Аналіз та дослідження методів онлайн-моніторингу силових трансформаторів

Білий, Дмитро Геннадійович

Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7098

Title:	Аналіз та дослідження методів онлайн-моніторингу силових трансформаторів
Authors:	Протасов, Сергій Юрійович Білий, Дмитро Геннадійович
Keywords:	силовий трансформатор;моніторинг;діагностика;вимірювальна система
Issue Date:	Dec-2025
Abstract:	У роботі розглянуто конструктивні елементи силового трансформатора, основні причини їх відмов та методи контролю технічного стану, з обґрунтуванням переваг онлайн-моніторингу. Проведено огляд сучасних систем онлайн-моніторингу, їх архітектури, функцій і засобів збору даних, а також виконано порівняльний аналіз їх можливостей і ефективності. Запропоновано структуру інтелектуальної системи моніторингу з багаторівневим збором і аналізом даних, алгоритмами виявлення несправностей та прогнозування технічного стану трансформатора. Обґрунтовано доцільність впровадження інтелектуальних систем для підвищення надійності та ефективності експлуатації трансформаторного обладнання.
URI:	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7098
Appears in Collections:	141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання)

Files in This Item:

File	Description	Size	Format
ВКРМ_Білий.pdf Restricted Access		7.35 MB	Adobe PDF	View/Open Request a copy

Show full item record

Extracted text

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)

«До захисту допущено»
Завідувач кафедри ЕТС
Валентин ТКАЧЕНКО
______________________
“_____” __________2025 р.

Кваліфікаційна робота
на здобуття ступеня вищої освіти магістра

на тему:
«Аналіз та дослідження методів онлайн-моніторингу силових
трансформаторів»

Виконав: здобувач вищої освіти 2 курсу, групи мЕСЕ–44
Спеціальності: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)

Білий Дмитро Геннадійович ____________
(прізвище, ім’я, по-батькові здобувача вищої освіти ) (підпис)

Науковий керівник к.т.н., доцент Сергій ПРОТАСОВ ____________
(наук. ступінь, вчене звання Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ) (підпис)

Нормоконтроль к.т.н., доцент Костянтин КЛЮЧКА ____________
(наук. ступінь, вчене звання Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ) (підпис)

Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших
авторів без відповідних посилань.
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)

Черкаси 2025 р.
3
РЕФЕРАТ

По структурі робота складається зі вступу, трьох розділів основної
частини та висновків основних результатів дослідження. Загальна кількість
сторінок – 99, рисунків – 49, таблиць – 7, використаних літературних джерел
– 29.
Метою кваліфікаційної магістерської роботи є підвищення точності
технічної діагностики силового трансформаторного обладнання.
На основі мети дослідження, сформульовані такі завдання:
− провести аналіз основних дефектів та несправностей в силових
трансформаторах і методів їх діагностування;
− аналіз відомих інтелектуальних систем технічного моніторингу
силових трансформаторів;
− аналіз та дослідження перспективних методів діагностики з метою їх
застосування в системах технічного онлайн-моніторингу.
У першому розділі розглянуто конструктивні елементи
трансформатора, їх функції та вразливі місця. Наведено основні причини
відмов (старіння ізоляції, виткові замикання, пошкодження вводів,
несправності системи охолодження). Систематизовано методи контролю –
офлайн та онлайн, із порівнянням їх ефективності. Зроблено висновок про
актуальність онлайн-моніторингу як більш перспективного напряму при
діагностиці трансформатора.
У другому розділі проведено огляд сучасних систем онлайн-
моніторингу в Україні та за кордоном. Розглянуто їхню архітектуру, функції,
датчики та засоби збору даних. Проведено порівняльний аналіз можливостей
систем (Qualitrol, ТОР-5, ЕСМДУ-ТРАНС тощо) та виявлено їхні сильні й
слабкі сторони. Показано необхідність вдосконалення інтелектуальної
системи з метою аналізу технічного стану, що забезпечить ефективність та
надійність трансформаторного обладнання в системах електропостачання
аналіз технічного стану.
4
У третьому розділі запропоновано структуру інтелектуальної системи
моніторингу з багаторівневим збором, обробкою та аналізом даних. Описано
алгоритми виявлення несправностей на основі часткових розрядів та аналізу
розчинених газів у маслі. Представлено підхід до прогнозування технічного
стану і формування рекомендацій з експлуатації. Розділ демонструє
практичну реалізацію авторської концепції.
Ключові слова: силовий трансформатор, моніторинг, діагностика,
вимірювальна система.

5
ЗМІСТ

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ ................................................................................................................ 7
ВСТУП ..................................................................................................................... 8
РОЗДІЛ 1. АНАЛІЗ НЕСПРАВНОСТЕЙ СИЛОВИХ ТРАНСФОРМАТОРАХ
І МЕТОДІВ ЇХ ДІАГНОСТУВАННЯ ................................................................. 10
1.1 Конструктивні елементи силового трансформатора ............................... 10
1.2 Аналіз основних несправностей і відмов силових трансформаторів .... 19
1.3 Моніторинг технічного стану силового трансформаторного обладнання
................................................................................................................................. 29
1.4. Висновки до розділу 1 ............................................................................... 33
РОЗДІЛ 2. ІНТЕЛЕКТУАЛЬНІ СИСТЕМИ МОНІТОРИНГУ СИЛОВИХ
ТРАНСФОРМАТОРІВ ......................................................................................... 34
2.1 Огляд відомих інтелектуальних систем моніторингу силових
трансформаторів .................................................................................................... 34
2.2 Огляд датчиків і перетворювачів, що використовуються в системах
онлайн-моніторингу силових трансформаторів ................................................. 41
2.3. Порівняльний аналіз відомих інтелектуальних систем моніторингу ... 46
2.4. Висновки до розділу 2 ............................................................................... 48
РОЗДІЛ 3. АНАЛІЗ ТА ДОСЛІДЖЕННЯ ПЕРСПЕКТИВНИХ МЕТОДІВ
СИСТЕМИ ТЕХНІЧНОГО МОНІТОРИНГУ СИЛОВИХ
ТРАНСФОРМАТОРІВ ......................................................................................... 50
3.1. Структурна схема системи технічного онлайн-моніторингу силових
трансформаторів .................................................................................................... 50
3.2. Аналіз та дослідження перспективних методів оцінки стану силового
трансформатора ..................................................................................................... 52
6
3.3 Алгоритми функціонування системи моніторингу ................................. 85
3.4. Висновки до розділу 3 ............................................................................... 91
ВИСНОВКИ ........................................................................................................... 93
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................. 96

7
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ
АРМ – автоматизоване робоче місце
ВН – вища напруга
ЕОМ – електронно-обчислювальна машина
ЗТД – засоби технічного діагностування
КЗ – коротке замикання
МЕК (IEC – International Electrotechnical Commission) – міжнародна
електротехнічна комісія
НН – нижча напруга
НХ – неробочий хід
ОД – об'єкт діагностування
РПН – регулювання під навантаженням
САУ – система автоматизованого управління
СД – система діагностування
СМ – система моніторингу
ТЗ – технічні засоби
ТО – технічне обслуговування
ТР – трансформатор
ХАРГ – хроматографічний аналіз розчинених газів у маслі
ЧР (PD - partial discharge) – частковий розряд

8
ВСТУП

Актуальність дослідження. Зі збільшенням терміну служби основного
обладнання електричних мереж зростає необхідність визначення його
технічного стану. З цією метою за останні роки були розроблені офлайн і
онлайн методи діагностики систем силових трансформаторів систем
електропостачання [1]. Онлайн моніторинг технічного стану проводиться
безперервно під час експлуатації та дає можливість записувати відповідні
параметри, які можуть вплинути на тривалість роботи трансформатора.
Оцінка цих даних дає можливість виявлення несправності трансформатора на
ранній стадії, що має важливе значення при експлуатації електричних мереж.
У порівнянні з цим, при використанні офлайн методів, виникає необхідність
відключення трансформатора від електричної мережі, що застовується під
час планових перевірок або, коли трансформатор вже вийшов із ладу або був
відключений. Матеріали, представлені в даній випускній кваліфікаційній
магістерській роботі, відображають сучасний стан та сучасні тенденції
розвитку різних методів моніторингу силових трансформаторів.
Розглядаються відомі системи діагностики, їх теоретичні основи, підкріплені
тематичними дослідженнями, результати та аналіз методик. Запропоновано
вдосконалення відомих діагностичних систем і методик, за якими вони
функціонують. Це дозволяє більш точно і своєчасно оцінити технічний стан
силового трансформатора, виробити більш ефективну стратегію його
експлуатації, профілактичних оглядів, технічного обслуговування та
ремонту.
Актуальність роботи обумовлена необхідністю аналізу та дослідження
сучасних методів діагностики, здатних вбудовуватися в єдину систему та в
онлайн режимі контролювати роботу силового трансформатора з метою
підвищення надійності системи електропостачання.
Метою кваліфікаційної магістерської роботи є підвищення точності
технічної діагностики силового трансформаторного обладнання.
9
На основі мети дослідження, сформульовані такі завдання:
− провести аналіз основних дефектів та несправностей в силових
трансформаторах і методів їх діагностування;
− аналіз відомих інтелектуальних систем технічного моніторингу
силових трансформаторів;
− аналіз та дослідження перспективних методів діагностики з метою їх
застосування в системах технічного онлайн-моніторингу.
Об'єкт дослідження – система моніторингу та діагностики
характеристик силового трансформатора.
Предмет дослідження – процеси в силових трансформаторах.
Методи досліджень. При вирішенні поставлених завдань
використовувалися методи статистичної обробки інформації, методи
технічної діагностики електрообладнання.
Новизна роботи: Запропоновано використання для вимірювання
часткового розряду датчика ультрависокої частоти та особливого алгоритму
аналізу розчиненого газу.
Апробація роботи. Основні аспекти наукового дослідження
магістерської роботи були обговорені на студентській науково-практичній
конференції ЧДТУ, яка відбувалася 22-24 квітня 2025 р.

10
РОЗДІЛ 1
АНАЛІЗ НЕСПРАВНОСТЕЙ У СИЛОВИХ ТРАНСФОРМАТОРАХ І
МЕТОДІВ ЇХ ДІАГНОСТУВАННЯ
1.1 Конструктивні елементи силового трансформатора
Одним з найбільш поширених електротехнічних пристроїв є
трансформатор (ТР), який є електромагнітним пристроєм з двома або більше
індуктивно зв'язаними обмотками і призначений для перетворення енергії
однієї (первинної) системи змінного струму в іншу (вторинну) систему
змінного струму [2].
Трансформатори знаходять широке застосування в енергетиці,
вимірювальній техніці і побуті.
Трансформатори класифікуються за наступними ознаками [2]:
- за типом охолодження: з повітряним (сухі трансформатори) і масляним
(масляні трансформатори) охолодженням;
- за числом фаз: однофазні, трифазні і багатофазні;
- за формою магнітопроводу: стержневі, броньові, бронестержневі;
- за кількістю обмоток: - одно -, двохобмоткові та багатообмоткові.
Обмотки трансформаторів розрізняються взаємним розташуванням на
стержні, напрямом і способом намотування, кількістю витків, класом
напруги, схемою з'єднання кінців обмоток між собою [2];
- по величині вихідної напруги: підвищуючі, понижаючі та розділяючі.
Силові трансформатори застосовуються:
- системах передачі і розподілу електроенергії;
- для установок із статичними перетворювачами при перетворенні
змінного струму в постійний (випрямлячі) або постійний в змінний
(інвертори);
- отримання необхідної напруги в ланцюгах управління
електроприводами [2].
11
Трансформатор є складною електричною машиною, яка складається з
великої кількості механізмів і вузлів, від роботи яких залежить
функціонування всієї установки.
ТР складається з наступних елементів:
а) магнітопроводу;
б) обмоток;
в) ізоляції;
г) бака;
д) розширювача;
е) вводів;
ж) механізму регулювання напруги;
з) охолоджуючого пристрою.
Магнітопроводом (рисунок 1.1) називається конструкція, що створює
магнітний ланцюг трансформатора і сприяє появі замкнутого магнітного
потоку в ній. Основним матеріалом з якого виготовляється даний елемент є
холоднокатана електротехнічна сталь [2].
У зв'язку з планарною конструкцією магнітопроводи трансформатора
можуть мати комбіновані або косі стики у місцях стикання стержнів і ярем.
Стержні магнітопроводу стягуються склобандажами. Ярмові балки
спресовуються за допомогою стяжки полубандажами, ізольованими від балок
з метою запобігання появи замкнутого контуру, який може привести до
виникнення неприпустимих вихрових струмів. Ярмові балки (верхні і нижні)
ізолюються одна від одної і зв'язуються пластинами з металу, які витримують
вагу активної частини з обмотками в зібраному вигляді. У трансформаторів
великих потужностей на нижніх ярмових балках передбачаються шунти, що
екранують потік розсіювання [2].
Електричні кола в трансформаторі представляються обмотками. Вони
служать провідниками електричного струму. Існують кілька видів
конструкцій обмоток (рис. 1.2), що застосовуються в трансформаторах різних
габаритів і маси. У потужних агрегатах, як правило, використовуються
12
обмоткові провідники прямокутного перерізу, я в якості ізоляції служить
спеціальний папір. При протіканні струму великої величини встановлюють
провідники з декількома паралельно розташованими жилами або
транспозицією окремих жил. Провід круглого перерізу звичайно
застосовують для виготовлення багатошарових обмоток.

Рис. 1.1. Магнітопровід ТР

Обмотки трансформатора можуть бути концентричними і переміжними
(рисунок 1.3) [2].

Рис. 1.2. Приклади обмоток трансформатора
13
У першому випадку обмотки високої і низької напруг мають
циліндричний вигляд, і встановлюють їх на стержні так, щоб циліндри були
концентрованими один відносно іншого. У другому прикладі провідники
високої і низької напруг мають також вигляд циліндрів тільки однакових
діаметрів і встановлюються на стержні магнітопроводу по черзі.

Рис. 1.3. Конструктивний різновид обмоток

Трансформаторні обмотки мають повздовжню і головну ізоляції.
Подовжньою називають ізоляцію, що розташовується між окремими
частинами (шарами) даної обмотки. Головною ізоляцією є діелектрик, що
знаходиться між провідниками різнойменних фаз, а також між обмотками і
заземленими елементами. В процесі експлуатації трансформатора на ізоляцію
обмоток здійснюється вплив несприятливих дій, таких як перенапруги,
протікання струмів короткого замикання, перегрівання, хімічні реакції [3].
Ізоляція характеризується електричною міцністю, яка залежить від
діелектричних властивостей масляних проміжків і встановлених в певній
послідовності спеціальних елементів (циліндрів, кутових шайб).
Матеріалом з якого виготовляються ізоляційні циліндри є спеціальний
діелектричний картон тонкої структури. Дані циліндри мають шарувату
14
форму і розташовуються як між обмоткою і стержнем магнітопроводу, так і
між самими обмотками. Циліндрична ізоляція встановлюється на
діелектричні деталі, що відносяться до конструкції нижнього ярма. У
випадку трифазного трансформатора міжфазні перегородки мають довжину,
яка дорівнює висоті обмотки і розташовуються в місці, де між обмотками
різнойменних фаз існує найбільша різниця потенціалів [3].
Трансформаторний бак (рисунок 1.4) служить захисним резервуаром, в
якому розташовуються магнітопровід з обмотками і пристрій регулювання
напруги. Головними елементами бака є кришка, стінки і дно. На кришці
монтують вводи, кріплення розширювача, вихлопну трубу, термометри та
інші конструктивні елементи трансформатора. Радіатори системи
охолодження закріплюють на стінці бака. Екранування бака від потоків
розсіювання здійснюється установкою всередині нього пластин з
немагнітних матеріалів або пакетів із електротехнічної сталі [2].

Рис. 1.4. Трансформаторний бак

15
Резервуар, що виконує роль компенсатора перепадів температур
трансформаторного масла при експлуатації електроустановки називається
розширювачем (рисунок 1.5). Обсяг даного елемента становить майже 10%
від усієї кількості масла в силовому агрегаті. Також розширювач забезпечує
постійну наповненість трансформаторного бака маслом під час нестабільних,
навантажувальних і температурних режимів роботи машини. Принцип
роботи даного елемента полягає в тому, що при підвищенні температури
надлишок масла переходить в розширювач, а при зменшенні – повертається
назад у бак трансформатора [2].
Одним із найважливіших функцій розширювача є те, що цей елемент
скорочує площу поверхневого контакту масла із повітрям. Це дозволяє
знизити ризик його окислення, тим більше що у верхній частині
трансформаторного бака температура масла вища ніж в розширювачі. У
деяких випадках розширювач оснащують повітроосушником, в якому
передбачений заповнений силікагелем гідрозатвор. Повітроосушник, через
який проходить повітря в розширювач, сприяє очищенню повітряних потоків
від механічних домішок і вологи. Плівковий або азотний захист, що
використовується в розширювачах потужних трансформаторів запобігає
прямому контакту масла з повітрям [2].

