газов (Н

, СН

, С

при образовании Х-воска в ТТ с маслом марки

ГК);

– определить вид развивающегося дефекта по

результатам АРГ методом Давиденко-Овчиннико-

ва [20] с использованием ДЗ концентраций газов,

приведенных в таблице 1;

Табл. 3. Сравнение значений скоростей роста концентраций газов

Газ

СO

Концентрация газа в пробе масла 01.04.2019, % об.

0,0003

0,2000

Концентрация газа в пробе масла 01.05.2019, % об.

0,0005

0,2002

Относительная скорость роста концентрации газа, % /мес.

66,7

0,1

Абсолютная скорость роста концентрации газа, % об./мес. 0,0002

0,0002

ДИАГНОСТИКА

И МОНИТОРИНГ

Page 7

121

– определить периодичность отбора проб и необхо-

димые действия персонала;

– уточнить техническое состояние ТТ методами

технического диагностирования (в первую оче-

редь, не требующими вывода оборудования из

работы).

ТТ подлежит отбраковке

при выполнении одно-

го из следующих условий:

• Концентрации С

и СРГ одновременно превы-

шают или равны соответствующим ДЗ, приведен-

ным в таблице 1:

≥

дз

CРГ

≥

дз

CРГ

• Концентрация С

или концентрация СРГ достиг-

ла или превысила соответствующее ПДЗ (табли-

цы 1):

≥

пз

или

CРГ

≥

пз

РГ

• Величина абсолютной скорости нарастания

бс

концентрации С

или СРГ достигла или превы-

сила соответствующее ПДЗ (таблицы 2).

При выполнении одного из перечисленных усло-

вий отбраковки перед выводом ТТ из работы необхо-

димо выполнить повторный АРГ, исключив влияние

на результат АРГ эксплуатационных факторов, нару-

шения инструкции по отбору пробы масла и методи-

ки проведения АРГ.

Подчеркнем, что решения по срокам и объемам

проведения дальнейших операций технического об-

служивания, ремонта или вывода ТТ из работы необ-

ходимо принимать с учетом результатов всех видов

измерений, в том числе оценки технического состоя-

ния на основе АРГ.

ВЫВОДЫ

1. Выявлены факторы, оказывающие наибольшее

влияние на уровни концентраций диагностиче-

ских газов, растворенных в масле ТТ класса на-

пряжения 110–220 кВ.

2. Разработана система оценки технического состо-

яния ТТ на основе АРГ, обеспечивающая получе-

ние более достоверного результата за счет учета

конструктивных особенностей трансформаторов

и срока их эксплуатации. Система включает двух-

уровневую оценку концентраций газов и скоростей

их роста (ДЗ и ПДЗ). Данная система позволяет

снизить ошибки «недосмотра» и «перестраховки»

при оценке состояния трансформаторов.

3. В разработанную систему добавлены критерии

оценки нового обобщающего показателя — сум-

мы углеводородных газов и водорода.

4. Разработан алгоритм определения требуемой

периодичности проведения АРГ и необходимых

операций технического обслуживания ТТ, осно-

ванный на критериях оценки уровня концентра-

ций газов и скоростей их роста. Данный алгоритм

помогает персоналу принять обоснованное реше-

ние по дальнейшей эксплуатации ТТ.

5. Разработанная авторская система критериев

оценки результатов АРГ трансформаторов тока

позволяет определить по методу Давиденко-Ов-

чинникова вид дефекта, применяя ДЗ концен-

траций газов, рассчитанные для данного типа

оборудования. В свою очередь, точная оценка

технического состояния ТТ с определением вида

развивающегося дефекта значительно повышает

достоверность расчетов индекса технического со-

стояния ТТ.

ЛИТЕРАТУРА

1. РД 153-34.0-46.302-00. Методи-

ческие указания по диагностике

развивающихся дефектов транс-

форматорного оборудования по

результатам

хроматографиче-

ского анализа газов, растворен-

ных в масле. URL: https://www.

rosteplo.ru/Npb_files/npb_shablon.

php?id=2199.

