Дослідження методів ідентифікації дефектів маслонаповненого трансформаторного обладнання на основі концентрації газів

Ролюк, Владислав Юрійович
Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7815
Title:	Дослідження методів ідентифікації дефектів маслонаповненого трансформаторного обладнання на основі концентрації газів
Authors:	Ситник, Олександр Олексійович Ролюк, Владислав Юрійович
Keywords:	силовий масляний трансформатор;діагностика;хроматографічний аналіз розчинених газів у маслі;дефекти
Issue Date:	Dec-2024
Abstract:	У роботі проведено аналіз дефектів силових трансформаторів у системах електропостачання, що впливають на газоутворення та експлуатаційну надійність, а також досліджено стан ізоляційних матеріалів і умови випробувань трансформаторів за промисловими стандартами. Розглянуто способи діагностики та капітального ремонту трансформаторів без демонтажу. На основі експериментальних даних ПАТ «Запоріжтрансформатор» проведено аналіз дефектів, що призводять до підвищеного газоутворення. Розроблено методику виявлення таких дефектів для забезпечення надійності та безпечної експлуатації силових масляних трансформаторів.
URI:	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7815
Appears in Collections:	141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання)
Files in This Item:
File	Description	Size	Format
ВКРМ_Ролюк.pdf Restricted Access		2.63 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 
Олександр СИТНИК 
______________________ 
“_____” _________2024 р. 
 
 
Кваліфікаційна робота 
на здобуття ступеня вищої освіти магістра 
 
на тему:  
«Дослідження методів ідентифікації дефектів маслонаповненого 
трансформаторного обладнання на основі концентрації газів» 
 
 
Виконав: здобувач вищої освіти  2  курсу, групи мЕСЕ–34 
Спеціальності: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» 
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності) 
 
 
Ролюк Владислав Юрійович  ____________ 
(прізвище, ім’я, по-батькові здобувача вищої освіти ) (підпис) 
   
Науковий керівник д.т.н., професор Олександр СИТНИК ____________ 
(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 2024 р.  
3 
 
РЕФЕРАТ 
 
По структурі робота складається зі вступу, трьох розділів основної 
частини та висновків основних результатів дослідження. Загальна кількість 
сторінок – 92, рисунків – 6, таблиць – 9, використаних літературних джерел – 
50. 
Метою роботи є аналіз та дослідження методів діагностики 
маслонаповненого трансформаторного обладнання, які дозволяють виявляти 
та ідентифікувати дефекти, що викликають підвищене газоутворення. 
У роботі вирішуються наступні завдання: 
− аналіз дефектів у силових масляних трансформаторах і 
автотрансформаторах; 
− аналіз існуючих способів діагностики трансформаторного обладнання, 
які дозволяють виявити та ідентифікувати дефекти, що викликають 
газоутворення в силових масляних трансформаторах і автотрансформаторах; 
− дослідження методів визначення та ідентифікації дефектів, що 
викликають підвищення газоутворення в маслонаповненому 
трансформаторному обладнанні. 
У першому розділі здійснено аналіз існуючих дефектів силових 
трансформаторів в системах електропостачання, які впливають на 
газоутворення та дають можливість визначити вплив дефекту на 
експлуатаційну надійність. Зроблено аналіз загального стану ізоляційних 
матеріалів силових масляних трансформаторів. Досліджено умови 
випробувань, що пропонуються для промислових стандартів вимірювання 
рівня шуму трансформатора. Розглянуто спосіб діагностики та капітального 
ремонту силових трансформаторів без демонтажу. 
У другому розділі зроблено аналіз експериментальних даних 
обстеження силових масляних трансформаторів СЕП для виявлення дефектів, 
4 
 
що призводять до підвищеного газоутворення на основі досліджень 
сервісного центру ПАТ «Запоріжтрансформатор». 
Третій розділ присвячений розробці методики виявлення дефектів, що 
призводить до підвищення газоутворення в силових масляних 
трансформаторах СЕП.  
Ключові слова: силовий масляний трансформатор, діагностика, 
дефекти, хроматографічний аналіз розчинених газів у маслі, часткові 
розряди. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
5 
 
ЗМІСТ 
 
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І 
ТЕРМІНІВ ................................................................................................................ 7 
ВСТУП ..................................................................................................................... 8 
РОЗДІЛ 1. АНАЛІЗ ДЕФЕКТІВ СИЛОВИХ МАСЛЯНИХ 
ТРАНСФОРМАТОРІВ СИСТЕМ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ......................... 10 
1.1. Аналіз дефектів і їх видів .............................................................................. 10 
1.2 Аналіз загального стану ізоляційних матеріалів силових масляних 
трансформаторів .................................................................................................... 14 
1.3 Спосіб діагностики та капітального ремонту силових трансформаторів без 
демонтажу .............................................................................................................. 18 
1.4 Аналіз умов випробувань, що пропонуються для промислових стандартів 
вимірювання рівня шуму трансформатора ......................................................... 23 
1.5 Висновки до першого розділу ........................................................................ 26 
РОЗДІЛ 2. АНАЛІЗ ЕКСПЕРИМЕНТАЛЬНИХ ДАНИХ ОБСТЕЖЕННЯ 
СИЛОВИХ МАСЛЯНИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ СЕП ДЛЯ ВИЯВЛЕННЯ 
ДЕФЕКТІВ, ЩО ПРИЗВОДЯТЬ ДО ПІДВИЩЕННЯ КОНЦЕНТРАЦІЇ ГАЗІВ
 ................................................................................................................................. 27 
2.1 Експериментальні дані обстеження силових масляних трансформаторів 33 
2.2 Висновки до другого розділу ......................................................................... 46 
РОЗДІЛ 3. МЕТОДИ ВИЗНАЧЕННЯ ТА ІДЕНТИФІКАЦІЇ ДЕФЕКТІВ, ЩО 
ВИКЛИКАЮТЬ ПІДВИЩЕННЯ ГАЗОУТВОРЕННЯ В 
МАСЛОНАПОВНЕНОМУ ТРАНСФОРМАТОРНОМУ ОБЛАДНАННІ ...... 47 
6 
 
3.1 Механізм газоутворення і деструкція масла ................................................ 47 
3.2 Метод виявлення термічних дефектів силового трансформатора ............. 50 
3.3 Метод виявлення дефектів силового трансформатора, що 
супроводжуються електричними розрядами ...................................................... 52 
3.4 Метод визначення та ідентифікації типу дефекту за відношеннями 
характерних газів ................................................................................................... 53 
3.5. Умови ідентифікації та достовірності визначення типу дефекту ............. 63 
3.6 Інтерпретація результатів ХАРГ у маслі та вільних газів, відібраних із 
газового реле силових трансформаторів ............................................................. 65 
3.7. Ідентифікація за рівнем концентрації газів після заводських випробувань. 
Періодичність контролю. Ідентифікація характерних дефектів ...................... 70 
3.8 Вплив різних факторів на рівень концентрації і склад газів ...................... 73 
3.9 Послідовність інтерпретації результатів хроматографічного аналізу 
розчинених газів .................................................................................................... 77 
3.10 Висновки до третього розділу...................................................................... 83 
ВИСНОВКИ ........................................................................................................... 85 
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................. 87 
 
 
 
 
 
 
 
 
7 
 
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І 
ТЕРМІНІВ 
 
РПН – регулювання під навантаженням 
ХАРГ – хроматографічний аналіз розчинених газів у маслі 
ТР – трансформатор 
АТ – автотрансформатор 
ВН – вища напруга 
ЕРС – електрорушійна сила 
КЗ – коротке замикання 
НН – нижча напруга 
РО – регулювальна обмотка 
СВРГ – суміш вуглеводнів розчинених у газі 
ЧР – часткові розряди  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
8 
 
ВСТУП 
 
Силові трансформатори є найважливішими пристроями електричних 
систем [13, 14]. Відключення при різних типах аварій, дефекти та 
пошкодження призводять до збитків і фізичному зношуванню обладнання. 
Тому головним завданням підвищення надійності є продовження терміну 
служби трансформатора за допомогою проведення комплексних обстежень 
[18, 21, 28]. 
В процесі експлуатації силових масляних трансформаторів і 
автотрансформаторів виникають несприятливі процеси, які викликають 
газоутворення, часткові розряди, перегрівання окремих частин роз'єму бака 
тощо [9, 10]. При цьому, найчастіше основні технічні параметри 
відповідають нормативним вимогам і вимогам наведених в експлуатаційній 
документації заводу-виробника [9-11, 22]. 
Причиною виникнення несприятливих процесів є зміна неповноти 
електромагнітного розсіювання між обмотками, яке створене обмотками при 
протіканні по ним навантажувального струму або струму короткого 
замикання, порушення контактних опорів заземлення елементів конструкції і 
наявність елементів конструкції, що знаходяться під плаваючим потенціалом, 
завищені потенціали між елементами обмоток, порушення контактних 
з'єднань струмопровідних ланцюгів і старіння твердої ізоляції [5, 14, 38, 50]. 
Метою роботи є аналіз та дослідження методів діагностики 
маслонаповненого трансформаторного обладнання, які дозволяють виявляти 
та ідентифікувати дефекти, що викликають підвищене газоутворення. 
У роботі вирішуються наступні завдання: 
− аналіз дефектів у силових масляних трансформаторах і 
автотрансформаторах; 
− аналіз існуючих способів діагностики трансформаторного обладнання, 
які дозволяють виявити та ідентифікувати дефекти, що викликають 
газоутворення в силових масляних трансформаторах і автотрансформаторах; 
9 
 
− дослідження методів визначення та ідентифікації дефектів, що 
викликають підвищення газоутворення в маслонаповненому 
трансформаторному обладнанні. 
Об'єкт дослідження: динамічні процеси у трансформаторах. 
Предмет дослідження: силові масляні трансформатори. 
Методи дослідження. При вирішенні поставлених завдань 
використовувалися емпіричні та теоретичні методи наукових досліджень. 
Наукова новизна роботи: на основі аналізу отримали подальший 
розвиток методи та схемні рішення реалізації діагностики та контролю, що є 
найбільш практичними і раціональними. 
Практична цінність. Використання зазначених у роботі методів, 
дають можливість визначати об'єктивні причини, що викликають підвищення 
концентрації газів у маслонаповненому трансформаторному обладнанні, на 
основі використання даних про їх експлуатацію, що є важливими і цінними 
для модернізації їх конструкції, технології виробництва та регламенту 
технічного обслуговування та ремонту. 
Апробація роботи. Основні аспекти наукового дослідження 
магістерської роботи були обговорені на студентській науково-практичній 
конференції ЧДТУ, яка відбувалася 23-24 квітня 2024 р. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
10 
 
РОЗДІЛ 1 
АНАЛІЗ ДЕФЕКТІВ СИЛОВИХ МАСЛЯНИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ 
СИСТЕМ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ 
 
1.1. Аналіз дефектів і їх видів 
 
Дефекти, які присутні у трансформаторі поділяються [36]: 
а) за періодом установлення: непередбачувані, слабко виражені тощо; 
б) за місцем дислокації: на обмотці НН (торцьові котушки), на 
нижньому ярмі магнітопроводу; 
в) за функціональним ознаками: збільшення розсіювання полів, 
високий циркулюючий струм в обмотках тощо. 
г) за відхиленнями матеріалів та їх характеристик від нормальних 
значень: порушення технології виготовлення, пошкодження окремих листів 
електричної сталі, порушення геометрії каналів охолодження обмоток, 
невірне транспозиціонування обмоток тощо. 
В автоматизованих методах діагностики, класифікація втрат повинна 
внести методичний внесок в різні методи дослідження з метою більш 
надійного і економічного розкриття, а також з метою гранично ясної 
локалізації зони несправності. 
Одним із первинних документів, що включають консолідацію 
пошкоджень і несправностей, метою якого це їх визначення є настанова, що 
рекомендує проводити хроматографічний аналіз газів розчинених у маслі [9]. 
Всі дефекти діляться на дві групи: електричні і термічні (теплові). Електричні 
також поділяються на: часткові розряди зі зниженою щільністю, часткові 
розряди з підвищеною щільністю і дугові розряди великої потужності. У 
цьому нормативному документі є і свої недоліки, які викликають протиріччя, 
що складаються з рекомендаційної бази щодо виявлення та аналізу дефектів, 
11 
 
спрямованої на розпізнавання різних збоїв від нормальної роботи 
трансформатора. 
Дефекти поділяються на 3 групи [21]: 
− до групи №1 входять перегрівання струмоведучих частин 
трансформатора і перегрівання складових конструкцій ярма; 
− до групи №2 входять перегрівання твердої ізоляції, які викликані 
електричними навантаженнями та струмами КЗ; 
− група №3 включає іскрові, часткові і дугові розряди в маслі. 
На рисунку 1.1 зображена класифікація основних дефектів силових 
масляних трансформаторів. 
Рис. 1.1. Класифікація дефектів силового масляного трансформатора 
 
 
 
 
 
12 
 
Аналіз дефектів трансформатора вказує, що дефекти можна поділити 
умовно на три групи: 
• уповільнені дефекти (час розвитку більше року); 
• дефекти які розвиваються швидко (час розвитку до року); 
• раптові і аварійні відмови (час розвитку від долі секунд до декількох 
хвилин або годин). 
Частина різних дефектів в кількісному співвідношенні змінюється. 
Якщо трансформатори працюють в межах нормативного ресурсу, то вони 
мають частину дефектів, що швидко розвиваються і аварійних відмов 35-
40%, а обладнання з частиною дефектів, які повільно розвиваються 
зменшується до 40% за рахунок збільшення швидкоплинних дефектів – 40% і 
аварійних відмов – 20% [41, 42]. 
При своєчасному виявленні дефектів, що розвиваються повільно і 
швидко їх вдається виправити, при цьому не змінюється фізичний ресурс 
трансформатора. Раптові і аварійні відмови зазвичай призводять до 
непоправних змін, і навіть вчасно виявлені та усунені дефекти зменшують 
фізичний ресурс трансформатора [49]. 
 
Таблиця 1.1 
Аварійність трансформаторів з різним часом роботи 
Час роботи Відсоток відмов (%) 
В межах до 10 років 16 
В межах від 10 до 20 років 31 
В межах від 20 до 30 років 30 
В межах від 30 до 40 років 19 
В межах більше 40 років 9 
Найбільше число відмов відбувається, власне, у період нормальної 
роботи, і більша кількість трансформаторів не досягає до амортизаційних 
відмов [47]. 
13 
 
Причиною аварійності трансформаторів в період нормальної роботи є, 
скоріше за все, планування капітальних ремонтів (на 12 і 24 році роботи). 
Власне тому в експлуатації силових трансформаторів виникла проблема 
переходу від планування ремонтів за часом експлуатації до ремонту по 
фактичному стану. 
 
Таблиця 1.2 
Технічний стан ТР, що працюють з перевищенням часового ресурсу 
Не потребує ремонту 29% 
Постійний контроль 28% 
Ремонт окремих агрегатів 24% 
Капітальний ремонт 16% 
Негайний ремонт 3% 
 
Як видно з аналізу таблиці 1.2, 81 % трансформаторів цілком придатні 
до роботи. Однак проблеми діагностики виявляються для таких 
трансформаторів більш актуальні. 
Цей же шлях актуальний і для переходу від ремонту за часом роботи 
до ремонту по фактичному стану. 
Як видно з аналізу аварійності, кількість трансформаторів, які 
відпрацювали свою фізичну норму, що виражається станом твердої ізоляції 
трансформатора не перевищує (за різними даними) 8-20%. 
Визначити залишкову норму експлуатації шляхом дослідження 
трансформатора можна з високим ступенем точності. 
Але гарантія працездатності не буде поширюватись, так як 
виникнення і подальший розвиток дефекту може трапитися в будь-який 
момент, і при цьому час зміни дефекту може виявитися менше часу 
контролюючих заходів. 
Для врегулювання цієї проблеми необхідно застосовувати системи 
непереривного і автоматизованого моніторингу [13, 16, 28]. 
14 
 
1.2 Аналіз загального стану ізоляційних матеріалів силових 
масляних трансформаторів 
 
Трансформаторне масло, яке довго експлуатується значно скорочує 
термін служби трансформатора. Масло у трансформаторі може 
експлуатуватися дуже довго, але тільки у тому випадку, якщо за ним 
ведуться необхідні спостереження. Незважаючи на те, що на протязі 
технічного «життя» трансформатора може статися декілька речей, які можуть 
поставити під загрозу функціонування масла і, отже, роботу трансформатора, 
в більшості випадків це може бути усунено за допомогою відповідних робіт з 
технічного обслуговування [19]. 
Погану діелектричну міцність, обумовлену вмістом частинок і/або 
великим вмістом води, можна зменшити шляхом відновлення, тобто 
фільтрування та дегазації. Це можна зробити як в дистанційному, так і в 
автономному режимі. Сушіння не тільки масла, а й твердої ізоляції методами, 
які використовують вакуумне і низькочастотне нагрівання, забезпечують 
більш тривалий ефект, що є найкращим довгостроковим рішенням. Деякі 
властивості трансформаторного масла змінюються в міру його старіння, 
особливо в разі окислювальних процесів. Через кислотність і шлам, 
діелектричні властивості повільно погіршуються [6]. 
Однак масло може бути відновлено майже до нового стану шляхом 
регенерації в дистанційному режимі. Сьогодні це дуже ефективна і 
екологічно чиста форма обробки, коли абсорбент повторно використовується 
сотні разів перед утилізацією, зменшуючи відходи до мінімуму. Через 
повторне заливання масла завжди слід додавати інгібітор, щоб переконатися 
у тому, що масло залишається в якісному стані протягом багатьох років. 
Якщо це станеться вчасно, то правильна робота з висушування і регенерації 
масла додає значну кількість років у термін служби силового 
трансформатора. На початку заливання масла доцільно додавати новий 
інгібітор до того, як буде витрачено початковий вміст. Це дуже простий захід 
15 
 
не поліпшить фактичний стан масла, але, якщо він буде виконаний вчасно, то 
значно сповільнить процеси окислення і, отже, продовжить час до того, як 
будуть потрібні більш дорожчі дії [6]. 
Метою цього розділу – є описання складних процесів деградації масла і 
дати вказівки щодо заходів з виправлення, які значно покращать надійність і 
термін служби трансформатора. Якщо трансформатор необхідно ремонтувати 
на заводі, час транспортування від місця кінцевого споживача до заводу і 
повернення має істотний вплив на тривалість проєкту. Також необхідно 
враховувати вартість і ризики, пов'язані з транспортуванням. На 
сьогоднішній день на об'єктах було успішно відремонтовано в загальній 
складності понад 300 трансформаторів, включаючи трансформатори і 
реактори комунального, промислового призначення. У багатьох випадках 
вихідна потужність трансформатора підвищувалася, що забезпечує 
підвищену оцінку використання сучасних інструментів проектування. 
Трансформатор має багато компонентів, що вимагають технічного 
обслуговування. Ізоляційна система трансформатора є основною частиною, 
що складається з масла і твердої ізоляції. Тверда ізоляція може бути не такою 
легко доступна, але доступ до масла досить легкий. Масло можна зберігати в 
доброму стані протягом дуже довгого часу при належному спостереженні за 
ним, тому можлива консервація на невизначений період часу. Проте, масло 
яке погано обслуговується значно скоротить термін служби трансформатора. 
Іноді стверджується, що закінчення терміну служби трансформатора в 
кінцевому підсумку визначається до кінця терміну служби твердої ізоляції. 
Незважаючи на те, що багато трансформаторів виведені з експлуатації до 
того, як тверда ізоляція сильно зруйнована, все ще вірно те, що стан 
паперової ізоляції встановлює межу часу, протягом якого трансформатор 
можна безпечно і надійно експлуатувати. Тільки з цієї причини доцільно 
проводити профілактичне обслуговування [14]. 
Старіння масла і целюлозних матеріалів. Масло є одночасно 
охолоджувальною рідиною і частиною ізоляції разом з просоченим маслом 
16 
 