Рис. 1.5. Розширювач та викидна труба: 1 – маслопровід; 2 – газове реле;3
– кран для від'єднання розширника; 4 – маслопокажчик; 5 – розширювач; 6 –
викидна труба;7 – пробка для заливання масла; 8 – бак трансформатора; 9 –
відстійник
16
Вводами (рисунок 1.6) називають елементи, що використовуються для
комутування обмоток із шинами підстанції [4]. Можна виділити три
основних елементи вводів:
а) струмоведучі частини до верхньої частини яких приєднують шину, а
до нижнього кінця підключають відповідний кінець обмотки;
б) фланець, що виготовлений з металу і служить кріпленням вводу на
баку;
в) ізолятор, виконаний з порцеляни або полімерного матеріалу.
Широке поширення отримали маслонаповнені вводи. Вони зазвичай
застосовуються в трансформаторах класу напруги 110 кВ і вище. Такі вводи
мають деякий обсяг масла, що не сполучається з маслом в
трансформаторному баку. Для забезпечення ізоляції покришки з порцеляни
стягуються втулкою, що в свою чергу сприяє появі певної кількості
ізольованого масла. Негерметичні вводи можуть оснащуватися
розширювачем, які мають повітроосушник з масляним затвором. У
герметичних вводах у верхній частині також може бути передбачений
компенсуючий елемент. Для контролю тиску масла герметичні вводи
оснащуються манометром. Також високовольтні вводи можуть бути
виготовлені з ізоляційного твердого матеріалу [4].

Рис. 1.6. Ввід
17
Механізми регулювання напруги відіграють важливу роль в роботі
трансформатора. Вони сприяють підтримці певного рівня напруги в мережах
різного класу напруги за допомогою перемикання відгалужень обмоток,
тобто змінюючи коефіцієнт трансформації. Зазвичай виділяють два види
перемикаючих пристроїв [4]:
1) Механізм перемикання без збудження. Даний пристрій може
працювати тільки при відключенні трансформатора від мережі, що в свою
чергу призводить до припинення електропостачання споживачів. Діапазон
перемикань таких пристроїв в силових ТР вітчизняного виробництва
дорівнює ± 5%;
2) Механізм регулювання напруги під навантаженням. Такий пристрій
здатен працювати без відключення ТР від мережі. Діапазон перемикань
даних апаратів в силових ТР вітчизняного виробництва дорівнює ± 12%.
Пристрій перемикання без збудження (рисунок 1.7) складається з
механізму нерухомих контактів, які з'єднуються з відгалуженнями обмотки,
призначеними для регулювання і вузла рухомих контактів, які служать для
послідовного з'єднання нерухомих контактів.

Рис. 1.7. Механізм перемикання без збудження
18
Пристрій регулювання напруги під навантаженням (рисунок 1.8)
складається [4]:
а) контактор, функцією якого є забезпечення переходу на конкретне
робоче положення без розриву електричного кола і гасіння при цьому
дугового розряду;
б) виборець, який виконує підготовку до ввімкнення певного робочого
положення;
в) приводний механізм, що перемикає контактор і виборця;
г) струмообмежувач, який сприяє зменшенню струму, який протікає під
час перемикання.

Рис. 1.8. Пристрій регулювання напруги під навантаженням

Система охолодження призначена для відводу в навколишнє
середовище надлишків тепла, що виділяється в трансформаторі під час його
19
роботи. Внаслідок зносу ізоляції через перегрівання тривала робота силового
електрообладнання неможлива без пристроїв охолодження [6].
Розрізняють природну і примусову системи циркуляції
трансформаторного масла. Природна циркуляція полягає в підйомі масла до
кришки при нагріванні, віддачі тепла стінками бака і спуску в його нижню
частину. У трансформаторах великої потужності для підвищення
ефективності охолодження потрібно застосовувати системи, що
забезпечують примусову циркуляцію охолоджуючих середовищ. Масляні
вентилятори і водяні насоси сприяють зменшенню нагрівання силового ТР.

1.2 Аналіз основних несправностей і відмов силових
трансформаторів
Пошкодження обмоток і їх ізоляції (рисунок 1.9) в силових ТР можуть
відбуватися під впливом різних перенапруг, через перегрівання, впливу
динамічних сил, що створюються при проходженні струмів короткого
замикання [1, 2, 4].
Також практика показує, що причиною пошкодження обмоток навіть
при найменших відхиленнях можуть стати технологічний брак при
виробництві, прорахунки в конструкції, а також недотримання необхідних
правил експлуатації, монтажу та зберігання.

Рис. 1.9. Пошкодження ізоляції і обмотки трансформатора
20
Під час експлуатації перших силових трансформаторів, вітчизняні та і
зарубіжні інженери у галузі трансформаторобудування зіткнулася з
небаченими раніше пошкодженнями трансформаторної ізоляції. Діелектрик в
агрегатах вражався незвичайними розрядами. Вони представляли собою
обвуглені доріжки, які проходили і по поверхні електрокартону і в глибині
діелектрика між його шарами, в основному у напрямку вісі обмотки. В
результаті досліджень було виявлено, що такі розряди призводили до
зменшення електричного опору ізоляції. Під час експлуатації
трансформатора ці паразитичні розряди сприяли пробою через ізоляцію на
заземлені частини силового ТР. У деяких випадках пошкодження ТР ставали
критичними. Через гіллястий характер такі розряди назвали «повзучими»
(рисунок 1.10). У сучасній електротехніці вони називаються частковими
розрядами [1].
Виникненню часткових розрядів в трансформаторі можуть сприяти
кілька факторів, а саме:
а) перегрівання трансформаторного масла або ізоляції внаслідок чого
відбувається виділення газів;
б) перевищені понаднормовані значення перенапруги при
функціонуванні силового ТР;
в) деформування обмоток під впливом струмів короткого замикання,
яке в свою чергу призводить до виникнення локальних напруженостей
електричного поля, які порівнюються з перенапругами.
г) ослаблення електричного опору трансформаторної ізоляції внаслідок
попадання в ТР механічних частинок із охолоджувальної системи в разі
виходу з ладу маслонасосів;
д) використання неякісного трансформаторного масла з низькою
газостійкістю.
21

Рис. 1.10. Пошкодження ізоляції «повзучим» розрядом: 1 - основний
стовбур розряду; 2 - гіллястий шлях розряду

Значна частина пошкоджень трансформаторів припадає на вводи ВН,
які є одним із найбільш навантажених вузлів по напруженості поля,
можливостям тепловіддачі, а також із механічної напруженості конструкції
[1]. Пошкодження високовольтних вводів вкрай небезпечні, їх можливі
наслідки – вибух, витік масла і загоряння обладнання ВН (рисунок 1.11).

Рис. 1.11. Пошкоджений високовольтний ввід трансформатора
22
Враховуючи, що близько 1/3 пошкоджень ТР спричинені дефектами
вводів, тільки з цього виду обладнання пошкоджуваність становить близько
30 аварій на рік (в експлуатації знаходиться близько 10 тис. маслонаповнених
вводів 110-750 кВ) [1].
Основні види дефектів високовольтних вводів наступні:
- місцеве перегрівання і теплові пробої в паперовій ізоляції через високі
діелектричні втрати. Причина – недостатнє сушіння або недопропитка
ізоляції маслом, забруднення масла;
- теплове розкладання масла при ослабленні контактів та їх іскрінні;
- пошкодження ізоляції через дефекти центрального стержня;
- коронний розряд в порожнинах ізоляції при неякісному сушінні і
просоченні;
- іскровий розряд з прокладок через дефекти їх з'єднань або замикань;
- розряди на поверхні ізоляції через зниження електричної міцності
масла і дефектів порцелянової покришки, в тому числі через утворення
струмопроводячого осаду всередині покришки;
- пробій через відкладений всередині нижньої порцелянової покришки
осад, що призводить до руйнування вводу, займання масла з пошкодженням
обмоток і деформацією бака.
Температура у вводі високої напруги може сягати великих величин
через теплове навантаження даного вузла. На практиці зустрічаються
випадки нагрівання вводів при температурі вище, ніж верхніх шарів
трансформаторного масла на 10 °С. Ще більше перегрівання у вводах може
бути викликана старінням паперової ізоляції. Саме перегрівання можуть
привести до руйнування вводів, внаслідок пробою через осад всередині
нижньої порцелянової покришки. Зазвичай у силових ТР класу напруги 110-
750 кВ перевантаження являють для вводів найбільшу небезпеку [1].
Ще один приклад дефекту, який розвивається повільніше –
потрапляння міді в паперову ізоляцію. Вона проникає через масляне
просочення з ємнісних обкладок. Це призводить до утворення в ізоляції
23
оксидів міді і зниження її електричної міцності. Причиною пошкодження
може бути також проникнення в паперову ізоляцію сульфіду міді Cu2S
(продукту корозії масла) як провідної добавки [7].
Складним і часто недостатньо надійним вузлом силового
трансформатора є пристрій регулювання напруги під навантаженням.
Найпоширенішими дефектами перемикаючих пристроїв є:
а) руйнування перегородки ізолюючого пристрою регулювання
напруги, в результаті чого відбувається забруднення трансформаторного
масла продуктами термічного розкладання;
б) деформація контактів, що сприяє появі підгоряння та іскріння в
контактній системі;
в) зволоження електроізоляційного циліндра, що приводить до
порушення герметизації і появи дугового короткого замикання;
г) порушення роботи механічних вузлів внаслідок зносу, що підвищує
ризик виходу з ладу обладнання.
Одним з найважливіших елементів силового електрообладнання, що
знижує ризик його перегрівання, є система охолодження. Порушення
функціонування даного вузла призводить до швидкого старіння
трансформаторної ізоляції і погіршення властивостей масла в баку.
Внаслідок цього трансформатор стає вразливим до різних несприятливих
впливів.
Найбільш частими на практиці дефектами охолоджуючої системи
трансформатора є [2, 3]:
а) поломка лопастей через неправильну установку крильчатки
вентилятора;
б) вихід з ладу вентилятора внаслідок виходу з ладу підшипників, які
не пройшли своєчасне обслуговування;
в) неякісні зварні шви, що сприяють витіканню трансформаторного
масла;
г) зміни форми поверхні елементів охолоджуючої системи;
24
д) несправність охолоджувачів у зимовий період через проходження
через маслоохолоджувача, заповненого рідиною холодного масла;
е) засмічення місця між трубками охолоджувача, що призводить до
погіршення відводу тепла.
В результаті багаторічної експлуатації трансформаторів встановлені
типові види пошкоджень основних елементів ТР. Статистика показує, що дві
третини пошкоджень виникають в результаті незадовільного ремонту,
монтажу і експлуатації, а одна третина – внаслідок заводських дефектів.
Для магнітопроводу за наявності дефекту у листовій ізоляції можливе
перегрівання, яке викликане вихровими струмами. В разі конденсації вологи
на поверхні масла, вона потрапляє на верхнє ярмо, проникає між пластинами
активної сталі у вигляді водомасляної емульсії, внаслідок чого руйнується
міжлистова ізоляція, що у свою чергу викликає корозію сталі. З цих причин
також погіршується стан масла, я саме, зменшується температура спалаху,
підвищується кислотність і збільшуються втрати холостого ходу [22].
Найбільш характерним видом пошкоджень в обмотках трансформатора
є виткове замикання. Причиною його може бути руйнування ізоляції через
старіння внаслідок її природного зносу або через тривалі перевантаження
трансформатора при недостатньому охолодженні обмоток. Порушення
ізоляції витків обмотки, може статися так само, внаслідок механічних
пошкоджень при КЗ. Ознаками виткових замикань є підвищене нагрівання і
різниця в опорах фаз при вимірюванні по постійному струму.
Перераховані пошкодження викликають розкладання масла і виділення
газу, що призводить до спрацьовування газового захисту. Так само про
характер пошкодження можна судити за результатами хімічного аналізу газу
[1].
Один із найважливіших методів оцінки стану трансформатора – це
хроматографічний метод, який дає можливість оцінити вміст розчинених в
маслі газів, встановити зв'язки між газами, що виділилися у масло, і
визначити причини їх появи [1].
25
Наприклад, виділення водню (Н2) свідчить про наявність в ТР іскрових
і дугових часткових розрядів; ацетилену (С2Н2) – про наявність електричної
дуги і іскріння; етилену (С2Н4) – про місцеве нагрівання масла; метану (СН4)
– про місцеве нагрівання ізоляції або про часткові розряди, які спричиняють
нагрівання; етану (С2Н6) – про місцеве нагрівання масла і ізоляції в межах
573... 673 К; оксиду і діоксиду вуглецю (С, СО2) – про старіння і зволоження
масла і твердої ізоляції [1].
Багаторічні спостереження за експлуатацією трансформаторів, збір
статистичних даних у період з 2017 по 2022 роки, дозволили визначити
внесок окремих конструктивних елементів трансформаторів у загальну
картину несправностей трансформаторів (таблиця 1.1).

Таблиця 1.1
Статистика відмов трансформаторів
Елемент конструкції Кількість несправностей, %, під час роботи
трансформатора до 10 років 10-20 20-30 понад
30
Система охолодження 2,10 10,0 9,2 0
Обмотка 15,4 16,5 15,5 20
Витік масла 6,7 11,2 14 7,8
Вводи 8,5 22,6 24 19,3
Магнітопровід 4,5 0 0 0
РПН 8,4 17 13,3 5,6
Інше 57,2 22,4 25,8 49,3

Таким чином, появі дефекту сприяють наступні процеси, що
відбуваються в трансформаторі:
- підвищення вологості високовольтних виводів;
- неякісне складання (заводські дефекти);
- порушення роботи системи охолодження;
26
- старіння ізоляції;
- перегрівання активної частини;
- деформація обмоток;
- ЧР в ізоляції;
- несправність контактів РПН;
- вихід з ладу захисного обладнання, в першу чергу газового реле та
вимірювачів температури;
- підвищення вологості масла тощо.
Таким чином, системи технічного онлайн-моніторингу в першу чергу
повинні відстежувати саме ці показники технічного стану, причому бажано
це робити безперервно. Сам трансформатор при цьому повинен бути
активним, тобто перебувати в експлуатації.
Статистика відмов силових трансформаторів. Точна інформація про
експлуатацію високовольтного (ВН) обладнання є дуже важливою. Особливо
важливого значення мають як виробничі показники, так і показники з
обслуговування та ремонту такого обладнання. Це допомагає виробникам
вдосконалювати свою продукцію та забезпечує зниження витрат при
експлуатації обладнання.
Статистичний аналіз зафіксованих відмов дозволяє спрогнозувати
ймовірність відмови в майбутньому. Дані про надійність обладнання також
необхідні при оцінці загальної надійності електроенергетичної системи.
Більш того, міжнародні стандарти, що застосовуються до високовольтного
обладнання, вдосконалюються на основі досвіду обслуговування. Тому дуже
важлива достовірність даних.
У зв'язку з цим була створена робоча група А2.37 Міжнародної ради з
великих електричних систем (CIGRE), яка розробила та затвердила
опитувальник для збору статистики щодо збоїв в електромережах для
силових трансформаторів стандартизованим способом [5]. Крім інформації
про досліджувану енергосистему, дані про несправності були зібрані для
різних груп і типів трансформаторів з точки зору місця виникнення відмови,
27
причин відмови, режимів роботи під час виникнення відмови, дій
енергосистеми, зовнішніх впливів та інших параметрів.
Основною несправністю була названа будь-яка ситуація, яка
потребувала відключення трансформатора від енергосистеми протягом
періоду, що перевищує сім днів, з метою обстеження, ремонтних робіт або
заміни.
Необхідні ремонтні роботи повинні були включати значні
відновлювальні роботи, які зазвичай потребують демонтування
трансформатора з місця установки та повернення його на ремонтне
підприємство для ремонту.
Велика відмова передбачає, принаймні, розбирання трансформатора
або бака. Несправність трансформатора, при якій для відновлення
працездатності потрібна коригувальна робота терміном більше семи днів,
вважається вагомою відмовою, що впливає на безпечну експлуатацію
трансформаторного обладнання.
У деяких випадках відмови також вважалися основними, якщо ремонт
був коротшим за сім днів, але при цьому проводився злив масла (наприклад,
заміна втулок).
Оскільки кількість діючих трансформаторів була надана тільки за один
рік, загальний термін служби трансформаторів був розрахований за
припущенням, що кількість трансформаторів в експлуатації була постійною
протягом звітного періоду.
Кількість трансформаторів була помножена на величину базового
періоду в роках, щоб отримати оцінку, а саме загальна кількість
трансформаторних за років (ТР/рік).
Частота відмов, що представлена у таблиці 1.2 була розрахована за
виразом


λ п1 + п2 + ...+ п 
=  і
 100%, (1.1)
 (N1 + N2 + ...+ Nі ) ⋅T 

28
де ni – кількість відмов в i-му році;
Ni – кількість трансформаторів, що працюють в i-му році;
T – обліковий період (прийнято один рік).
Таблиця 1.2
Дані про чисельність і частота відмов трансформаторів підстанцій [6]
Найвища напруга системи (кВ)
Технічна
інформація Разом
Кількість
спостережуваних
трансформаторів, 2964 10934 4472 3433 434 348 24181
шт
Загальний термін
експлуатації
трансформаторів, 15467 64718 35017 25305 4774 2991 150074
ТР/рік
Кількість
зафіксованих 144 480 186 154 47 10 799
відмов, шт.
Інтенсивність
відмов, % 0,94 0,43 0,50 0,60 0,57 0,33 0,53

Загальна частота відмов високовольтних і розподільних підстанцій
була в межах 1% (табл. 1.2).
Дані про збої для всіх споживачів електроенергії були проаналізовані
як функція основного місця розміщення елемента (компонента)
трансформатора, де сталася поломка. На рис. 1.12 показано аналіз місця
розташування відмови для трансформаторних підстанцій напругою 110 кВ і
вище відповідно.
На пов'язані з обмоткою відмови припала найбільша кількість в обох
застосуваннях трансформаторів (силових і розподільних). Відмови в
обмотках (48%) і виводах (13%) силових (підвищувальних, понижувальних)
трансформаторів мали вищий відсоток, ніж у розподільних трансформаторах
(38% і 6% відповідно). У трансформаторів на розподільчих підстанціях, з
іншого боку, мала вищу частку відмов, пов'язаних з пристроєм РПН (31%),
70≤кВ<
100
100≤кВ
<200
200≤кВ
<300
300≤кВ
<500
500≤кВ
<700
кВ≥7
00
29
ніж у силових трансформаторів (12%). Відмови, пов'язані з виводами були
однаковими в обох застосуваннях трансформатора.