2. СТО 34.01 23.1 001 2017. Объем

и нормы испытания электрообору-

дования. URL: https://www.rosseti.ru/

investment/standart/corp_standart/

doc/34.01-23.1-001-2017.pdf.

3. Гречко О.Н., Курбатова А.Ф. Гра-

ничные значения характеристик

изоляции нормально работающих

маслонаполненных

трансфор-

маторов тока / Семинар: Методы

и средства оценки состояния энер-

гетического оборудования. СПб:

Петербургский энергетический ин-

ститут повышения квалификации,

2001.

4. Davidenko I.V Determination of crite-

ria for estimation of instrument trans-

formers conditions proceeding from

the results of oil chromatographic

analysis of diﬀ erent power systems

/ XI International Scientiﬁ c Confer-

ence «Transformer Building-2005»

Ukraine, Zaporozhye 2005 5-9 Sep-

tember Paper 3-9, pp.118-124.

5. Давиденко И.В., Гречко О.Н., Кур-

батова А.Ф., Ушакова М.В., Смека-

лов В.В. Граничные концентрации

газов в масле трансформаторов

тока типа ТФЗМ и трансформато-

ров напряжения типа НКФ // Изве-

стия Академии Наук. Энергетика,

2007, № 1 С. 132–138.

6. РД ЭО 0597-2004. Методические

указания по контролю состояния

трансформаторов тока на осно-

ве хроматографического анализа

растворенных газов (ХАРГ) в мас-

ле. КОНЦЕРН «РОСЭНЕРГО-

АТОМ». Дата введения 01.06.2006.

7. Информационный лист по допол-

нительной диагностике измери-

тельных трансформаторов тока

с кабельно-конденсаторной изоля-

цией производства ОАО «ЗЗВА»

от 17.06.2008.

8. Дьяков А.В., Владимирова М.Н.,

Сокур А.В. Опыт АО «Тюмень-

энерго» по организации диа-

гностирования состояния мас-

лонаполненного оборудования

35–110 кВ с применением экспер-

тно-информационных систем /

Материалы научно-практической

конференции «ТРАНСФОРМАТО-

РЫ: эксплуатация, диагностиро-

вание, ремонт и продление сро-

ка службы». Новосибирск, 2015.

С. 185–201.

9. СТО 34.01-23-003-2019. Методи-

ческие указания по техническому

диагностированию развивающих-

ся дефектов маслонаполненного

высоковольтного электрооборудо-

вания по результатам анализа га-

зов, растворенных в минеральном

трансформаторном масле. Утв.

и введ. распоряжением ПАО «Рос-

сети» от 17.04.2019 № 205р.

10. Рыженко В.И., Соколов В.В., Сла-

винский А.З., Чорноготский В.М.

Опыт ремонта вводов 110–750 кВ.

URL: http://www.uraldiag.ru/UPLOAD/

№

4 (55) 2019

Page 8

122

ДИАГНОСТИКА

И МОНИТОРИНГ

user/uchebnoe-posobie/sokolov-

trudy-soderzhanie.pdf.

11. Давиденко И.В., Мойсейченков

А.Н. Новые критерии оценки ре-

зультатов анализа растворенных

газов трансформаторов 35–220 кВ

и скоростей их роста // ЭЛЕКТРО-

ЭНЕРГИЯ. Передача и распреде-

ление, 2018, № 6. С. 110–118.

12. Давиденко И.В. Методика получе-

ния допустимых и предельно допу-

стимых значений контролируемых

параметров маслонаполненного

оборудования на основе массива

наблюдаемых данных на приме-

ре анализа растворенных в масле

газов // Электричество, 2009, № 6.

C. 10–21.

13. РД 34.46.303 98. Методические

указания по подготовке и прове-

дению хроматографического ана-

лиза газов, растворенных в масле

силовых трансформаторов. URL:

http://snipov.net/database/c_

4294966470_doc_4294844743.html.

14. СТО 56947007 29.180.010.094 2011.