папером і картоном. На обидва типи матеріалу впливають кілька різних 
процесів старіння, і обидва матеріали схильні до впливу один одного. Їх не 
можна ремонтувати незалежно один від одного. Вони функціонують разом, 
як сіамські близнюки [27, 46]. 
Трансформаторне масло, складається головним чином (> 99%) з 
вуглеводнів, концентрація яких не дуже відрізняється від дизельного палива 
[19, 27]. Однак в ньому є тисячі різних компонентів; але є деякі компоненти 
що істотно впливають на його властивості. Основним механізмом деградації 
є окислення. Це дуже складний процес, тим більше що реально деградація 
масла і паперу в значній мірі взаємодіють один з одним. Деякі із важливих 
функцій перераховані нижче: 
• швидкість розкладання залежить від температури (як і всі хімічні 
реакції); 
• розкладання залежить від доступу кисню. Неможливо повністю 
видалити кисень з масла. 
• ланцюгова реакція. Вільні радикали і пероксиди є найбільш 
важливими проміжними продуктами; 
• окислення каталізується іонами металів. Слід зазначити, що мідь 
може бути розчинена в маслі під дією деяких продуктів окислення. 
Наявність речовин, які виступають в ролі поглиначів радикалів, 
поглиначів перекисів і дезактиваторів металів сповільнюють процес. Існують 
як «загальмовані», так і «неінгібіровані» масла. У використовуються 
синтетичні антиоксиданти, які поглинають пероксид. Коли використання 
такої добавки погоджено, масло може мати дуже високий ступінь очищення і 
в основному залежить від здатності фенольного антиоксиданту пригнічувати 
процес окислення, зупиняючи процес на дуже ранній стадії. З іншого боку, 
«вільні масла» повинні містити деяку кількість з'єднань сірки, які діють як 
поглиначі пероксиду і деякі ароматичні та поліароматичні вуглеводні в якості 
природних радикальних поглиначів, що утворюються при окисленні. 
Правильно сформоване інгібіроване масло має дуже тривалий технічний 
17 
 
ресурс, при цьому дуже мало продукції дефектуємих продуктів окислення, 
поки є достатній інгібітор. Розчинене масло почне окислюватися і виробляти 
кислоти на ранніх етапах своєї роботи, але термін служби буде досить 
передбачуваним. Найбільш важливими продуктами окислення є кислоти і 
осад , а також в деякій мірі вода. Шлам являє собою суміш сильно полярних 
сполук із поганою розчинністю в маслі, що викликає його осадження, 
утворюючи відкладення. Як кислоти і вода, що утворюються в процесі 
старіння, будуть впливати на целюлозний матеріал, будуть розглянуті нижче, 
хоча тут слід згадати, що кількість води, яка утворюється при старінні добре 
доглянутої масляної системи, ймовірно, незначно в порівнянні з попаданням 
води і то що залишається на просоченій паперовій ізоляції внаслідок 
попадання. Крім окислення існують і інші можливі причини деградації масла. 
Місцеве перегрівання може призводити до утворення невеликих вуглеводнів 
і водню. Електричні розряди створюють аналогічні продукти (хоча і з 
більшою кількістю ацетилену і водню). Це надзвичайно важливо для 
виявлення дефектів, що розпочинаються з використанням DGA (розчиненого 
газу в аналізі масла). Однак для довгострокової стабільності масла ці 
механізми мають другорядне значення. Якщо є деякий несправний стан, що 
викликає значне перевищення норми таких газів, то це велика і набагато 
більш важлива проблема ніж нормальне старіння масла [19]. 
Картон і папір мають три основні компоненти: целюлозу, 
геміцелюлозу і лігнін. Всі компоненти впливають на властивості матеріалу. 
Однак саме деградація основного компонента целюлози (і в деякій мірі 
геміцелюлози) має найбільший вплив на його механічні властивості. 
Найбільш важливим механізмом деградації паперу і картону є «специфічний 
кислотно-каталізуємий гідроліз» целюлози. «Гідроліз» означає розпад під 
дією води, а «специфічний кислотно-каталізуємий» означає, що процес 
прискорюється дисоційованими кислотами, які забезпечують вільні іони 
водню [1, 36]. 
Експерименти з лабораторного старіння на папері в маслі показують, 
18 
 
що швидкість розкладання майже пропорційна вмісту води, принаймні, в 
межах діапазону реального вмісту води в обмотках трансформатора. Проте, 
швидкість реакції більше залежить від кількості дисоційованих кислот чим 
доступом води. 
Отже, вплив вмісту води полягає в збільшенні доступності іонів водню, 
так як кислоти з найбільшим впливом, невеликі карбонові кислоти, такі як 
мурашина і оцтова кислоти, чим будуть вони більше дисоційовані тим вищий 
вміст води. Сам гідроліз буде споживати трохи води, але за цим процесом 
слідують реакції дегідратації, які виробляють воду. Окислювальні процеси 
також вносять свій внесок, ймовірно, головним чином в результаті 
виробництва води та кислот, а також шляхом активації молекули целюлози, 
вводячи функціональні групи, роблячи її більш сприйнятливою до гідролізу. 
При дуже високих температурах піроліз буде вносити вклад, але це повинно 
бути суттєвим лише в разі теплового розлому. Діелектрична міцність не дуже 
сильно залежить від процесу старіння [1, 36]. 
Зміни механічних властивостей паперу головним чином є причиною 
для занепокоєння. Коли папір занадто деградує, здатність витримувати 
вібрації і напруги короткого замикання різко зменшується, тому високий 
вміст води буде впливати на діелектричні властивості, але це можна 
виправити. Однак зміни механічних властивостей внаслідок деградації 
ланцюгів целюлози є незворотними. 
 
1.3 Спосіб діагностики та капітального ремонту силових 
трансформаторів без демонтажу 
 
За останнє десятиріччя зросла цікавість до оцінки терміну служби і 
моніторингу трансформаторів [9]. Головна причина полягає в тому, що 
термін експлуатації великої кількості трансформаторів наближається до 
кінця, і необхідні більш досконалі методи визначення того, чи всі 
19 
 
трансформатори як і раніше придатні для використання або повинні бути 
модернізовані або замінені. У цьому розділі описано методику оцінки 
трансформаторів. Це адаптуємий трьохетапний підхід до оцінки. На кожному 
кроці розглядаються різні розміри населення, потреби бізнесу та рівні 
амбіцій, які визначаються власниками активів [13, 16]. 
Результатом такої оцінки стану є ранжування населення за 
пріоритетами для інвестицій і рекомендований план дій по обслуговуванню 
для кожної одиниці. Така розширена діагностика стану трансформатора 
використовується для виявлення дефектів до введення в експлуатацію 
трансформатора, і тому надає велику допомогу в прискоренні часу ремонту, 
особливо в разі ремонту на місці. Зазвичай нормальне технічне 
обслуговування і модернізація силового трансформатора, що не потребує 
заміни обмотки або інших великих операцій виконуються на місці [16]. 
Однак, коли потрібен капітальний ремонт, несправний трансформатор 
зазвичай транспортується на трансформаторний завод або сервісну службу, 
де є необхідне місце і обладнання для його ремонту. Для великого 
трансформатора і при тривалій відстані до заводу, час транспортування буде 
сильно впливати на те, коли трансформатор може бути знову запущений в 
експлуатацію, а продуктивність може бути відновлена. Також необхідно 
враховувати вартість і ризик такого складного перевезення. Кілька років 
тому компанії приступили до розробки методів виконання також 
капітального ремонту, включаючи заміну обмоток і ремонт осердя на місці. 
На сьогоднішній день було відремонтовано безліч одиниць, в тому числі 
комунальних, промислових і високовольтних трансформаторів та реакторів. 
В деяких випадках разом з апгрейдом на підвищену номінальну потужність. 
Впровадження новітніх технологій у поєднанні з великим досвідом 
OnSiteRepair (ремонту на мосту) може сьогодні запропонувати ще більшу 
оперативність, приводячи до мінімуму час простою трансформатора, 
недоступність джерела живлення і втрату доходів для господарств. 
Як вести роботу активів у віці при мінімальній загальній вартості 
20 
 
володіння із забезпеченням необхідної надійності? Це питання є проблемою, 
з якою стикається кожен менеджер активів у своїй повсякденній роботі. 
Трансформатори складають значну частину структури вартості активів 
енергосистеми. Зі збільшенням фінансового тиску на комунальні послуги, 
тенденція полягає в тому, щоб використовувати існуючі трансформатори як 
можна довше, не піддаючи ризику надійність системи [11]. 
Для деяких трансформаторів непряма вартість відмови може легко 
перевищити вартість самого трансформатора в один або два рази. У 
перспективі, керуючі активами піддаються вирішенню складного рівняння, 
яке включає в себе як технічні, так і економічні критерії. Здатність вірно 
оцінювати стан обладнання має важливе значення для досягнення цілей 
максимізації віддачі від інвестицій, скорочення витрат, пов'язаних з 
можливою зупинкою виробництва і зниження загальних витрат на термін 
експлуатації [20]. 
Управління трансформаторними активами, яке в основному 
ґрунтується на результатах досліджень оцінки стану, в поєднанні з 
фінансовими оцінками є головним фактором прийняття рішень в 
майбутньому плануванні і складанні бюджету або для планування 
обслуговування, переоснащення або заміни. Щоб повною мірою 
скористатися перевагами оцінки стану активів, будь-які необхідні заходи 
повинні бути виконані якнайшвидше. Розробка процесів для виконання 
також розширеного ремонту і модернізації на майданчику дозволила значно 
скоротити час простою. 
Ремонт силових трансформаторів на місці установки. Як вже 
говорилося вище, високий вік трансформаторної бази підвищив інтерес до 
оцінки їх стану. Нижче описана програма оцінки стану, яка допоможе 
власнику трансформаторів вжити своєчасних заходів для запобігання 
несправностей, які можуть привести до капітального ремонту або заміни 
трансформатора [28]. 
Однак зі збільшенням терміну служби трансформаторів ступінь 
21 
 
відмов буде збільшуватися і створить підвищену потребу в ремонті або заміні 
обладнання. Результат оцінки стану і необхідність збільшення виробництва 
або передачі енергії може також привести до прийняття рішення про 
підвищення номінальної потужності трансформатора. Таке оновлення 
зазвичай включає заміну обмоток та ізоляції, а також модернізацію системи 
охолодження. 
Ремонт або відновлення силового трансформатора, що не потребує 
заміни обмотки або іншої об’ємної роботи зазвичай виконується на місці. 
Однак у випадках, коли не своєчасно був виконаний капітальний ремонт або 
модернізація, трансформатор транспортується на трансформаторний завод, 
де з ним проводяться необхідні заходи. Транспортування великого 
трансформатора має значний вплив на час, протягом якого трансформатор не 
буде повернений в експлуатацію і не буде відновлена потужність. Таке 
складне транспортування також може бути дуже ризикованим. 
У деяких випадках, навіть неможливо доставити трансформатор в цех 
трансформаторів через зміни інфраструктури, яка більше не підтримує 
транспортування важких навантажень великих силових трансформаторів. 
Щоб скоротити час простою несправного трансформатора і вирішити такі 
питання, коли транспортування неможливо, ремонт на місці може вирішити 
дану проблему. Це дозволить заощадити час і уникнути ризику пошкодження 
при транспортуванні. Проте, ремонт великого силового трансформатора 
вимагає складного процесу, що вимагає чистого середовища, 
висококваліфікованих робітників, вдосконаленого процесу сушіння і 
проведення високовольтних діелектричних випробувань. Чи можна все це 
здійснити на віддаленому майданчику далеко від добре організованого 
трансформаторного заводу? У середині 80-х років це був виклик, зроблений 
деякими підприємствами в перший раз. З тих пір концепція ремонту на місці 
була розроблена як важлива альтернатива збільшення доступності 
трансформаторів електростанцій і підстанцій. Кілька років тому ремонт на 
місці здійснювався в трьох країнах: Бразилії, Італії та Іспанії. Сьогодні ця 
22 
 
концепція розробляється для застосування по всьому світі. Оскільки успішні 
перші проекти були виконані близько 20 років тому, більше 200 
трансформаторів були успішно відремонтовані на місці в 20 різних країнах. 
Концепція ремонту ТР без демонтажу. Заводи силових 
трансформаторів і їхні цехи характеризуються впорядкованістю, чистотою і 
добре контрольованим середовищем, які є необхідними умовами для 
виробництва та ремонту високовольтного обладнання. Вони також мають 
необхідне вантажопідйомне устаткування, спеціальні інструменти і 
пристосування, високовольтні випробувальні лабораторії та досвідчених, 
добре навчених працівників на кожному етапі ремонту. Для виконання 
ремонту ТР на місці повинні бути створені ті ж умови і можливості, які 
відповідають сервісному центру. 
Концепція ремонту на місці включає в себе: 
− Оскільки ремонт на місці повинен проводитися в контрольованому 
середовищі, його слід виконувати в приміщенні на об'єкті, де можуть 
бути досягнуті необхідні рівні чистоти і порядку. Об'єкт повинен в міру 
можливості забезпечувати виконання всіх необхідних етапів з ремонту. 
Якщо у замовника немає ділянки для ремонту, то сервісна служба зробить  
тимчасовий цех. 
− Важке вантажне обладнання буде доставлено на майданчик. Найбільшим 
трансформаторам може знадобитися вантажопідйомність до 400 тонн для 
навантаження і розвантаження активної частини. Також можна 
використати для ремонту мостовий кран, якщо є такий у замовника. 
− Інструмент та обладнання із заводу (центру сервісної служби), 
доставляються на об'єкт і використовуються для ремонту. 
− Підтримка сухості ізоляції, має найважливіше значення в результаті 
ремонту. Обмотки виготовляються на трансформаторному заводі, а 
компоненти ізоляції виготовляють за декілька етапів перед 
відправленням. Потім вони спеціально упаковуються для підтримки 
сухості і відправляються для збирання на місці. 
23 
 
− Після повного складання активної частини вона заправляється і готується 
до остаточного сушіння. Процес висушування на майданчику знизить 
рівень вологості до рівня нижче 1%. Існує декілька методів сушіння на 
місці. Для подальшої економії часу ремонту були розроблені спеціальні 
методи сухого сушіння. 
− Високовольтні випробування зібраного трансформатора робляться на 
місці відповідно до погодженого графіка випробувань. Для відповідності 
вимогам мобільності і гнучкості є розроблена тестова система On-Site 
High Voltage разом з постачальником випробувального устаткування. 
 
1.4 Аналіз умов випробувань, що пропонуються для промислових 
стандартів вимірювання рівня шуму трансформатора 
 
Питання вибору найбільш доцільного методу і умов для точного 
вимірювання рівня шуму трансформатора обговорюється в 
трансформаторній промисловості не одне десятиліття [25, 26]. Метою цього 
підрозділу є визначення найбільш сприятливих умов з аналізу методів 
звукового тиску та інтенсивності звуку. У підрозділі представлені результати 
комплексних внутрішніх вимірювань, виконаних з частотного спектра і 
сумарних шумів великої кількості силових трансформаторів з використанням 
двох методів вимірювання. По-перше, в підрозділі представлені дані, що 
використовуються для розробки відповідних умов для більш точного 
вимірювання шуму трансформатора з використанням методу інтенсивності 
звуку. Потім представлені дані, використані для розробки більш точної і 
надійної корекції звукової стінки – відображення, яке повинне 
використовуватися з методом звукового тиску. Нарешті, представлений 
відповідний метод вимірювання навантаження шуму силових 
трансформаторів. Умови вимірювання звуку, розроблені та представлені в 
цьому підрозділі, пропонуються для заміни існуючих умов в галузевих 
24 
 
стандартах ІЕС і ІЕЕЕ з тестування перешкод трансформатора [25]. 
Внутрішнє вимірювання рівня шуму трансформатора має вирішальне 
значення, особливо в тих випадках, коли повинні виконуватися вимоги до 
низьких і наднизьких рівнів шуму. Ще більш важливо, щоб рівні окремих 
частотних складових шуму трансформатора були гарантовані. В даний час в 
стандартах ІЕЕЕ вказується використання тільки методу звукового тиску і 
допускається тільки корекція шуму навколишнього середовища при певних 
умовах шуму навколишнього середовища. Стандарти ІЕЕЕ не дозволяють 
використовувати метод звукової інтенсивності, а також не допускають 
корекцію Sound Wall - Reflections для використання з методом звукового 
тиску [43, 44]. Крім того, умови навколишнього шуму, як зазначено 
стандартами ІЕС і ІЕЕЕ, часто недосяжні при вимірюванні низьких і 
наднизьких шумів силових і розподільних трансформаторів. Аналіз 
продемонстрував, що «метод звукової інтенсивності» є більш точним 
методом вимірювання шуму трансформатора, оскільки він вимірює істинний 
шум, що випромінюється трансформатором, уникаючи помилок, викликаних 
навколишнім шумом, ефектами ближнього поля і Sound Wall - Reflections. Це 
забезпечується при дотриманні відповідних умов. В результаті підкомітет 
Audible Sound & Vibrations (ASV) комітету зі стандартів трансформаторів 
ІЕЕЕ недавно схвалив впровадження методу звукової інтенції в С57.12.90, 
знову ж таки за умови зазначення відповідних умов. У підрозділі 
представлені результати всебічного дослідження, проведеного авторами 
цього документа, для визначення найбільш відповідних умов для більш 
точного вимірювання шуму трансформатора з використанням методу 
інтенсивності звуку. Ці умови пропонуються для використання як 
стандартами ІЕЕЕ, так і стандартами ІЕС. Крім того, стандарти ІЕС, 
дозволяють використовувати корекцію Sound Wall – Reflections, яка буде 
використовуватися разом з методом Sound Pressure. Нещодавно SCVASI ЕЕЕ 
Transformers Committee схвалив виправлення для Sound Wall – Reflection Std 
С57.12.90. У підрозділі представлено пропозицію про виправлення, яка 
25 
 
використовується стандартами ІЕС і ІЕЕЕ для використання разом з методом 
звукового тиску для належного обліку відображень на звуковій стіні при 
проведенні вимірювань шуму трансформатора у приміщенні. Нарешті, 
стандарти ІЕС дозволяють вимірювати шум навантаження при деяких 
умовах. Стандарти також дозволяють вимірювати шум недовантаження і 
коригувати його для повного навантаження. У розділі продемонстрована 
важливість вимірювання шумів навантаження на додаток до шуму без 
навантаження, оскільки сумарний шум трансформатора, включаючи шум 
навантаження, може бути дБ>0 – шум навантаження, особливо у 
низькошумних трансформаторах. Знову ж, ASVSC Комітету зі стандартів 
ІЕЕЕ з трансформаторів недавно схвалив проведення вимірювань 
навантаження шуму в стандарті США IEEE Std С57.12.90. 
Розробка умов для вивчення вимірювань шуму, використовуючи 
метод інтенсивності звуку ІЕС дозволяє використовувати метод 
«інтенсивність звуку», у якому різниця між виміряними значеннями 
загального звуку дБ (А), визначається методами звукового тиску і звукової 
інтенсивності, яка становить < 8 дБ. Вибір цієї умови було засновано на 
обмежених даних, зібраних і представлених в документі CIGRE. Однак з 
роками стало зрозуміло, що ця умова недостатня. В результаті, все менше і 
менше клієнтів ІЕС тепер схвалюють метод Sound Intensity. Дані показали, 
що межа має перебувати в діапазоні 4-5 дБ, а не 8 дБ. Відповідні умови 
випробувань, що пропонуються для галузевих стандартів вимірювання рівня 
шуму трансформатора. Для мети дослідження було проаналізовано отримані 
експериментальні дослідження з вимірювання рівня шуму всередині 
приміщень з 36 силових трансформаторах з номінальною потужністю 12-336 
МВА з використанням методів вимірювання звукового тиску і інтенсивності 
звуку. Щоб прийти до найбільш прийнятних умов для точних вимірювань 
рівня шуму з використанням методу інтенсивності звуку, дослідниками були 
виміряні відмінності між виміряними рівнями інтенсивності звуку [Im] і 
відповідними теоретичними оцінками точних рівнів інтенсивності звуку [Ic] 
26 
 
в порівнянні між виміряним звуковим тиском [Pm] і рівнями інтенсивності 
звуку [Im]. Величина [Im-Ic] виявилась із деякою похибкою вимірювання в 
інтенсивності звуку. Оцінені рівні інтенсивності звуку [Іс] були розраховані з 
використанням виміряних рівнів звукового тиску [Рm] з поправкою на 
фактичний рівень навколишнього шуму у відповідному частотному 
діапазоні, фактор звукової стінки ІЕС (Environmental) і ефект близького поля. 
Для середнього коефіцієнту акустичної абсорбції К, при розрахунку фактора 
навколишнього середовища в умовах заводських випробувань 
використовувалися значення 0,2. Для вимірювань в звукоізолюючих кімнатах 
не проводилася корекція відлуння. Нарешті, середнє значення 1,5 дБ 
використовувалось для корегування ефектів ближнього поля. 
 