Рис. 1.12. Місця відмов трансформаторів підстанцій (> 110 кВ)

Високий відсоток відмов, пов'язаних з обмотками та виводами, вказує
на необхідність діагностики і технічного обслуговування саме цих
компонентів. Таким чином, розробка сучасних методів і методик контролю
цих частин трансформатора є актуальним завданням.

1.3 Моніторинг технічного стану силового трансформаторного
обладнання
Розглянемо загальні методи визначення технічного стану силового
трансформаторного обладнання.
Надійність системи електропостачання залежить від продуктивності та
доступності її компонентів, основними з яких є силові трансформатори. У
зв'язку зі збільшенням віку трансформатора, оцінка стану і, отже, онлайн-
діагностика є важливим завданням для забезпечення надійної роботи системи
електропостачання. Протягом останніх десятиліть ведуться масштабні
роботи з розробки надійних і точних методик оцінки стану. Автономні
методи (або офлайн методи) потребують відключення трансформатора від
електромережі і в основному використовуються під час оглядів або, коли
трансформатор вже вийшов з ладу. У порівнянні з цим, онлайн методи
використовуються під час роботи обладнання і дають можливість відстежити
30
стан обладнання під час його реальної роботи (наприклад, напругу, струм,
навантаження, температуру тощо).
Моніторинг – це безперервне застосування методів онлайн-
вимірювань, які дозволяють відстежувати контрольовані параметри,
проводити автоматичну оцінку зібраних даних і своєчасно виявляти
відхилення (відмови).
Застосовність різних методів оцінки стану представлено у таблиці 1.3.

Таблиця 1.3.
Стан різних методів оцінки стану
Метод Офлайн Онлайн Моніторинг
Старіння масла (наприклад,
колір, вологість, tg δ тощо) ххх ххх х1
Вміст похідних фурану в аналізі
масла ххх ххх ххх
Аналіз DGA ххх хх х
PD (IEC 60270) хх хх х
Нетрадиційне вимірювання PD
(наприклад, вимірювання UHF PD) ххх х -
Передатна функція (FRA) хх - -
Діелектрична діагностика (PDC і
FDS) - - хх
Термічний моніторинг - - -

У таблиці 1.3 використані такі абревіатури:
- DGA: аналіз розчиненого газу (в маслі трансформатора);
- PD: частковий розряд (в ізоляції);
- IEC: міжнародна електротехнічна комісія;
- UHF: надвисока частота;
- FRA (Frequency Response Analysis): аналізатор частотної
характеристики;
- PDC: аналіз струмів поляризації та деполяризації (ізоляції);
- FDS: метод спектроскопії в частотній області.
31
ххх - загальноприйнятий або стандартизований; хх - застосовується
відповідно до спеціальних методик; х - прогресивний метод (знаходиться на
стадії розробки); 1- вимірювання вологості; « - » не застосовується.
Локальні пошкодження внутрішньої ізоляції можуть призвести до
значного руйнування. Щоб зменшити такий ризик, силові трансформатори
повинні пройти ряд заводських випробувань до приймання та введення в
експлуатацію, в тому числі на частковий розряд (ЧР) (PD - partial discharge).
Вимірювання часткового розряду на місцях експлуатації трансформаторів
часто обмежені неможливістю втручання в роботу трансформатора. Отже,
електрична установка вимірювання ЧР відповідно до вимог IEC 60270
зазвичай має обмеження щодо застосування для локальних онлайн
вимірювань.
Навпаки, точність нетрадиційних вимірювань ЧР методами
ультрависокої частоти (УВЧ) є достатньою і зазвичай не піддається впливу
зовнішніх завад. Це особливо актуально в «шумній» електромагнітній
обстановці.
При застосуванні методів FRA відбувається порівняння виміряних
передатних функцій силових трансформаторів. Відхилення між частотними
характеристиками вказують на електричні або механічні пошкодження
обмоток. Інтерпретація відхилень між передатними функціями не є
стандартизованою процедурою і є більш надійним та вагомим діагностичним
методом, якщо в нього закласти кваліфіковані знання конкретної моделі
конструкції трансформатора.
Зокрема, проведений аналіз розчинених газів (DGA) може надати
відповідну інформацію про внутрішні несправності трансформатора. При
природному старінні, теплових і електричних перевантаженнях утворюються
типові гази, які розчиняються в маслі. Аналізуючи ці газові профілі та
проводячи їх оцінку, можна оцінити серйозність несправності. Онлайн-
моніторинг вмісту розчинених газів є потужним інструментом, що дозволяє
32
безперервно контролювати появу «несправного» газу і, таким чином,
гарантувати оптимальну роботу трансформатора.
Іншим фактором є оцінка стану старіння трансформатора. Старіння
безпосередньо залежить від робочої температури та часу роботи обладнання.
Обмежувальним фактором терміну служби є погіршення паперової ізоляції,
особливо з появою вологи в процесі старіння. Таким чином, знаючи вміст
вологи в твердій ізоляції, можна отримати уявлення про ступінь старіння і
прийняти рішення про подальші дії. Оцінка вологості може бути зроблена
різними способами. Для автономних вимірювань на місці найбільш
життєздатним інструментом є діелектрична спектроскопія. Волога впливає на
діелектричні властивості ізоляційного матеріалу. Відомі різні методи
частотної спектроскопії (FDS).
Термін служби силового трансформатора дуже залежить від
температури його конструкційних матеріалів. Через значний ефект впливу
температури на процеси, що відбуваються в трансформаторі, глибокі знання
про ці процеси представляють великий інтерес. Перехідні процеси, зміни
умов навколишнього середовища, застосування регульованих систем
охолодження, різноманітність конструкцій елементів охолодження
створюють в трансформаторі складну теплову систему. Крім того, конкретна
конструкція певного трансформатора, з його конструкційними матеріалами і
встановленими компонентами, значно ускладнюють можливість теплового
моделювання і впливають на його точність. Проте інформація про точний
розподіл температури всередині трансформатора є актуальним завданням.
Наприклад, за допомогою спрощеної теплової моделі трансформатора можна
визначати постійний некритичний рівень перевантаження. Можна
використовувати для діагностики моніторинг робочого стану
охолоджувального агрегату.

33
1.4. Висновки до розділу 1

На сьогоднішній день розробка сучасних методів діагностики, які
здатні в онлайн режимі контролювати роботу силового трансформаторного
обладнання з метою підвищення надійності системи електропостачання є
актуальним завданням.
На основі проаналізованої статистики встановлено, що найбільша
кількість критичних відмов (тобто відмов, при виникненні яких подальша
експлуатація трансформатора неможлива) припадає на обмотки і пристрій
РПН (більше 30%), а також виводи (близько 15%). Тому в першу чергу
необхідно розробляти методи діагностики саме цих систем трансформатора.
Проаналізовано методи діагностики трансформатора, що поділяються
на офлайн і онлайн. Автономні методи (або офлайн методи) потребують
відключення трансформатора від електромережі, та в основному
використовуються під час оглядів або, у випадку коли трансформатор вже
вийшов із ладу. У порівнянні з цим, онлайн методи використовуються під час
роботи обладнання і дають можливість відстежити стан обладнання під час
його екплуатації. Тому розробка системи технічного онлайн-моніторингу
силових трансформаторів є набагато важливішим завданням, ніж
вдосконалення офлайн діагностики.
Методи діагностики також можна розділити за їх доступністю та
поширеністю на загальноприйняті або стандартизовані, що застосовуються
відповідно до спеціальних методик, та прогресивні методи, що знаходяться
на стадії розробки.

34
РОЗДІЛ 2
ІНТЕЛЕКТУАЛЬНІ СИСТЕМИ МОНІТОРИНГУ СИЛОВИХ
ТРАНСФОРМАТОРІВ
2.1 Огляд відомих інтелектуальних систем моніторингу силових
трансформаторів
Системи моніторингу (СМ) силового трансформаторного обладнання
можна класифікувати за чотирма основними ознаками:
- за можливістю автоматизації;
- за взаємодією об'єкта та компонентів системи моніторингу;
- за застосуванням технічних засобів (ТЗ);
- за ступенем охоплення.
За можливістю автоматизації СМ застосовуються системи ручні,
неавтоматизовані, автоматизовані та автоматичні.
За взаємодією об'єкта та компонентів системи моніторингу
розрізняють:
- системи, що контролюють ключові технічні параметри об'єкта
діагностики. При цьому об'єкт діагностування працює в штатному режимі.
Відстежується ступінь відхилення параметра від допустимого значення;
- системи, що використовують для моніторингу тестові впливи та
аналізують відгук на їх проходження. Як правило, об'єкт діагностики
тимчасово відключається від роботи.
За застосуванням технічних засобів:
- використання спеціалізованих ТЗ;
- використання універсальних ТЗ;
- використання зовнішніх ТЗ;
- використання вбудованих ТЗ.
35
За ступенем охоплення завдань діагностування бувають локальні
(виконують одну діагностичну роботу, наприклад, локалізація місця дефекту)
і загальні (виконують комплексну діагностичну роботу).
Онлайн-моніторинг присутній у всіх чотирьох класифікаційних
ознаках, тому до нього можна застосувати окрему класифікаційну ознаку – за
готовністю миттєвого виконання дії. У даному випадку цією дією є бажання
отримати діагностичну інформацію. В іншому випадку це офлайн.
Основною ознакою, за якою систему моніторингу можна назвати
інтелектуальною, є проведення системою аналізу отриманої діагностичної
інформації та вироблення за її результатами рішення, наприклад, провести
профілактичне технічне обслуговування (ТО) трансформатора або вивести
його на ремонт. Головними причинами створення та експлуатації
інтелектуальних систем технічного онлайн-моніторингу є своєчасне
прогнозування технічного стану трансформатора, оцінка ймовірності
виникнення дефекту, а отже, і своєчасне проведення ТО та ремонту.
В Україні впроваджено декілька систем технічного онлайн-
моніторингу, основні параметри яких наведено в таблицях 2.1 і 2.2.

Таблиця 2.1
Загальні відомості про вітчизняні системи технічного онлайн-
моніторингу
Назва Розробник Головна особливість
системи
1 2 3
Система Компанія Можливість інтеграції з цифровими
моніторингу «Монада Груп» підстанціями нового покоління
Монада [7]
Qualitrol 509 ТОВ «ЕКСІМ- Дистанційний та локальний контроль
ITM ПРИЛАД» параметрів маслонаповнених
[8] трансформаторів та перемикачів
навантажувальних обмоток, а також
керування сигналізацією та
комплексне керування системами
охолодження.
36
Продовж. табл. 2.1
1 2 3
ТОР-5 [9] Компанія Крім трансформатора, моніторинг
«GlobeCore» кабельних ліній та ізоляції
елегазового обладнання
ЕСМДУ-ТРАНС ПАТ «ЗТР» Експертні алгоритми прийняття
[10] рішень за результатами діагностики

SAFE - T®[11] ТОВ Пошук аналогічних розвитку подій
«Енергоавтоматиз при появі дефекту у власній базі
ація» даних. Постановка діагнозу,
класифікація стану контрольованого
об'єкта на групи: справні, ризики,
розвиток пошкодження, ймовірний
дефект
HYDROCAL Компанія Система управління активами
[12] «ЕлектроВимір» підприємства. Доцільність списання,
ремонту або заміни трансформатора
визначається шляхом зіставлення
вартості впливу з наслідками відмови

Таблиця 2.2
Основні характеристики систем технічного онлайн-моніторингу
Діагностичні параметри
Монада + + + + + + + + + + + + + +
Qualitrol + + + + + + + + + + + + + +
509 ITM
ТОР-5 + + + + + + + + + + + + + +
ЕСМДУ- + + + + + + + + + + + + + +
ТРАНС
SAFE - T® + + + + + + + + + + + + + +
HYDROCAL - - - - - - - - - - + + + -

Система моніторингу
Параметри
електроенергії
Параметри
електроенергії
Прилади захисту
Параметри магнітної
системи
Параметри обмотоки
Параметри ізоляції
Параметри вводів
Параметри системи
охолодження
Параметри
перемикаючих
пристроїв
Визначення місця
розташування відмови
Прогнозування відмов
Віртуальна оболонка
Наявність баз даних
Онлайн управління
37
Для визначення технічних параметрів всі СМ застосовують одні й ті ж
«стандартні» методи: хроматографічний аналіз газів розчинених в маслі,
вимірювання повного опору короткого замикання тощо.
СМ реалізовані у вигляді багаторівневої структури (рис. 2.1). На
найнижчому рівні здійснюється збір діагностичної інформації за допомогою
датчиків і нормування сигналів для їх передачі на наступний ієрархічний
рівень за допомогою первинних перетворювачів. На наступному (другому)
рівні здійснюється первинна обробка інформації, що надходить з першого
рівня. На цьому рівні вже можливий розрахунок деяких діагностичних
параметрів. Вся інформація на другому рівні оцифровується.

Рис. 2.1. Структурна схема ЕСМДУ-ТРАНС ПАТ «ЗТР» [10]
38
На наступному (третьому) рівні розміщений сервер збору даних. На
цьому рівні проводиться остаточний розрахунок діагностичних параметрів,
виконується їх аналіз, інформація заноситься до бази даних. На даному рівні
інформація представляється в зручному вигляді на моніторі, з використанням
спеціального інтерфейсу. Це дозволяє на місці оцінити стан контрольованого
об'єкта. ЕОМ третього рівня обмінюється інформацією з «вищою» ЕОМ
центрального пульта управління і контролю електричної системи.
У шафі діагностики (рис. 2.2) підтримується мікроклімат для більш
точного функціонування встановленого в ній обладнання.

Рис. 2.2. Приклад реалізації шафи діагностики для силового
трансформатора ТДН 16000/110

З встановленого обладнання можна виділити перетворювачі
вхідних/вихідних сигналів з виходом RS-485 і Modbus, промисловий
контролер, керований Ethernet-комунікатор, нормуючі перетворювачі
вхідних аналогових сигналів з гальванічною розв'язкою і частотою
перетворення 100 кГц.
39
На наступному рівні розташована шафа автоматизованого робочого
місця (АРМ). Її висока надійність забезпечена застосуванням промислового
комп'ютера з дубльованим жорстким диском, джерелом безперебійного
живлення. На комп'ютері виконуються математичні розрахунки і
проводиться експертиза інформації, що надходить, за спеціальними
діагностичними алгоритмами, ведеться архів, формується база даних. Для
відображення інформації про технічний стан об'єкта використовується РК-
монітор. Для зручності пошуку і сприйняття інформації, експертизи
(алгоритми) зібрані в різноманітні модулі, які мають вигляд віртуального
приладу (рис. 2.3).

Рис. 2.3. Віртуальний прилад ЕСМДУ-ТРАНС

Оскільки немає необхідності постійно стежити за всіма
контрольованими параметрами, у всіх системах є зручний інтерфейс,
найчастіше він сумісний з головною або стартовою сторінкою. Для прикладу
на рис. 2.4 представлено стартова сторінка системи моніторингу, ЕСМДУ-
ТРАНС. Біля кожного значка з трансформатором розташований індикатор
його технічного стану: зелений колір відповідає нормальному робочому
40
стану, жовтий – погіршеному, червоний – перед аварійному. У зв'язку з
великим обсягом оброблюваної інформації, кожна система моніторингу має
складно структуроване програмне забезпечення (ПЗ) (рис. 2.4.) і бази даних
(БД).