Методические указания по опре-

делению содержания газов, рас-

творенных в трансформаторном

масле. Утв. и введ. приказом ОАО

«ФСК ЕЭС» от 02.06.2011 № 321.

15. IEC 60599:2015. Mineral oil-ﬁ lled elec -

trical equipment in service. Guidance

on the interpretation of dissolved and

free gases analysis.

16. IEC 60599:2007. Mineral oil-ﬁ lled elec-

trical equipment in service. Guidance

on the interpretation of dissolved and

free gases analysis.

17. IEEE Std C57.104™-2008. IEEE

Guide for the Interpretation of Gases

Generated in Oil-Immersed Trans-

formers.

18. СОУ-Н ЕЕ 46.501:2006. Діагности-

ка маслонаповненого трансфор-

маторного обладнання за резуль-

татами хроматографічного аналізу

вільних газів, відібраних із газового

реле, і газів, розчинених у ізоляцій-

ному маслі. Методичні вказівки.

19. Методические указания по диагно-

стике состояния изоляции высоко-

вольтных вводов 110–750 кВ. СКТБ

АО «Мосизолятор», ООО «Мас-

са». Дата введения 01.01.2016.

20. Овчинников К.В., Давиденко И.В.

Идентификация дефектов транс-

форматоров по анализу газов,

растворенных в масле // Электро-

техника, 2019, № 4. С. 48–54.

REFERENCES
1. RD 153-34.0-46.302-00. Guidelines

for the diagnosis of developing de-

fects in transformer equipment based

on the results of chromatographic

analysis of gases dissolved in oil.

Moscow, Department of Science and

Technology of RAO "UES of Russia"

Publ., 2001. 42 p. (in Russian)

2. STO 34.01-23.1-001-2017. The

scope and standards of electrical

testing. Moscow, PJSC "Rosseti"

Publ., 2017. 262 p. (in Russian)

3. Grechko O.N., Kurbatova A.F. Bound-

ary values for insulation characteris-

tics of normally operating oil-ﬁ lled cur-

rent transformers.

Seminar: Metody

i sredstva otsenki sostoyaniya ener-
geticheskogo oborudovaniya

[Semi-

nar: Methods and tools for assessing

power equipment conditions]. St. Pe-

tersburg, 2001 (in Russian)

4. Davidenko I.V Determination of crite-

ria for estimation of instrument trans-

formers conditions proceeding from

the results of oil chromatographic

analysis of diﬀ erent power systems

/ XI International Scientiﬁ c Confer-

ence «Transformer Building-2005»

Ukraine, Zaporozhye 2005 5-9 Sep-

tember Paper 3-9, pp.118-124.

5. Davidenko I.V., Grechko O.N., Kur-

batova A.F., Ushakova M., Smekalov

V.V. Boundary gas concentrations in

oil of TFZM current transformers and

NKF voltage transformers.

Izvestiya

Akademii Nauk. Energetika

[Pro-

ceedings of the Russian Academy of

Sciences. Power Engineering], 2007,

no. 1, pp. 132-138. (in Russian)

6. RD EO 0597-2004. Guidelines for

monitoring current transformers con-

ditions based on chromatographic

analysis of dissolved gases in oil.

Moscow, ROSENERGOATOM Publ.,

2006. (in Russian)

7. Information sheet on additional diag-

nostics of measuring current trans-

formers with cable-capacitor isolation

manufactured by JSC "ZZVA". JSC

"ZZVA" Publ., 2008. (in Russian)

8. Dyakov A.V., Vladimirova M.N.,

Sokur A.V. JSC "Tyumenenergo"

experience in the organization of di-

agnosing the condition of 35-110 kV

oil-ﬁ lled equipment, using expert in for-

mation systems.

Materialy nauch no-

prakticheskoy konferentsii "TRANS-
FORMATORY: ekspluatatsiya, diag-
nostirovaniye, remont i prodleniye
sroka sluzhby"

[Materials of the

scientiﬁ c and practical conference

"TRANSFORMERS: operation, diag-

nosis, repair and extension of service

life"]. Novosibirsk, 2015, pp. 185-201.

(in Russian)

9. STO 34.01-23.1-001-2017. Guide-

lines for the technical diagnosis of

developing defects in oil-ﬁ lled high-

voltage electrical equipment based

on the analysis of gases dissolved

in mineral transformer oil. Moscow,

PJSC "Rosseti" Publ., 2019. 63 p. (in

Russian)

10. Ryzhenko V.I., Sokolov V.V., Slavinskiy

A.Z., Chornogotskiy V.M. Experience

in repairing 110–750 kV bushings.

URL: http://www.uraldiag.ru/UPLOAD/

user/uchebnoe-posobie/sokolov-

trudy-soderzhanie.pdf.

11. Davidenko I.V., Moyseychenkov A.N.

New criteria for evaluating dissolved

gases in 35–220 kV transformers and

their growth rates.

ELEKTROENER-

GIYa: peredacha i raspredelenie

[ELECTRIC POWER: Transmission

and Distribution], 2018, no. 6, pp.

110-118. (in Russian)

12. Davidenko I.V. The methodology for

obtaining permissible and maximum

permissible values of controlled pa-

rameters of oil-ﬁ lled equipment based

on an array of observed data, using

dissolved gas analysis.

Elektrichest-

[Electricity], 2009, no. 6, pp. 10–21

(in Russian)

13. RD 34.46.303 98. Guidelines for

preparing and conducting chromato-

graphic analysis of gases dissolved in

transformer oil. Moscow, Department

of Science and Technology of RAO

"UES of Russia" Publ., 1998. (in Rus-

sian)

14. STO 56947007 29.180.010.094 2011.

Guidelines for determining the con-

tent of gases dissolved in transformer

oil. Moscow, PJSC "FGC UES" Publ.,

2011. 35 p. (in Russian)

15. IEC 60599:2015. Mineral oil-ﬁ lled elec -

trical equipment in service. Guidance

on the interpretation of dissolved and

free gases analysis.

16. IEC 60599:2007. Mineral oil-ﬁ lled elec-

trical equipment in service. Guidance

on the interpretation of dissolved and

free gases analysis.

17. IEEE Std C57.104™-2008. IEEE

Guide for the Interpretation of Gases

Generated in Oil-Immersed Trans-

formers.

18. SOU-Н 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.

19. Guidelines for diagnosing insulation

conditions of 110–750 kV high-volt-

age bushings. JSC "Mosizolyator"

and LLC "Massa" Publ., 2016. (in

Russian)

20. Ovchinnikov K.V., Davidenko I.V.

Identiﬁ cation of transformer defects

based on dissolved gas analysis. Ele-

ktrotekhnika [Russian Electrical Engi-

neering], 2019, no. 4, pp. 48–54. (in

Russian)

Оригинал статьи: Система диагностирования маслонаполненных трансформаторов тока 110–220 кВ по результатам анализа растворенных в масле газов

Ключевые слова: маслонаполненный трансформатор, изоляционная система, дисперсионный анализ, анализ растворенных газов (АРГ), диагностирование

Читать онлайн

В статье рассматривается история развития в России критериев оценки технического состояния трансформаторов тока на основе результатов анализа растворенных в масле газов. C помощью дисперсионного анализа выявлены факторы (конструктивные особенности, срок эксплуатации), оказывающие наибольшее влияние на газообразование в масле трансформаторов тока. Приведена система критериев оценки результатов анализа растворенных в масле газов трансформаторов тока 110–220 кВ, регламентированная новым стандартом ПАО «Россети» СТО 34.01-23-003-2019 «Методические указания по техническому диагностированию развивающихся дефектов маслонаполненного высоковольтного электрооборудования по результатам анализа газов, растворенных в минеральном трансформаторном масле». Критерии рассчитаны на основе репрезентативного массива анализов растворенных газов, накопленных в базе данных экспертно-диагностической системы за 25 лет ее эксплуатации. Приведены алгоритмы определения периодичности проведения анализа растворенных в масле газов и необходимых операций технического обслуживания или ремонтов маслонаполненных трансформаторов тока 110–220 кВ.