1.5 Висновки до першого розділу 
 
У першому розділі на основі зробленого аналізу: 
1. Визначено існуючі дефекти силових трансформаторів систем 
електропостачання, які поділено за: 
а) періодом установлення: непередбачувані, слабко виражені тощо; 
б) місцем дислокації: на обмотці НН (торцьові котушки), на нижньому 
ярмі магнітопроводу; 
в) функціональним ознаками: збільшення розсіювання полів, високий 
циркулюючий струм в обмотках тощо. 
г) відхиленнями матеріалів та їх характеристик від нормальних 
значень: порушення технології виготовлення, пошкодження окремих листів 
електричної сталі, порушення геометрії каналів охолодження обмоток, 
невірне транспозиціонування обмоток тощо. 
2. Досліджено умови випробувань, що пропонуються для 
промислових стандартів вимірювання рівня шуму трансформатора. 
Розглянуто спосіб діагностики та капітального ремонту силових 
трансформаторів без демонтажу. 
27 
 
РОЗДІЛ 2 
АНАЛІЗ ЕКСПЕРИМЕНТАЛЬНИХ ДАНИХ ОБСТЕЖЕННЯ 
СИЛОВИХ МАСЛЯНИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ СЕП ДЛЯ 
ВИЯВЛЕННЯ ДЕФЕКТІВ, ЩО ПРИЗВОДЯТЬ ДО ПІДВИЩЕННЯ 
КОНЦЕНТРАЦІЇ ГАЗІВ 
 
В процесі експлуатації силових масляних ТР і АТ виникають різні 
аномальні явища, такі як газоутворення, різниця фазних струмів в обмотках, 
з'єднаних в трикутник, невідповідність положення РПН рівню підведеної 
напруги, часткові розряди (ЧР), перегріви окремих частин роз'єму бака тощо. 
Можливими причинами таких явищ можуть бути як конструктивні та 
експлуатаційні особливості, так і дефекти, що виникають в процесі 
експлуатації, під впливом яких відбувається розкладання трансформаторного 
масла і паперово-масляної ізоляції з виділенням вуглеводневих газів, оксиду і 
діоксиду вуглецю [23]. 
Найбільш поширеним і достовірним методом виявлення дефекту 
силового ТР є хроматографічний аналіз газів, розчинених в маслі (ХАРГ), 
при цьому перевищення або зростання концентрації окремих газів у 
більшості випадків не дозволяють локалізувати і встановити причину 
виникнення дефекту, а також встановити вплив цього дефекту на 
експлуатаційну надійність [8]. 
Трансформаторне масло за технологічною обробкою відноситься до 
нафтенових масел із позитивною газостійкістю [19]. Для підвищення 
стабільності проти окислення трансформаторне масло ГК піддається 
інтенсивній обробці (гідроочистці) воднем при високому тиску і високій 
температурі з застосуванням каталізаторів. Всі хімічні реакції в процесі 
гідроочищення знаходяться в стані рівноваги і, цілком можливо, що вони 
теоретично можуть переходити у зворотній бік за умов, відмінних від тих, 
при яких проходив процес гідроочищення. 
28 
 
На практиці це означає, що нова рівновага встановлюється, у випадку 
коли нове трансформаторне масло вводиться в експлуатацію і змінюється 
середовище, в якій існувало масло. Рівновага може змінюватися внаслідок 
зміни температури, тиску, вібрації, забруднень, викликаючи при цьому 
незначне газоутворення. За відсутності будь-яких зовнішніх факторів, що 
призводять до газоутворення, газоутворення в трансформаторі в перебігу 6-8, 
а іноді і більше місяців припиняється. Основним газом таких газоутворень є 
водень [15]. 
Під впливом дефектів електричного характеру (електрична дуга в 
маслі, часткові розряди і дуга в маслобар’єрній ізоляції тощо) і дефектів 
термічного характеру (теплове розкладання масла і маслобар’єрної ізоляції, 
перегрівання твердої ізоляції, старіння твердої ізоляції і масла тощо) 
відбувається розкладання трансформаторного масла і твердої ізоляції з 
виділенням вуглеводневих газів, оксиду і діоксиду вуглецю [45]. 
Дефекти, які викликають газоутворення і виявлені за результатами 
хроматографічного аналізу газів розчинених в маслі, слід поділити умовно на 
кілька груп, а саме: 
Дефекти першої групи – дефекти, що викликають газоутворення, 
пов'язані з конструктивними та експлуатаційними особливостями, а саме, 
дефекти з наявністю циркулюючих струмів в обмотках і короткозамкнених 
контурах, індуковані потоками розсіювання, створені обмотками в процесі 
експлуатації та випробувань. 
До конструктивних особливостей таких ТР відносяться обмотки з 
несиметричним і нерівномірним розподілом лінійного навантаження 
відносно середини обмоток і інших обмоток (вхідні котушки з торця 
обмоток, регулювальні котушки тощо) несиметричне розташування обмоток 
щодо вікна магнітної системи, несиметричне розташування шунтів відносно 
торців обмоток тощо. 
Експлуатаційними особливостями ТР є нерівномірне навантаження 
розщеплених обмоток (більше 20%) трансформаторів з розщепленими 
29 
 
обмотками, замикання паралельних провідників, різновисотність обмоток, 
деформація обмоток, виткові замикання, тобто режими і дефекти, що 
призводять до нерівномірного і несиметричного розподілу навантажень по 
висоті обмоток [14]. 
Електромагнітне розсіювання – це неповнота електромагнітного зв'язку 
в трансформаторі, обумовлена наявністю магнітних потоків, які не є 
загальними для обох обмоток, тобто замикаються поза магнітною системою і 
називаються потоком розсіювання. Ступінь неповноти електромагнітного 
зв'язку значно впливає на багато технічних параметрів, в тому числі на 
параметри короткого замикання [3]. 
Відомо, що поле (потік) розсіювання в реальному трансформаторі 
може бути представлено у вигляді трьох полів: поздовжнього поля, 
створеного повним числом витків обмоток зі струмом; поперечного поля, 
викликаного кінцевим співвідношенням висоти і ширини обмоток і другого 
поперечного поля, викликаного наявністю нерівномірного розподілу 
лінійного навантаження по висоті обмоток [4]. 
Поле розсіювання трансформатора індукує ЕРС в проводах і 
контурах, що знаходяться в зоні поля, під впливом яких протікають струми. 
Ці струми замикаються всередині проводів і між паралельними гілками 
обмоток і короткозамкнених контурах, в тому числі і в магнітній системі, і на 
відміну від струмів навантаження не виходять за межі обмоток і контурів та 
можуть проявлятися в процесі випробувань. У свою чергу, циркулюючі 
струми в обмотках створюють додаткові потоки, які додаються до основних 
потоків розсіювання, збільшують потоки в ярмах магнітної системи і баку, 
викликаючи їх нагрівання, а струми що циркулюють в стиках 
короткозамкнутих контурів, в тому числі в стиках пластин магнітної системи, 
створюють розрядні явища [3]. 
Результати ХАРГ і результати огляду трансформаторів, схильних до 
газоутворення, підтверджують наявність продуктів розкладання масла (сажі) 
в стиках пластин магнітної системи і стиках короткозамкнутих контурів 
30 
 
елементів конструкції, викликаних електричними розрядами і 
температурними впливами на ці ділянки [46]. 
Таким чином, дефекти першої групи, що викликають газоутворення, 
супроводжуються виділенням газів електричного і термічного характеру, а 
джерелом газовиділення є магнітна система і елементи конструкції, а також 
обмотки із замиканнями паралельних провідників і витковими замиканнями. 
Дефекти другої групи – дефекти, що викликають газоутворення 
пов'язані із завищенням перехідних опорів вузлів заземлень елементів 
конструкції, наявності елементів конструкції, що знаходяться під плаваючим 
потенціалом та підвищеними потенціалами в елементах конструкції і виводах 
[45]. 
Індуковані ЕРС, полями розсіювання в короткозамкнених контурах, 
що находяться в зоні поля викликають в них струми. Циркулюючі струми 
викликають нагрівання і розрядні явища в стиках контактних з'єднань 
елементів заземлення. Крім того, розрядні явища виникають між елементами 
конструкції, що знаходяться під плаваючим потенціалом і заземленими 
елементами конструкції. 
Дефекти з порушенням контактних опорів елементів заземлення і 
наявність елементів під плаваючим потенціалом, супроводжуються 
виділенням газів електричного характеру. При цьому дефекти першої групи 
підсилюють розрядні явища в елементах заземлення [48]. 
Дефекти третьої групи – дефекти, що викликають газоутворення, 
пов'язані з ЧР масляних проміжків і по поверхні твердої ізоляції під впливом 
прикладеної та випробувальної напруг, грозових і комутаційних перенапруг, 
а також проміжків з підвищеними напруженнями електричного поля. 
Дефекти третьої групи супроводжуються виділенням газів 
електричного характеру. При цьому дефекти першої групи підсилюють 
розрядні явища. 
Дефекти четвертої групи – дефекти, що викликають газоутворення, 
пов'язані із порушенням контактних з'єднань струмопровідних ланцюгів. 
31 
 
Найбільш поширеними дефектами з порушенням контактних з'єднань 
струмопровідних ланцюгів є болтові і паяні з'єднання, тобто контактні 
з'єднання вводів, РПН, ПБЗ і виводів [13]. 
Дефекти струмопровідних ланцюгів супроводжуються виділенням 
газів термічного характеру. При цьому дефекти першої, другої і третьої груп 
не відображаються на дефектах четвертої групи. 
Дефекти п'ятої групи – дефекти, що викликають газоутворення, 
пов'язані з перегріванням і старінням твердої ізоляції та трансформаторного 
масла. 
Відомо, що термокаталітична деградація твердої ізоляції 
супроводжується зазвичай деградацією (вихід води) з підвищенням 
концентрації діоксиду (СО2) і оксиду (СО) вуглецю, а також підвищенням їх 
співвідношенням і підвищенням вмісту вологи трансформаторного масла. 
Дефекти старіння твердої ізоляції супроводжуються зниженням 
ступеня полімеризації, підвищенням вмісту вологи масла і зростанням 
оксиду і діоксиду вуглецю. При цьому дефекти першої та третьої груп 
підсилюють процеси старіння ізоляції і трансформаторного масла [45]. 
Аналіз груп дефектів трансформатора та їх взаємозв'язку показують, 
що дефекти, які призводять до газоутворення, крім дефекту струмопровідних 
ланцюгів, пов'язані зі станом обмоток, тобто зі зміною і зростанням полів 
розсіювання. 
Одним з параметрів, який впливає на потоки розсіювання є опір 
(напруга) короткого замикання [14]. При цьому відомо, що при однакових 
геометричних розмірах і однакових розташуваннях котушок їх індуктивності 
і індуктивні опори пропорційні квадратам кількості витків. Таким чином, між 
індуктивними опорами вищої і нижчої напруги існує співвідношення 
 
���� 2
КВ = �������� ∙ ����КН, 
 
де  ����КВ – опір короткого замикання, виміряний зі сторони ВН, Ом; 
32 
 
      ����КН – опір короткого замикання, виміряний зі сторони НН, Ом. 
КТ – коефіцієнт трансформації, ступені регулювання. 
У реальному трансформаторі, при наявності будь яких дефектів, опір 
КЗ виміряний на стороні ВН і НН, приведених в однієї зі сторін 
трансформатора не рівні між собою [14]. 
Таким чином, через зміну геометричних розмірів (деформація, 
різновисотність, замикання тощо) і відмінності розташування котушок або 
наявності інших дефектів, виникає різниця опорів короткого замикання, 
виміряних зі сторін ВН і НН. 
Різниця опорів короткого замикання, приведених до сторони вищої 
напруги визначається з виразу [14] 
 
���� − ����2 ∙ ����
∆���� = �������� ���� ��������
���� ���� ∙ 100%. 
��������
 
Відомо, що різниця опорів короткого замикання більше 2,0 % свідчить 
про наявність дефекту в обмотках, а менше 2,0 % пов'язано з дефектами 
контактних з'єднань струмопровідних ланцюгів та ланцюгів заземлення 
елементів конструкції, а також частковими розрядами під впливом робочої 
напруги і грозових комутаційних перенапруг. 
Взаємозв'язок причин газоутворення, що виникають у процесі 
експлуатації: внаслідок дефекту конструктивного характеру (несиметричне і 
нерівномірне розширення лінійного навантаження щодо середини і 
різновисотності обмоток) приведена на прикладі трансформатора ТМН-
4000/35; внаслідок дефекту виробничого і експлуатаційного характеру 
(різновисотність обмоток і відміна навантажень на обмотках НН1 і НН2 
більше 20%) наведені на прикладі 2 трансформатора ТРДНМ-6300/1000/110 
[26]. 
 
 
33 
 
2.1 Експериментальні дані обстеження силових масляних 
трансформаторів 
 
Розглянемо дані експериментального обстеження силового масляного 
трансформатора марки ТМН-4000/35, який експлуатується в системі 
Кременчуцького нафтопереробного заводу ПАТ «Укрнафта» [26]. 
Трансформатор ТМН-4000/35, знаходиться в експлуатації на протязі 
п'яти років, навантаження становило не більше 50%, спостерігалося сильне 
газовиділення (спрацьовування газового захисту на сигнал). Склад газів: 
водень і незначна кількість вуглеводневих газів. У процесі розбирання, на 
поверхнях активної частини, виявлений наліт сірого кольору товщиною до 
0,5 мм. Цей наліт (шлам), ймовірно був продуктом окислення масла при 
великій кількості виділення водню. Інших видимих дефектів, крім 
різновисотних і несиметричного розподілу витків обмоток по їх висоті і 
підвищених напруженостей електричного поля між шарами обмоток не 
виявлено [26]. 
Для виявлення наявності несиметрії, поля розсіювання було намотано, 
поверх обмоток РО, контрольні витки у вигляді двох котушок. Витки були 
розташовані симетрично щодо середини обмоток і з'єднані паралельно. При 
проведенні випробування КЗ вимірювалися струми в паралельно з'єднаних 
верхніх контрольних витках. Струм у паралельно з'єднаних витках може 
виникнути тільки при наявності несиметрії поперечного поля розсіювання. 
Результати вимірювань опорів короткого замикання і циркулюючого 
струму в контрольних витках приведені в таблиці 2.1. 
 