Рис. 2.4. Стартова сторінка системи моніторингу ЕСМДУ-ТРАНС

Створення БД у системі моніторингу є інструментом, що значно
підвищує інформативність системи та полегшує роботу обслуговуючого
персоналу. Система моніторингу зберігає довідкові дані (рис. 2.5) по всіх
структурних компонентах трансформаторів (обмотки, система охолодження,
магнітна система тощо) і основним технологічним процесам (температура
масла, параметри хроматографічного аналізу (ХАРГ), параметри фізико-
хімічних властивостей трансформаторного масла тощо).

Рис. 2.5. Віртуальний прилад з довідковими даними трансформатора
41
2.2 Огляд датчиків і перетворювачів, що використовуються в
системах онлайн-моніторингу силових трансформаторів
Газове реле відноситься до апаратів релейного захисту обладнання, що
працює в маслозаповненому середовищі. Найбільш поширені реле типу
РГЧЗ-66, ПГ-22, BF-50, BF-80, РЗТ-50, РЗТ-80 (рис. 2.6) тощо.

Рис. 2.6. Газове реле РЗТ-80

Основні характеристики РЗТ-80:
- виконання двопоплавкове;
- контакти замикаючі;
- маса 6 кг;
- діаметр прохідного отвору 80 мм;
- порогове значення швидкості проходження масла через реле – 0,65;
1,0; 1,5 м/с.
Індикатори рівня масла в баку трансформатора та РПН. Механічні та
електромеханічні покажчики рівня масла можуть бути плоскими або
трубчастими (фізичний принцип дії – за принципом сполучених посудин),
стрілочними (рис. 2.7). Трубчасті вимірювачі мають шкалу у вигляді
вертикальної прозорої трубки з нанесеними на неї поділками. Всі стрілочні
42
прилади відповідно відображають рівень масла на циліндричному індикаторі
зі стрілкою. Серед стрілочних покажчиків рівня поширення отримали
вітчизняні прилади МС-1 і МС-2; закордонні 026-042 фірми Кволітрол,
Німеччина тощо. Сучасні вимірювальні системи рівня масла є
універсальними засобами, розрахованими на різні об’єми трансформаторного
бака. Для цього використовується багатопоплавкова система,
використовується переміщення поплавка як в осьовому, так і в радіальному
напрямку. Також для інтеграції в системи контролю, вимірювачі
обладнуються виходами аналогового або цифрового типу.

Рис. 2.7. Індикатор рівня масла MESSKO МТO-ST160(G)

Пристрій аварійного скидання тиску призначений для зменшення
наслідків аварій у трансформаторі, що супроводжуються значним різким
підвищенням тиску через газовиділення. Оснащення трансформаторів понад
1000 кВА даними пристроями є обов'язковим. Для цих цілей застосовується
або «вихлопна труба», яка закрита герметичною кришкою, що відкривається
підвищеним тиском, або різноманітні клапани (рис. 2.8). Сучасні запобіжні
клапани скидання аварійного тиску відрізняються високою надійністю,
тривалим терміном служби, широкими функціональними можливостями. Для
цього спеціально підібрані матеріали деталей клапанів, залежно від їх
призначення і навколишнього середовища, з яким вони контактують.
43
Наприклад, корпус (базова деталь), клапани, засувки виготовлені з
нержавіючої сталі, приєднувальний фланець – з алюмінію з хромованим
конверсійним покриттям, внутрішні поверхні, що контактують з маслом,
додатково покриті термічно осадженим порошковим покриттям.

Рис. 2.8. Пристрій аварійного скидання тиску Qualitrol серії LPRD

Під час роботи трансформатора контроль температури обмоток (масла)
здійснюється безперервно. Це має важливе значення під час експлуатації
трансформатора. Механічні вимірювачі температури побудовані за двома
основними технологіями: сильфонною та з використанням принципу
пружини Бурдона. Ці технології, що з'явилися разом із силовими
трансформаторами є актуальними на сьогоднішній день. Чутливим
елементом подібних вимірювачів є рідина, що змінює свій об'єм при зміні
температури. У сучасних вимірювачах переміщення індикаційного механізму
перетворюється в аналоговий або цифровий сигнал для зовнішнього приладу
(рис. 2.9).

Рис. 2.9. Вимірювачі температури виробництва ПАТ «ЗТР»
44
Датчик для вимірювання якості ізоляції вводів (рис. 2.9). Пристрій
реєструє струми провідності ізоляції виводів, імпульси часткових розрядів
(як тих, що виникли в ізоляції виводів, так і всередині трансформаторів).
Використовуючи дані цих двох сигналів, системи контролю або моніторингу
розраховують зсув вектора струму провідності вводу, тангенс кута
діелектричних втрат в ізоляції вводу, основну ємність вводу, наявність
дефектів за параметрами часткових розрядів.

Рис. 2.10. Пристрій приєднання системи контролю ізоляції
високовольтних виводів

Прилади для проведення ХАРГ. Більшість сучасних газоаналізаторів
ХАРГ дозволяють з похибкою менше 5% визнвчити концентрацію газів в
маслі без взяття та надсилання проб масла в спеціальні лабораторії. В цілому
подібні пристрої містять блок відбору проб і оброблювальний центр. В
основному проби беруться безперервно або з певною періодичністю, що
дозволяє здійснювати контроль в онлайн режимі. Оброблювальні центри
видають результат за виниклими дефектами, використовуючи трикутники
або п'ятикутники Дюваля, коефіцієнти Роджера. Провідними виробниками
обладнання для ХАРГ є BAUR, Serveron, MEGGER (рис. 2.11) та багато
інших.
45

Рис. 2.11. Аналізатор ХАРГ Serveron

Прилади вимірювання вологи в маслі, мають дуже велику кількість
моделей від різних виробників. Результатом вимірювання є або абсолютне
значення кількості вологи в маслі ppm (відношення маси вологи до маси
масла), або відносне значення aw (дорівнює нулю, якщо вологи немає взагалі,
дорівнює одиниці – коли масло повністю насичене вологою). Більшість
вимірювачів мають невеликий корпус з РК-індикатором і вимірювальний
зонд (рис. 2.11).

Рис. 2.12. Вимірювач вологості HMT360 Vaisala HUMICAP

Прилади вимірювання часткових розрядів електричним методом
являють собою складні інформаційно-обчислювальні комплекси. Наприклад,
прилад iPD (рис. 2.13) задіює при роботі 12 вимірювальних каналів реєстрації
46
часткових розрядів, 1 шумовий і 1 референсний. Частота фіксації параметрів
від 0,5 МГц до 10 МГц. Результатом обробки інформації, що надходить, є
побудова графіків реєстрації часткових розрядів.

Рис. 2.13. Прилад для вимірювання часткових розрядів iPD

2.3. Порівняльний аналіз відомих інтелектуальних систем
моніторингу
Спочатку інтелектуальні системи моніторингу силових
трансформаторів (поширена зарубіжна назва – експертні системи)
розроблялися на основі ХАРГ аналізу. Діагноз ставився відповідно до
концентрації того чи іншого газу, їх взаємної концентрації, з урахуванням
температури та вологості масла. Розвиток систем діагностики пішов шляхом
розширення контрольованих параметрів, в тому числі параметрів умов
експлуатації, збору та обліку історії експлуатації трансформатора, прийняття
рішення про подальшу експлуатацію. Таким чином, для визначення
поточного стану трансформатора та його обслуговування і ремонту є
достатньо інформації, але недостатньо для планування експлуатації
енергосистем (для зниження можливих фінансових витрат), розвиток систем
діагностики пішов шляхом прогнозування стану трансформатора, а це
вимагало вирішувати в тому числі і математичні задачі. Таким чином,
47
системи моніторингу набули «інтелекту» і стали називатися вже
інтелектуальними системами моніторингу з функціями допомоги
обслуговуючому персоналу (зберігання історії експлуатації трансформатора,
видача рекомендацій оперативному персоналу, постановка діагнозу тощо).
Точність прогнозу на даний час є досить високою (табл. 2.3). Як видно
з отриманих результатів, мінімальна величина похибки становить 2%;
максимальна – не перевищує 7%, що для інженерних розрахунків є
прийнятною величиною.

Таблиця 2.3
Порівняння прогнозу та фактичного стану трансформаторів
Схема вимірювань ВН- Схема вимірювань НН- Схема вимірювань
Рік К+СН+НН К+ВН+СН ВН+СН+НН-К
Факт, Прогн., Похиб., Факт, Прогн., Похиб., Факт, Прогн., Похиб.,
МОм МОм % МОм МОм % МОм МОм %
2020 539,0 549,0 2,0 435,0 464,6 6,8 312,0 330,7 6,0
2021 762,9 742,3 2,7 627,8 587,8 6,3 445,5 414,3 7,0

На даний час розроблено і впроваджено безліч інтелектуальних систем
моніторингу, що володіють широким набором функціональних можливостей:
- оперативний контроль за датчиками та інформаційними сигналами,
що дозволяє виявити відхилення в роботі трансформатора і провести його
дефектування;
- критеріальний порівняльний аналіз, що дозволяє попередити про
можливості виходу того чи іншого вузла або трансформатора з ладу;
- статистичний аналіз зібраної та збереженої в базі даних інформації,
що дозволяє виявити зародження та розвиток дефектів;
- збір і ведення бази даних з експлуатації, ремонтів і ТО, яка дозволяє
відображати зміни навантаження трансформатора, склад масла, дегазацію
масла, параметри у зв'язку з відключенням трансформатора, параметри у
зв'язку з проведенням зварювальних робіт на трансформаторі, дані при
пошкодженнях трансформатора тощо.
48
Основною проблемою є висока вартість обладнання та технічних
засобів для системи онлайн-моніторингу параметрів трансформатора, що у
свою чергу призводить до проведення вимірювання характеристик основних
вузлів трансформаторів або обмежитися безперервним контролем для
головних трансформаторів в системі електропостачання. До базових
параметрів, які необхідно відстежувати і вносити в передісторію експлуатації
трансформатора, слід віднести: діелектричні характеристики твердої ізоляції;
фізико-технічний аналіз масла; хроматографічний аналіз розчинених газів;
опір обмоток на постійному струмі; втрати неробочого ходу; коефіцієнт
трансформації; опір короткого замикання; дані контролю часткових розрядів;
дані тепловізійного контролю.
Таким чином, виходячи із порівняльного аналізу, діагностичні системи
повинні базуватися на декількох видах оцінки: застосування експертної бази,
використання оперативних даних, рекомендації нечіткої логіки, висновки
нейронної логіки, оптимізація біогенезисних алгоритмів. Представлені види
оцінки для прогнозування стану трансформатора повинні мати структурні
взаємозв'язки різних типів: «або», «і або», «якщо», «що якщо», «або якщо,
то» тощо.

2.4. Висновки до розділу 2

1. Встановлено, що на силовий трансформатор впливають зовнішні
фактори та динамічні режими енергосистеми, які зумовлюють виникнення
значної кількості можливих дефектів у трансформаторах, що розвиваються в
процесі експлуатації та потребують цілеспрямованого контролю з акцентом
на виявлення найбільш поширених і небезпечних з них
2. Зважаючи на різноманітність дефектів, що виникають у
трансформаторах, з’являється потреба у збільшенні кількості методів
контролю їх стану. Актуальним на сьогоднішній час є застосовування при
49
діагностиці стану силових трансформаторів математичного апарату нечіткої
логіки і нейрогенезисних технологій, що дозволяє нормувати діагностичні
параметри.
3. Складність завдання оцінки технічного стану трансформатора,
зумовлена значним обсягом інформації, що підлягає обробці, вимагає
залучення висококваліфікованих фахівців. У зв’язку з цим актуальним постає
завдання автоматизації процесу прийняття рішень шляхом упровадження
багаторівневих інтелектуальних систем онлайн-моніторингу силових
трансформаторів.
4. Аналіз ефективності функціонування програмних комплексів
інтелектуальних систем моніторингу для прогнозування як окремих
параметрів трансформаторів, так і їх сукупності, підтверджує їх
працездатність. При цьому глибина даних щодо елементів і вузлів
трансформатора має бути максимально можливою, але не меншою ніж п’ять
років.

50
РОЗДІЛ 3
АНАЛІЗ ТА ДОСЛІДЖЕННЯ ПЕРСПЕКТИВНИХ МЕТОДІВ
СИСТЕМИ ТЕХНІЧНОГО МОНІТОРИНГУ СИЛОВИХ
ТРАНСФОРМАТОРІВ
3.1. Структурна схема системи технічного онлайн-моніторингу
силових трансформаторів
Проаналізувавши у першому розділі відомі системи моніторингу
силових трансформаторів, я розробив структурну схему, що відповідає всім
сучасним вимогам, але при цьому в ній немає зайвого перевантаження
інформаційними потоками (рис. 3.1).

Рис. 3.1. Запропонована структурна схема інтелектуальної системи
технічного онлайн-моніторингу силових трансформаторів

Роботу системи розглянемо із застосуванням умовних ієрархічних
рівнів. Виділимо 5 рівнів. На п'ятому рівні, найнижчому, здійснюється
безперервний автоматичний збір діагностичної інформації, проводиться
51
первинна обробка зібраної інформації (її перетворення до вигляду, зручного
для подальшої обробки). Здійснюється зберігання зібраної інформації
(функція «чорний ящик»). На структурній схемі (рис. 3.1) до 5 рівня
відносяться блоки «Оперативні дані», «База оперативних даних». Участь
людини на 5 рівні не передбачається (за винятком обслуговування і ремонту
самої системи моніторингу).
На 4 рівні розташоване автоматизоване робоче місце (АРМ) оператора.
На цьому рівні формуються повідомлення та висновки про технічний стан
трансформатора, формуються рекомендації щодо експлуатації обладнання.
На структурній схемі (рис. 3.1) до 4 рівня відносяться блоки «Дані
діагностики», «База параметрів діагностики та випробувань», «Система
обробки оперативних даних», «Система моніторингу».
Наступні три рівні реалізуються в режимі обміну інформацією з
комп'ютерами, розташованими у вищому диспетчерському пункті.
На 3 рівні здійснюється формування розширеної діагностичної
інформації, розрахунок даних про технічний ресурс обладнання. На
структурній схемі (рис. 3.1) до 3 рівня відносяться блоки «Дані експлуатації»,
«База даних експлуатації, ремонтів і ТО», «Система прийняття рішень».
На 4 рівні формуються зведені дані про технічний стан обладнання
контрольованого трансформатора, формуються рекомендації щодо стратегії
обслуговування даного трансформатора. На структурній схемі (рис. 3.1) до 3
рівня відносяться блоки «Експертна база знань і правил», «Єдина
інформаційна база даних», «Система прийняття рішень», «Система
прогнозування» .
На 5 рівні здійснюється формування стратегії експлуатації та
обслуговування контрольованого трансформатора. Рішення приймається
інженерно-технічним персоналом на підставі даних, зібраних і оброблених
даною системою моніторингу.
Таким чином, представлена система онлайн-моніторингу може
працювати як автономно, встановлена на одному трансформаторі або
52
електричній підстанції, так і в складі мережевої системи моніторингу, що
охоплює певний район електричних мереж.

3.2. Аналіз та дослідження перспективних методів оцінки стану
силового трансформатора
Діагностика часткових розрядів (ЧР).
Вимірювальна техніка.
Електричне вимірювання часткового розряду відповідно до IEC 60270
зазвичай має обмеження по точності для локальних (онлайн) вимірювань
через високий рівень електромагнітного шуму при роботі трансформатора.
Метод вимірювання ЧР із застосуванням сигналів УВЧ базується на
тому, що ЧР під маслом – це дуже швидкі електричні процеси, які
випромінюють електромагнітні хвилі з частотами в надвисокому діапазоні
(УВЧ: 300–3000 МГц). Через помірно ослаблене поширення ЗВЧ-сигналів
всередині трансформатора, чутливість до виявлення електромагнітних хвиль
досить хороша [13]. УВЧ-датчики (рис. 3.2), можуть бути встановлені на
трансформаторі під час його роботи через маслозаправний клапан.

Рис. 3.2. Зонд УВЧ для стандартного масляного заправного клапана

Заземлений трансформаторний бак має відмінні екрануючі
характеристики від зовнішніх завад, тому точність отриманого результату
вимірювання дуже висока і дозволяє зробити висновок про якість і кількість
ЧР. Коли електричні або УВЧ вимірювання ЧР показують наявність ЧР,
тривимірна локалізація ЧР є наступним кроком для оцінки змін, що
відбулися в ізоляції. Це може бути виконано на основі вимірювання часу
53
прибуття акустичних ЧР-сигналів з використанням п'єзоелектричних
датчиків, встановлених на стінках трансформаторного резервуара. Проте, на
акустичні сигнали ЧР впливають завади усередині резервуара від обмоток,
осердя і відбиті сигнали від бака. Рішення полягає в тому, щоб
використовувати комбінацію двох методів: чутливі УВЧ сигнали ЧР для
усереднення і акустичні сигнали ЧР для зменшення шуму (завад).
Використовуючи усереднені сигнали, акустичні імпульси ЧР залишаються
конструктивно перекритими, тоді як рівень шуму усереднюється майже до
нуля [14].
Калібрування вимірювань часткового розряду.
Принципова різниця між традиційними електричними вимірюваннями
часткового розряду відповідно до IEC 60270 і нетрадиційним вимірюванням
ЧР із застосуванням УВЧ - це їх фізичні значення. Величина рівня заряду в
системі СІ - пікоКулон (pC або пКл) електричного вимірювання визначається
інтегральною характеристикою перезарядження ємності. Електромагнітне
випромінювання ЧР вимірюється в мілівольтах (мВ) при вимірюванні УВЧ
датчиками. Оскільки шлях поширення електромагнітних хвиль до кінця
невідомий, тому обидва методи не можуть однозначно вказати точно на
місце дефекту. Таким чином, фактичний рівень ЧР (в пКл або мВ)
залишається невідомим протягом усього терміну служби силового
трансформатора. Проте, загальний рівень точності вимірювання ЧР досить
високий, тому цей метод отримав широке визнання, особливо при заводських
приймальних випробуваннях (FAT).
При навколишньому шумі та наявності коронного розряду існують
певні недоліки для використання цього методу як для офлайн, так і онлайн-
моніторингу. Теоретично обидві виміряні змінні містять однакову
інформацію. Лінійне фізичне співвідношення між виміряною напругою
антени УВЧ (в мВ) і присутнім електричним зарядом (в пС) електричного
вимірювання може бути продемонстровано в лабораторних умовах. Однак це
неможливо відстежити в складних конструкціях, таких як силові
54
трансформатори. УВЧ-антени приймають електромагнітне випромінювання
ЧР безпосередньо в маслі всередині бака трансформатора, який діє як «клітка
Фарадея». Стає очевидним, що зазвичай вимірювання УВЧ вигідно
використовувати при наявності зовнішніх впливів (завад). Це робить його
придатним для обох вимірювань поза приміщенням (установка
трансформатора на відкритому повітрі) в звичайному режимі, при
випробуваннях в лабораторних умовах з низьким рівнем шуму
навколишнього середовища, в якості приймального випробування на
майданчику (SAT) після транспортування і установки трансформаторів.
Технічні характеристики роблять метод УВЧ цікавим як доповнення до
стандартних випробувань трансформатора, коли його точність може бути
визначена і відома в кожному конкретному випадку (для кожного типу і
моделі випробуваного трансформатора). На точність вимірювання
електричних і електромагнітних складових ЧР впливають:
- тип і фактичний рівень джерела ЧР;
- ослаблення сигналу від точки виникнення до точки його
вимірювання;
- чутливість датчика (антена УВЧ, конденсатор зв'язку або
квадрупольний конденсатор);
- втрати в вимірювальному кабелі та чутливість вимірювального
пристрою.
Вплив електричної установки (конденсатора зв'язку і квадруполя) і
вимірювального пристрою може бути відкориговано за допомогою
калібрування для електричних вимірювань відповідно до методики,
викладеної в IЕС 60270. Щоб визначити чутливість УВЧ-датчика, повинен
бути відомий його коефіцієнт підсилення (AF), який може визначається за
допомогою вимірювальної [15] (Gigahertz Transverse Electro-Magnetic:
Гігагерц поперечний електромагнітний).
Чутливість антени залежить від її конструкції по відношенню до
довжини електромагнітної хвилі. Антени зазвичай описуються різними
55
характерними значеннями, наприклад, коефіцієнтом підсиленням антени.
Для антен, які не визначені фізичною областю, можна прийняти ефективну
довжину антени leff або AF за виразом

AF(f ) E(f )
= , (3.1)
U(f )

де E(f ) – напруженість електричного поля на антені;
U(f ) – напруга на антенних висновках.
Для оцінки антени використовується відповідний спеціально
розроблений маслонаповнена комірка GTEM [16]. Комірка GTEM являє
собою розширений коаксіальний провідник, де певне електромагнітне поле
може впливати на обладнання, що випробовується (ОВ) без перешкод від
електромагнітного випромінювання середовища. У комірці визначається
тестовий обсяг, у якому знаходиться ОВ. У тестовому обсязі, в ідеалі,
комірка забезпечує однорідний розподіл електричного поля Ehom та магнітне
ортогональне поле ТЕМ. Крім того, напруженість електричного поля Ehom у
тестовому обсязі має бути відома для AF при розрахунку ОВ.
Автофокусування УВЧ-датчика ЧР може бути виміряне за допомогою
коефіцієнта передачі S21 (характеристика передачі у прямому напрямку) (рис.
3.3). Вимірювальна установка складається із заповненої маслом комірки
GTEM із встановленим датчиком УВЧ та векторний аналізатор мережі
(VNA). Глибина установки датчика має бути однаковою, як і при наступних
вимірюваннях на трансформаторі. У прикладі (рис. 3.3) використовується
глибина вставки 50 мм від стінки резервуара.
У цьому налаштуванні вхідний порт комірки GTEM збуджується з
синусоїдальної розгорткою частоти від 300 кГц до 3 ГГц, що генеруються
VNA. Другий порт VNA одночасно вимірює результуючу напругу на виході
датчика УВЧ. Результуючий коефіцієнт передачі S21 може бути перетворений
на коефіцієнт підсилення датчика УВЧ, якщо взяти до уваги напруженість
56
електричного поля в випробувальному обсязі. Наприклад, на рис. 3.4
представлені рівні сигналів (AF, dB/m) двох вимірювань УВЧ-датчиком для
двох комбінацій трансформаторного обладнання.

Рис. 3.3. Вимірювання характеристики передачі S21 визначення
коефіцієнта підсилення антени [17]

Порівняно з реальним трансформатором, вимірювання характеристик
комірки GTEM враховує лише вплив датчика (не враховує вплив масляного
клапана) і тому може розглядатися як перший крок до процедури
калібрування.
Для досягнення порівняльного методу системи вимірювання УВЧ
необхідно проводити калібрування, включаючи перевірку чутливості антени
УВЧ, що встановлена на трансформаторі.

Рис. 3.4. AF УВЧ-датчика, виміряна в GTEM осередку
57
На першому етапі відомий УВЧ калібрувальний імпульс вводиться у
вимірювальну установку без антени, щоб відкалібрувати кабель і самий
вимірювальний пристрій (див. рис. 3.5).
Після калібрувального вимірювання можна розрахувати коефіцієнт
калібрування K1:

К U
= 0
1 , (3.2)
Um

На другому етапі характеристика датчика включається в калібрований
шлях з використанням автофокусування f.

Рис. 3.5. Калібрування вимірювального пристрою та кабелів

Відома передатна функція, що надається AF, дозволяє зміщувати точку
калібрування від точки введення калібратора в УВЧ антену всередині
трансформатора. Щоб спростити процедуру калібрування частотно-залежна
AF(f) може бути зменшена до скалярного поправного коефіцієнта AFs, який
представляє найпоширеніші частоти UHF ЧР з достатньою точністю.
Пропонується використовувати середнє значення AF(f) від 300 МГц до 1 ГГц
як скаляр.
58
AFs = mean AF(f ), (3.3)
300Hhz≤f ≤1Ghz

Отримані AF можуть використовуватися в його антилогарифмований
формі K2 для корекції сигналів у часовій області

AFs
К2 =10 20 , (3.4)

На рис. 3.6. представлено приклад спрощення AF(f) до середнього AFS і
нової точки калібрування, зміщений всередині трансформатора до антени
УВЧ.

Рис. 3.6. Калібрування датчика УВЧ

Ідея використання середнього значення частотно-залежного AF(f)
підходить тільки для широкосмугового діапазону системи вимірювання УВЧ.
При використанні вузькосмугової вимірювальної системи, фактична AF, яка
використовується як центральна частота, повинна використовуватися для K2.
Повний коефіцієнт калібрування УВЧ KUHF розраховується:

КUHF = K1×K2, (3.5)

Імпульс Um, виміряний за допомогою системи вимірювання УВЧ, тепер
можна скоригувати, і його значення корелюється з електричним полем ЧР,
59
тобто відображається. Це значення можна назвати «УВЧ сигналом (UHFS)»
(за аналогією з зарядом електричного вимірювання часткового розряду, що
здається). Це здається очевидним, оскільки він не пов'язаний безпосередньо з
самим фактичним значенням ЧР, але дозволяє порівнювати різні системи
вимірювання (включаючи датчики УВЧ, кабелі та вимірювальні прилади)
при його калібруванні

UHFS = KUHF ×Um, (3.6)

Онлайн моніторинг часткових розрядів.
Онлайн моніторинг силових трансформаторів, який підтримує
стандартизовані методи діагностики є актуальним завданням, і його
важливість набуває все більшого значення. Безперервне вимірювання та
аналіз процесів, що протікають у трансформаторі, дозволяє виявляти та
відстежити небажані зміни на ранній стадії. Для ЧР УВЧ-моніторинг є
зручним прогресивним рішенням, тому що вимірювання виконується
всередині трансформатора і, отже, набагато менш чутливі до зовнішніх
перешкод. Крім того, він застосовується до трансформаторів, що знаходяться
в експлуатації. Значний обсяг даних, зібраних під час онлайн моніторингу,
потребує відповідної оцінки, а автоматизація процесу обробки даних
неминуча.
На основі випробувальних даних перевірки силового масляного
трансформатора з номінальною напругою 110/10 кВ та потужністю 120 МВА
на енергоспоживання [18], було встановлено що система вимірювання УВЧ
ЧР в режимі онлайн реєструвала сигнали УВЧ ЧР 35 дБ (з підсиленням) та
смугою 9 МГц. При випробуванні фаза L1 використовувалася для фази
кореляції. Інформація про вимірювання отримувалася протягом приблизно 65
днів.
У цій роботі [18] представлено підхід з використанням методу аналізу
патернів (шаблонів, образів, зафіксованої картинки) з фазовим розширенням.
60
Типові моделі з відомих джерел ЧР представлені у вигляді абстрактної
форми, яка однозначно характеризує форму джерела ЧР. Ці шаблони
порівнюється з отриманими результатами вимірювань із роздільною
здатністю фази часткового розряду (PRPD). Порівняння із шаблоном та
отриманими даними в результаті моніторингу проводиться за двовимірним
нормалізованим алгоритмом взаємної кореляції. Відстеження джерела ЧР
протягом періоду оцінюється за допомогою безперервної кореляції. Ввівши
набір шаблонів для кореляції, у роботі [18] було визначено прогрес окремих
ЧР та визначено їх джерела.
Слід відмітити, що у розглянутій роботі [18] використано крос-
кореляцію, що є по суті алгоритмом розпізнавання дефектів за
зображеннями, чим вища буде схожість між двома зображеннями, тим вищий
їхній коефіцієнт кореляції. Для нормалізації використовується перехресна
кореляція, що забезпечує значення коефіцієнтів кореляції між -1 та +1 для
кожної елементарної матриці. Таким чином, взаємні кореляції різних
зображень стають порівнянними. Коефіцієнт кореляції «1» вказує на точний
збіг шаблону (ніколи на практиці не має), тоді як «-1» представляє область,
де збіг зображення і шаблону відсутня («негативне зображення»,
зустрічається практично постійно). На рис. 3.7 представлені три типові схеми
ЧР досліджуваного трансформатора, що відрізняються один від одного часом
фіксації [18].

Рис. 3.7. Зображення часткового розряду (PRPD) з роздільною здатністю
фази УВЧ: a- патерна 1; b - патерна 2; с-патерна 3

61
Шаблони повинні відстежуватися протягом часу. Тому постійний потік
даних ЧР розподіляються на сегменти постійної тривалості. Для кожного
сегмента генерується шаблон PRPD, який потім корелюється (порівнюється)
із шаблонами, отриманими при вимірюваннях. Визначення адекватного
періоду часу залежить від поведінки джерела протягом проміжку часу. Рис.
3.7, а показує високу волатильність (зміну), таким чином тривалість запису
шаблону незначна та має тривалість 1 хв. Максимальне значення матриці
кореляції є коефіцієнтом кореляції для даного тимчасового сегмента.
Приклад такої кореляційної матриці представлено рис. 3.8. Коефіцієнт
кореляції розраховується з використанням шаблону, який подібний до
шаблону, що представлений на рис. 3.7, а. Коефіцієнт кореляції показаний
червоним, його визначення по лівій осі. Для порівняння нанесено кількість
ЧР/хв (чорний колір, права вісь).

Рис. 3.7. Кількість ЧР за хвилину та коефіцієнт кореляції

На рис. 3.8 представлено гістограму для кожного шаблону (патерни).
Шаблон 1 (рис. 3.7, а) присутній тільки 15% часу, показуючи переривчасту
поведінку. Шаблон 2 (рис. 3.7, b) має більш високу швидкість появи і може
62
бути виявлений на 40% часу вимірювання. Схема 3 (рис. 3.7, с) є домінуючим
джерелом, яке можна виявити у 60% випадків протягом усього періоду
спостережень.

Рис. 3.8. Результати алгоритму розпізнавання певних патернів 1–3

Таким чином істотною перевагою представленого методу є його
застосування для великих наборів даних ЧР (наприклад, з систем
моніторингу трансформаторів). У розглянутому прикладі, оцінено дані
моніторингу за 65 днів. Порівняння проводилося за трьома моделями PRPD,
які є типовими для конкретного трансформатора. Таким чином,
використовуючи взаємну кореляцію, можна відстежувати закономірності за
певний період моніторингу тим самим визначити поточний стан
трансформатора за однією з фаз.
Локалізація часткових розрядів.
Через збільшення значень кількості розчинених газів у маслі (DGA
аналіз) автотрансформатор 333 МВА, 400/220 кВ фахівцями ВАТ «Еліз» було
перевірено на місці встановлення через систему онлайн-моніторингу на ЧР
[10]. Високий рівень електромагнітного шуму на підстанції де було
встановлено автотрансформатор сильно заважав електричному вимірюванню
ЧР, який виконанувався відповідно до IEC 60270 на частотах нижче 1 МГц. В
результаті діагностики було виявлено джерело шуму, а саме шина 400 кВ над
трансформатором, що створювала відчутний коронний розряд [10]. Було
ухвалено рішення провести УВЧ-вимірювання ЧР для виявлення та аналізу
63
ЧР. Необхідно було зменшити або виключити вплив зовнішнього
електромагнітного та акустичного шуму на точність вимірювань. Оскільки
трансформатор був обладнаний трьома масляними клапанами, на їх місця
було встановлено три ідентичні УВЧ-датчики. На рис. 3.9 показано
розташування датчиків: три УВЧ-датчики (УВЧ1, УВЧ2, УВЧ3) та шість
акустичних датчиків (A1 – A6). Джерело ЧP показано червоною
заштрихованою областю.