 
 
 
 
 
34 
 
Таблиця 2.1 
Результати вимірювань опорів короткого замикання і циркулюючих 
струмів в контрольних витках трансформатора ТМН-4000/35 
Режим Опір КЗ Циркулюючий Різниця  Кількість 
КЗ (������������,������������), струм в опорів незкомпенсованих 
Ом контрольних КЗ витків з струмом, 
витках, А (∆��������), % Аw 
1 2 3 4 5 6 
ВН-НН 30,54 5,2 
1 5,87 3250 
НН-ВН 2,307 4,8 
ВН-НН 23,91 3,6 
5 5,62 3100 
НН-ВН 2,19 3,15 
ВН-НН 18,15 2,5 
9 2,3 1200 
НН-ВН 2,11 2,25 
 
Проаналізувавши значення, наведені у таблиці 2.1, можна зробити 
висновок: 
1. Технічні характеристики трансформатора відповідають обсягу норм 
випробувань електрообладнання та комплекту експлуатаційної документації 
заводу-виробника. 
2. Наявність струму у паралельно з'єднаних гілках контрольної 
обмотки, свідчить про різницю ЕРС в гілках, що наведені несиметричними 
поперечними полями розсіювання, тобто створені нерівномірним і 
несиметричним розподілом струму навантаження по висоті обмоток. 
3. Різниця опорів короткого замикання, виміряних на стороні ВН і НН, 
приведених до однієї зі сторін трансформатора, знаходиться у прямій 
залежності від величини циркулюючого струму, а виражені значення у 
відсотках є відсотком від кількості незкомпенсованих витків обмоток зі 
струмом. 
Положення 
РПН 
35 
 
Кількість незкомпенсованих витків обмоток з струмом (сумарний 
циркулюючий струм) в залежності від різниці опорів короткого замикання 
може бути визначено з виразу 
 
1,35∆���� ∙ ����
�������� = ���� ≈ ���� ����
ц ����2 ∙ 100 , 
 
 де ��������– кількість незкомпенсованих ампер-витків; 
 ����ц – сумарний циркулюючий струм в короткозамкнених 
контурах, в тому числі в магнітній системі, А; 
 D – діаметр стержня магнітної системи, м; 
 ∆�������� – різниця опорів короткого замикання, виміряних зі сторін 
ВН і НН, приведених до одної зі сторін трансформатора, %. 
�������� – номінальна потужність трансформатора, кВА. 
4. Мінімальне значення різниці опорів короткого замикання на 
мінімальній відпайці рівня регулювання, а найбільше значення різниці опорів 
короткого замикання на максимальній відпайці рівня регулювання свідчать 
про несиметричне і різновисотне розташування витків регулювальної 
обмотки щодо обмоток нижчої і вищої напруги. 
5. Незкомпенсовані витки обмоток зі струмом (3250 AWв пол. Макс, 
3100  AW в пол. ном, 1200 AW в пол. мін) компенсуються циркулюючими 
струмами в короткозамкнених контурах, в тому числі в магнітній системі, 
викликаючи електричні розряди в стиках пластин та їх нагрівання внаслідок 
несиметричного розташування регулювальних витків обмотки 
(конструктивні особливості), що і є причиною газоутворення з виділенням 
водню (Н2) і незначної кількості вуглеводневих газів. 
Розглянемо експериментальні дані для силового трансформатора 
марки ТРДНМ-63000/100000/110, який експлуатується в ПАТ 
«Полтаваобленерго», м. Кременчук [25]. 
Трансформатор забезпечує електроенергією ПрАТ «Автокраз», при 
36 
 
цьому обмотка НН1 несе пічне навантаження 10-12 МВА у вечірній і нічний 
час на протязі 5-8 годин, а обмотка НН2 загальнопромислове навантаження 
22-25 МВА постійно. 
В процесі експлуатації зафіксовано сильне газовиділення. Всі гази 
перевищують гранично-допустимі значення в десятки разів. 
Хроматографічний аналіз газів, розчинених в маслі, прогнозує дефект 
термічного і електричного характеру – нагрівання міді і циркулюючі струми 
в магнітній системі і баку [11]. 
В процесі огляду і випробувань активної частини з демонтажем 
обмоток і випробуваннями магнітної системи з тимчасовою обмоткою, 
виявлено: 
1. Технічні характеристики трансформатора відповідають обсягу норм 
випробування електрообладнання і комплекту експлуатаційної документації 
заводу-виробника. 
2. Різновисотність обмоток ВН1 і НН1 склала 7-10 мм (НН1 вище 
ВН1). 
3 Витки обмоток ВН1 і ВН2 несиметричні і нерівномірно розподілені 
по висоті обмоток, через наявність вхідних котушок з ємнісними кільцями і 
градуйованими каналами (конструктивні особливості). 
4. Сліди електричних розрядів і продуктів розкладання масла (сажі) в 
зазорах елементів конструкції активної частини. 
5. Сліди розрядів і продукти розкладання масла (сажі) у стиках 
пластин магнітної системи. 
6. Сліди нагрівання крайніх пакетів ярма магнітної системи. 
7 Тепловізійне обстеження ярма трансформатора з тимчасовою 
обмоткою, при номінальній індукції в стержні і ярмах магнітної системи не 
виявили будь-якого локального нагрівання. 
Результати вимірювань і розрахунку опорів короткого замикання і 
циркулюючих струмів трансформатора ТРДНМ-63000/100000/40 наведені в 
таблиці 2.2 і таблиці 2.3 [25]. 
37 
 
Таблиця 2.2 
Значення опорів КЗ, виміряних на сторонах ВН і НН і незкомпенсовані 
витки зі струмом в обмотках та елементах конструкцій трансформатора 
ТРДНМ-63000/100000/110 
№ Базові значення Виміряні значення Циркулюючі 
п/ Режим КЗ ���� , Z , Z , ∆Z , Кількість 
���� кБ КВ К струми в 
незкомпенсова-
п % Ом ZКН,  % них витків з елементах 
Ом струмом 
(циркулюючий) конструкції 
AW 
1 ВН-НН 10,42 21,87 21,0 4,38 8760 В обмотках ВН, 
НН-ВН 0,547 0,502  НН, НН2, 
короткозамкнених 
контурах 
2 ВН-НН1 19,34 40,6 40,0 12,0 24000 В обмотках ВН, 
НН1-ВН 1,015 1,12 НН, і 
короткозамкнених 
контурах 
3 ВН-НН2 20,3 42,62 42,0 6,67 13300 В обмотках ВН, 
НН2-ВН 1,065 1,12 НН2, і 
короткозамкнених 
контурах 
4 ВН1-НН1 - - 40,2 7,96 15900 В обмотках НН, і 
НН1-ВН1 1,085 короткозамкнених 
контурах 
5 ВН1-НН1 - - 42,0 2,38 4700 В обмотках НН2,  і 
НН1-ВН1 1,075 короткозамкнених 
контурах 
 
 
38 
 
Таблиця 2.3 
Розподіл (незкомпенсованих витків зі струмом) по елементах конструкції 
трансформатора ТРДНМ-63000/100000/110 
  Кількість незкомпенсованих витків зі  
№ Режим струмом, циркулюючий струм  
п/ КЗ Обмотка Обмотка НН КЗ контура, Примітка 
п ВН магнітна 
система 
AW ц, А AW ц, А AW ц, А 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 
1 ВН-НН 1480 1,15 4740 47,4 2580 2580 Різновисотність 
2 ВН-НН1 4070 3,19 13000 130 6900 6900 7-10 мм 
3 ВН-НН2 2260 1,77 7400 74,0 3650 3650 Різновисотність 
4 ВН-НН* 490 0,7 1490 14,9 1020 1020 відсутня 
 
Примітка: 
1. Розподілення циркулюючих струмів за умови, що в трансформаторі 
відсутня різновисотність обмоток і навантаження по обмоткам НН1 і НН2 
розподілена рівномірно. 
2. Кількість некомпенсованих витків з струмом приведено до 
номінальної потужності обмоток НН1 і НН2. 
Аналіз результатів вимірювань і розрахунків, порівняння опорів 
короткого замикання, виміряних зі сторін ВН і НН та причини їх відхилень 
наведені в табл. 2.3 показують: 
1. Різниця опорів короткого замикання ∆�������� = 4,38% (режим ВН-НН) 
обумовлена різновисотністтю обмоток, яка виникла у процесі виготовлення. 
2. Різниця опорів короткого замикання ∆�������� = 12,0% (режим ВН-НН1) 
обумовлена різновисотністтю обмоток ВН1-НН1, нерівномірним 
розподіленням витків по висоті обмоток ВН1 (наявність вхідних котушок з 
39 
 
градуйованими каналами, конструктивна особливість) і нерівномірним 
розподілом струму по висоті обмоток ВН (експлуатаційна особливість). 
3. Різниця опорів короткого замикання ∆�������� = 6,67% (режим ВН-НН2) 
обумовлена нерівномірним і несиметричним розподілом струму по висоті 
обмоток ВН (робота в «несиметричному» режимі) і нерівномірним і 
несиметричним розподілом витків в обмотці ВН2 (наявність котушок з 
градуйованими каналами). 
4. Різниця опорів короткого замикання ∆�������� = 7,96% (режим ВН1-
НН1) обумовлена різновисотністтю обмоток (7-10 мм) і нерівномірним і 
несиметричним розподілом витків в обмотці ВН2 (наявність котушок з 
градуйованими каналами). 
5. Різниця опорів короткого замикання ∆�������� = 2,38% (режим ВН2-
НН2) обумовлена нерівномірним і несиметричним розподілом витків по 
висоті обмоток ВН2 (наявність вхідних котушок з градуйованими каналами). 
6. Розподіл циркулюючих струмів по елементах конструкції показує, 
що найбільші струми сконцентровані в металоконструкціях, в тому числі і в 
ярмах магнітної системи. 
7. Збільшення розрядних явищ і кількості сажі в стиках пластин 
магнітної системи, меншої ширини пластин, обумовлено збільшенням 
щільності струму в цих пластинах, індукованими ЕРС, поперечними полями 
розсіювання. 
8. Причинами газоутворення трансформатора ТРДН-63000/100000/ 
110 були: конструктивні особливості обмотки і активної частини (наявність 
вхідних котушок з градуйованими каналами, різновисотність, несиметричне 
розташування шунтів тощо) і експлуатаційні особливості (нерівномірне 
навантаження обмоток НН1 і НН2). 
Таким чином аналізуючи дефекти, які викликають газоутворення за 
ХАРГ в маслі та дефекти наведені в таблицях 2.1, 2.2, 2.3, встановлено, що 
результати вимірювань і порівняння опорів короткого замикання, дозволяють 
не тільки виявити дефект, але і його локалізувати і визначити вплив цього 
40 
 
дефекту на експлуатаційну надійність ТР. 
Характер дефекту, джерело газоутворення і ознака виявлення дефекту 
в залежності від складу газів, розчинених в маслі і результатів порівняння 
опорів короткого замикання наведені в таблиці 2.4. 
Наведені у таблиці 2.5 дефекти, які відносяться до дефектів першої 
групи, і результати порівняння опорів короткого замикання між собою та 
базовими значеннями, виміряних зі сторін ВН і НН трансформаторів, 
виведених в ремонт через газоутворення, підтверджують можливість 
ідентифікація причин газоутворення, а також вплив цих дефектів на 
експлуатаційну надійність. При цьому необхідно зазначити, що виміряний 
опір (напруги) короткого замикання зі сторони високої напруги (див. п.п. 1-
6), не підтверджують наявності дефекту в обмотках, тому що опір КЗ 
відповідає обсягу норм випробувань електрообладнання [25]. 
 
 
 
Таблиця 2.4 
Дефекти силового масляного трансформатора та їх ознаки 
Порівняння Відповідність параметрів 
значень нормативним вимогам Дефекти 
опорів Відповідність Хроматографічний Характер дефекту Ознаки 
короткого параметрів аналіз газів проявлення дефекту  
замикання паспортним 
значенням 
1 2 3 4 5 
�������� < ∓2,0% відповідають Концентрація газів Дефекти відсутні Дефекти відсутні 
������������ = ����������������  не перевищує 
нормативні значення 
Гази електричного Завищені перехідні контактні Сліди розрядів і продуктів 
характеру опору елементів конструкції. розкладання масла в 
Наявність елементів конструкції контактних з'єднаннях 
під плаваючим потенціалом; ЧР вузлів заземлення 
під впливом прикладеної елементів конструкції і в 
напруги, грозових і елементах конструкції, що 
комутаційних перенапруг. знаходяться під 
Завищені потенціали між плаваючим потенціалом 
елементами обмоток під 
робочою напругою 
 
 
41 
 
 
 
Продовження таблиці 2.4 
1 2 3 4 5 
  Оксид і діоксид Потемніння твердої Крихкість твердої ізоляції, при вигині на 
вуглецю ізоляції, місцеві 90° ламається. Вологоутримання 
перевищує перегрівання, старіння трансформаторного масла перевищує 
граничні твердої ізоляції граничні значення 
значення 
�������� > ∓2,0%  Гази Нерівномірний розподіл Сліди локального нагрівання елементів 
������������ = ���������������� термічного і струму навантаження по конструкції, в тому числі в магнітній 
електричного висоті обмоток. системі. Продукти розкладання масла в 
характеру Циркулюючі струми в елементах конструкції, в тому числі 
паралельних провідниках, магнітної системи. Сліди розрядів в 
гілках обмоток і стиках короткозамкнутих контурів, в тому 
короткозамкнених числі в стиках пластин магнітної системи 
контурах 
 
 
 
 
42 
 
 
Продовження таблиці 2.4 
1 2 3 4 5 
�������� < ∓2,0% Не Гази Завищені перехідні контактні Локальне нагрівання контактних 
������������ = ���������������� відповідають термічного з'єднання струмопровідних з'єднань струмопровідних ланцюгів. 
характеру ланцюгів. Повторні Локальне нагрівання елементів 
заземлення з утворенням конструкції, короткозамкнених контурів. 
короткозамкнених контурів Продукти розкладання масла в 
контактних з'єднаннях струмопровідних 
ланцюгів і короткозамкнених контурах 
�������� > ∓2,0%   Деформація обмоток без Локальне нагрівання елементів 
������������ ≠ ���������������� замикання паралельних конструкції. Нагрівання обмоток 
������������ = ����������������  провідників 
або 
������������ = ���������������� 
������������ ≠ ���������������� 
 
 
 
 
 
43 
 
 
Продовження таблиці 2.4 
1 2 3 4 5 
�������� > ∓2,0%  Гази термічного Виткові замикання. Локальне нагрівання роз'єму 
������������ ≠ ���������������� характеру. Зростання оксиду і Замикання бака. 
діоксиду вуглецю. паралельних Наявність циркулюючих струмів 
Співвідношення діоксиду та провідників в роз'ємі бака. 
оксиду не відповідає допустимим Підвищена напруженість в 
значенням роз'ємі бака. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
44 
 
 
Таблиця 2.5 
Залежність результатів вимірювання опорів короткого замикання на характер дефекту та газоутворення 
№ Тип Режим Вимірювання на стороні ∆�������� Наяв- Причина і 
п/ трансформатора вимірю- ВН НН ність і характер 
п місце установки вання ∆������������, Вимі- ∆������������ , ∆������������, Вимі- ∆������������, склад дефекту 
Ом ряне  % Ом ряне  % газів 
������������, ������������, 
Ом Ом 
1 ТМН-4000/35 ВН-НН 24,1 23,91 0,8 2,34 2,22 5,4 4,29 Водень. Різновисотніс
Невелика ть, 
Кременчуцький кількість несиметричне 
НПЗ вуглевод розподілення 
невих витків по 
2 ТМН-4000/35 ВН-НН 24,2 24,55 1,44 7,08 7,353 3,85 2,77 газів. висоті 
«Кременчуцька Спрацю- обмоток 
вання 
ГЕС» газового 
захисту 
3 ТРДНМ- ВН-НН 21,87 21,0 0,547 0,547 0,562 2,74 4,38 Всі гази Нерівномірне 
перевищ розподілення 
63000/10000/110 ВН-НН1 40,6 40,0 1,015 1,015 1,12 10,34 12,0 ують навантажень 
ПрАТ «Краз»  ВН-НН2 42,62 42,0 1,065 1,065 1,12 5,16 6,67 граничні по обмоткам 
концентр НН1 і НН2, 
м. Кременчук ації нерівномірніс
ть 50% 
 
 
45 
46 
 
2.2 Висновки до другого розділу 
 
1. Спосіб виявлення та ідентифікації дефекту шляхом вимірювань 
опорів короткого замикання зі сторін вищої та нижчої напруги дозволяє 
виявити дефекти, що впливають на газоутворення, які виникають в процесі: 
проєктування, виготовлення, експлуатації та ремонту, а також дає змогу 
визначити вплив дефекту на експлуатаційну надійність. 
2. Різниця опорів короткого замикання виміряних на стороні вищої і 
нижчої напруги, приведених до однієї зі сторін трансформатора, знаходиться 
в прямій залежності від величини циркулюючих струмів, створених полями 
розсіювання, вираженою у відсотках від кількості незкомпенсованих витків 
(циркулюючий струм) обмоток зі струмом. 
3 Незкомпенсовані витки обмоток зі струмом більше 2,0% і 
нерівномірність навантаження обмоток НН1 і НН2 трансформаторів з 
розщепленими обмотками більше 20% призводять до локального нагрівання 
елементів конструкції, в тому числі ярм магнітної системи та виникненню 
розрядів в контактних стиках короткозамкнених контурів, в тому числі в 
стиках пластин магнітної системи. 
4 При наявності газоутворення і відсутності дефекту в обмотках (Zk>2 
%), дефекти в трансформаторі пов'язані з порушенням контактних з'єднань 
струмопровідних ланцюгів і ланцюгів заземлення, виникненням повторних 
заземлень з утворенням короткозамкнених контурів і наявністю елементів 
конструкції, що знаходяться під плаваючим потенціалом. 
 
 
 
 
 
 
 
47 
 
РОЗДІЛ 3 
МЕТОДИ ВИЗНАЧЕННЯ ТА ІДЕНТИФІКАЦІЇ ДЕФЕКТІВ, ЩО 
ВИКЛИКАЮТЬ ПІДВИЩЕННЯ ГАЗОУТВОРЕННЯ В 
МАСЛОНАПОВНЕНОМУ ТРАНСФОРМАТОРНОМУ ОБЛАДНАННІ 
 
3.1 Механізм газоутворення та деструкція масла 
 
В ізоляції трансформаторного обладнання, яке працює навіть при 
нормальних (номінальних) режимах його роботи завжди утворюються гази. 
При відсутності дефектів рівень газів не перевищує певної границі та 
відповідає стану бездефектного трансформатора. Внаслідок неприродного 
локального виділення енергії в обладнанні відбувається прискорена 
деструкція ізоляційних матеріалів, яка супроводжується утворенням 
продуктів деструкції, в тому числі і газів, що визначається методом ХАРГ 
[8]. Всі дефекти по характеру виділення енергії поділяються на дві групи: 
термічні і розрядні. 
У дефектах першої групи, гази утворюються в результаті впливу на 
ізоляцію високої температури, а в дефектах, що супроводжуються 
електричними розрядами, гази утворюються в результаті іонізаційних 
процесів, що призводять до розпаду молекул масла і целюлози. При цьому 
розряди супроводжуються виділенням тепла, яке може бути дуже незначним 
при часткових розрядах або більш істотним при дуговому розряді [8]. 
Мінеральні ізоляційні масла являють собою суміш різних 
вуглеводневих молекул до складу яких входять хімічні групи СН3, СН2, СН, 
з'єднаних зв'язками вуглець – вуглець. Вплив високої температури і розрядів 
призводить до розриву хімічних зв'язків між окремими атомами цих молекул. 
Розрив зв'язків вуглець – вуглець (С-С) і вуглець – водень (СН) призводить 
до утворення активних радикалів, таких як Н*, СН*, СН2*, СН3*, С*. Ці 
радикали в результаті швидких рекомбінацій утворюють численні 
 