Рис. 3.9. Положення UHF та акустичних датчиків PD і локалізованого
джерела PD автотрансформатора

При номінальній напрузі сигнали УВЧ від внутрішніх джерел ЧР було
виявлено всіма трьома УВЧ-датчиками [10]. Швидкість поширення
електромагнітних хвиль складала приблизно 2/3 швидкості світла усередині
трансформатора. Таким чином, для локалізації ЧР УВЧ-сигнали виявляються
практично в один і той же час. І навпаки, швидкість акустичних хвиль
становить 1400 м/с, що дає час проходження в межах діапазону мілісекунд
[10]. Таким чином, виходячи із результатів вимірювань трьома акустичними
датчиками із відповідним часом поширення можна розрахувати перетин
хвиль і, отже, місцезнаходження ЧР. Слід відмітити, що акустична енергія
(акустичні хвилі) проходять у полі джерела ЧР до датчику без будь-яких
відбитків [19]. З іншого боку, процес акустичної локалізації часткового
розряду також пов'язані з поширенням акустичних хвиль. Хвилі швидше
64
проходять через стінку сталевого бака, ніж через трансформаторне масло.
Час розповсюдження акустичних сигналів може бути точно розрахований за
допомогою критерію Хінклі, який ґрунтується на вимірюванні енергії
вимірюваного сигналу [19].
На рис. 3.9, місце розташування джерела ЧР знаходиться у
безпосередній близькості від виводів, але із зовнішньої сторони бака. Таким
чином, неточність розміщення знаходиться в межах близько 40 см по всіх
просторових вісях. Час розповсюдження хвиль було виміряно за допомогою
шести датчиків, які являють собою три датчики УВЧ (УВЧ 1 – УВЧ 3) та три
акустичні датчики (A2, A5, A6), розміщені поруч із джерелом ЧР [10].
Після демонтажу та доставки трансформатора на ремонт до ВАТ
«ЗТР», результат локалізації ЧР був підтверджений акустичною локалізацією
ЧР, що рекомендується МЕК в екранованій зоні випробувань [10].
Візуальний огляд активних деталей пристрою РПН підтвердив результати
локалізації. Після усунення виявлених несправностей автотрансформатор
пройшов приймальні випробування, які показали відсутність ЧР і
трансформатор знову введений в експлуатацію [10].
Аналіз частотних показників.
Вимірювання АЧХ є найпоширенішим методом оцінки стану обмотки
силових трансформаторів. Даний метод кращий для виявлення
несправностей після удару блискавкою, короткого замикання або
транспортування і, як правило, вважається чутливішим, ніж звичайні
вимірювання напруги короткого замикання [20]. Відхилення частоти та
години відключення вказують на механічні та/або електричні зміни в
активній частині. Основний принцип методу аналізу частотного відхилення
(FRA) – це дослідження та/або знаходження відмінностей між частотними
характеристиками. Поведінка електричного сигналу в діапазоні частот до 2
МГц, іншими словами, частотна характеристика визначається чисельними
характерними резонансами, які залежать від паразитних ємностей та
індуктивностей, які в свою чергу визначаються геометрією та розташуванням
65
активної частини та бака трансформатора [21]. Передатна функція TF(f) як
змінна стану відображається у вигляді геометричного структурного стану, і
кожен стан (кожний відгук) відповідає своєму стану. Відомі типи
пошкоджень, наприклад, деформації обмоток (їхнє осьове або радіальне
зміщення), які впливають на передатні функції змінюючи їх. Тим не менш,
інтерпретація конкретних відмінностей між двома кривими передатної
функції є недостатньою ланкою між ідентифікацією несправності,
вимірюванням та оцінкою стану трансформатора [21].
На рис. 3.10 представлені діапазони частот, що застосовуються для
діагностики відповідних частин обмоток, які чутливі до механічних змін.
Дані частоти опублікувало у 2008 році світове співтовариство енергетиків
W.G. Cigre. Для невеликих силових трансформаторів діапазони частот мають
тенденцію зміщуватися у сторону більш високих частот.

Рис. 3.10. Частотні діапазони із відомою чутливістю до змін геометрії
обмотки

Вимірювальна техніка.
Два найбільш часто використовуються типи випробувань для
вимірювання передатної функції відгуку обмоток силових трансформаторів
це так зване вимірювання наскрізної передатної функції TFEE(f) та взаємної
ємності обмоток (CI) TFCI(f). На рис. 3.11 представлені відповідні схеми
підключення. Отримана передатна функція вимірюваної фази визначається за
виразом
66
U
ТFЕЕ (f ) = 2,EE , (3.7)
U1

Для другого типу вимірювання передатна функція

U
ТF (f ) = 2,CI
CI , (3.8)
U1

Рис. 3.11. Схеми підключення для вимірювання частотного відгуку при
наскрізній передатній функції TFEE(f) та взаємній ємності обмоток (CI)
TFCI(f)

Аналіз розчиненого газу (DGA).
Проведення DGA аналізу надає відповідну інформацію про внутрішні
несправності трансформатора. При старінні, теплових та електричних
несправностях утворюються типові гази, які розчиняються в
трансформаторному маслі. Аналізуючи ці газові профілі, можна оцінити їх
тип та характер несправності [22].
DGA аналіз дозволяє оцінити серйозність несправностей, що
виникають. Для цього щорічно забираються проби масла та оцінюються у
них співвідношення різних газів та зміну їх концентрації.
67
Існуючі стандарти DGA аналізу ґрунтуються на відносно складних
процедурах проведення, які рекомендується проводити в лабораторних
умовах. Застосування DGA аналізу в системах онлайн-моніторингу
потребують надійності та високої точності вимірювання протягом тривалого
часу роботи. Проте застосування DGA аналізу в системах онлайн-
моніторингу є одним із пріоритетних напрямів їх розвитку.
Прийнятна точність діагностики з урахуванням аналізу газу маслі
потребує розгляду як генерації (появи) газу маслі, і втрати газу (відведення
газу з бака). Гази, що відводяться з бака трансформатора через спеціальні
газовідвідні пристрої, можуть призвести до недостовірних рівнів
концентрації та недооцінені швидкості генерації газу. Крім того, також
можлива зворотна дія: гази з атмосферного повітря, в основному азот і
кисень, повільно розчиняються в маслі трансформаторного бака. Розроблена
адекватна діагностична модель допоможе виміряти фактичну швидкість
генерування газу в несправному трансформаторі. Таким чином, величина
неточності в аналізі вмісту газу в трансформаторі з розширювальним баком
може бути знижена.
Вихід повітря в атмосферу з розширювального бачка переважно
залежить від конструкції самого бачка. У ньому масло знаходиться у
прямому контакті з навколишнім повітрям. В результаті гази, що
характеризують певну несправність можуть випаровуватися в атмосферу або
можуть розчинятися в трансформаторному маслі. Трансформатори подібної
конструкції поширені у багатьох країнах, включаючи Україну. Для
виключення контакту масла розширювального бачка з атмосферою
розроблено та використовуються інші системи: герметичний бак
трансформатора, використання в розширювальному бачку спеціальної
мембрани тощо [10].
Розчинені гази потрапляють у розширювальний бачок разом з маслом,
в якому розчиняються. «Випаровуючись» у розширювальному бачку з масла,
вони створюють усередині бачка надлишковий тиск. Потім за рахунок
68
дифузії внутрішній тиск вирівнюється з атмосферним. При цьому
видаляються «корисні» для аналізу розчинені гази – носії інформації про
несправність, що виникла у трансформаторі. Кількість газів, що вийшли в
атмосферу, залежить від швидкості надходження масла в розширювальний
бачок. А це у свою чергу залежить від багатьох факторів:
- рівень масла в основному баку трансформатора;
- навантажувальна та перевантажувальна здатність трансформатора;
- температура навколишнього середовища;
- об'єм бака трансформатора;
- конструкція резервуара розширювального бачка;
- спосіб підключення розширювального бачка до основного бака
трансформатора.
Швидкість переміщення масла та його об'єм залежить від двох
основних фак торів:
- густина масла, а значить і його об'єм, що залежить від температури
масла. При підвищенні температури на 1 °С, обсяг масла збільшується на
0,076 %;
- ефект конвекції (природна циркуляція), яка обумовлена різницею
температур масла у верхній частині бака та температурою масла в нижній
частині бака, що приблизно дорівнює температурі навколишнього
середовища.
Наприклад, за даними теплового моніторингу, було підраховано
витрату для 26 різних силових трансформаторів [23]. При розрахунку
враховувалася лише витрата масла за об’ємом. Номінальна потужність
трансформатора знаходилася в межах від 31,5 МВА до 850 МВА. Тому типи
завантаження та системи охолодження трансформаторів були
різноманітними. Результуючі швидкості потоку масла з основного бака в
розширювальний бачок охоплювали широкий діапазон від 4 л/добу до 36
л/добу на 1000 л масла. У менш потужних розподільчих трансформаторах
швидкість переміщення 1,8–6,2 л/добу на 1000 л об'єму масла за стабільних
69
коефіцієнтів навантаження. У трансформаторів із примусовою системою
охолодження переміщення масла нижче, у порівнянні із природною
циркуляцією, що пов'язано з контролем температури.
Випаровування газу через розширювальний бачок. Обмін газами на
межі розділу між маслом та атмосферним повітрям у розширювальному
бачку був змодельований у лабораторній установці [23]. Як розширювальний
бачок використовувалися чотири ємності у вигляді круглих бочок, загальний
обсяг яких склав близько 217 л. Щоб варіювати площу поверхні між маслом і
навколишнім повітрям усередині було проведено два експерименти [23]:
- один експеримент проводиться з вертикально ємністю з граничною
поверхнею близько 0,26 м2;
- другий експеримент з горизонтальною ємністю з граничною
поверхнею близько 0,48 м2.
Об'єм масла при обох експериментах складав 100 літрів [23]. Тоді обсяг
повітря в баку, що контактував з атмосферою та маслом становив 117 л. У
всіх експериментах використовували мінеральне масло. Перед кожним
експериментом масло дегазували, висушували та фільтрували при 60 °С
допомогою вакуумної системи обробки масла. Після дегазації підготовлена
«несправна» газова суміш розчинилася в маслі з використанням пористого
політетрафторетиленового (ПТФЕ) пластику. Експерименти проводилися
при кімнатній температурі 25°С. Мета експерименту – вивчити інтенсивність
«випаровування» розчинених газів в атмосферу з поверхонь, що мають дві
різні площі – 0,26 м2 та 0,48 м2. Протягом усього експерименту олія не
перемішувалась. На рис. 3.12, а показана концентрація водню в маслі для
двох різних площ поверхні. Криві відповідають експоненційній залежності
між концентрацією водню та часом випаровування. Коефіцієнт
випаровування газу має одиницю виміру 1/год (зворотна величина від часу) і
залежить від площі поверхні випаровування.
Зменшення концентрації водню відбувається швидше при більшій
площі поверхні. Крім водню, за допомогою цієї лабораторної установки
70
можна проаналізувати концентрацію інших розчинених газів. На рис. 3.12, b
показані коефіцієнти випаровування λ всіх розчинених газів з обох
поверхонь. При лінійному збільшення площі поверхні коефіцієнт
випаровування газу також збільшується лінійно. Таким чином, чим більша
площа, тим більше газів випаровується. Водень випаровується з
максимальною швидкістю, а потім СО та СН4. C2H6 випаровується
повільніше за всіх.

Рис. 3.12. Інтенсивність випаровування розчинених газів на
лабораторній установці [23]

Оскільки випаровування також залежить від температури як масла так і
повітря, дослідження проводилися для чотирьох різних температур: близька
до кімнатної (близько 22 °С), 35 °С, 50 °С та 65 °С. Всі тести проводилися з
використанням одного об'єму масла (100 л) та з постійною площею поверхні
між олією та навколишнім повітрям (0,26 м²).
На рис 3.13, а показані встановлені за результатами експериментів
коефіцієнти випаровування різних газів при різних температурах.
Випаровування газу функції температури показали експоненційне зростання.
Наприклад, рис 3.13, а, побудований графік експоненційної залежності
випаровування газу від температури.
З малюнка рис 3.13, а видно, що газ H₂ має вищий коефіцієнт
випаровування ніж інші досліджені гази.
71
Велика різниця між коефіцієнтами випаровування газу при 22 °С 35 °С,
що можна пояснити особливістю проведення експерименту. Нагрівання
масла при кімнатній температурі (22 °C) не потрібний. При більш високих
температурах (35-65 °C) використовувався трубчастий електричний нагрівач.
Через це в маслі виникає конвекційний ефект. Це призводить до збільшення
змішування масла і, отже, до збільшення коефіцієнта випаровування.

Рис. 3.13. Результати дослідження випаровування розчинених газів
[23]: а) коефіцієнти випаровування різних розчинених газів залежно від
температури; b) зміна концентрації Н2 в основному баку (пряма лінія) та
розширювальному бачку (пунктирна лінія) при різних швидкостях обміну
масла між ними

Розрахунок випаровування газу у разі відмови (газовиділені).
Проведені експерименти показують можливість розрахунку
випаровування газу під час використання розширювального бачка [23]. Для
цього потрібно знати обсяг баків, температуру масла, площу поверхні на
межі масло/повітря. Як було зазначено [23], концентрація розчинених газів
переважно баку, впливає на концентрацію газів у розширювальному бачку і
навпаки. Отже, похідна кожної концентрації у часі залежить від концентрації
газів як у баку так і у розширювальному бачку. З урахуванням цього
складено систему двох диференціальних рівнянь, за допомогою яких можна
визначити кількість виділеної масла

72
∂K(t)
= m ⋅K(t) + n ⋅A(t), (3.9)
∂t
∂A(t)
= p ⋅A(t) + q ⋅K(t), (3.10)
∂t

де K(t) і A(t) – залежні змінні від часу концентрації газу в основному баку
і розширювальному бачку відповідно;
m, n, p та q – константи, які залежать від об'єму, коефіцієнта
випаровування газу, швидкості надходження масла в розширювальний
бачок та швидкості надходження масла з розширювального бачка в
основний бак.
Наприклад. Трансформатор має об'єм масла в основному баку 42000 л.
У розширювальному бачку знаходиться 1700 л. В основному баку
знаходиться розчинений водень з концентрацією 200 год/млн. У
розширювальному бачку за умовою завдання розчиненого водню немає.
Обмін маслом між основним та розширювальним баками прийнятий
постійним на рівні 20 л/год (40 л/год), відповідно до результатів
експерименту, описаних вище [23]. Щогодини 20 літрів масло перетікає в
розширювальний бак і назад в основний бак. Температура також вважається
постійною, що дорівнює 15 °С. Коефіцієнт випаровування газу в
розширювальному бачку встановлений рівним H2=0,1, що відповідає площі
поверхні 1,5 м2. Значення H2 отримано з експерименту, описаного вище.
Результати розрахунку з використанням формул (3.9) та (3.10) представлені у
графічному вигляді на рис 3.13, b.
Концентрація водню в маслі переважно в баку зменшується в
геометричній прогресії. При початковій концентрації водню 200 год/млн,
зменшення його концентрації 0,086 год/млн/годину або 2,06 год/млн/день
при обміні маслом 20 л/год. При підвищенні обміну масла між баками,
концентрація водню також зменшується. Порівняння розрахунків для 20
л/год та 40 л/год показує, що на випаровування газу з розширювального
73
бачка сильно впливає обмін масла між ним та основним баком. Для
підвищення точності моделювання необхідно покращувати моделі, що
застосовуються при лабораторних випробуваннях, а також порівнювати
отримані лабораторні дані з вимірюваннями працюючих реальних
трансформаторів.
Онлайн моніторинг розчинених газів.
Наведемо приклад важливості застосування онлайн моніторингу
розчинених газів. Досліджувався трансформатор 600МВА/330 кВ. Через
зливний масляний патрубок для оцінки концентрації розчинених газів був
підключений інфрачервоний газоаналізатор до онлайн системи моніторингу
стану трансформатора. На початку липня з'явилося сильне та постійне
зростання кількості розчинених газів (початок координат на рис. 3.14, а) [23].
Через високу швидкість зростання концентрації TDCG (загальна
кількість розчинених газів), що перевищує 100 проміле на день, паралельно із
системою онлайн контролю DGA, щодня «вручну» відбиралися проби масла
та аналізувалися в лабораторії. Відбір проводився із основного бака
вакуумним методом. Це дозволило оцінити точність роботи системи онлайн
моніторингу.
Вуглеводні СН4 показали дуже хороший збіг між показниками онлайн-
моніторингу та лабораторними показниками (рис. 3.14, а) [23]. Найбільші
відхилення сталися з воднем, що пояснити його високою дифузійною
здатністю. Однак, незважаючи на те, що зразки масла, проаналізовані в
лабораторії, показали абсолютні значення газу, що трохи відрізняються, в
цілому діагностика показала можливу причину відмови, яка збіглася з
висновками лабораторних досліджень [23]. Зокрема, водень, метан, етан та
етилен були визначені трохи у більших кількостях, ніж ці гази були присутні
у маслі. Для виявлення несправності використали графічний метод –
побудова трикутника Дюваля [23]. Трикутник показав як дефект – точкове
підвищення температури понад 700 °С. Концентрація СО та CO2 залишалася
майже постійною, що вказувало на відсутність несправності в ізоляції
74
обмоток. Оскільки кількість ацетилену повільно збільшувалася протягом
перших 50 днів приблизно на 15 частин на мільйон частин масла, оплавлення
листів магнітопроводу також було виключено як причину несправності.

Рис. 3.14. Динаміка концентрації газу в трансформаторі 600 МВА/330 кВ
[23]: а) перші 5 тижнів; б) 10 тижнів

На початку серпня загальна кількість розчинених газів (приблизно 5000
ppm) та відповідна швидкість їх генерації перевищила значення, зазначені у
п.4 IEEE C57.104 «Міжнародний стандарт – керівництво IEEE з інтерпретації
газів, що утворюються в масляних трансформаторах». Цей керівний
документ наказує за таких обставин виключити трансформатор з
експлуатації.
Незважаючи на велику кількість розчиненого газу (рис. 3.14, б), він не
виявлявся в газовому реле Бухгольця. Крім того, дуже низький рівень
ацетилену привів до рішення залишити трансформатор у роботі, допоки
запасний трансформатор не буде доставлений на місце для його заміни. Якби
підвищення ацетилену перевищило 5 ppm/день з інтервалом у два дні або
відбувалося різке зростання 5 ppm/год, трансформатор був би вимкнений
негайно. Було введено режим роботи трансформатора «стратегія
контрольованого продовження роботи», щоб знизити фінансові витрати, що
виникли б при відключенні трансформатора з роботи.
75
Наступним кроком було зниження навантаження трансформатора [23].
Це призводить до зупинки генерації газу на рівні, який був до зниження
навантаження. Перевірили наявність проблем у виводів: високовольтних,
підвищений опір контактів РПН, опір у з'єднаннях. Проблем не виявили.
Через деякий час генерація газу знову почала зростати. Тоді навантаження
трансформатора зменшили на 50%. Це спричинило припинення
газоутворення, що було інтерпретовано як тимчасове переривання відмови.
Надалі навантаження трансформатора збільшувалася до появи газоутворення,
і відразу знижувалася для його зупинки. Після демонтажу несправного
трансформатора він був розібраний та продефектований. Було визначено, що
через механічну деформацію, бак вступив у контакт з листами магнітного
сердечника, що призвело до циркуляції струму через систему заземлення
сердечника. Цей циркулюючий струм індукується залежним від
навантаження потоком розсіювання і може досягати рівня кілька сотень
ампер. У точці контакту бака з листами сердечника і виникла гаряча точка,
що викликає розкладання масла. Крім того, мідний кабель заземлення осердя
був розірваний (розплавився від температури), що порушило заземлення.
На даному прикладі видно, що онлайн моніторинг кількості
розчинених газів у маслі, відстеження динаміки їх зміни, дозволило довше
залишити трансформатор у роботі, а значить знизити фінансові витрати при
його заміні.
Вимірювання вологості (вміст води в маслі).
Причини вимірювання вологості. Волога дуже негативно впливає на
ізолюючі компоненти трансформатора через кілька причин. Однією з них є
те, що діелектрична міцність ізолюючої рідини (в основному масла) залежить
від вологості. Збільшується ризик підвищення тиску в баку за рахунок
утворення та випаровування водяної пари. Вода також є небезпечною для
ізоляції на основі целюлози, оскільки вона прискорює її старіння. Таким
чином, знаючи вміст води в твердій ізоляції трансформатора, можна
76
отримати уявлення про її старіння і, отже, планувати подальші дії
експлуатації трансформатора. Причин попадання вологи в масло кілька.
Першою причиною попадання води в масло під час експлуатації
трансформатора може бути неправильна сушка на заводі. Другою причиною
є проникнення вологи із атмосфери. Це може статися навіть через
розширювальний бачок. Наступна причина пов'язана з ремонтом
трансформатора, точніше недотриманням технології ремонту в частині
зберігання розібраних частин в умовах сухого зберігання.
Наступна причина, найважливіша, це волога, що виділяється в масло
при старінні паперу та картону. Це означає, що навіть у трансформаторі, що
відмінно обслуговується, з віком вологість масла підвищується. Існують
дослідження, які показують, що при старінні вологість підвищується і у свою
чергу прискорюється процес старіння (рис. 3.15).

Рис. 3.15. Очікуваний термін служби просоченого маслом паперу в
залежності від температури та вмісту води

Можна зробити висновок, що оцінка терміну служби целюлозних
ізоляційних систем залежать не тільки від робочої температури, а й від
вмісту вологи у твердій ізоляції. Це важлива причина, чому вимірювання
вологості разом з іншими методами діагностики може допомогти оцінити
технічний стан трансформатора.
77
Складність полягає в тому, що потрібно дізнатися вміст води в твердій
ізоляції, що зістарилася, яка являє собою тонкий папір. Це майже неможливо
виміряти безпосередньо, тому що папір не може бути відібраний для
дослідження без його «відриву» з місця установки. Тут можуть допомогти
лише непрямі методи.
В основному для оцінки вологості застосовують дві групи методів:
1. За графіками рівноваги вологості (рівноважний вміст вологи в папері
(картоні)). Діаграми рівноваги використовують факт, вмісту вологи в системі
папір-масло, що досягає рівноваги та розподіляється між маслом та папером.
Таким чином, знаючи температуру та вміст води в маслі, можна оцінити
вміст води в сухій речовині (ізоляції). Якщо теплова та кінетична рівновага
порушена, ці графіки можуть давати помилкові оцінки похибок при відборі
проб та їх аналізі в лабораторії.
2. Діелектричні методи діагностики, які оцінюють вологість паперу чи
картону за діелектричними властивостями. До них відносяться напруга
пробою, струми поляризації та деполяризації (PDC), а також тангенс кута
діелектричних втрат (tgδ). Для цього проводиться спектроскопія зарядних та
розрядних струмів ізоляції в частотній області (FDS) та аналіз
діелектричного частотного відгуку (DFR). Коефіцієнт діелектричних втрат
(коефіцієнт потужності) вимірюється на частотах від мкГц до кГц. Приклад
отриманої кривої діелектричного відгуку представлено на рис. 3.16.
Відомо, що значна частина ізоляції, що містить целюлозу,
конструктивно входить у первинну та вторинну обмотку. До низьковольтної
обмотки підводиться високочастотна напруга, а на високовольтній обмотці
записується результуючий струм. При цьому струми, що не несуть
діагностичної інформації (ємнісний та активний), відводяться на бак і
перешкод не створюють. За побудованою кривою (рис. 3.16), порівнявши її з
еталонною, можна зробити висновок про стан ізоляції, і визначити причину
відхилення (наявність води, наявність сажі і сірки в маслі, несправні
високовольтні виводи). Причому еталонна інформація вже зберігається в
78
приладі і для підвищення точності діагностики вручну потрібно ввести
поправочні коефіцієнти, наприклад, температура масла. До появи даного
способу діагностики, подібні вимірювання проводилися із застосуванням
високовольтної напруги.

Рис. 3.16. Крива діелектричного відгуку

Застосування термомоніторингу для оцінки технічного стану та
терміну служби трансформатора.
Для термомоніторингу застосовуються динамічні теплові моделі.
Вивчення динамічних процесів є найбільш складним процесом, тому
емпірична перевірка, статистична оцінка та фундаментальний розвиток
теплових моделей трансформаторів має важливе значення у розвиток систем
онлайн моніторингу [24].
Вдосконалена теплова модель. Теплові моделі засновані на
моделюванні явищ теплообміну між баком та навколишнім середовищем з
використанням простих рівнянь [24]. Тим не менш, їх точність обмежена в
деяких випадках через те, що тепловий опір трансформатора розглядається
як постійна величина. Отже, необхідно підвищити точність цих моделей за
допомогою більш точного визначення теплового опору.
79
Удосконалена теплова модель використовується для розрахунку
температури верхньої олії, яка заснована на ІЕС 60076-7. Термоелектрична
аналогія моделі представлена на рис 3.17.

Рис. 3.17. Теплоелектрична аналогія удосконаленої теплової моделі: Ploss -
загальні втрати; θw - температура обмотки в середній частині; θc-
температура масла в охолоджувачі; θto - температура масла у верхній
частині; θa - температура навколишнього середовища; Cth - теплоємність

Теплові опори цієї моделі залежать від температури та залежать від
температури олії в нижній частині бака та температури олії в охолоджувачі
[24].
Щоб використовувати фізичну теплову модель в онлайн-системі
моніторингу, необхідно щоб її технічні параметри (продуктивність,
безвідмовність тощо) і точність моделі була спочатку перевірена і
відповідала вимогам. Наприклад розглянемо результати моделювання
трансформатора із системою охолодження НМЦ (ODAF) [24], основні
параметри якого показано у таблиці 3.1.
Для цього трансформатора замірялися протягом 30 днів параметри
теплової моделі при нормальній (без перевантаження) роботі трансформатора
[24]. Цього зазвичай достатньо для отримання достовірних даних про
тепловому режимі роботи трансформатора. Тим не менш, для перевірки
адекватності вдосконаленої моделі параметри трансформатора замірялися
протягом наступних 30 днів (наступний місяць липень). Результати
80
вимірювання та моделювання (температура масла у верхній частині бака,
коефіцієнта навантаження, температура навколишнього середовища,
кількість працюючих насосів та вентиляторів) представлені на рис. 3.18.

Таблиця 3.1
Характеристики досліджуваного трансформатора
Параметр Величина
Потужність, МВА 333
Втрати від короткого замикання, кВт 510
Втрати неробочого ходу, кВт 47
Маса активних частин та бака, т 20
Маса масла, т 5
Теплова ємність, Вт ° с / К 199050
Кількість охолоджувачів 8
Кількість насосів 4
Тип системи охолодження НМЦ

Для порівняння продуктивності удосконаленої теплової моделі із
запропонованою моделлю в ІЕС 60076-7 використовується крива тривалості
помилок кожної моделі, яка представлена на рис. 3.18, b.
Крива тривалості помилки показує розраховану абсолютну помилку,
що залежить від тривалості часу у відсотках у межах часового вікна
спостереження. Як видно, удосконалена теплова модель менше
"помиляється" порівняно з моделлю IEC 60076-7 при розрахунку
температури верхнього шару масла. Через високу точність та простоту
вдосконалена модель може бути використана в онлайн-системах моніторингу
для контролю системи охолодження та розрахунку перевантажувальної
здатності трансформаторів.

81

Рис. 3.18. Результати вимірювань та моделювання: a) розрахована та
виміряна температура верхнього шару масла під час нормальної роботи
трансформатора; b) криві помилок за ІЕС 60076-7 та вдосконаленаленою
тепловою моделлю

Моніторинг охолодження.
Діагностований протягом двох місяців розглянутий вище
трансформатор, мав несправність у системі охолодження – через
несправність джерела живлення, за сигналом від системи управління
вентилятори не включилися. Відмова відбулася 21 грудня 2017 року о 6:00
ранку, коли система управління включила два додаткові вентилятори для
зниження температури масла. Проте через збій у живленні вентиляторів вони
не спрацювали. Перевірка історії моніторингу показала пізніше, що два з
восьми вентиляторів не працювали, а насос, пов'язаний із несправними
вентиляторами залишався у роботі. Що призвело зрештою до перегрівання
трансформатора.
82
Несправна робота системи охолодження може бути виявлена на основі
правильного онлайн-алгоритму, використовуючи виміряну та теоретично
розраховані температури масла у верхньому шарі [25]. На рис. 3.19
показаний аварійний сигнал, виданий системою моніторингу, кількість
включених системою управління вентиляторів та стандартизована похибка
(допустима різниця) між розрахунковим та виміряним значенням
температури олії у верхньому шарі. Як видно з рис. 3.19, після відмови двох
вентиляторів, розрахункова температура починає відхилятися від
вимірюваної температури, показуючи, що в системі охолодження з'явилася
несправність. Щойно допустима різниця перевищила максимально
допустиме значення, системою онлайн моніторингу було сформовано сигнал
підвищення температури масла. Система моніторингу на фіксацію
несправності пішла 3 години (опитування датчиків проводиться щогодини),
що є досить коротким часом і дозволяє уникнути серйозніших несправностей
через перегрівання трансформатора.

Рис. 3.19. Допустима різниця між виміряною та розрахунковою
температурою масла при несправній роботі вентиляторів та сигнал про
несправність

83
Оцінка перевантажувальної здатності.
Під здатністю перевантаження розуміють навантаження, що перевищує
номінальне, яке допустиме з точки зору теплового перегрівання.
Перевантажувальна здатність безпосередньо пов'язана зі швидкістю старіння
ізоляції та температурою навколишнього середовища.
Тривале навантаження допускається до тих пір, поки температура
гарячої точки трансформатора не перевищує допустиму температуру гарячої
точки. Після цього старіння прискорюється. Для паперової ізоляції ця
температура становить 98 °C.
Таким чином, температура гарячої точки є ключовим параметром
розрахунку перевантажувальної здатності трансформатора. Температура
гарячої точки Θhs розраховується з використанням температури Θto верхнього
шару масла за виразом

Q y
hs = Qto + H ⋅gr ⋅k , (3.11)

де Н – температура гарячої точки.
Розв’язуючи цей вираз відносно до коефіцієнта навантаження k, можна
розрахувати тривалу перевантажувальну здатність. Трансформатор
розраховується з урахуванням того, що температура гарячої точки не
повинна перевищувати 98 °C. Це відповідає тому, що трансформатор працює
на повну потужність, яка визначається потужністю його системи
охолодження. Тому перевантажувальна здатність OV залежить лише від
температури навколишнього середовища Θа. Ця залежність може бути
записана у вигляді лінійного рівняння [26]

OV = Qa ⋅a + b, (3.12)

84
На рис. 3.20, a представлені графіки коефіцієнта навантаження,
температури навколишнього середовища, а також перевантажувальна
здатність трансформатора, параметри якого представлені в таблиці 3.1.

Рис. 3.20. Графіки: (а) – температура навколишнього середовища,
довгостроковий коефіцієнт навантаження та коефіцієнт навантаження;
(б) – залежність від перевантажувальна здатність при температурі
навколишнього середовища [26]

Очевидно, що здатність навантаження трансформатора збільшується
при зниженні температури навколишнього середовища. Залежність здатності
перевантаження від температури навколишнього середовища показана на рис
85
3.20. Слід зазначити, що розмір охолодження збільшений на 33%, за рахунок
двох з восьми вентиляторів цього трансформатора, які включаються лише
при великому навантаженні.

3.3 Алгоритми функціонування системи моніторингу

Кожний отриманий діагностичний параметр обробляється спеціальною
відібраною групою параметрів моніторингової системи (X1, X2, X3 ... Xn). Ці
параметри можуть бути результатами вимірювань з приладів (датчиків)
системи моніторингу або за результатами розрахунків за спеціальними
алгоритмами. У алгоритмах розрахунку використовують дані вимірювань,
результати випробувань на заводі-виробнику та монтажу, результати
періодичної діагностики в процесі експлуатації. При кожній експертизі
перевіряється відповідність діагностичного параметра Xi зі заданими
допустимими значеннями: Xi.min.доп ≤ Xi ≤ Xi.max.доп, потім визначається
відхилення від допустимих значень та приймається рішення про результат
експертизи. Параметри Xi.min.доп та Xi.max.доп – це допустимі значення, які
задаються розробником при налаштуванні системи та після гарантійного
терміну експлуатації і можуть коригуватися користувачами. За результатами
експертизи ухвалюється рішення. Найбільш простим і інформативним
способом відображення прийнятого рішення є включення спеціальних
сигнальних індикаторів, колір яких вказує на технічний стан
контрольованого набору діагностичних параметрів підсистеми
трансформатора, що перевіряється, або зовнішнього впливу: зелений колір –
нормальний стан, світло коричневий колір – робочий стан, жовтий колір –
погіршений стан, червоний – аварійний стан.
В основному в сучасних системах моніторингу використовують різні
алгоритми прийняття рішень за результатами контролю для визначення
86
кольору сигнальних індикаторів. Розглянемо декілька популярних типів
алгоритмів прийняття рішень.
Перший тип. За найгіршим відхиленням значення діагностичного
параметра від допустимого значення для даної експертизи: Max(|Xi – Xi.min.доп
|,|Xi – Xi.max.доп|)
Другий тип. За максимальним відхиленням від допустимого значення
не конкретного діагностичного параметра, а середнього значення, що
визначається для різних фаз: Max(|Yi – Xi.min.доп |,| Yi – Xi.max.доп|), де Yi = (XiA +
XiB + XiC)/3.
Третій тип. За максимальним відхиленням діагностичних параметрів
різних фаз між собою: K1 = | XiA – XiB |, K1 = | XiA – XiC |, K1 = | XiB – XiC | Xi =
max {K1, K2, K3}.
Четвертий тип. Деякі алгоритми експертиз додатково контролюють
швидкість зміни діагностичних параметрів та співвідношення між
значеннями різних параметрів (образи параметрів) для прийняття рішень.
Тип алгоритму прийняття рішення кожної експертизи визначається під час
налаштування системи і після гарантійного терміну експлуатації може
коригуватися користувачами.
Чинники, що впливають алгоритми обробки діагностичної інформації.
Частота запиту на діагностичну інформацію. На частоту відгуку
обмоток трансформатора крім механічних змін обмоток можуть також
впливати інші фактори. Це може призвести до хибної інформації, тобто
відчути вплив зовнішнього фактора на частотну характеристику. Цими
факторами, в основному є температура, методи заземлення, вміст вологи і
шунтуючі резистори [27]. Достовірною отриманою інформацією буде у
випадку, коли два вимірювання виконуються за однакових умов. Для цього
потрібно, щоб усі ці фактори були враховані та забезпечені для кожного
вимірювання.
Розглянемо приклад. На рис. 3.21 представлено дві осцилограми однієї
фази трансформатора 30 кВА/10 кВ, які отримано при двох різних
87
температурах. Вимірювання проводилися в один день, у працездатному стані
та при однакових умовах. Як видно із рис. 3.2, що є відмінності між цими
двома осцилограмами. Величина різниці, визначеної з цих осцилограм, за
числовими показниками відповідає приблизно осьовому зміщенню на 3 мм. В
результаті можна зробити помилковий висновок про появу механічної
несправності, яка насправді відсутня. Інші згадані вище фактори також
можуть змінити частотну характеристику і, отже, особлива увага має бути
приділена підтримці задовільних умов проведення експериментів.