48 
 
вуглеводневі гази, в тому числі і ті, що використовуються для визначення 
стану трансформаторного обладнання за допомогою масла. Зміни в складі 
газів, в залежності від виду неприродного впливу, визначаються тією 
енергією, що виділяється в зоні дефекту. Для розриву зв'язку С-Н потрібна 
найменша енергія, яка може виділятися, наприклад, для такого виду дефекту, 
як часткові розряди, що призводить переважно до утворення Н2. Коли 
енергія, що виділяється у зоні дефекту, зросте до величини та буде 
достатньою для розриву і утворення зв'язку С-С, будуть утворюватися 
переважно насичені вуглеводневі гази: СН4, С2Н6, С3Н8. Подальше 
зростання температури вище 300°С призведе до утворення з насиченими 
вуглеводневими газами, також С2Н4 – ненасиченого газу, який має 
подвійний зв'язок С=С. С2Н2 – газ з потрійним зв'язком між атомами 
вуглецю, буде утворюватися при розряді високої енергії або при температурі 
від 750 °С до 800 °С і вище. Деструкція масла під дією значних високих 
температур і розрядів, крім Н2 і газів вуглеводневої групи, призводить до 
утворення СО і СО2. Важливим фактором, крім температури, який впливає 
на кількість СО і С02 є концентрація О2 в маслі, тобто наявність системи 
герметизації обладнання від проникнення О2 повітря і її фактичного стану. 
Крім газів, при деструкції масла утворюються також різні рідкі та тверді 
продукти. Так наприклад, при температурі від 500 °С до 700 °С і вище 
утворюється вуглець, кількість якого помітно зростає в разі дугового 
розряду. Деструкція масла під впливом високої температури можлива при 
місцевому і загальному нагріванні масла [19, 45]. 
Як правило, для місцевого нагрівання характерні високі температури і 
невеликі площі нагрівання. Характерною реакцією цього 
високотемпературного нагрівання є піроліз. Швидкість виділення газів при 
місцевому нагріванні різко зростає при підвищенні температури, і для такої 
хімічної реакції вуглеводнів, як піроліз, залежить від температури 
експоненціально. Збільшення швидкості виділення газів спостерігається при 
досягненні температури близько 300 °С і 500 °С. Характерними дефектами, 
 
49 
 
які призводять до місцевого нагрівання є погіршення стану контактних 
з'єднань і дефекти, які пов'язані з магнітними потоками. Чим менші розміри 
зони нагрівання, тим менше вони позначаються на загальному старінні масла, 
яке визначається фізико-хімічними методами [48]. 
При нагріванні великих обсягів масла до порівняно невисоких 
температур (від 100 °С до 150 °С) характерним механізмом деструкції масла 
є окисне старіння. Більш інтенсивно така реакція може протікати при 
наявності достатньої кількості розчиненого О2 в маслі, спостерігається в 
негерметичному обладнанні. Характерними дефектами, які призводять до 
старіння є незадовільна робота системи охолодження, деякі конструктивні 
особливості трансформаторного обладнання, тривала робота з 
перевантаженнями. Такі дефекти переважно супроводжуються утворенням 
СО, СО2 і поглинанням розчиненого О2. Іноді достатньо істотні кількості СО 
і СО2 можуть утворюватися навіть при нормальних робочих температурах, 
при відсутності дефектів, пов’язаних з природою масла і індивідуальними 
особливостями деяких його марок [19]. 
У початковий період експлуатації нові масла деяких марок можуть 
утворювати досить значну кількість газів, навіть при робочих температурах, 
за рахунок наявності в них нестабільних молекул. Така поведінка масел 
пов'язана з технологією їх виробництва і вихідною сировиною, і не свідчить 
про наявність дефектів, а характеризує лише склад масло. Це може бути 
встановлено спеціальними лабораторними дослідженнями. У більшості 
випадків основним газом є Н2, але в деяких маслах можуть утворюватися 
СН4, С2Н6, СО і СО2. Характерно для початкових газів є поступове 
зниження з часом швидкості їх утворення [27, 39]. 
Деструкція целюлозних матеріалів. Окремі фрагменти макромолекули 
целюлози пов'язані С-О зв'язком, яка є слабшою ніж зв'язок у вуглеводній 
молекулі масла, вже при температурі від 100 °С до 105 °С у целюлозі 
починається інтенсивна деструкція її молекул, а при температурі 250 °С до 
300° С і вище процес деструкції целюлозних матеріалів закінчується їх 
 
50 
 
карбонізацією з повною втратою механічних та ізоляційних властивостей. 
Основними газами, що утворюються в результаті деструкції целюлози є СО і 
СО2. У незначній кількості також утворюються вуглеводневі гази і Н2, крім 
С2Н2. Оскільки окиси вуглецю утворюються як в результаті деструкції 
целюлозних матеріалів, так і масла, більш точним методом встановлення 
того, що руйнуються саме целюлозні матеріали є визначення рідких 
продуктів їх розпаду – фуранових компонентів. Швидкість утворення СО і 
СО2 як результат термічної деструкції целюлози, тобто під час піролізу, різко 
збільшується при досягненні температури 110 °С і вище. При температурі 
нижче 110 °С домінуючим процесом деструкції целюлози є гідроліз, що 
протікає при наявності води і каталітичної дії кислот. Під час гідролізу окиси 
вуглецю утворюються в значно менших кількостях ніж при піролізі. Обидва 
процеси, і піроліз, і гідроліз, призводять до утворення сполук ряду фурану і 
зниження ступеня полімеризації целюлозних матеріалів ніж під час піролізу. 
Обидва процеси, і піроліз, і гідроліз, призводять до утворення сполук ряду 
фурану та зниження ступеня полімеризації целюлозних матеріалів, що різко 
збільшуються при досягненні температури 110 °С і вище. При температурі 
нижче 110 °С домінуючим процесом деструкції целюлози є гідроліз, що 
протікає при наявності води і каталітичної дії кислот. Під час гідролізу окису 
вуглецю утворюються в значно менших кількостях ніж при піролізі. Обидва 
процеси призводять до утворення сполук ряду фурану і зниження ступеня 
полімеризації целюлозних матеріалів [19, 27].  
 
3.2 Метод виявлення термічних дефектів силового 
трансформатора 
 
Термічний дефект у діапазоні температур від 150 °С до 300 °С. Код 
дефекту Т1. Переважно утворюються насичені вуглеводневі гази, яким 
необхідно мінімальна енергія для утворення. Для піролізу масла при таких 
 
51 
 
температурах ключовими газами є Н2, СН4, С2Н6, С3Н8, С3Н6 і 1-С4Н8. З 
підвищенням температури збільшується відносна кількість С2Н4. Нагрівання 
целюлозних матеріалів до температури 150 °С призводить до утворення газів 
СО та СО2, які є ключовими і при температурі 300 °С закінчується повною 
карбонізацією. При цьому необхідно враховувати, що швидкість утворення 
газів внаслідок деструкції целюлози може знижуватися до повної зупинки 
після того, як деструкція целюлози в зоні дефекту закінчиться. У той же час 
швидкість утворення газів внаслідок деструкції масла, за умови, що дефект 
розвивається, буде весь час збільшуватися завдяки конвективним 
перенесенням нових порцій масла в зону дефекту. При підвищених 
температурах утворення СО і СО2 відбувається також і в результаті окисного 
старіння масла. Особливо це помітно в негерметичному обладнанні, де 
концентрація кисню О2 вільно проникає в масло з повітря і не обмежує 
утворення цих газів. Такий вид дефекту характерний для трансформаторного 
обладнання. Для вводів або трансформаторів струму термічний дефект з 
температурою від 120 °С до 150 °С може бути критичним [40]. 
Термічний дефект у діапазоні температур від 300° С до 700° С. Код 
дефекту Т2. Швидкість утворення газів збільшується. Концентрація С2Н4 
щодо насичених вуглеводневих газів СН4, С2Н6 і Н2 з підвищенням 
температури зростає швидше, а приблизно при температурах від 300 °С до 
400 °С концентрації С2Н6 і С2Н4 зрівнюються. При температурах 500 °С і 
вище С2Н4 є ключовим. При температурі 500 °С енергія активації піролізу 
різко зростає, що призводить до збільшення швидкості утворення газів. При 
температурі вище 500 °С можливе утворення в маслі частинок вуглецю на 
металевих поверхнях з'являються кольори мінливості [40, 41]. 
Термічний дефект в діапазоні температур вище 700 °С. Код дефекту 
ТЗ. Швидкість утворення С2Н4 зростає. Енергії при температурах вище 750 
°С досить для утворення незначної кількості С2Н2. Концентрація С2Н5 щодо 
С2Н4 значно знижується. Піроліз масла при таких температурах проходить з 
інтенсивним утворенням часток вуглецю і оплавленні алюмінію. З'являються 
 
52 
 
кольори мінливості на металевих деталях в зоні нагріву. Таке нагрівання 
може супроводжуватись виділенням бульбашок газу і як наслідок зносом 
газового реле [24]. 
 
3.3 Метод виявлення дефектів силового трансформатора, що 
супроводжуються електричними розрядами 
 
Часткові розряди. Код дефекту ЧР. Часткові розряди 
супроводжуються виділенням Н2, який є ключовим газом, і в значно меншій 
кількості СН4. Гази С2Н6 і С2Н4 присутні в дуже малих кількостях на рівні 
аналітичної межі їх визначення. Зростання потужності часткових розрядів 
супроводжується збільшенням відносної концентрації С2Н6 і С2Н4 та 
утворенням С2Н2. В маслах з високим вмістом парафінових вуглеводнів 
можливе утворення х-восків – желеподібних продуктів деструкції масла. 
Часткові розряди в целюлозній ізоляції призводять до утворення отворів, які 
забруднені вуглецем, та за якими може йти їх подальший розвиток до 
повного пробою ізоляційних проміжків [40]. 
Розряди в маслі малої енергії. Код дефекту Р1. У разі інтенсивного 
іскріння ключовим газом є Н2 через помітне збільшення, в першу чергу, 
концентрації С2Н2 і в меншій мірі – СН4, С2Н6 і С2Н4 [43]. 
Потужні енергетичні розряди в маслі. Код дефекту Р2. Стійкий 
дуговий розряд, який супроводжується виділенням великої кількості енергії 
за короткий проміжок часу. Гази, які при цьому утворюються, як правило, не 
встигають розчинятися в маслі і виділяються у вигляді бульбашок. Це може 
призводити до виділення вільних газів в газовому реле і відключення 
трансформатора. Характерними газами під час дугового розряду є Н2 і С2Н2, 
крім того, утворюється незначна кількість С2Н4, СН4 і С2Н6. Для дугового 
розряду в маслі, характерно досить стійке співвідношення між газами, а саме: 
Н2=60 ... 65 %, С2Н2=25 ... 28 %, С2Н4=5...6 %, СН4=3...4 %, С2Н6= 1…5 % . 
 
53 
 
Розряди по поверхні і в товщі паперової ізоляції (повзучий розряд). 
Код дефекту РЖД. Повзучий розряд характеризується помітно більшим 
виділенням енергії у порівнянні з частковими та іскровими розрядами в 
маслі. Ключовими газами для цього виду дефекту є Н2, С2Н4 і СН4 з 
меншою кількістю С2Н2 [48]. 
 
3.4 Метод визначення та ідентифікації типу дефекту за 
відношеннями характерних газів 
 
Кожний із видів дефектів призводить до утворення характерного 
складу газів. Відношення концентрацій окремих пар цих газів мають певні 
значення для різних видів дефектів, що дозволяє використовуючи ці 
відношення визначати тип основних дефектів. Усі схеми ідентифікація типу 
дефекту за відношеннями вмісту окремих газів можуть бути використанні до 
всіх видів обладнання. Використовувати діагностичні схеми, які будуються 
на відношеннях газів (табличні і графічні) з прийнятною достовірністю 
результату рекомендується, якщо концентрації окремих газів, що входять в ці 
відношення, або хоча б один з них в мкл/л перевищують наступні: Н2=50, 
СН4=15, С2Н4=15, С2Н6=15, С2Н2=3, СО=200, СО2=1000 [46, 48]. 
Табличний метод. Ідентифікація типу дефекту за допомогою трьох 
основних відношень газів – С2Н2 / С2Н4, СН4 / Н2 і С2Н4 / С2Н6 - в 
табличній формі наведено в таблиці 3.1 [48]. 
 
 
 
 
 
 
 
 
54 
 
Таблиця 3.1 
Ідентифікація типу дефекту за трьома основними відношеннями газів 
Тип дефекту Код С2Н2/ СН4/Н2 С2Н4/
дефекту С2Н4 С2Н6 
Нормальне старіння масла Не є Нх 0,1-1 <0,2 
дефектом 
Часткові розряди ЧР Нх <0,1 <0,2 
Розряди низької енергії Р1 >1 0,1-0,5 >1 
Розряди високої енергії Р2 >1 0,1-1 >2 
Розряди на поверхні і в товщині РЖД <1 0,3-0,5 >5 
ізоляції (повзучий розряд) 
Термічний дефект, температура 
150…300оС Т1 Нх >1 <1 
Термічний дефект (температура 
300…700 оС) Т2 Нх >1 1-4 
Термічний дефект (температура  
>700 оС) ТС <0,2 >1 >4 
Примітка. Нх – нехарактерне відношення. Для даного типу дефекту не 
розглядається. 
 
Графічні образи дефектів. Вид дефекту може бути ідентифікований за 
допомогою його графічного образу. Графічні схеми ідентифікації виду 
дефекту більш наочні у відміну від табличного методу ідентифікації 
відношень газів. Деякі відмінності у визначенні дефектів за допомогою 
різних схем полягають у тому, що різні схеми розроблялися для обладнання 
різних виробників, для різних умов експлуатації, на основі різних статичних 
даних тощо.  
Графічні образи різних дефектів були запропоновані для ідентифікації 
виду дефекту японськими дослідниками. Графічні образи дефектів 
будуються за концентраціями п'яти газів: Н2, СН4, С2Н6, С2Н4, С2Н2. 
Метод був розроблений на основі практичного досвіду зіставлення фактично 
виявлених дефектів в трансформаторі при внутрішньому огляді зі складом 
газів, які були визначені методом ХАРГ. У той же час образи дефектів 
 
55 
 
відображають загальні залежності в співвідношеннях між окремими газами 
під час нагрівання різною температурою або при розрядних явищах [25]. 
Порядок побудови графічного образу дефекту. 
1. Графічні образи дефектів будують для обладнання, в якому 
концентрації окремих газів або хоча б одного з них перевищують значення, 
наведені в таблиці 3.2. 
2. За результатами ХАРГ серед газів Н2, СН4, С2Н6, С2Н4, С2Н2 
вибирають газ, який має найвищу абсолютну концентрацію (мкл / л). 
3. Визначають величину відношення кожного газу в газі, який має 
найвищу концентрацію. Ставлення газу з високою концентрацією буде 
дорівнювати 1, ставлення всіх інших газів менше 1. 
4. Будують графік образу дефекту, на якому по вісі абсцис 
розташовують гази в такій послідовності: Н2, СН4, С2Н6, С2Н4, С2Н2, а по 
вісі ординат відкладають обчислені відношення для кожного з цих газів. 
Отримані точки з'єднують лінією. 
Приклад побудови графіка образу дефекту. В результаті проведення 
ХАРГ були отримані наступні концентрації окремих газів, мкл / л. 
Н2 = 12, СН4 = 458, С2Н6 = 152, С2Н4 = 571, С2Н2 = 0. 
Газ, що має найбільшу концентрацію – С2Н4. 
Обчислюємо відношення всіх газів до С2Н4: 
C2H4 / C2H4 = 571/571 = 1; 
Н2 / С2Н4 = 12/571 = 0,02; 
СН4 / С2Н4 = 458/571 = 0,8; 
С2Н6 / С2Н4 = 152/571 = 0,27; 
С2Н2 / С2Н4 = 0/571 = 0. 
Згідно обчисленими відношеннями будуємо графік образу дефекту 
(рисунок 3.1). 
 
56 
 
 
Рис. 3.1. Приклад побудови графіка образу дефекту 
 
Таблиця 3.2 
Рівні стану силових трансформаторів і реакторів з концентраціями газів 
Рі- Концентрації газів, мкл/л 
Обладнання ве- Н2 СН4 СО СО2 С2Н4 С2Н6 С2Н2 СВРГ 
нь 
Трансформатори 1 <100 <50 <150 <1500 <15 <50 <0,5 <100 
і реактори (200) (2000) 
класом напруги 2 100- 50- 150-350 1500-3500 15- 50- 0,5- 100-
330 кВ включно 150 120 (200-600) (2000-7000) 150 100 10 315 
3 >150 >120 >350 >3500 >100 >100 >10 >315 
(600) (7000) 
Трансформатори 1 <50 <50 <200 <1000 <15 <20 <0,5 <75 
класу напруги 2 50- 50- 200-600 1000-3000 15- 20- 0,5- 75-
400-750 кВ 100 100 100 50 10 245 
3 >100 >100 >600 >3000 >100 >50 >10 >245 
Шунтуючі 1 <50 <100 <200 <1000 <15 <50 <0,5 <150 
реактори класу 2 50- 100- 200-600 1000-6000 15- 50- 0,5- 150-
напруги 100 200 100 100 10 400 
500-750 кВ 3 >100 >200 >600 >6000 >100 >100 >10 >400 
 
57 
 
Ідентифікуючи отриманий образ дефекту з образами відомих 
дефектів, відносимо його до того чи іншого виду (рисунки 3.2). При 
порівнянні образів враховують, який газ має максимальну концентрацію і 
співвідношення між окремими газами. 
Для таблиці 3.2 у дужках приведені концентрації СО і СО2 для 
трансформаторів і реакторів класом напруги до 330 кВ включно для 
негерметичного обладнання, а без дужок – для обладнання з плівковим і 
азотним захистом. 
Концентрації газів наведені в мікролітрі газу на літр масла, 1 
мкл/л=0,0001% об. Значення концентрацій наведені для загального випадку 
за умови, що немає ніякої інформації про попередню експлуатацію 
трансформатора і можливих зовнішніх джерел газів. 
Один і той же обсяг газу, може утворюватися протягом досить 
тривалого проміжку часу як результат відносно незначного дефекту або за 
дуже короткий період, в разі істотного дефекту. Тому за результатами тільки 
одного виміру неможна об'єктивно оцінити істотність пошкодження і 
швидкість його розвитку. Швидкість наростання газів необхідно визначати 
для силових трансформаторів і шунтуючих реакторів, в яких концентрації 
газів згідно з таблицею 3.2 відповідають рівням 2 і 3. Оцінка швидкості 
наростання газів за зміною обсягу газу, що утворився за певний проміжок 
часу (в мл.), у порівнянні зі зміною концентрації (в мкл/л або% об'ємних) за 
той же період, залежить від обсягу масла в обладнанні і більш точно 
відображає розмір і небезпеку дефекту. 
 
 
58 
 
 
Рис. 3.2. Графіки дефектів електричного характеру 
 
59 
 
 
Рис. 3.3. Графіки дефектів термічного характеру 
 
Швидкість наростання газів. Швидкість наростання газів 
розраховується виходячи із аналізу кожного газу або для суми вуглеводневих 
газів [32, 45]. Для визначення швидкості наростання суми вуглеводневих 
газів необхідно розрахувати суму концентрацій (СН4, С2Н6, С2Н4 і С2Н2 в 
мкл/л) з першої, а потім відібраної через деякий час другої проби. Швидкість 
наростання обсягу газів в силових трансформаторах і шунтуючих реакторах 
розраховують за формулою 
 
 
60 
 
���� − ����
���� = 2 1 ∙ ����
���� ∙ 10−3, 
 
де R – швидкість наростання газів, мл/доб; 
 ����1 – концентрація газу або сума концентрацій вуглеводневих газів 
першої проби, мкл/л; 
 ����2 – концентрація газу або сума концентрацій вуглеводневих газів 
другої проби, мкл/л; 
V – об’єм масла у баку трансформатора, л;  
Т – час між відбором проб, доб. 
Можна розраховувати швидкість наростання окремо для кожного з 
газів, концентрацію яких необхідно визначити. При цьому треба мати на 
увазі, що для газів з низькою розчинністю в маслі, наприклад, Н2, СО, СО2, 
СН4, похибка при визначенні швидкості наростання може бути досить 
значною у зв'язку з температурними коливаннями їх концентрацій, особливо 
в негерметичному пристрої, а також втратами під час відбору проби і 
проведення аналізу [32]. 
Повторний відбір проб з метою визначення швидкості наростання 
газів, рекомендується виконувати через 7-10 днів, коли буде встановлено, що 
концентрації окремих газів перевищують рівень нормального стану. В 
залежності від суми концентрацій вуглеводневих газів і розрахованої 
швидкості їх наростання, в подальшому швидкості наростання газів, слід 
визначати з періодичністю відбору проб. 
Враховуючи вплив робочого і температурного режимів обладнання на 
результат ХАРГ, розрахунок швидкості наростання газів необхідно 
виконувати за умови, що обидві проби відібрані по можливості ближче до 
електричного і теплового навантаження. Важливо, щоб обладнання в такому 
режимі знаходилося не менше двох днів до моменту відбору проби. Значні 
відхилення в режимі роботи через вплив навантаження і температурних 
міграцій газів, можуть привести до помилкових висновків щодо дійсної 
 
61 
 
швидкості розвитку дефекту. 
Граничний рівень концентрації газів. Перевищення певного рівня 
концентрації газів пов'язане з високою ймовірністю виникнення дефекту, 
який може привести до відмови обладнання і супроводжуватися 
незворотними пошкодженнями. Цей рівень може бути визначений як 
результат статистичної обробки результатів ХАРГ великої кількості 
обладнання, яке зберігає працездатність і не виведено з експлуатації. 
Граничний рівень необхідно визначати для обладнання, яке згруповано за 
ознаками, що впливають на рівень газів (клас напруги, вид захисту тощо). З 
огляду на багаточисельні причини, що впливають на результати 
вимірювання концентрації газів, для отримання статистично вагомого 
результату, обробка кількості одиниць обладнання для якого визначається 
граничний рівень, який повинен бути не менше 100. Граничний рівень 
концентрації газу, що відповідає дефектному рівню може бути 
ідентифікований за допомогою інтегральної функції розподілу результатів 
вимірювання для обладнання певної групи [48]. 
Розглянемо методику ідентифікації граничного рівня. Ця методика 
була розроблена в Electric Technology Research Association (Японія). 
Методикою передбачено використання співвідношення трьох газів С2Н2, 
С2Н4 і С2Н6 як характерних діагностичному графіку для виявлення 
природи пошкоджень (рисунок 3.4). На графіку виділені зони, що 
відповідають тому чи іншому виду дефекту. 
Порядок ідентифікації виду дефекту: 
- розрахувати співвідношення характерних газів С2Н2, С2Н4 і 
С2Н6: 
С2Н2 / С2Н6 і С2Н4 / С2Н6; 
- на діагностичному графіку по вісі абсцис відкласти значення 
відношень С2Н4 / С2Н6, а по вісі ординат – значення відношень С2Н2 / 
С2Н6; 
- точка перетину перпендикулярів з вісями в точках відкладених 
 
62 
 
значень розрахованих співвідношень вказує на зону, відповідну того чи 
іншого виду дефекту. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Рис. 3.4. Діагностичний графік 
 
Примітка. Якщо концентрація С2Н2 менше, ніж аналітична межа його 
визначення, то цей газ вважається відсутнім, а відношення С2Н2 / С2Н6 не розраховують 
та приймають умовно рівним 0,005. При цьому в обладнанні можна діагностувати тільки 
нагрівання до температури 700 °С. 
Окрім статичної обробки при визначенні та ідентифікації граничного 
рівня концентрації газів, повинні бути враховані та інші фактори. Так, 
небезпека дефектів, що розвиваються призводить не тільки до раптової 
відмови устаткування, а полягає у незворотному руйнуванні ізоляційних 
матеріалів. Це призводить до зниження залишкового ресурсу матеріалів і 
всього устаткування в цілому. Виявлення в обладнанні С2Н2 означає 
 
63 
 
наявність термічного дефекту з температурою більшою ніж 750 °С, або 
потужних розрядів. Такі дефекти характеризуються високою швидкістю 
розвитку та інтенсивною деструкцією в першу чергу ізоляційних матеріалів. 
Тому нормування граничного значення концентрації С2Н2 умовно, а в разі 
виявлення повинні бути вжиті всі заходи для уточнення і ідентифікація 
дефекту. 
 
3.5. Умови ідентифікації та достовірності визначення типу 
дефекту 
 
Відбір проб і процедура ХАРГ повинні виконуватися кваліфікованим 
персоналом [22]. Для відбору проб масла необхідно використовувати 
шприци, які забезпечують надійну герметичність. Неприпустимо 
використання одноразових пластмасових шприців. В шприцах із гумовим 
ущільненням поршня і канюлі, втрати такого найбільш інертного газу, як Н2 
за дві, три доби може становити 50% і більше. Прийнятними для відбору 
проб масла на ХАРГ повинні бути медичні шприци з притертим металевим 
або скляним поршнем або спеціальні пробовідбірні шприци з триходовим 
краном. Некваліфікований відбір проб і використання негерметичних 
шприців можуть вагомо змінити склад газів та взагалі унеможливити 
діагностику стану трансформаторного обладнання [12]. 
Значний вплив на достовірність результатів діагностики з визначення 
концентрації газів має похибка проведення самого аналізу. Однією з ознак 
похибок аналізу є чергування різких коливань концентрацій окремих газів, 
при послідовно виконуваних аналізів ХАРГ за відносно короткі проміжки 
часу (дні, тижні) по одному і тому ж обладнанню. Крім недоліків при 
проведенні аналізу це може свідчити і про некваліфікований відбір проб. Такі 
висновки правомірні за умови, що обладнання за час між відбором проб 
працювало в відносно стабільному температурному режимі і режимі 
навантаження. Як правило, зниження концентрації газів з наступним 
 
64 
 
зростанням, в разі задовільної якості вимірювань для обладнання, яке 
стабільно працює не перевищує 10-15%. Використання нестабільних 
результатів ХАРГ для виявлення виду дефекту з відношеннями газів може 
привести до помилкових висновків про стан обладнання [8]. 
При наявності в обладнанні декількох дефектів, спектр дефектних 
газів що утворюються є результатом дії всіх наявних дефектів. Якщо немає 
даних ХАРГ за попередній період експлуатації, ідентифікація типу дефектів з 
відношень газів неможливо. Якщо у порівнянні з результатами попередніх 
аналізів спостерігається зміна відношення газів поточного аналізу це може 
свідчити про накладення газів нового дефекту. У цьому випадку, щоб 
отримати тільки газові відношення нового дефекту необхідно попередні 
результати ХАРГ відняти від результатів поточного аналізу і визначити 
відношення для отриманої різниці [30]. 
При використанні відношення газів необхідно враховувати вплив на 
концентрації газів технологічних операцій, що виконуються на обладнанні 
під час ремонту або обслуговування. Так наприклад, під час проведення 
дегазації масла, гази з низьким коефіцієнтом розчинності видаляються легко, 
а гази які мають високу розчинність в маслі (С2Н6, С2Н4), рідко вдається 
вилучити повністю. Тому гази, що залишилися будуть додаватися до газів, 
які будуть утворюватися та спотворювати склад газів, характерний для 
певного виду дефекту. На склад газів, що утворюються, можуть значно 
впливати температурні міграції газів з целюлозної ізоляції. Коливання за 
рахунок поглинання газів целюлозою найбільші в СО і СО2 і можуть 
досягати 100% [44]. 
Тип дефекту визначається відношеннями газів та може відрізнятися 
для обладнання з різним видом захисту. Для обладнання з відкритим 
«диханням» потрібно враховувати зменшення концентрації газів за рахунок 
дифузії і через температурні коливання рівня масла. При цьому швидкість 
дифузії буде відрізнятися для різних газів відповідно до їх коефіцієнтів 
розчинності. Кількісно такий вплив залежить від багатьох факторів, тому в 
 
65 
 
кожному конкретному випадку його необхідно враховувати індивідуально. 
Ймовірність ідентифікації типу дефекту по відношенню газів 
залежить від точності проведення ХАРГ. При визначенні концентрацій газів 
на рівні межі визначення похибка аналізу різко зростає. Так, за 
концентрацією вуглеводневих газів на рівні близько 10 мкл/л, сумарна 
похибка аналізу може досягати 50%. З огляду на невизначеність відношень 
газів з причин, викладених вище і похибки ХАРГ, рекомендується 
використовувати відношення газів для ідентифікація дефектів, якщо 
концентрація окремих газів перевищує значення, наведені в таблиці 3.2. 
 
3.6 Інтерпретація результатів ХАРГ у маслі та вільних газів, 
відібраних із газового реле силових трансформаторів 
 
Класифікація парку. З урахуванням конструктивних особливостей, 
робочої напруги, призначення, діагностичні підходи можуть відрізнятися 
для таких категорій обладнання [32]: 
- група А – блокові трансформатори та автотрансформатори класів 
напруги 220-750 кВ і потужністю вище 100 МВА; 
- група Б – трансформатори власних потреб енергоблоків; 
- група В розподільчі трансформатори класів напруги 110-150кВ 
потужністю 80 МВА і нижче; 
- група Г –шунтуючі реактори класів напруги 500-750 кВ. 
Далі в тексті підрозділу для обладнання певних груп застосовується 
термін «трансформатори». 
Характеристика груп обладнання : 
Група А. Зі зростанням класу напруги та потужності зростають 
основний магнітний потік і потік розсіювання. Це збільшує питому вагу 
дефектів, причиною яких є нагрівання металевих деталей від циркулюючих 
струмів в потоці розсіювання і нагрівання в основному потоці. Висока 
 
66 
 
напруженість електричного поля, особливо в трансформаторах класів 
напруги 330-750 кВ, створює передумови для виникнення ЧР, а також 
розрядів на поверхні і по всій товщині целюлозної ізоляції. В середньому 
типове навантаження блокових трансформаторів вище ніж 
автотрансформаторів, це пояснюється тим що середній рівень газів в них 
вищий та більшою кількістю дефектів, пов'язаних із загальним перегріванням 
масла [32]. 
Групи Б, В. Важливість і відповідальність трансформаторів власних 
потреб енергоблоків не менша ніж генераторних трансформаторів. 
Трансформатори характеризуються нестабільним режимом роботи. У зв'язку 
з низькою напруженістю поля і потоком розсіювання в трансформаторах цієї 
групи малоймовірний розвиток нагрівання від циркулюючих струмів в потоці 
розсіювання і розрядних явищ, також є можливість перетікання газів з бака 
контактора в основний бак трансформатора. Найбільш ймовірними 
дефектами є перегрівання контактних з'єднань відводів та пристроїв РПН, 
особливо в деталях РПН, які встановлені в обмотках з'єднаних в трикутник. 
Група Г. Шунтуючі реактори характеризуються підвищеною 
вібрацією через потенційні дефекти через конструкцію, серед них [33]: 
-  розряди і перегрівання електромагнітних екранів; 
-  розряди у зоні амортизаторів активної частини і електростатичних 
екранів; 
-  розряди на поверхні обмоток; 
- перегрівання у місці замикання магнітних шунтів на опорні плити, 
пресуючи обмотку; 
-  розряди і місцеві перегрівання у місцях замикання пакетів шунтів. 
Класифікація стану. Стан обладнання з точки зору наявності в ньому 
дефектів та їх небезпеки із можливістю відмови і пошкодження цього 
обладнання визначається з обов'язковим урахуванням наступних трьох 
параметрів: 
- поточні концентрації газів; 
 
67 
 
- швидкість наростання газів; 
- характер і розташування дефектів в обладнанні. 
Висока абсолютна концентрація газів неоднозначно свідчить про 
наявність і небезпеку дефекту в обладнанні. У багатьох випадках при 
відносно невисоких концентраціях газів стан обладнання може бути визнано 
непридатним до подальшої експлуатації, в той же час як при більш високих 
концентраціях газів обладнання може працювати без будь яких обмежень. 
При цьому в загальному випадку більш висока концентрація газів свідчить 
про зростання ймовірності виникнення дефекту і його небезпеку. Залежно від 
стану обладнання визначають періодичність відбору проб і дії, які необхідно 
виконати [34]. 
Бездефектний стан. Бездефектний стан характеризується відсутністю 
дефектів в обладнанні. Склад газів відповідає нормальному окислювальному 
старінню масла. Немає симптомів прискореного старіння целюлозної 
ізоляції. Обладнання може працювати без обмежень і будь яких додаткових 
дій. Додатково до перерахованих ознак відносяться ознаки бездефектного 
стану для обладнання в гарантійний та післягарантійний періоди експлуатації 
[37]. 
Гарантійний період. Рівень концентрацій окремих газів і СВРГ (суміш 
вуглеводнів розчинених у газі) протягом гарантійного періоду не перевищує 
межі рівня 1 згідно з таблицею 3.2, для відповідного обладнання і класу 
напруги, що відповідає швидкості наростання СВРГ – від 3 мл до 5 мл на 
добу. 
Завод-виробник може змінювати значення концентрацій газів рівня 1 
(таблиця 3.2) в межах терміну дії гарантійного періоду для конкретних 
зразків обладнання, що повинно бути відображено в експлуатаційній 
документації [22, 25]. 
Післягарантійний період. Рівень концентрацій окремих газів і СВРГ 
протягом гарантійного терміну, крім С2Н2, що не перевищує межі рівня 2 
згідно з таблицею 3.2 для відповідного обладнання і класу напруги. При 
 
68 
 
цьому обов'язковим є виконання наступних умов [22, 25]: 
- концентрація С2Н2 нижче ніж межа його визначення; 
- швидкість наростання СВРГ не перевищує 5 мл за добу. 
Нормальний робочий стан. Рівень концентрацій окремих газів і СВРГ 
в нормальному робочому стані, крім С2Н2 не перевищує межі рівня 2 згідно 
з таблицею 3.2. Концентрація С2Н2 нижча ніж межа його визначення. 
Швидкість наростання СВРГ не перевищує 30 мл на добу. Немає симптомів 
прискореного старіння целюлозної ізоляції. Обладнання може працювати без 
обмежень і будь-яких додаткових дій. В обладнанні немає дефектів, 
пов'язаних з погіршенням стану струмопровідного ланцюга, тобто дефекти, 
які безпосередньо впливають на функціональну працездатність обладнання. 
Залежно від виду, місцезнаходження та наслідків розвитку при 
однаковому рівні газів і швидкості наростання СВРГ, дефекти можуть 
поділятися на дві групи, які принципово відрізняються між собою [26]: 
- дефекти, які не впливають на функціональну працездатність 
обладнання; 
- дефекти, які можуть привести до втрати функціональної  
працездатності. 
Обладнання з дефектами першої групи може продовжувати роботу, як 
правило без обмежень. При наявності в обладнанні дефектів другої групи 
продовження його роботи можливо за певних умов, наприклад, у разі 
обмеження навантаження і підсиленого контролю. Потрібно визначити 
характер дефекту, його місцезнаходження та швидкість розвитку, в тому 
числі із залученням інших діагностичних методів. Аналіз тільки результату 
ХАРГ не дозволяє точно установити, чи впливає дефект на функціональну 
працездатність обладнання чи ні [8, 32]. 
Непрацездатний стан. Рівень концентрації хоча б одного із газів або 
СВРГ в дефектному стані перевищує межу рівня 2 згідно з таблицею 3.2. 
Концентрація С2Н2 вища ніж межа визначення цього газу незалежно від 
рівня концентрацій інших газів або СВРГ. Швидкість наростання СВРГ 
 
69 
 
перевищує З0 мл за добу незалежно від рівня концентрацій окремих газів або 
СВРГ. Спостерігається прискорене старіння целюлозної ізоляції із 
залученням інших, окрім ХАРГ діагностичних методів, при яких встановлено 
наявність в обладнанні дефектів струмопровідного ланцюга. 
За рівень газів дефектного стану приймається рівень, який перевищує 
той рівень, який спостерігається у 90% працюючому обладнанні. При цьому 
можливі випадки, коли при концентрації газів, що перевищують 90% рівень 
обладнання може працювати без обмежень. Після точного встановлення 
причини утворення газів і якщо буде визначено, що дефект не загрожує 
втратою функціональної працездатності, таке обладнання може бути 
залишено в роботі при підсиленому контролі [32]. 
Бездефектний трансформатор. Поняття бездефектного 
трансформатора визначається технічними вимогами до устаткування щодо 
гранично допустимих термічних і електричних впливів. У бездефектному 
трансформаторі склад газів відповідає нормальному старінню масла, при 
цьому концентрація С2Н2 не перевищує межі його визначення, а швидкість 
утворення СВРГ менше 5 мл на добу. Присутність в маслі С2Н2 означає 
наявність в обладнанні зони з температурою вищою 750 °С…800 °С або 
розрядів високої енергії, що є дефектом незалежно від концентрації цього 
газу. Для бездефектного стану силових трансформаторів відповідно до вимог 
ГОСТ 11677 при максимальному навантаженні і нормальних умов роботи 
характерне перевищення температури охолоджуючого середовища (повітря 
або води) не більше ніж на 65 °С – для систем охолодження з природною або 
примусовою циркуляцією з ненаправленим потоком масла, і на 70 °С – для 
систем охолодження з примусовою циркуляцією з направленим потоком 
масла; перевищення температури на поверхні магнітної системи і елементів 
металоконструкцій для бездефектного трансформатора повинна бути не вище 
75 °С, а в окремих точках магнітної системи і металоконструкцій не вище 85 
°С. Визначення інтенсивності ЧР виконується відповідно до ДСТУ 11667-85 
в умовах відсутності електричних перешкод . 
 
70 
 
В гарантійний період експлуатації трансформаторів або реакторів 
концентрація газів повинна відповідати поняттю бездефектного обладнання. 
У разі перевищення рівня газів, що відповідає бездефектному стану за 
гарантійний період експлуатації потрібно звертатися до заводу-виробника 
обладнання або сервісної служби [25, 26]. 
 
3.7. Ідентифікація за рівнем концентрації газів після заводських 
випробувань. Періодичність контролю. Ідентифікація характерних 
дефектів 
 
Теплові і електричні випробування трансформатора виконуються в 
процесі його виготовлення та можуть супроводжуватися утворенням певної 
кількості дефектних газів. Значні концентрації газів можуть бути наслідком 
певних конструкторських рішень, відхилень від технологічних вимог, які 
могли мати місце при виготовленні, характеристик використаних матеріалів 
та інших причин [29]. Рівень допустимих концентрацій газів, як результат 
ідентифікації та статистичної обробки результатів ХАРГ значної кількості 
трансформаторів після заводських випробувань наведені в таблиці 3.3. 
 
Таблиця 3.3 
Граничні концентрації дефектних газів після заводських випробувань 
нових трансформаторів 
Газ Концентрація газів, мкл/л 
СО2 200* 
СО 80* 
Н2 15 
СН4 5 
С2Н6 5 
С2Н4 2 
С2Н2 Нижче межі визначення 
 
* Тільки для трансформаторів і реакторів з плівковим захистом 
 
71 
 
Для ідентифікація концентрацій газів в маслі трансформатора або 
реактора на заводі-виробнику необхідно відібрати пробу на ХАРГ із баку 
через 4-6 годин після закінчення випробувань. Якщо отримані результати 
ХАРГ по одному з газів або більше перевищують значення таблиці 3.3, то 
необхідно повторно відібрати пробу на ХАРГ. У разі підтвердження 
перевищення концентрацій газів необхідно визначити та усунути причину 
підвищеного газовиділення. Визначення розчинених газів може бути 
виконано заводом-виробником або сторонньою організацією за 
домовленістю між замовником і постачальником. Результати ХАРГ в маслі, 
отримані на заводі-виробнику трансформаторів не можна використовувати як 
базові для порівняння із результатами ХАРГ, отриманими у споживача при 
проведенні монтажних робіт [8]. 
Періодичність контролю. Контроль розчинених в маслі газів в 
початковий (гарантійний) період експлуатації нових трансформаторів і 
реакторів 110 кВ і вище слід проводити відповідно до вимог технічної 
документації заводу-виробника. Після закінчення гарантійного терміну дії, 
проби масла на ХАРГ відбирають із періодичністю не менше одного разу на 
шість місяців [12]. 
Для трансформаторів, які пройшли ремонт з повним або частковим 
зливанням масла, і на активній частині яких проводилися роботи, слід 
дотримуватися такої періодичності відбору проб на ХАРГ: 
- трансформатори напругою 110-150 кВ потужністю, меншою 60 
МВА, і трансформатори власних потреб – через три дні з моменту включення 
під навантаження і далі – не менше одного разу раз на шість місяців; 
- трансформатори напругою 110-150 кВ потужністю 60 МВА і 
більше – протягом перших діб, через три доби, через один, три, шість місяців 
після включення на навантаження і далі – не менше одного разу на шість 
місяців; 
- трансформатори напругою 220-750 кВ потужністю 60 МВА і 
більше – протягом перших діб, через три доби, тиждень, два тижня, один, 
 
72 
 
три, шість місяців після включення на навантаження і далі – не менше одного 
разу на шість місяців. 
Для трансформаторів 35 кВ в початковий (гарантійний) період 
експлуатації, після ремонту зі зливанням масла і в процесі експлуатації 
періодичність відбору проб масла на ХАРГ беруть, як для трансформаторів 
110 кВ з потужністю меншою за 60 МВА. 
З усіх вищезазначених трансформаторах, які вводяться в роботу 
вперше, або після ремонту зі зливанням масла, або після тривалого 
перебування у вимкненому стані, необхідно перед включенням відбирати 
проби масла на ХАРГ. 
Характерні дефекти силових трансформаторів і реакторів. Характерні 
дефекти трансформаторів і реакторів і їх хроматографічні ідентифікаційні 
характеристики наведено у таблиці 3.4. Окремим дефектам у таблиці 
відповідають декілька кодів хроматографічних характеристик [45]. 
 
Таблиця 3.4 
Характерні дефекти силових трансформаторів і реакторів, які 
ідентифікуються після ХАРГ 
Функціональна  Коди хроматографічних 
система Дефект характеристик зазначених 
трансформатора дефектів, які можуть їх 
(реактора) супроводжувати  
1 2 3 
Ізоляційна: Надмірне зволоження. ЧР, Р1, Р12, Р3, Т1 
головна ізоляція, Забруднення масла ЧР, Р1, Р2 
поздовжня ізоляція, механічними домішками.  
ізоляція виводів, Поверхневе забруднення ЧР, Р1, Р2, Р3, Т1 
електростатичні целюлозної ізоляції.  
екрани Старіння масла. ЧР, Р1, Т1 
Старіння целюлози. Т1 
Замикання екранів. ЧР, Р1 
Плавачаючий потенціал. ЧР, Р1, Р2 
 
 
73 
 
Продовження таблиці 3.4 
1 2 3 
Електромагнітна: Перезбудження Т1 
ярмо, стержні, магнітопроводу.  
структурна ізоляція Облив у ланцюзі схеми ЧР, Р1, Р2, Т1, Т2, Т3 
обмоток, елементи заземлення.  
кріплення, магнітні Виткові замикання, Р1, Р2, Т1, Т2, Т3 
шунти і екрани,  замикання між  
ланцюг заземлення паралелями.  
Плаваючий потенціал Р1, Р2, Т2 
Струмопровідна: Порушення нерозбірних Т1, Т2, Т3 
вводи обмоток паяних з'єднань.  
Послаблення сили Т1, Т2, Т3, Р1, Р2 
притиску розбірних ТЕ, Т2, Т3, Р1, Р2 
рухомих контактів.  
Забруднення розбірних ТЕ, Т2 
рухомих контактів  
продуктами старіння 
масла. 
 
3.8 Вплив різних факторів на рівень концентрації і склад газів 
 
Термін служби. Накопичення газів, що утворюються в обладнанні 
внаслідок окисного старіння, в тому числі з інших причин визначає 
зростання їх концентрації протягом терміну експлуатації. Оскільки гази в 
незначній кількості можуть утворюватися в трансформаторному обладнанні, 
яке нормально працює, відносно високі концентрації газів, які характерні для 
окисного старіння в ньому можуть вважатися нормальними. У той же час, 
якщо в такому ж обладнанні терміном експлуатації, наприклад, менше року 
зафіксовано той же рівень газів, це повинно викликати занепокоєння. 
Особливо це необхідно враховувати для негерметичного обладнання, в 
якому, на відміну від герметичного, спостерігається зниження концентрації 
газів, що утворюються внаслідок їх дифузії в атмосферу [45]. 
Обладнання старих конструкцій має більше потенційних дефектів 
 
74 
 
завдяки певним конструктивним рішенням, наприклад, шпилькова 
конструкція магнітопроводу, наявність контурів в магнітній системі, 
схильність деяких ізоляційних конструкцій до виникнення розрядів. Тому 
для ідентифікація можливих дефектів в трансформаторах строком 
експлуатації більше 30 років є особливо необхідним аналіз їх конструкції 
[13]. 
Навантаження трансформатора визначає втрати, які розсіюються у 
вигляді тепла, а тому безпосередньо впливає на кількість газів, що 
утворюються. Особливо помітно утворення газів при підвищенні 
навантаження до номінального і вище номінального. У бездефектному 
трансформаторі інтенсивність утворення газів збільшується лише під час 
роботи в режимі перевантаження і знижується до початкового низького рівня 
зі зниженням навантаження. В такому трансформаторі коливання 
навантаження до номінальної, призводить до істотного утворення газів. У 
дефектному трансформаторі залежність утворення газів від навантаження 
може спостерігатися навіть у разі його зменшення значно нижче 
номінального. Вплив навантаження на інтенсивність утворення газів 
характерно для термічних дефектів, пов’язаних з потоками розсіювання і 
дефектів струмопровідного ланцюга (збільшення перехідного опору рухомих 
контактів і порушення нерухомих з’єднань) [5]. 
Робочий і температурний режим. Поточна концентрація газів є 
результатом дії двох процесів: утворення газів в зоні дефекту і зменшення їх 
концентрації за рахунок дифузії в целюлозну ізоляцію і в атмосферу в разі 
негерметичного обладнання. Дифузія газів в целюлозну ізоляцію з масла має 
зворотну температурну залежність, тобто зі зниженням температури, 
концентрація газів в целюлозі зростає і зменшується в маслі. Цей аспект 
необхідно враховувати при оцінці небезпеки і виду дефекту, а також при 
розрахунку швидкості зростання газів. Концентрації газів, коливання яких 
пов'язане з температурними міграціями, можуть відрізнятися у декілька разів. 
Тому реальне оцінювання типу дефекту і його небезпеки може бути виконано 
 
75 
 
тільки з результатів ХАРГ, які отримані для обладнання, яке працює в 
режимі навантаження максимально наближеному до типового працездатного 
трансформатора, стан якого визначається. Результати ХАРГ з вимкненого 
обладнання, особливо у зимовий період не відображують його стан. 
Десорбція дефектних газів із целюлозної ізоляції спостерігається після 
проведення ремонтних робіт, пов'язаних із заміною масла. При цьому 
збільшення концентрації газів, що виділяються з целюлози через деякий час 
закінчується, і якщо причина утворення газів при ремонті була усунена, то 
стабілізується на певному рівні. Цей рівень треба прийняти в якості 
вихідного при подальшому контролю стану обладнання. Крім десорбції з 
целюлози, десорбція газів може спостерігатися з силікагелю адсорбних або 
термосифонних фільтрів, у випадку, якщо після ремонтних робіт силікагель в 
зазначених фільтрах не був замінений [15]. 
Зовнішнє коротке замикання. Коротке замикання, яке виникає зовні 
трансформаторного обладнання, несинхронні вмикання в мережі, а також 
короткочасні перевантаження під час включень, призводять до різкого 
зростання механічних зусиль на окремі елементи конструкції (обмотки, 
шунти, екрани тощо) і напруженості електромагнітного поля, що часто може 
мати незворотний вплив на ізоляцію. Залежно від стану обладнання, місця 
виникнення короткого замикання, його тривалості, такий вплив може бути 
причиною утворення газів. Як правило, підвищена концентрація газів через 
деякий час знижується майже до початкового значення. Але іноді такі 
ненормальні режими можуть викликати незворотні зміни, які можуть бути 
причиною утворення газів і під час роботи обладнання в нормальному 
режимі. Після зовнішніх коротких замикань рекомендується виконувати 
позаплановий відбір проб на ХАРГ [8]. 
Зовні джерела підвищених концентрацій газів у маслі. Іноді причини 
утворення дефектних газів ніяк не пов'язані зі станом основних систем 
трансформатора, хоча результат ХАРГ відібрані з бака вказують на 
проникнення газів з бака контактора РПН в бак трансформатора [32]: 
 
76 
 
У маслі бака контактора РПН і його роботи в нормальному режимі 
утворюється велика кількість не дефектних газів. Але ці гази можуть 
потрапляти в основний бак трансформатора і створювати в ньому неправдиву 
картину дефекту. Можливі два шляхи проникнення газів з баку контактора у 
бак трансформатора: 
- внаслідок порушення герметичності ущільнення між основним 
баком і баком контактора. При цьому окрім газів можливе перетікання з 
маслом в основний бак частинок вуглецю, які утворюються під час роботи 
контактора; 
- внаслідок дифузії газів через розширювальний бак контактора, який 
має загальний повітряний обсяг з баком-розширювача основного бака. 
Гази, перетікають в основний бак, приховують дефекти, які 
утворюються в ньому і не дозволяють своєчасно їх діагностувати. Після 
усунення негерметичності масло в основному баку треба дегазувати. 
Пошкодження насоса перекачування масла системи охолодження. 
Пошкодження електричного двигуна маслонасоса може створювати значні 
концентрації газів в маслі трансформатора або реактора. Основними газами є 
С2Н4, СН4, С2Н6 і Н2. Склад газів відповідає нагріванню в діапазоні 
середніх і високих температур. У деяких випадках пошкодження насоса 
супроводжується утворенням С2Н2. Джерело такого нагрівання діє 
нетривалий час і характерним при такому виді дефекту є відносно швидка 
стабілізація швидкості наростання газів. 
Технологічні обробки. Перегрівання масла при його технологічній 
обробці – сушка, дегазація або нагрівання є причиною утворення газів. 
Типовою причиною інтенсивного утворення газів і подальшого забруднення 
масла в основному баку є пошкодження стрічкового нагрівача 
маслоочищувальної установки, яке супроводжується сильним нагріванням і 
іскрінням в маслі [30]. 
Зварювальні роботи. Під час зварювальних робіт на баку 
трансформатора, залитого маслом, нагрівання стінки може привести до 
 
77 
 
утворення газів. Характер газів у цьому випадку відповідає нагріванню у 
діапазоні високих температур. 
 
3.9 Послідовність інтерпретації результатів хроматографічного 
аналізу розчинених газів 
 
Після отримання результату ХАРГ оцінюють його ймовірність. 
Враховують час з моменту відбору проби до виконання аналізу з 
врахуванням стану пробовідбірних шприців, які можуть критично 
спотворити діагностичні висновки. Якщо ймовірність результату ХАРГ буде 
визнана незадовільною, то необхідно встановити причини цього та усунути 
їх із послідуючим виконанням повторного відбору і аналізу проб [12]. 
Далі порівнюють концентрації окремих газів з концентраціями, що 
наведені в таблиці 3.2. Також можна користуватися гранично допустимими 
концентраціями за допомогою інтегральної функції для окремої 
енергосистеми. Граничну концентрацію газу визначають у такому порядку 
[45]. 
- результати вимірювання концентрацій окремо по кожному газу для 
обраної групи обладнання відсортовуються за зростанням; 
- весь діапазон значень розбивають на 10-15 рівних інтервалів; 
- для кожного інтервалу визначають кількість одиниць обладнання, 
для якого значення вимірюваних концентрацій лежать нижче найбільшої 
концентрації обраного інтервалу; 
- будують графік залежності кількості обладнання у відсотках 
(накопичувальний відсоток) від концентрації газів для кожного інтервалу; 
- за небезпечний рівень концентрації обраного газу приймають таке 
значення, нижче якого концентрація цього газу спостерігається в 90% всього 
устаткування. 
 
78 
 
Такі статистичні обробки доцільніше виконувати за допомогою 
комп'ютерних статистичних програм. Приклад такої обробки представлено 
на рисунку 3.5. На цьому рисунку приведений графік розподілу значень 
концентрацій С2Н6 в баках силових трансформаторів класу напруги 220-330 
Результати отримані обробкою даних ХАРГ з 224 працюючих 
трансформаторів. Концентрація С2Н6 в 90% обладнання становить 94 мкл/л. 
кВ.  
Рис. 3.5. Графік розподілення концентрацій С2Н6 в трансформаторах 
220-330 кВ 
 
Якщо жоден з окремих газів не перевищує концентрації рівня 1, в 
трансформаторі діагностується відсутність дефектів. При цьому повинні бути 
враховані всі фактори, які можуть впливати на концентрацію газів. 
Трансформатор або реактор на момент відбору проби протягом не менше 
двох діб повинен перебувати в типовому для нього режимі навантаження [8]. 
Якщо хоча б один з газів або СВРГ перевищує концентрацію рівня 1 
відповідно до таблиці 3.2, тобто стан трансформатора або реактора 
відповідає рівню 2 чи 3, визначають стан обладнання з урахуванням 
поточних концентрацій газів, швидкості їх наростання і джерела виникнення. 
В гарантійний період роботи необхідно звертатися до заводу-виробника 
обладнання. Після цього виконують повторний аналіз для підтвердження 
 
79 
 
отриманого результату. Повторний відбір на ХАРГ, по можливості, 
виконують в тому ж температурному режимі і режимі навантаження, що і 
попередній [12]. 
Визначають тип дефекту за найбільш важливими діагностичними 
відношеннями характерних газів по таблиці 3.1 (з урахуванням значень 
концентрацій газів), а також графічними методами. Більш ймовірним 
методом, яким рекомендовано користуватися для визначення можливої 
деструкції целюлозної ізоляції, є визначення фуранових похідних в маслі. 
Визначають фуранові похідні за процедурою, викладеною в стандарті на 
хроматографі [45]. 
Перевіряють можливий вплив всіх факторів на отриманий результат 
ХАРГ, в тому числі зовнішніх джерел утворення. Визначають ймовірність 
встановленого типу дефекту. Якщо буде встановлено, що причиною високого 
рівня газів є зовнішні джерела, то таблицею 3.2 при визначенні стану 
трансформатора або реактора не користуються. Після усунення зовнішніх 
джерел газовиділення виконують дегазацію масла і целюлозної ізоляції з 
метою вилучення газів до рівня концентрацій по окремим газам і сумі 
вуглеводневих газів не вище рівня 1 (таблиця 3.2). До проведення дегазації, 
рівень газів, причиною утворення яких були зовнішні джерела, беруть за 
вихідний, щодо якого контролюють зміну концентрації газів. 
Для трансформаторів з пристроєм РПН перевіряють можливість 
попадання газів в основний бак з бака контактора РПН, масло в якому не 
пов'язане з маслом основного бака. Для цього необхідно під час відбору 
проби масла на ХАРГ з бака трансформатора відбирати також пробу масла з 
бака контактора РПН. Попадання газів з бака контактора РПН в бак 
трансформатора прогнозується в разі, якщо відношення С2Н2/Н2 в баку 
трансформатора перевищує 2. Додатковою ознакою, що підтверджує такий 
висновок, досить висока схожість графічних образів дефектів за 
результатами ХАРГ з бака трансформатора і бака контактора РПН. Шлях 
потрапляння газів з бака контактора РПН в бак трансформатора, якщо такий 
 
80 
 
дефект буде виявлений, визначають з урахуванням особливостей конструкції 
конкретного трансформатора, а саме: для РПН вбудованого типу – наявність 
загального розширювача основного бака і бака контактора РПН, ущільнення 
між основним баком і баком контактора РПН; для РПН навісного типу – 
наявність ущільнення між баком контактора і баком виборщика РПН 
спільного розширювача основного бака і бака виборщика РПН, а також 
наявність перехідної плити між основним баком і баком виборщика РПН. 
При визначенні цього корисними можуть бути результати ХАРГ проб масла з 
розширювача, газового або струмового реле. Аналізують умови експлуатації 
з урахуванням роботи з перевантаженням, перенапруг, в тому числі 
атмосферних, комутаційних, аварійних, стану захисного обладнання 
(розрядників, обмежувачів перенапруги). Оцінюють можливий вплив цих 
факторів на отриманий результат ХАРГ [8, 33].  
Порівнюють отримані результати з даними вимірювань на типових 
трансформаторах або реакторах. Якщо для певного виду обладнання деякі 
дефекти зустрічаються частіше, то в першу чергу перевіряють можливість 
виникнення саме цих дефектів 
Якщо є результат попереднього аналізу, то розраховують швидкість 
наростання СВРГ. Якщо попереднього результату ХАРГ немає або він був 
виконаний з проби відібраної із трансформатора або реактора, які не 
працюють, то виконують повторний аналіз через 10-15 діб. Відповідно до 
визначених рівнем по таблиці 3.2 і розрахованій швидкості наростання СВРГ, 
визначають періодичність відбору проб і виконують рекомендовані дії по 
таблиці 3.5. 
 
 
 
 
 
 
 
81 
 
Таблиця 3.5 
Періодичність відбору проб і необхідні заходи для трансформаторів і 
реакторів різних рівнів 
Рівні Швидкість Періодичність Стан обладнання і заходи, 
концентрації наростання відбору проб які необхідно виконати 
газів СВРГ, ХАРГ 
мл/доба 
рівень 1 не 6 місяців Бездефектний стан в 
визначається гарантійний період. 
Додаткові дії не потрібні 
рівень 2 <30 6 місяців Нормальний робочий стан 
після гарантійного періоду. 
Додаткові дії не потрібні 
30-60 3 місяці Прогнозується 
 непрацездатний стан. 
 Визначити характер 
>60 1 місяць дефекту. 
Визначити вплив 
навантаження. Провести 
комплексну діагностику для 
ідентифікації дефекту 
рівень 3 <30 3 місяців Прогнозується 
непрацездатний стан. 
Визначити характер 
дефекту 
Визначити вплив 
навантаження. Провести 
комплексну діагностику для 
ідентифікації дефекту 
 30-60 1 місяць Прогнозується 
непрацездатний стан. 
>60 1 тиждень Визначити характер 
дефекту. Визначити вплив 
навантаження. Провести 
комплексну діагностику для 
виявлення дефекту. 
Звернутись у спеціалізовану 
сервісну організацію. У 
випадку перевищення 
швидкості наростання С2Н2 
або С2Н4 
60 мл/доба вимкнути 
трансформатор (реактор) 
 
82 
 
Якщо за відношеннями газів, які використані для визначення стану, 
або графічними методами був виявлений дефект внаслідок нагрівання, який 
часто може супроводжуватися розрядами, то необхідно визначити, чи не 
пов'язаний він із порушенням струмопровідного ланцюга. Дефекти, 
викликані погіршенням стану електричних контактів, загрожують втратою 
функціональної працездатності. Такі дефекти є більш небезпечними, чим 
дефекти викликані нагріванням, наприклад, циркулюючими струмами в 
металоконструкціях. Якщо дефект струмопровідного ланцюга буде 
виявлений, питання про відключення обладнання вирішує технічне 
керівництво [35]. 
Для трансформаторів рівнів 2 і 3, які мають підвищену швидкість 
наростання газів (більше 30 мл/доба СВРГ), проводять комплексну 
діагностику. Така діагностика будується на результатах випробувань, які 
крім ХАРГ передбачають розширені фізико-хімічні аналізи масла, електричні 
випробування, тепловізійні сканування, вібраційні вимірювання, локацію 
часткових розрядів акустичними і електричними методами тощо. 
Випробування і діагностика повинні забезпечувати виявлення можливих 
дефектів щонайменше двома різними методами. При цьому, з метою 
підвищення ефективності вищезгаданих випробувань, вони виконуються не в 
статичному стані трансформатора, а фіксується характер залежності 
параметрів, що контролюються від зміни режиму його роботи (навантаження, 
температура). Крім розширених випробувань під час комплексної 
діагностики обов’язково потрібно враховувати історію попередньої 
експлуатації [31]. 
Для трансформаторів і реакторів, обладнаних плівковим захистом, 
визначають загальний газовміст як суму всіх газів. Загальний газовміст 
визначають у відсоткових обсягах. Отримане значення вмісту порівнюють із 
значеннями наведеними в таблиці 3.6, і в разі перевищення рівня нормальної 
експлуатації виконують зазначені заходи [32]. 
 
 
83 
 
Таблиця 3.6 
Рівні загального газовмісту в обладнанні з плівковим захистом 
Загальний  Стан Дії, які необхідно виконати 
газовміст, обладнання 
% об.  
<2 нормальна Додаткові дії не потрібні 
експлуатація 
2-4 підвищена Можлива втрата герметичності баку. 
увага Перевірити герметичність баку і стан 
захисної плівки 
>4 дефектний стан Перевірити герметичність баку і стан 
захисної плівки. Встановити причину 
підвищеного загального газовмісту. По 
можливості у найближчий термін усунути 
виявлені нещільності і виконати дегазацію 
масла в баку до рівня, не більше 1% об. 
 
Загальний газовміст у маслі, яке залите у трансформатор або реактор з 
плівковим захистом після ремонту не повинно перевищувати 1% об. 
Загальний газовміст у новому обладнанні з плівковим захистом контролюють 
і оцінюють відповідно з інструкціями заводу-виготовлювача. 
У трансформаторах з азотним захистом показником негерметичності є 
концентрація розчиненого в маслі О2, яка не повинна перевищувати 0,2% об. 
У разі перевищення цієї величини перевіряють якість азоту в балонах азотної 
системи на вміст О2, концентрація якого повинна бути нижче 1% об. У разі 
задовільної концентрації О2 в азоті, відібраному з балонів, перевіряють 
герметичність бака і визначають причину можливої негерметичності [37]. 
 
3.10 Висновки до третього розділу 
 
1. На початку третього розділу була розглянута методика виявлення 
термічних дефектів силового трансформатора, а саме ідентифікації дефектів 
у діапазоні температур від 150 °С до 700° С. 
 
 
84 
 
2. Детально розглянуто методику виявлення та ідентифікації дефектів 
силового трансформатора, що супроводжуються електричними розрядами. 
Часткові розряди. Код дефекту ЧР, основним газом, що виділяється при 
часткових розрядах є водень. Розряди в маслі малої енергії. Код дефекту Р1, 
збільшується концентрація ацетилену. Розряди в маслі великої енергії. Код 
дефекту Р2, збільшення до великих значень водню і ацетилену. 
3. Ідентифікація типу дефекту по відношенню характерних газів. 
Табличний метод: Ідентифікація типу дефекту за допомогою трьох основних 
відношень газів – С2Н2/С2Н4, СН4/Н2 і С2Н4/С2Н6. Графічні образи 
дефектів: вид дефекту може бути ідентифікований за допомогою його 
графічного образу. Графічні схеми ідентифікації виду дефекту більш наочні 
на відміну від табличного методу відношень газів. 
4. На основі проведеного дослідження встановлено, що в результаті 
інтерпретації та ідентифікації результатів хроматографічного аналізу 
розчинених газів в маслі, а також вільних газів, відібраних із силових 
трансформаторів в залежності від виду, місцезнаходження та наслідків 
розвитку, при однаковому рівні газів і швидкості наростання, дефекти можна 
поділити на дві групи: 
- дефекти, які не впливають на функціональну працездатність 
обладнання; 
- дефекти, які можуть привести до втрати функціональної 
працездатності. 
5. Детально розглянуто рівні концентрацій газів після заводських 
випробувань. Встановлено періодичність контролю, характерні дефекти, а 
також вплив різних чинників на рівень концентрації і склад газів у маслі. 
 
 
 
 
 
85 
 
ВИСНОВКИ 
 
У кваліфікаційній роботі проведено дослідження методів виявлення 
та ідентифікації дефектів маслонаповненого трансформаторного обладнання 
на основі концентрації газів, що дають можливість визначити вплив дефекту 
на експлуатаційну надійність. 
1. Розглянуто удосконалений спосіб виявлення та ідентифікації 
дефекту шляхом вимірювання опорів короткого замикання зі сторони вищої і 
нижчої напруги, що дозволяє ідентифікувати дефекти, які впливають на 
газоутворення, що виникають в процесі проєктування, виготовлення, 
експлуатації та ремонту і дають змогу визначити вплив дефекту на 
експлуатаційну надійність. 
Встановлено, що різниця опорів короткого замикання, виміряних з 
сторін вищої і нижчої напруги, приведених до однієї зі сторін 
трансформатора, знаходиться в прямій залежності від величини 
циркулюючих струмів, створених полями розсіювання, що визначається у 
відсотках від кількості незкомпенсованих витків (циркулюючий струм) 
обмоток зі струмом.  
2. У роботі детально розглянуті методи виявлення та ідентифікації 
термічних дефектів силового трансформатора в діапазоні температур від 150 
°С до 700 °С, в також тих, що супроводжуються електричними розрядами 
(часткові розряди, розряди в маслі малої та великої енергії). В якості методів 
ідентифікації вказаних дефектів, запропоновано використання табличного 
методу, графічних образів дефектів та способу ідентифікації граничного 
рівня концентрації газів. 
3. На основі проведеного дослідження встановлено, що в результаті 
інтерпретації та ідентифікації хроматографічного аналізу розчинених газів в 
маслі, а також вільних газів, відібраних із силових трансформаторів в 
залежності від виду, місцезнаходження та наслідків розвитку, при 
 
86 
 
однаковому рівні газів і швидкості наростання, дефекти можна поділити на 
дві групи: 
- дефекти, які не впливають на функціональну працездатність 
обладнання; 
- дефекти, які можуть привести до втрати функціональної 
працездатності. 
4. У роботі досліджено методи, які дають змогу визначити та 
ідентифікувати об'єктивні причини, що викликають у маслонаповненому 
трансформаторному обладнанні підвищену концентрацію газів на основі 
використання даних про їх експлуатацію, що є важливими та цінними для 
модернізації їхньої конструкції, технології виробництва і регламенту 
технічного обслуговування та ремонту. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
87 
 
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ 
 
1. Алексєєв Б. А. Великі силові трансформатори: контроль стану в роботі 
та при ревізії. – К.: НТФ «Енергопрогрес», 2015. – 88 с. 
2. Алексєєнко Г.В., Ашрятов Н.К., Веремей Є.В., Фрід Є.С. Випробування 
потужних трансформаторів та реакторів. - К.: Наукова думка, 1978. 
3. Алпатов М.Є., Хенкін А.Л. Струми в контурах магнітних систем 
трансформаторів. - К.: Наукова думка, 1983. 
4. Алпатов М.Є., Хенкін А.Л. Електричні опори контурів магнітних 
систем. Електропромисловість. Серія Апарати високої напруги, силові 
трансформатори, конденсатори. - К: Електротехніка, 1983 р. 
5. Боднар В. В. Навантажувальна здатність силових масляних 
трансформаторів. - К.: Наукова думка, 1983. 
6. Бондаренко В.Є. Підвищення ефективності експлуатаційного 
вимірювального контролю трансформаторних олій. Монографія. / В.Є. 
Бондаренко, П.Ф. Щапов, О. В. Шутенко. - Харків.: НТУ «ХПІ», 2007. - 
452 с. 
7. Ролюк В. Ю. Тепловізійний метод контролю трансформаторного 
обладнання / В.Ю. Ролюк, О.О. Ситник / Збірник тез доповідей 
студентської науково-практичної конференції ЧДТУ: 23–24 квіт. 2024 
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, 2024.– С. 50-51. 
8. Виноградова Л.В., Хроматографічний аналіз розчинених газів у 
діагностиці трансформаторів / Л.В. Виноградова, Є.Б. Ігнатьєв, Ю.М. 
Овсянніков, Г.В. Попов. - Херсон, 2013. - 104 с. 
9. ГКД 34.46.501 – 2003. Трансформатори силові типова інструкція з 
експлуатації (30142). 
10. ДСТУ 3270-95 Трансформатори силові. Терміни та визначення. 
 
88 
 
11. ДСТУ 9118:2021. Технічна діагностика. Діагностування технічного 
стану матеріалів конструкцій. Загальні вимоги.  
12. Дар'ян Л.А. Аналіз якості пристрою відбору проб, які застосовуються 
для хроматографічного аналізу газів, розчинених в ізоляційних рідинах 
/ Л.А. Дар'ян, С.М. Коробейников// Електрика. - 2006. - № 12. - С. 62-
64. 
13. Дмитрієв А. І. Діагностика електрообладнання електричних станцій та 
підстанцій. - Ексмо, 2015. - 64 с. 
14. Електричні машини: навч. посіб. для студ. вищ. навч. закладів /Л. Я. 
Бєлікова, В. П. Шевченко. – О.: Наука і техніка, 2012.– 480 с. 
15. Касімова, І.Х. Оцінка нового методу інтерпретації результатів 
хроматографічного аналізу розчинених у трансформаторному маслі 
газів // Електрик: Електроенергетика. Нові технології, 2012. 
16. Клімов А.Г. Діагностичне обладнання та засоби неруйнівного 
контролю для об'єктів енергетики / А.Г.Клімов, В.Р. Козлов // 
Енергетик. - 2013. - №1. - С. 42.. 
17. Коваленко І. Н. Розрахунок імовірнісних характеристик систем / 
Коваленко І. М. — К. : Техніка, 1982. — 95 с. 
18. Комплексне обстеження силових трансформаторів. URL: 
http://www.diaworld.uа/about/publications/1424/ 
19. Ліпштейн Р.А. Трансформаторна олія / Р.А. Ліпштейн, М.І. Шахновіч. - 
К.: Наукова думка, 1983. - 296 с. 
20. Обсяг та норми випробувань електрообладнання. Видання шосте. - К.: 
ЕНАС, 2000. - 255 с. 
21. Попов Г.В. Експертна система оцінки стану електроустаткування 
«Діагностика+»/Г.В. Попов [та ін] // Електричні станції. – 2011. – № 5. 
– С. 36–45. 
22. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та 
доповнене. – Х.: , 2016. – 736 с. 
 
89 
 
23. Практична газова та рідинна хроматографія: навч. посібник/Б.В. 
Столяров [та ін.] - Х.: Вид-во Гельвеневтика, 2002. − 616 с. 
24. Розчинення бульбашок діагностичних газів у трансформаторному маслі 
/ С.М. Коробейніков [та ін] // Теплофізика високих температур, 2011, 
том 49 № 5, С. 771-776. 
25. Сайт АТ «Український науково-дослідний проектно-конструкторський 
та технологічний інститут трансформаторобудування» режим доступу 
(АТ «ВІТ»). Режим доступу: http://www.vit.zp.ua/index.html (дата 
відвідування 12.10.20) 
26. Сайт ПАТ «Запоріжтрансформатор». Режим доступу: http://www.ztr.ua/ 
(дата відвідування 06.10.20) 
27. Сідельніков Л.Г. Діагностика масла / Л.Г. Сідельніков, А.М. Сідунін, 
А.Ю. Сикулів. – Режим доступу: 
http://silovoytransformator.uа/stati/diagnostika-masla-2.htm.  
28. Скляров В.Ф. Діагностичне забезпечення енергетичного виробництва / 
В. Ф. Скляров, В. А. Гуляєв. - К.: Техніка, 1985. - 184 с. 
29. Смірнов М.А. Газовиділення при пошкодженнях силових 
трансформаторів/ М.А. Смірнов // Експлуатація та вдосконалення 
високовольтних апаратів та трансформаторів: кн. / М.А. Смірнов // 
Праці ІПМЕ. - 1976. - Вип. 49. - С. 43-47. 
30. Смирнов М.А. Оцінка стану трансформаторів з аналізу розчинених 
газів у маслі / М.А. Смирнов // Експлуатація та вдосконалення 
високовольтних апаратів та трансформаторів: кн. / М.А. Смирнов // 
Праці ІПМЕ - 1976. - Вип. 49. - С. 24-31. 
31. Смоленська Н.Ю. Газохроматографічний аналіз трансформаторного 
масла на вміст у ньому повітря, води, кисню та азоту / Н.Ю. 
Смоленська, Ю.М. Шевцов // Електричні станції. − 1994. − № 8. − С. 
34−37. 
32. СОУ-Н ЕЕ 46.501:2006 Діагностика маслонаповненого 
трансформаторного обладнання за результатами хроматографічного 
 
90 
 
аналізу вільних газів, відібраних із газового реле, і газів, розчинених у 
ізоляційному маслі. Методичні вказівки. 
33. Шиллер О.Ю. Визначення граничних концентрацій розчинених газів в 
маслі реакторів, що шунтують // Енергоексперт. − 2011. − № 2. − С. 
38−42. 
34. Шутенко О.В. Дослідження впливу завантаження трансформатора на 
стан олії у процесі експлуатації /Вісник НТУ «ХПІ». 
Електроенергетика та перетворювальна техніка. - Харків: НТУ "ХПІ", 
2004. - №7. 
35. Шутенко О.В. Формування однорідних масивів показників якості 
трансформаторної олії в умовах апріорної невизначеності результатів 
випробувань / Інтегровані технології та енергозбереження. - Харків: 
НТУ "ХПІ", 2006. - №4. 
36. Alekseev B.A. Kontrol sostoianyia (dyahnostyka) krupnmkh sylovbikh 
transformatorov. - M.:Yzd-vo NTs NAS, 2002. - 216 s. 
37. Arakelian, V.G. «The longway to the automatic chromatographic analysis of 
gases dissolved in insulating oil», IEEE Elect. Insul. Mag., vol. 20, no.6, pp. 
8–25, Nov./Dec. 2004. 
38. B. Garcia, J. C. Burgos, A. Alonso, J. Sanz. A moisture-in-oil model for 
power transformer monitoring - Part I: Theoretical foundation // IEEE 
Transactions on Power Delivery - vol. 20, № 2 - 2005. - P. 1417 - 1422. 
Cambridge University Press. http://www.jornals.cambridge.com. (дата 
відвідування: 11.10.20). 
39. Committee on Special, «Conservation and Control of Oil-insulated 
Components by Diagnosis of Gas in Oil» // Electrical Cooperative Research 
Association. – 1980. – Publication № 36. – № 1, (in Japanese). 
40. D. Susa, M. Lehtonen, H. Nordman. Dynamic thermal modeling of power 
transformers // IEEE Trans. Power Del. - vol. 20, №. 1. - 2005. - P.197-204. 
 
91 
 
41. G. Swift, T. S. Molinski, W. Lehn, A fundamental approach to transformer 
thermal modeling—Part I: Theory and equivalent circuit // IEEE Trans. 
Power Del. - vol. 16, № 2. - 2001. - P. 171-175. 
42. Gafvert U., Frimpong G, Fuhr J. Modelling of dielectric measurements on 
power transformers // Proc. 37th Session "Large High Voltage Electric 
Systems" (CIGRE), paper 103, P., France, 1998. 
43. IEC 60076-7:2005. Power transformers - Part 7: Loading guide for oil-
immersed power transformers. - 2005. - 62 p. 
44. IEC 60567 (2011). Oil-filled electrical equipment – Sampling of gases and 
analysis of free and dissolved gases – Guidance (Електрообладнання 
Маслонаповнене. Відбір проб газів і аналіз вільних і розчинених газів. 
Керівництво). 
45. IEC 60599(1999)/Amd.1(2007). Mineral oil-impregnated electrical 
equipment in service − Guide to the interpretation of dissolved and free 
gases analysis. Amendment 1 (Електрообладнання з просоченням 
мінеральним маслом при експлуатації. Керівництво по інтерпретації 
результатів аналізу розчинених і вільних газів. Зміни 1). 
46. IEEE Std C57.104-1991 / IEEE Guid for the Interpretation of Gases 
Generated in Oil-Immersed Transformers. 
47. Müller R., Soldner K. und Schliesing H., Elektrizitätswirtschaft 76 (11), pp. 
345−349 (1977). 
48. Roger, R.R. «IEEE and IEC Codes to Interpret Incipient Faults in 
Transformers Using Gas in Oil Analysis», IEEE Transactions on Electrical 
Insulation, vol. 13, no. 5, pp. 348-354, 1978. 
49. Ryder S. Frequency Response Analysis for Diagnostic Testing of Power 
Transformers // Electricity Today Mag. Article, Issue 0601, 2006. 
50. Stohnii B.S., Kyrylenko O.V., Denysiuk S.P. Intelektualni elektrychni 
merezhi elektroenerhetychnykh system ta yikhnie tekhnolohichne 
zabezpechennia // Tekhn. elektrodynamika. - 2010. - № 6. - S. 20-31.
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