Рис. 3.21. Частотна характеристика однієї із фаз трифазного масляного
трансформатора для двох різних температур при вимірюванні взаємної
ємності Cl

Обробка вимірювання частотного відгуку. Алгоритми обробки
розділяються на дві основні групи.
Перша група – трансформатор моделюється з використанням елементів
схеми заміщення, і механічні деформації моделюються змінюючи значення
цих елементів схеми [28]. Після моделювання різних типів і проявів
механічних деформацій порівняння осцилограм, отриманої за допомогою
моделі з осцилограмою, записаної з реального трансформатора, може
показати наявність механічної деформації в трансформаторі.
Друга група – числове значення відгуку, записаного з реального
трансформатора, порівнюється з виміряним його табличним значенням.
88
Отже, обробка проводиться з урахуванням значень «індексів». Різні зміни
можуть бути внесені щодо результату. Більшість числових «індексів»
засновані лише на величині реакції передатної функції, що має величину і
значення фази в кожній частотній вибірці, тобто вектор в комплексній
площині для кожної частотної вибірки (рис. 3.22) є «індексом» (числом), що
дорівнює евклідовій відстані ED. Величина ED визначається по різниці
величин кожної частоти і потім обчислюється сума коренів у квадраті в
заданому діапазоні частот (рис. 3.22, а). Новий «індекс» – комплексна
відстань CD (рис. 3.22, б), визначається для отримання інформації про фазу;
воно визначає відстань між двома зразками в площині, що розглядається. На
рис. 3.22, с показано значення обох «індексів» для різних кроків осьового
зміщення в обмотці. Як бачимо, включення фазового відгуку не погіршує
лінійність «індексу», але значно підвищує чутливість «індексу» до
механічних змін, тобто. робить виявлення невідповідностей між двома
вимірюваннями FRA простіше. У цьому напрямі ще потрібно виконати
великий обсяг робіт, щоб забезпечити надійний алгоритм оцінки визначення
FRA.
На рис. 3.23 показаний приклад - типовий випадок передатних функцій
всіх трьох фаз, виміряних при навантаженні 200 МВА, трифазного
трансформатора силового 110кВ/65кВ. Є характерні смуги частот, що
відображають різні електричні властивості трансформатора.
На нижні смуги частот FB1 і FB2 переважно впливають магнітний
потік осердя та електрична ємність між осердям і обмотками, тоді як FB3 та
FB4 пов'язані з індуктивностями розсіювання обмоток та ємностями сусідніх
обмоток [29]. На високочастотну частину області FB4 до 2 МГц впливає
геометрія активної частини, ємність високовольтних вводів.
89

Рис. 3.22. Обробка вимірювання частотного відгуку: a - приклад обробки
вимірюваного відгуку; б-частотний відгук з бази даних; M і φ відповідає
значенням амплітуди та фази випробуваного зразка; c-порівняння двох
показників для різних величин осьових зсувів

Відмінності між передатними функціями різних фаз найбільші FB1,
FB2 і на вищій частоті діапазону FB4. Для FB1 і FB2 відмінності можна
пояснити дисбалансом осердя (магнітна схема) та його залишковою
намагніченістю. Невідповідність між фазами у верхній частині FB4 може
бути пояснюваться дисбалансом ємностей заземлення та незначною
нерівномірністю намотування обмоток.

Рис. 3.23. Характерні смуги частот виміряних наскрізних частотних
характеристик трифазного силового трансформатора

90
Діапазон FB3 та нижня частина FB4 відображають найбільш важливу
частину частотного відгуку. Відхилення, що відбуваються в цьому
частотному діапазоні, вказують на механічні зміни, такі як усунення витків
обмотки або короблення обмоток.
Прикладом алгоритму прийняття рішення є аналіз розчиненого газу
(рис. 3.24).

Рис. 3.24. Алгоритм прийняття рішення щодо аналізу розчиненого газу
91
3.4. Висновки до розділу 3

1. Зроблено аналіз та дослідження традиційних методів вимірювання
часткового розряду. Встановлено, що ці методи мають обмеження щодо
застосування в системах локального та онлайн-моніторингу через високий
рівень електромагнітного шуму в зоні роботи силового трансформатора.
Використання в системах онлайн-моніторингу методів ВЧ/УВЧ вимірювання
часткових розрядів знижують вплив електромагнітного шуму (хвиль) на
точність та чутливість вимірювань. Проведення калібрування з метою
визначення частоти, на якій діагностична інформація збирається найкраще,
також підвищує точність і достовірність моніторингу.
Проведено аналіз методу акустичного вимірювання часткових розрядів
для виявлення та локалізації місця дефекту силового трансформатора, який
можна використовувати як індивідуальний підхід без дублювання іншими
методами.
2. Проведено дослідження методу, який заснований на основі аналізу
частотної характеристики (FRA), що є сучасним діагностичним інструментом
під час усунення несправностей трансформатора після короткого замикання
або удару блискавки. Порівняння частотних характеристик конкретного
трансформатора через певні проміжки часу з відомими (еталонними)
характеристиками дає можливість отримати діагностичну інформацію про
зміни, що відбулися у трансформаторі за певний період.
3. Досліджено використання методу аналізу розчинених газів (DGA),
що дає змогу отримати необхідну інформацію про внутрішні несправності
трансформатора. Встановлено, що при проведенні газової діагностики
трансформаторів з розширювальним баком, у якому масло безпосередньо
контактує з атмосферним повітрям, необхідно враховувати як генерацію газу
всередині основного бака, так і втрати газу з розширювального бачка.
Досліджено модель, що дозволяє виміряти фактичну швидкість генерації
92
розчиненого газу в трансформаторі, використання якої знижує ймовірність
похибки вимірювань для трансформаторів.
4. Зроблено аналіз та дослідження методів діелектричного відгуку, що
дають змогу отримати достовірні результати щодо наявності вологи (води) у
трансформаторному маслі. Найкращі результати за точністю показує метод,
при якому до низьковольтної обмотки підводиться високочастотна напруга, а
на високовольтній обмотці фіксується результуючий струм. Порівняння
отриманої інформації з еталонною, збереженою в пам’яті приладу дає змогу
оцінити стан ізоляції та визначити причину відхилення.
5. Запропонована вдосконалена теплова модель, яка враховує зміну
теплових опорів під час експлуатації трансформатора (тобто тепловий опір
розглядається не як стала величина), що у свою чергу дозволяє здійснювати
тепловий моніторинг із вищою точністю. Таким чином, можна визначати
можливості перевантаження залежно від температури навколишнього
середовища. У періоди перевантаження система охолодження
трансформатора відіграє вирішальну роль у відведенні тепла, що генерується
в обмотках, у навколишнє середовище. Несправність системи охолодження
може бути виявлена за запропонованим алгоритмом із коротким часом
відгуку.
Використання розглянутих методів та засобів в системах онлайн-
моніторингу, підвищать надійність та точність оцінки технічного стану
силового трансформатора, що підвищить ефективність його експлуатації,
обслуговування та ремонту.

93
ВИСНОВКИ

1. Проаналізовано методи діагностики трансформатора, що
поділяються на офлайн і онлайн. Автономні методи (або офлайн методи)
потребують відключення трансформатора від електромережі та в основному
використовуються під час оглядів або, у випадку коли трансформатор вже
вийшов із ладу. У порівнянні з цим, онлайн методи використовуються під час
роботи обладнання і дають можливість відстежити стан обладнання під час
його експлуатації.
2. Встановлено, що на силовий трансформатор впливають зовнішні
фактори та динамічні режими енергосистеми, які зумовлюють виникнення
значної кількості можливих дефектів у трансформаторах, що розвиваються в
процесі експлуатації та потребують цілеспрямованого контролю з акцентом
на виявлення найбільш поширених і небезпечних.
3. Складність завдання оцінки технічного стану трансформатора,
зумовлена значним обсягом інформації, що підлягає обробці, потребує
залучення висококваліфікованих фахівців. У зв’язку з цим актуальним постає
завдання автоматизації процесу прийняття рішень шляхом упровадження
багаторівневих інтелектуальних систем онлайн-моніторингу силових
трансформаторів.
4. Зроблено аналіз та дослідження традиційних методів вимірювання
часткового розряду. Встановлено, що ці методи мають обмеження щодо
застосування в системах локального та онлайн-моніторингу через високий
рівень електромагнітного шуму в зоні роботи силового трансформатора.
Використання в системах онлайн-моніторингу методів ВЧ/УВЧ вимірювання
часткових розрядів знижують вплив електромагнітного шуму (хвиль) на
точність та чутливість вимірювань. Проведення калібрування з метою
визначення частоти, на якій діагностична інформація збирається найкраще,
також підвищує точність і достовірність моніторингу.
94
5. Проведено дослідження методу, який заснований на основі аналізу
частотної характеристики (FRA), що є сучасним діагностичним інструментом
під час усунення несправностей трансформатора після короткого замикання
або удару блискавки. Порівняння частотних характеристик конкретного
трансформатора через певні проміжки часу з відомими (еталонними)
характеристиками дає можливість отримати діагностичну інформацію про
зміни, що відбулися у трансформаторі за цей період.
6. Досліджено використання методу аналізу розчинених газів (DGA),
що дає змогу отримати необхідну інформацію про внутрішні несправності
трансформатора. Встановлено, що при проведенні газової діагностики
трансформаторів з розширювальним баком, у якому масло безпосередньо
контактує з атмосферним повітрям, необхідно враховувати як генерацію газу
всередині основного бака, так і втрати газу з розширювального бачка.
Досліджено модель, що дозволяє виміряти фактичну швидкість генерації
розчиненого газу в трансформаторі, використання якої знижує ймовірність
похибки вимірювань для силових трансформаторів.
7. Зроблено аналіз та дослідження методів діелектричного відгуку, що
дають змогу отримати достовірні результати щодо наявності вологи (води) у
трансформаторному маслі. Найкращі результати за точністю показує метод,
при якому до низьковольтної обмотки підводиться високочастотна напруга, а
на високовольтній обмотці фіксується результуючий струм. Порівняння
отриманої інформації з еталонною, яка зберігається в пам’яті приладу дає
змогу оцінити стан ізоляції та визначити причину відхилення.
8. Запропонована вдосконалена теплова модель, яка враховує зміну
теплових опорів під час експлуатації трансформатора (тобто тепловий опір
розглядається не як стала величина), що у свою чергу дозволяє здійснювати
тепловий моніторинг із вищою точністю. Таким чином, можна визначати
можливості перевантаження залежно від температури навколишнього
середовища. У періоди перевантаження система охолодження
трансформатора відіграє вирішальну роль у відведенні тепла, що генерується
95
в обмотках, у навколишнє середовище. Несправність системи охолодження
може бути виявлена за запропонованим алгоритмом із коротким часом
відгуку.
Таким чином, використання розглянутих методів та засобів в системах
онлайн-моніторингу, підвищать надійність та точність оцінки технічного
стану силового трансформатора, що підвищить ефективність його
експлуатації, обслуговування та ремонту.

96
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

1. Білий Д.Г. Аналіз методів оцінки стану силового трансформатора
/ Д.Г. Білий, С.Ю. Протасов / Збірник тез доповідей студентської науково-
практичної конференції ЧДТУ: 22-24 квітня 2025 р. [Електронний ресурс] /
[упоряд.: Єгорова О. В., Захарова О. В., Тичков В.В. та ін.]; М-во освіти і
науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. – Черкаси: ЧДТУ, 2025.– С. 123-
124.
2. Бистрицький Г. Ф. Електропостачання. Силові трансформатори. –
К. : Наукова думка, 2016. – 261 с.
3. Лізунова С. Д. Силові трансформатори : довідкова книга. – 2014.
– 616 с.
4. Філіппова Т. А. Енергетичні режими електричних станцій та
електроенергетичних систем. – Юрайт, 2015. – 293 с.
5. Transformer Reliability Survey / S. Tenbohlen, J. Jagers, F. Vahidi та
ін. – Technical Brochure 642. – CIGRE. – Paris, France, 2015.
6. Development and Results of a Worldwide Transformer Reliability
Survey / S. Tenbohlen, J. Jagers, G. Bastos та ін. // Proceedings of the CIGRE SC
A2 Colloquium. – Shanghai, China, 20–25 September 2015.
7. Сайт компанії «Монада Груп». – Режим доступу : https://monada-
group.com/monitoring-transformator/
8. Сайт ТОВ «ЕКСІМ-ПРИЛАД». – Режим доступу :
https://eximpribor.com.ua/ua/about-us
9. Сайт компанії «GlobeCore». – Режим доступу :
https://globecore.ua/
10. Сайт ПАТ «Запоріжтрансформатор». – Режим доступу :
http://www.ztr.ua/
11. Сайт ТОВ «Енергоавтоматизація». – Режим доступу :
http://www.enera.com.ua/
97
12. Сайт компанії «ЕлектроВимір». – Режим доступу :
https://www.evm.ua/
13. Guidelines for Unconventional Partial Discharge Measurements / E.
Gulski, T. Strehl, M. Muhr та ін. – Technical Brochure 444. – CIGRE. – Paris,
France, 2015.
14. Sikorski W., Siodla K., Moranda H. Location of partial discharges
sources in power transformers based on advanced auscultatory technique // IEEE
Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation. – 2015. – Vol. 19. – P. 1948–
1956.
15. Siegel S., Tenbohlen S. Design of an Oil-filled GTEM Cell for the
Characterization of UHF PD Sensors // Proceedings of the International
Conference on Condition Monitoring and Diagnosis (CMD). – Jeju, Korea, 21–25
September 2015.
16. Bakar N. A., Abu-Siada A., Islam S. A review of dissolved gas
analysis measurement and interpretation techniques // IEEE Electrical Insulation
Magazine. – 2014. – Vol. 30. – P. 39–49.
17. Parameters influencing Partial Discharge Measurements and their
Impact on Diagnosis / S. Coenen, M. Siegel, G. Luna, S. Tenbohlen // Proceedings
of the Monitoring and Acceptance Tests of Power Transformers. – CIGRE Session,
Paris, France, 22–26 August 2016.
18. Assessment of UHF PD Monitoring Data by Means of Pattern
Recognition / A. Müller, M. Beltle, M. Siegel, S. Tenbohlen // Proceedings of the
18th International Symposium on High Voltage Engineering. – Seoul, Korea, 25–
30 August 2014.
19. АТ-акустико-емісійний контроль. – Режим доступу :
https://www.ptsndt.com/uk/prodazh/at-akustyko-emisiinyi-kontrol/2021-metod-
akustychnoi-emisii
20. Coenen S., Tenbohlen S. Location of partial discharge sources in
power transformers by UHF and acoustic measurements // IEEE Transactions on
Dielectrics and Electrical Insulation. – 2015. – Vol. 19. – P. 1934–1940.
98
21. Safety in electrical testing at work [Electronic resource]. – INDG354
(rev1). – Published 10/13. – Режим доступу :
http://www.hse.gov.uk/pubns/indg354.pdf
22. Riedmann C., Schichler U., Häusler W., Neuhold W. (2022). Online
dissolved gas analysis used for transformers – possibilities, experiences, and
limitations. e & i Elektrotechnik und Informationstechnik, № 1, с. 88–97. DOI:
10.1007/s00502-022-00992-8
23. Analysis of Fault Gas Losses through the Conservator Tank of Free-
Breathing Power Transformers / A. Müller, S. Tenbohlen // Proceedings of the
18th International Symposium on High Voltage Engineering. – Seoul, Korea, 25–
30 August 2013.
24. Djamali M., Tenbohlen S. A Dynamic Top Oil Temperature Model
for Power Transformers with Consideration of the Tap Changer Position //
Proceedings of the 19th International Symposium on High Voltage Engineering. –
Pilsen, Czech Republic, 23–28 August 2015.
25. Djamali M., Tenbohlen S. Malfunction detection of the cooling
system in air-forced power transformers using online thermal monitoring // IEEE
Transactions on Power Delivery. – 2016. – Unpublished work.
26. Tenbohlen S., Djamali M. A Dynamic Top-Oil Temperature Model
for Online Assessment of Overload Capability of Power Transformers //
Proceedings of the CIGRE SC A2 Colloquium. – Shanghai, China, 20–25
September 2015.
27. Effect of Terminating and Shunt Resistors on the FRA Method
Sensitivity / M. H. Samimi, S. Tenbohlen, A. A. Shayegani Akmal, H. Mohseni //
Proceedings of the International Power System Conference. – Tehran, Iran, 23–25
November 2015.
28. Bagheri M., Phung B. T., Blackburn T. Influence of Temperature and
Moisture Content on Frequency Response Analysis of Transformer Winding //
IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation. – 2014. – Vol. 21. – P.
1393–1404.
99
29. Abu-Siada A., Hashemnia N., Islam S., Masoum M. A. S.
Understanding power transformer frequency response analysis signatures // IEEE
Electrical Insulation Magazine. – 2013. – Vol. 29. – P. 48–56.

ChSTU repository

ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets