Аналіз та обґрунтування використання автоматизованої системи моніторингу силових трансформаторів систем електропостачання

Стадник, Віталій Іванович
Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7816
Title:	Аналіз та обґрунтування використання автоматизованої системи моніторингу силових трансформаторів систем електропостачання
Authors:	Семко, Інга Борисівна Стадник, Віталій Іванович
Keywords:	силовий трансформатор;моніторинг;діагностика;вимірювальна система
Issue Date:	Dec-2024
Abstract:	У роботі розглянуто конструкційні елементи силових трансформаторів, їх функціональне призначення та основні види несправностей. Виділено методи продовження терміну служби ізоляційних систем та покращення електроізоляційних властивостей матеріалів. Проведено аналіз апаратно-програмних засобів систем безперервного контролю та запропоновано концепцію трирівневої системи моніторингу і діагностики трансформаторного обладнання. Виконано техніко-економічне обґрунтування використання системи та розрахунок її окупності, що підтверджує ефективність і доцільність впровадження автоматизованого моніторингу.
URI:	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7816
Appears in Collections:	141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання)
Files in This Item:
File	Description	Size	Format
ВКРМ_Стадник.pdf Restricted Access		1.68 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:  
«Аналіз та обґрунтування використання автоматизованої системи 
моніторингу силових трансформаторів систем електропостачання» 
 
 
Виконав: здобувач вищої освіти  2  курсу, групи мЕСЕ–34 
Спеціальності: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» 
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності) 
 
 
 
Стадник Віталій Іванович ____________ 
(прізвище, ім’я, по-батькові здобувача вищої освіти ) (підпис) 
   
Науковий керівник к.т.н., доцент Інга СЕМКО ____________ 
(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 – 41, таблиць – 9, використаних літературних джерел 
– 41. 
Метою дослідження є підвищення надійності функціонування 
силового трансформаторного обладнання і збільшення терміну його 
експлуатації. 
Для досягнення поставленої мети вирішувалися наступні завдання: 
- аналіз дефектів в силових трансформаторах і методів їх 
діагностування; 
- аналіз апаратно-програмних засобів систем безперервного контролю, 
розробка концепції автоматизованої системи моніторингу і діагностики стану 
трансформаторного обладнання; 
- техніко-економічне обґрунтування застосування використання 
системи автоматизованого моніторингу. 
У першому розділі описано основні конструкційні елементи силових 
трансформаторів і їх функціональне призначення, розглянуто різні 
несправності в трансформаторах. Виділено корисні методи продовження 
терміну експлуатації ізоляційної системи електрообладнання і покращення 
електроізоляційних властивостей матеріалів.  
Другий розділ присвячений аналізу апаратно-програмних засобів 
систем безперервного контролю та розробці концепції системи моніторингу і 
діагностики стану трансформаторного обладнання. На підставі зробленого 
аналізу технічних вимог, прийнята концепція трирівневої схеми реалізації 
системи автоматизованого моніторингу модульного виконання, що є 
найбільш практичним і раціональним.  
4 
У третьому розділі зроблено техніко-економічне обґрунтування 
використання системи автоматизованого моніторингу трансформаторного 
обладнання та здійснено розрахунок окупності. 
Ключові слова: силовий трансформатор, моніторинг, діагностика, 
вимірювальна система. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
5 
ЗМІСТ 
 
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І 
ТЕРМІНІВ ................................................................................................................ 7 
ВСТУП ..................................................................................................................... 8 
РОЗДІЛ 1. АНАЛІЗ ДЕФЕКТІВ В СИЛОВИХ ТРАНСФОРМАТОРАХ І 
МЕТОДІВ ЇХ ДІАГНОСТУВАННЯ ................................................................... 11 
1.1 Конструктивні елементи силового трансформатора ................................... 11 
1.2 Поняття дефекту .............................................................................................. 21 
1.3 Аналіз основних несправностей і відмов силових трансформаторів ........ 22 
1.4 Методи моніторингу стану трансформаторного обладнання..................... 31 
1.4.1 Методи оцінки стану трансформаторного обладнання.................... 31 
1.4.2 Методи технічного діагностування трансформаторного обладнання47 
1.5 Висновки до першого розділу ........................................................................ 52 
РОЗДІЛ 2. РОЗРОБКА КОНЦЕПЦІЇ АВТОМАТИЗОВАНОЇ СИСТЕМИ 
МОНІТОРИНГУ І ДІАГНОСТИКИ СТАНУ ТРАНСФОРМАТОРНОГО 
ОБЛАДНАННЯ ..................................................................................................... 54 
2.1 Основні положення процесу створення системи моніторингу .................. 54 
2.2 Аналіз технічних вимог, які враховуються при створенні автоматизованої 
системи моніторингу трансформаторного обладнання .................................... 57 
2.3 Функціональні можливості та конфігурація системи автоматизованого 
моніторингу та контролю ..................................................................................... 62 
2.4 Технічні та програмні засоби системи автоматизованого моніторингу 
силового трансформаторного обладнання ......................................................... 66 
6 
2.5 Висновки до другого розділу ......................................................................... 74 
РОЗДІЛ 3. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ОБҐРУНТУВАННЯ ВИКОРИСТАННЯ 
СИСТЕМИ АВТОМАТИЗОВАНОГО МОНІТОРИНГУ .................................. 76 
3.2 Аналіз економічного ефекту від впровадження системи автоматизованого 
моніторингу силового трансформаторного обладнання ................................... 79 
3.3 Висновки до третього розділу ........................................................................ 86 
ВИСНОВКИ ........................................................................................................... 87 
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................. 89 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
7 
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І 
ТЕРМІНІВ 
 
АРМ – автоматизоване робоче місце 
ВН – вища напруга 
ЕОМ – електронно-обчислювальна машина 
ЗТД – засоби технічного діагностування 
КЗ – коротке замикання 
ЛО – людина-оператор 
НН – нижча напруга 
НХ – неробочий хід 
ОД – об'єкт діагностування 
РПН – регулювання під навантаженням 
САУ – система автоматизованого управління 
СД – система діагностування 
ТР – трансформатор 
ХАРГ – хроматографічний аналіз розчинених газів у маслі 
ЧР – часткові розряди 
 
 
 
 
 
8 
ВСТУП 
 
Актуальність. Одним з головних завдань господарства електрифікації 
та електропостачання України є підтримка обладнання в працездатному стані 
в умовах наростання темпів і обсягів його старіння [6, 12, 13]. Так, більшість 
трансформаторного обладнання потребує модернізації, тому що значна 
частина експлуатованого устаткування вже вичерпала свій ресурс і потребує 
поетапної реконструкції, оновлення або заміни. Тому підтримка 
працездатності, підвищення ефективності використання існуючого 
трансформаторного господарства та застосовування нових методів 
діагностування його технічного стану є одним з актуальних завдань [3, 6, 12, 
13]. 
Метою моніторингу є забезпечення раціональної експлуатації 
електроустаткування при заданих показниках надійності й скорочення витрат 
на його технічне обслуговування та ремонт [3, 6, 7]. Ця мета досягається 
шляхом управління технічним станом електроустаткування в процесі 
експлуатації, що дозволяє виконувати технічне обслуговування та ремонт 
відповідно до даних діагностування [14]. 
Питання визначення стану трансформаторів з кожним днем стає все 
більш актуальним і прямопропорційним динаміці зносу парку устаткування, 
яке знаходиться в експлуатації [3, 26]. В даний час близько 60% діючого 
устаткування відпрацювало свій експлуатаційний ресурс, і вимагає заміни. 
На сьогоднішній день 40% трансформаторного устаткування має середній вік 
від 18 років, і відповідно необхідно проводити капітальний ремонт [19]. 
Миттєва повна оцінка стану трансформатора дає можливість продовжити 
його експлуатацію, причому проведення моніторингу дозволяє уникнути не 
лише фінансових витрат, а і втрат пов'язаних з аварійним відключенням 
електропостачання [2]. 
Основними несприятливими діями в електричних апаратах є 
навантаження спричинені: тиском робочого середовища, теплові 
9 
навантаження різних вузлів і деталей, вплив агресивних середовищ, 
ерозійний вплив, контактні або динамічні навантаження, внутрішні 
перенапруги тощо. Для продовження терміну служби трансформатора, а 
також його подальшої експлуатації необхідно проводити точне і своєчасне 
діагностування, тобто визначення технічного стану [3, 6]. 
Оцінка технічного стану енергообладнання електричних мереж 
переважно пов'язана з використанням ефективних методів технічного 
контролю та інструментальної діагностики. Також грамотний моніторинг є 
невід'ємною частиною надійного і безпечного функціонування 
електрообладнання [3]. 
Система контролю стану обладнання визначається стратегією його 
обслуговування. Зазвичай не потужні агрегати виходять з ладу в разі повного 
факту пошкодження. Великі електричні апарати в основному піддаються 
обстеженню і ремонту за заданим графіком і складеним розкладом [6]. 
Однак планово-попереджувальний ремонт може призвести як до 
більших витрат (коли виконуються непотрібні заходи по обслуговуванню), 
так і до більш високого системного ризику (коли необхідні заходи своєчасно 
не виконуються) [6]. 
Силове трансформаторне обладнання (трансформатори і 
автотрансформатори) – один з видів найбільш відповідального устаткування 
на електростанціях і підстанціях [2, 27, 30]. При їх виготовленні 
використовуються дорогі матеріали і комплектуючі: мідь, електротехнічна 
сталь тощо. Саме це в кінцевому результаті визначає надійність всього 
об'єкта. 
У силових агрегатах в якості ізоляції використовують великий обсяг 
легкозаймистого високоочищеного трансформаторного масла, загоряння 
якого може наразити на небезпеку життя оперативного персоналу і завдати 
істотної шкоди розташованому поряд електрообладнанню та навколишньому 
середовищу [6, 27]. 
10 
Згідно з підрахунками близько 20% аварій на підстанціях 
супроводжуються вибухами і займання трансформаторів, тому захист 
електрообладнання від подібного розвитку несправностей повинна 
приділятися особлива увага [4, 30]. 
На підставі вищесказаного випливає висновок про необхідність аналізу 
та дослідження систем безперервного контролю найбільш відповідального 
електроустаткування на електростанціях і підстанціях. 
Метою дослідження є підвищення надійності функціонування 
силового трансформаторного обладнання і збільшення терміну його 
експлуатації. 
Для досягнення мети необхідно вирішити наступні завдання: 
- аналіз дефектів в силових трансформаторах і методів їх 
діагностування; 
- аналіз апаратно-програмних засобів автоматизованих систем 
моніторингу, розробка концепції автоматизованої системи моніторингу і 
діагностики стану трансформаторного обладнання; 
- техніко-економічне обґрунтування застосування використання 
системи автоматизованого моніторингу. 
Об'єкт дослідження: трансформаторне обладнання. 
Предмет дослідження: динамічні процеси у трансформаторах. 
Методи дослідження. При вирішенні поставлених завдань 
використовувалися методи статистичної обробки інформації, теорії 
натурного експерименту. 
Наукова новизна роботи. На основі аналізу отримали подальший 
розвиток методи та схемні рішення реалізації систем автоматизованого 
моніторингу модульного виконання, що є найбільш практичними і 
раціональними. 
Апробація роботи. Основні аспекти наукового дослідження 
магістерської роботи були обговорені на студентській науково-практичній 
конференції ЧДТУ, яка відбувалася 23-24 квітня 2024 р. 
11 
РОЗДІЛ 1 
АНАЛІЗ ДЕФЕКТІВ В СИЛОВИХ ТРАНСФОРМАТОРАХ І МЕТОДІВ 
ЇХ ДІАГНОСТУВАННЯ 
 
1.1 Конструктивні елементи силового трансформатора 
Одним з найбільш поширених електротехнічних пристроїв є 
трансформатор (ТР), який є електромагнітним пристроєм з двома або більше 
індуктивно зв'язаними обмотками і призначений для перетворення енергії 
однієї (первинної) системи змінного струму в іншу (вторинну) систему 
змінного струму [8]. 
Трансформатори знаходять широке застосування в енергетиці, 
вимірювальній техніці і побуті. 
Трансформатори класифікуються за наступними ознаками [8]: 
- за типом охолодження: з повітряним (сухі трансформатори) і масляним 
(масляні трансформатори) охолодженням; 
- за числом фаз: однофазні, трифазні і багатофазні; 
- за формою магнітопроводу: стержневі, броньові, бронестержневі; 
- за кількістю обмоток: - одно -, двохобмоткові та багатообмоткові. 
Обмотки трансформаторів розрізняються взаємним розташуванням на 
стержні, напрямом і способом намотування, кількістю витків, класом 
напруги, схемою з'єднання кінців обмоток між собою [6, 8]; 
- по величині вихідної напруги: підвищуючі, понижаючі та розділяючі. 
Силові трансформатори застосовуються: 
- системах передачі і розподілу електроенергії; 
-  для установок із статичними перетворювачами при перетворенні 
змінного струму в постійний (випрямлячі) або постійний в змінний 
(інвертори); 
12 
- отримання необхідної напруги в ланцюгах управління електроприводами 
[8].  
Трансформатор є складною електричною машиною, яка складається з 
великої кількості механізмів і вузлів, від роботи яких залежить 
функціонування всієї установки. 
ТР складається з наступних елементів: 
а) магнітопроводу; 
б) обмоток; 
в) ізоляції; 
г) бака; 
д) розширювача; 
е) вводів; 
ж) механізму регулювання напруги; 
з) охолоджуючого пристрою. 
Магнітопроводом (рисунок 1.1) називається конструкція, що створює 
магнітний ланцюг трансформатора і сприяє появі замкнутого магнітного 
потоку в ній. Основним матеріалом з якого виготовляється даний елемент є 
холоднокатана електротехнічна сталь [22]. 
У зв'язку з планарною конструкцією магнітопроводи трансформатора 
можуть мати комбіновані або косі стики у місцях стикання стержнів і ярем. 
Стержні магнітопроводу стягуються склобандажами. Ярмові балки 
спресовуються за допомогою стяжки полубандажами, ізольованими від балок 
з метою запобігання появи замкнутого контуру, який може привести до 
виникнення неприпустимих вихрових струмів. Ярмові балки (верхні і нижні) 
ізолюються одна від одної і зв'язуються пластинами з металу, які витримують 
вагу активної частини з обмотками в зібраному вигляді. У трансформаторів 
великих потужностей на нижніх ярмових балках передбачаються шунти, що 
екранують потік розсіювання [8]. 
13 
 
Рис. 1.1. Магнітопровід ТР 
 
Електричні кола в трансформаторі представляються обмотками. Вони 
служать провідниками електричного струму. Існують кілька видів 
конструкцій обмоток (рис. 1.2), що застосовуються в трансформаторах різних 
габаритів і маси. У потужних агрегатах, як правило, використовуються 
обмоткові провідники прямокутного перерізу, я в якості ізоляції служить 
спеціальний папір. При протіканні струму великої величини встановлюють 
провідники з декількома паралельно розташованими жилами або 
транспозицією окремих жил. Провід круглого перерізу звичайно 
застосовують для виготовлення багатошарових обмоток. 
Обмотки трансформатора можуть бути концентричними і 
переміжними (рисунок 1.3) [8]. У першому випадку обмотки високої і 
низької напруг мають циліндричний вигляд, і встановлюють їх на стержні 
так, щоб циліндри були концентрованими один відносно іншого. У другому 
прикладі провідники високої і низької напруг мають також вигляд циліндрів 
тільки однакових діаметрів і встановлюються на стержні магнітопроводу по 
черзі. 
 
14 
 
Рис. 1.2. Приклади обмоток трансформатора 
 
 
Рис. 1.3. Конструктивний різновид обмоток 
 
 
15 
Трансформаторні обмотки мають повздовжню і головну ізоляції. 
Подовжньою називають ізоляцію, що розташовується між окремими 
частинами (шарами) даної обмотки. Головною ізоляцією є діелектрик, що 
знаходиться між провідниками різнойменних фаз, а також між обмотками і 
заземленими елементами. В процесі експлуатації трансформатора на ізоляцію 
обмоток здійснюється вплив несприятливих дій, таких як перенапруги, 
протікання струмів короткого замикання, перегрівання, хімічні реакції [16]. 
Ізоляція характеризується електричною міцністю, яка залежить від 
діелектричних властивостей масляних проміжків і встановлених в певній 
послідовності спеціальних елементів (циліндрів, кутових шайб). 
Матеріалом з якого виготовляються ізоляційні циліндри є спеціальний 
діелектричний картон тонкої структури. Дані циліндри мають шарувату 
форму і розташовуються як між обмоткою і стержнем магнітопроводу, так і 
між самими обмотками. Циліндрична ізоляція встановлюється на 
діелектричні деталі, що відносяться до конструкції нижнього ярма. У 
випадку трифазного трансформатора міжфазні перегородки мають довжину, 
яка дорівнює висоті обмотки і розташовуються в місці, де між обмотками 
різнойменних фаз існує найбільша різниця потенціалів [18]. 
Трансформаторний бак (рисунок 1.4) служить захисним резервуаром, 
в якому розташовуються магнітопровід з обмотками і пристрій регулювання 
напруги. Головними елементами бака є кришка, стінки і дно. На кришці 
монтують вводи, кріплення розширювача, вихлопну трубу, термометри та 
інші конструктивні елементи трансформатора. Радіатори системи 
охолодження закріплюють на стінці бака. Екранування бака від потоків 
розсіювання здійснюється установкою всередині нього пластин з 
немагнітних матеріалів або пакетів із електротехнічної сталі [8]. 
 
 
 
 
16 
 
Рис. 1.4. Трансформаторний бак 
 
Резервуар, що виконує роль компенсатора перепадів температур 
трансформаторного масла при експлуатації електроустановки називається 
розширювачем (рисунок 1.5). Обсяг даного елемента становить майже 10% 
від усієї кількості масла в силовому агрегаті. Також розширювач забезпечує 
постійну наповненість трансформаторного бака маслом під час нестабільних, 
навантажувальних і температурних режимів роботи машини. Принцип 
роботи даного елемента полягає в тому, що при підвищенні температури 
надлишок масла переходить в розширювач, а при зменшенні – повертається 
назад у бак трансформатора [8]. 
Одним із найважливіших функцій розширювача є те, що цей елемент 
скорочує площу поверхневого контакту масла із повітрям. Це дозволяє 
знизити ризик його окислення, тим більше що у верхній частині 
трансформаторного бака температура масла вища ніж в розширювачі. У 
17 
деяких випадках розширювач оснащують повітроосушником, в якому 
передбачений заповнений силікагелем гідрозатвор. Повітроосушник, через 
який проходить повітря в розширювач, сприяє очищенню повітряних потоків 
від механічних домішок і вологи. Плівковий або азотний захист, що 
використовується в розширювачах потужних трансформаторів запобігає 
прямому контакту масла з повітрям [8]. 
 
 
Рис. 1.5. Розширювач та викидна труба: 1 – маслопровід; 2 – газове 
реле;3 – кран для від'єднання розширника; 4 – маслопокажчик; 5 – 
розширювач; 6 – викидна труба;7 – пробка для заливання масла; 8 – бак 
трансформатора; 9 – відстійник 
 
Вводами (рисунок 1.6) називають елементи, що використовуються для 
комутування обмоток із шинами підстанції [23]. Можна виділити три 
основних елементи вводів: 
а) струмоведучі частини до верхньої частини яких приєднують шину, 
а до нижнього кінця підключають відповідний кінець обмотки; 
б) фланець, що виготовлений з металу і служить кріпленням вводу на 
баку; 
18 
в) ізолятор, виконаний з порцеляни або полімерного матеріалу. 
Широке поширення отримали маслонаповнені вводи. Вони зазвичай 
застосовуються в трансформаторах класу напруги 110 кВ і вище. Такі вводи 
мають деякий обсяг масла, що не сполучається з маслом в 
трансформаторному баку. Для забезпечення ізоляції покришки з порцеляни 
стягуються втулкою, що в свою чергу сприяє появі певної кількості 
ізольованого масла. Негерметичні вводи можуть оснащуватися 
розширювачем, які мають повітроосушник з масляним затвором. У 
герметичних вводах у верхній частині також може бути передбачений 
компенсуючий елемент. Для контролю тиску масла герметичні вводи 
оснащуються манометром. Також високовольтні вводи можуть бути 
виготовлені з ізоляційного твердого матеріалу [16]. 
 
Рис. 1.6. Ввід 
 
Механізми регулювання напруги відіграють важливу роль в роботі 
трансформатора. Вони сприяють підтримці певного рівня напруги в мережах 
різного класу напруги за допомогою перемикання відгалужень обмоток, 
19 
тобто змінюючи коефіцієнт трансформації. Зазвичай виділяють два види 
перемикаючих пристроїв [16]: 
1) Механізм перемикання без збудження. Даний пристрій може 
працювати тільки при відключенні трансформатора від мережі, що в свою 
чергу призводить до припинення електропостачання споживачів. Діапазон 
перемикань таких пристроїв в силових ТР вітчизняного виробництва 
дорівнює ± 5%; 
2) Механізм регулювання напруги під навантаженням. Такий пристрій 
здатен працювати без відключення ТР від мережі. Діапазон перемикань 
даних апаратів в силових ТР вітчизняного виробництва дорівнює ± 12%. 
Пристрій перемикання без збудження (рисунок 1.7) складається з 
механізму нерухомих контактів, які з'єднуються з відгалуженнями обмотки, 
призначеними для регулювання і вузла рухомих контактів, які служать для 
послідовного з'єднання нерухомих контактів. 
 
 
Рис. 1.7. Механізм перемикання без збудження 
 
 
20 
Пристрій регулювання напруги під навантаженням (рисунок 1.8) 
складається [17, 28]: 
а) контактор, функцією якого є забезпечення переходу на конкретне 
робоче положення без розриву електричного кола і гасіння при цьому 
дугового розряду; 
б) виборець, який виконує підготовку до ввімкнення певного робочого 
положення; 
в) приводний механізм, що перемикає контактор і виборця; 
г) струмообмежувач, який сприяє зменшенню струму, який протікає 
під час перемикання. 
 
Рис. 1.8. Пристрій регулювання напруги під навантаженням 
 
21 
Система охолодження призначена для відводу в навколишнє 
середовище надлишків тепла, що виділяється в трансформаторі під час його 
роботи. Внаслідок зносу ізоляції через перегрівання тривала робота силового 
електрообладнання неможлива без пристроїв охолодження [6]. 
Розрізняють природну і примусову системи циркуляції 
трансформаторного масла. Природна циркуляція полягає в підйомі масла до 
кришки при нагріванні, віддачі тепла стінками бака і спуску в його нижню 
частину. У трансформаторах великої потужності для підвищення 
ефективності охолодження потрібно застосовувати системи, що 
забезпечують примусову циркуляцію охолоджуючих середовищ. Масляні 
вентилятори і водяні насоси сприяють зменшенню нагрівання силового ТР. 
 
1.2 Поняття дефекту 
Оцінка функціонального стану трансформаторного обладнання є 
вагомим елементом всіх головних аспектів роботи електростанцій і 
підстанцій. Найважливішою з її завдань є виявлення факту справності або 
несправності пристрою [10]. 
Устаткування вважається справним, якщо його стан відповідає тим 
вимогам, які прописані в нормативних документах, в інших випадках – 
несправним [6]. 
Головною причиною переходу трансформаторів зі справного стану в 
аварійний є наявність дефектів. Дефектом можна назвати будь-яку 
невідповідність оптимального стану окремих частин електрообладнання. 
Дефекти в апаратах виникають в різні періоди їх життєвого циклу: 
при виробництві, установки, настройки, функціонуванні, ремонті та 
випробуваннях і сприяють виходу його з ладу [23]. 
На практиці зустрічаються досить багато видів дефектів 
електротехнічного обладнання, а їх різновидів багато. В основному можна 
виділити чотири основні категорії або ступені розвитку несправностей [26]: 
22 
- оптимальний стан електричного обладнання (несправності відсутні); 
- початкова ступінь дефекту (існування такої несправності не вагомо 
впливає на роботу електрообладнання); 
- розвинена ступінь несправності (існування даного дефекту обмежує 
функціональні можливості обладнання або зменшує його термін служби); 
- аварійна стадія дефекту (наявність такої несправності перешкоджає 
експлуатації пристрою, роблячи її неможливою). 
При виявленні різних несправностей та ґрунтуючись на їх ступені 
розвитку, здійснюються такі рішення з їх ліквідації, як: 
- заміна електрообладнання, його частин або елементів; 
- виконання ремонтних робіт обладнання, його механізмів або частин 
(після даних заходів обов'язково проведення додаткових досліджень для 
аналізу якості проведеного ремонту); 
- продовження експлуатації, але зменшення часу між регулярними 
перевірками; 
- проведення окремих випробувань. 
 
1.3 Аналіз основних несправностей і відмов силових 
трансформаторів 
Пошкодження обмоток і їх ізоляції (рисунок 1.9) в силових ТР можуть 
відбуватися під впливом різних перенапруг, через перегрівання, впливу 
динамічних сил, що створюються при проходженні струмів короткого 
замикання [1, 6, 23]. 
Також практика показує, що причиною пошкодження обмоток навіть 
при найменших відхиленнях можуть стати технологічний брак при 
виробництві, прорахунки в конструкції, а також недотримання необхідних 
правил експлуатації, монтажу та зберігання. 
 
23 
 
Рис. 1.9. Пошкодження ізоляції і обмотки трансформатора 
 
Під час експлуатації перших силових трансформаторів, вітчизняні та і 
зарубіжні інженери у галузі трансформаторобудування зіткнулася з 
небаченими раніше пошкодженнями трансформаторної ізоляції. Діелектрик в 
агрегатах вражався незвичайними розрядами. Вони представляли собою 
обвуглені доріжки, які проходили і по поверхні електрокартону і в глибині 
діелектрика між його шарами, в основному у напрямку вісі обмотки. В 
результаті досліджень було виявлено, що такі розряди призводили до 
зменшення електричного опору ізоляції. Під час експлуатації 
трансформатора ці паразитичні розряди сприяли пробою через ізоляцію на 
заземлені частини силового ТР. У деяких випадках пошкодження ТР ставали 
критичними. Через гіллястий характер такі розряди назвали «повзучими» 
(рисунок 1.10). У сучасній електротехніці вони називаються частковими 
розрядами [27]. 
Виникненню часткових розрядів в трансформаторі можуть сприяти 
кілька факторів, а саме: 
а) перегрівання трансформаторного масла або ізоляції внаслідок чого 
відбувається виділення газів; 
24 
б) перевищені понаднормовані значення перенапруги при 
функціонуванні силового ТР; 
в) деформування обмоток під впливом струмів короткого замикання, 
яке в свою чергу призводить до виникнення локальних напруженостей 
електричного поля, які порівнюються з перенапругами. 
г) ослаблення електричного опору трансформаторної ізоляції 
внаслідок попадання в ТР механічних частинок із охолоджувальної системи в 
разі виходу з ладу маслонасосів; 
д) використання неякісного трансформаторного масла з низькою 
газостійкістю. 
 
Рис. 1.10. Пошкодження ізоляції «повзучим» розрядом: 1 - основний 
стовбур розряду; 2 - гіллястий шлях розряду 
25 
Значна частина пошкоджень трансформаторів припадає на вводи ВН, 
які є одним із найбільш навантажених вузлів по напруженості поля, 
можливостям тепловіддачі, а також із механічної напруженості конструкції 
[20, 22]. Пошкодження високовольтних вводів вкрай небезпечні, їх можливі 
наслідки – вибух, витік масла і загоряння обладнання ВН (рисунок 1.11). 
 
Рис. 1.11. Пошкоджений високовольтний ввід трансформатора 
 
26 
Враховуючи, що близько 1/3 пошкоджень ТР спричинені дефектами 
вводів, тільки з цього виду обладнання пошкоджуваність становить близько 
30 аварій на рік (в експлуатації знаходиться близько 10 тис. маслонаповнених 
вводів 110-750 кВ) [20]. 
Основні види дефектів високовольтних вводів наступні: 
- місцеве перегрівання і теплові пробої в паперовій ізоляції через високі 
діелектричні втрати. Причина – недостатнє сушіння або недопропитка 
ізоляції маслом, забруднення масла; 
- теплове розкладання масла при ослабленні контактів та їх іскрінні; 
- пошкодження ізоляції через дефекти центрального стержня; 
- коронний розряд в порожнинах ізоляції при неякісному сушінні і 
просоченні; 
- іскровий розряд з прокладок через дефекти їх з'єднань або замикань; 
- розряди на поверхні ізоляції через зниження електричної міцності 
масла і дефектів порцелянової покришки, в тому числі через утворення 
струмопроводячого осаду всередині покришки; 
- пробій через відкладений всередині нижньої порцелянової покришки 
осад, що призводить до руйнування вводу, займання масла з пошкодженням 
обмоток і деформацією бака. 
Температура у вводі високої напруги може сягати великих величин 
через теплове навантаження даного вузла. На практиці зустрічаються 
випадки нагрівання вводів при температурі вище, ніж верхніх шарів 
трансформаторного масла на 10 °С. Ще більше перегрівання у вводах може 
бути викликана старінням паперової ізоляції. Саме перегрівання можуть 
привести до руйнування вводів, внаслідок пробою через осад всередині 
нижньої порцелянової покришки. Зазвичай у силових ТР класу напруги 110-
750 кВ перевантаження являють для вводів найбільшу небезпеку [22, 23]. 
Ще один приклад дефекту, який розвивається повільніше – 
потрапляння міді в паперову ізоляцію. Вона проникає через масляне 
просочення з ємнісних обкладок. Це призводить до утворення в ізоляції 
27 
оксидів міді і зниження її електричної міцності. Причиною пошкодження 
може бути також проникнення в паперову ізоляцію сульфіду міді Cu2S 
(продукту корозії масла) як провідної добавки [7]. 
Складним і часто недостатньо надійним вузлом силового 
трансформатора є пристрій регулювання напруги під навантаженням. 
Найпоширенішими дефектами перемикаючих пристроїв є: 
а) руйнування перегородки ізолюючого пристрою регулювання 
напруги, в результаті чого відбувається забруднення трансформаторного 
масла продуктами термічного розкладання; 
б) деформація контактів, що сприяє появі підгоряння та іскріння в 
контактній системі; 
в) зволоження електроізоляційного циліндра, що приводить до 
порушення герметизації і появи дугового короткого замикання; 
г) порушення роботи механічних вузлів внаслідок зносу, що підвищує 
ризик виходу з ладу обладнання. 
Одним з найважливіших елементів силового електрообладнання, що 
знижує ризик його перегрівання, є система охолодження. Порушення 
функціонування даного вузла призводить до швидкого старіння 
трансформаторної ізоляції і погіршення властивостей масла в баку. 
Внаслідок цього трансформатор стає вразливим до різних несприятливих 
впливів. 
Найбільш частими на практиці дефектами охолоджуючої системи 
трансформатора є [6]: 
а) поломка лопастей через неправильну установку крильчатки 
вентилятора; 
б) вихід з ладу вентилятора внаслідок виходу з ладу підшипників, які 
не пройшли своєчасне обслуговування; 
в) неякісні зварні шви, що сприяють витіканню трансформаторного 
масла; 
г) зміни форми поверхні елементів охолоджуючої системи; 
28 
д) несправність охолоджувачів у зимовий період через проходження 
через маслоохолоджувача, заповненого рідиною холодного масла; 
е) засмічення місця між трубками охолоджувача, що призводить до 
погіршення відводу тепла. 
На рисунку 1.12. приведено схему причинно-наслідкових зв'язків 
елементів конструкції трансформатора і його діагностичних ознак. 
На основі експлуатаційних даних можна виділити наступні причини 
втрати працездатності ТР [22]: 
- підвищене нагрівання трансформатора, яке викликане нагріванням 
металевих частин, вихровими потоками, перевантаженнями і 
перенасиченням магнітопроводу, їх старінням; 
- порушення ізоляції між елементами конструкції; 
- зволоження ізоляції; 
- наявність газів в маслі у процесі газовиділення в місцях підвищеного 
нагрівання або підвищеної напруженості електричного поля (часткові 
розряди); 
- старіння ізоляції під дією каталізаторів, кисню і електричного поля; 
- часткові деформації обмоток при КЗ; 
- виткові замикання обмоток; 
- зволоження вводів; 
- часткові розряди в ізоляції. 
 
29 
 
Рис. 1.12. Схема причин відмов у роботі силового трансформатора 
30 
В результаті багаторічної експлуатації трансформаторів встановлені 
типові види пошкоджень основних елементів ТР. Статистика показує, що дві 
третини пошкоджень виникають в результаті незадовільного ремонту, 
монтажу і експлуатації, а одна третина – внаслідок заводських дефектів. 
Для магнітопроводу за наявності дефекту у листовій ізоляції можливе 
перегрівання, яке викликане вихровими струмами. В разі конденсації вологи 
на поверхні масла, вона потрапляє на верхнє ярмо, проникає між пластинами 
активної сталі у вигляді водомасляної емульсії, внаслідок чого руйнується 
міжлистова ізоляція, що у свою чергу викликає корозію сталі. З цих причин 
також погіршується стан масла, я саме, зменшується температура спалаху, 
підвищується кислотність і збільшуються втрати холостого ходу [22]. 
Найбільш характерним видом пошкоджень в обмотках 
трансформатора є виткове замикання. Причиною його може бути руйнування 
ізоляції через старіння внаслідок її природного зносу або через тривалі 
перевантаження трансформатора при недостатньому охолодженні обмоток. 
Порушення ізоляції витків обмотки, може статися так само, внаслідок 
механічних пошкоджень при КЗ. Ознаками виткових замикань є підвищене 
нагрівання і різниця в опорах фаз при вимірюванні по постійному струму. 
Перераховані пошкодження викликають розкладання масла і виділення газу, 
що призводить до спрацьовування газового захисту. Так само про характер 
пошкодження можна судити за результатами хімічного аналізу газу [19]. 
Один із найважливіших методів оцінки стану трансформатора – це 
хроматографічний метод, який дає можливість оцінити вміст розчинених в 
маслі газів, встановити зв'язки між газами, що виділилися у масло, і 
визначити причини їх появи [2]. 
Наприклад, виділення водню (Н2) свідчить про наявність в ТР іскрових 
і дугових часткових розрядів; ацетилену (С2Н2) – про наявність електричної 
дуги і іскріння; етилену (С2Н4) – про місцеве нагрівання масла; метану (СН4) 
– про місцеве нагрівання ізоляції або про часткові розряди, які спричиняють 
нагрівання; етану (С2Н6) – про місцеве нагрівання масла і ізоляції в межах 
31 
573... 673 К; оксиду і діоксиду вуглецю (С, СО2) – про старіння і зволоження 
масла і твердої ізоляції [2, 32]. 
 
1.4 Методи моніторингу стану трансформаторного обладнання 
1.4.1 Методи оцінки стану трансформаторного обладнання 
 
Способи моніторингу стану трансформаторного обладнання 
відповідно до класифікації можна розділити на дві групи [2, 6, 26]: 
1) Метод неруйнівного контролю; 
2) Метод руйнівного контролю. 
В основу методу неруйнівного контролю покладено моніторинг 
технічних характеристик ТР в режимі його нормального функціонування. 
Для методу руйнівного контролю характерне контролювання стану 
обладнання при його відключенні і розбиранні конструкції. 
Способи неруйнівного діагностування поділяються на: 
- тепловізійний; 
- хроматографічний; 
- електричний; 
- вібраційний; 
- акустичний. 
У тепловізійному методі контролю здійснюється вимірювання, 
оцінка та аналіз температурного стану об'єкта, що діагностується. До 
головних умов застосування діагностики за допомогою теплових методів 
контролю відноситься наявність в обстежуваному об'єкті потоків тепла [22]. 
За допомогою визначення температури можна визначити стан 
різноманітного обладнання. Практично при будь якому відхиленні від 
нормального режиму функціонування електрообладнання зміна температури 
буде означати появу дефектів, які будуть впливати на подальшу роботу 
апарату. Реакції, що супроводжуються підвищенням температури при будь 
32 
яких режимах експлуатації, з'являються протягом усього періоду роботи 
електрообладнання. 
Діагностика, яка заснована на інфрачервоному випромінюванні є 
сучасним, прогресивним і ефективним методом в контролю 
електротехнічного обладнання. 
Перевагами тепловізійної діагностики електроустаткування в 
порівнянні з іншими методами неруйнівного контролю є: 
- обстеження об'єктів в процесі експлуатації без зняття напруги; 
- можливість класифікації дефектів за ступенем їх небезпеки; 
- можливість об'єктивного документування виявлених дефектів. 
Основними технічними вимогами до параметрів цих засобів є: 
- спектральний діапазон - 2,5-5,0 або 8,0-14,0 мкм; 
- похибка вимірювання температури - ± 2,00°С; 
- чутливість - 0,20°С; 
- діапазон вимірюваних температур: -120°С +150°С; 
- формат зображення - не менше ніж 320x240 елементів для тепловізорів 
і не менше ніж 100 елементів для сканерів; 
- кількість зображень, які можуть зберігатися – не менше 30; 
- температурні умови роботи – -15°С +50°С. 
Досвід проведення тепловізійної діагностики ТР показує, що вона 
дозволяє виявити наступні несправності: 
- порушення механічної ізоляції обмоток, вигорання витків обмотки 
через струми КЗ; 
- перегрівання магнітопроводу через КЗ; 
- порушення роботи охолоджуючих систем (маслонасосів, вентиляторів, 
фільтрів тощо); 
- утворення застійних зон масла в баку трансформатора; 
- порушення герметичності бака; 
- перегрівання внутрішніх контактних з'єднань обмоток низької напруги 
з виводами трансформатора; 
33 
- пошкодження маслонаповнених вводів. 
При аналізі результатів тепловізійного обстеження необхідно 
враховувати конструктивне виконання даного типу трансформатора, а також 
спосіб охолодження обмоток і магнітопроводу, умови і тривалість 
експлуатації. Це вимагає проведення попередньої підготовки до обстеження 
шляхом вивчення паспортних і конструктивних даних трансформатора, 
терміну і умов експлуатації, відомостей про результати проведених ремонтів, 
ступінь завантаження трансформатора. 
Підсумком тепловізійного обстеження трансформатора є звіт з 
фіксацією виявлених дефектів, ступені їх розвитку, а також надаються 
рекомендації по усуненню дефектів з їхніми термограмами у вигляді відео та 
зображень (рис. 1.13, 1.14). Це дозволяє планувати роботи по ремонту, 
спираючись не тільки на нормативи, але і використовувати результати 
тепловізійного обстеження, які відображають реальну картину технічного 
стану ТР. 
Підвищене нагрівання ТР може бути обумовлене втратами в сталі 
магнітопроводу через її дефекти, а також витковими замиканнями в обмотках 
або через зволоження та забруднення. 
При тепловізійному обстеженні вимикачів оцінка стану зовнішніх 
контактів і КС, що знаходяться на повітрі, оцінюється по перевищенню 
температури по методиці, описаній вище для КС. Оцінку контактів 
дугогасильних камер рекомендується проводити по характеру розподілу 
температури фаз. 
Аналогічним чином при тепловізійному обстеженні оцінюється 
тепловий стан роз’єднувачів. 
Таким чином, тепловізійний метод має цілий ряд незаперечних 
переваг (дистанційність, наочність, об'єктивність, висока продуктивність, 
оперативність і т.п.) в порівнянні з традиційними методами діагностики 
електроустаткування, що робить його незамінним при обстеженні великої 
групи різнорідних об'єктів електроустаткування в межах одного 
34 
підприємства. Також тепловізійне обстеження електроустаткування  
проводяться в процесі його експлуатації без відключення навантаження, 
тому при періодичному обстеженні є можливість оперативно виявляти 
дефекти на ранній стадії їх розвитку [10]. 
 
 
Рис. 1.12. Термограма трансформатора 
 
Рис. 1.13. Термограма маслонаповнених вводів 
35 
При тепловізійному обстеженні обладнання застосовується 
високотехнологічний вимірювальний пристрій, що одержав назву тепловізор 
(рисунок 1.14). Даний прилад, призначений для дистанційного обстеження, 
визначення просторово-часового поширення нагрівання конструкцій, які 
попадають в поле зору об’єктиву пристрою, шляхом відтворення термограм в 
певному часовому порядку і реєстрації температури обстежуваного 
обладнання за загальноприйнятими коефіцієнтами випромінювання і 
характеристикам зйомки (температурного стану середовища, відстань 
спостереження тощо). Іншими словами, тепловізор – це камера, яка фіксує в 
об’єктах (обладнання) випромінювання інфрачервоного діапазону і дозволяє 
під час діагностики відображати картину поширення температури на об'єкті. 
 
Рис. 1.14. Тепловізори 
 
Для вимірювання температури безконтактним методом також 
використовуються пірометри (рисунок 1.15), функціонування яких засноване 
на визначенні потужності випромінювання тепла від досліджуваного об'єкта 
в основному інфрачервоного діапазону [20]. 
36 
Головна відмінність пірометрів від тепловізорів полягає в тому, що ці 
пристрої вимірюють температуру в певному місці (до 1 см), а тепловізори 
показують теплове розсіювання всього об'єкта в цілому, представляючи все 
коливання і різницю температур. 
Результати інфрачервоної діагностики слід аналізувати з урахуванням 
таких факторів, як особливість експлуатації діагностуємого обладнання, умов 
його функціонування і працездатність різних вузлів ТР. 
 
Рис. 1.15. Пірометри 
 
Хроматографічний аналіз розчинених газів у маслі (ХАРГ) – це 
оцінювання стану та визначення характеру можливих дефектів ТР [7]. За 
допомогою ХАРГ можна виявити та оцінити розвиток таких дефектів 
трансформаторів, як електричні розряди в маслі, перегрівання в 
струмоведучих з’єднаннях і елементах конструкції магнітопроводу, разом з 
ознаками, які мають незалежну детерміновану діагностичну цінність 
(концентрація водню, метану, етану, етилену й ацетилену), 
використовуються ознаки з умовною діагностичною цінністю (відношення 
концентрацій різних пар названих газів, швидкість зростання концентрації 
газів, відношення концентрацій оксиду й діоксиду вуглецю). 
37 
На даний момент основним обладнанням, за допомогою якого 
проводять оцінку стану трансформаторного масла [6]: 
- вологомір (рисунок 1.16) – необхідний для визначення вологи в маслі; 
- вимірювач об'ємної частки газів – використовується для визначення 
наявності газів в маслі (рисунок 1.17). 
 
Рис. 1.16. Вологомір 
 
Рис. 1.17. Вимірювач об'ємної частки газів 
38 
- вимірювач діелектричних параметрів трансформаторного масла – 
використовується для визначення відносної діелектричної проникності і 
тангенса кута діелектричних втрат масла, яке використовується в 
трансформаторах (рисунок 1.18). 
 
Рис. 1.18. Вимірювач діелектричних параметрів трансформаторного 
масла 
 
- автоматичний тестер трансформаторного масла – застосовується для 
визначення електричної міцності рідини, що використовуються для 
електроізоляції (рисунок 1.19). Показником забруднення масла домішками 
буде напруга пробою. 
39 
 
Рис. 1.19. Автоматичний тестер трансформаторного масла 
 
Згідно „Норм” в експлуатації періодично контролюється мегомметром 
опір ізоляції первинної та вторинних обмоток і проводиться фізико-хімічний 
аналіз масла в об’ємі скороченого аналізу та tg δ [6, 23]: 
1. Ізоляція вторинних обмоток (а-х та ад-хд) контролюється 
персоналом по релейному захисту, причому разом із контрольними 
кабелями, що при нормі 0,5 МОм практично нічого не говорить про дійсний 
стан їх ізоляції. 
2. Періодичний (1 раз у 3 роки) відбір проб трансформаторного масла: 
- величина пробивної напруги – не менше 35 кВ; 
- величина tg δ при 90°С – не більше 10 %; 
- температура спалаху – зниження не більше як на 5 °С; 
- кислотне число – 0,1 мг . 
 
 
40 
Таблиця 1.1 
Визначення стану ТР за допомогою різних видів проб масла 
Аналіз Граничні Примітка 
величини 
Величина пробивної не менше 35 кВ Для каскаду, як для 110 кВ або 330 
напруги, кВ кВ. 
Величина tgδ при не більше 10 % Величина завелика, так як при цьому 
90°С, % масло вже чорного кольору, часто 
підвищеної кислотності і згубно діє 
на паперову ізоляцію (вважаємо за 
критичну величину 5-6 %, по 
досягненню якої заміняємо масло). 
Температура зниження > 5 °С Для ТР малоінформативний 
спалаху, °С параметр. 
Кислотне число, 0,1 мг КОН Потрібен при tg δ масла 5-6 % та 
 мг КОН більше. 
Вологовміст, г/т не більше 30 г/т  Аналіз, що не регламентується 
нормами, і доцільний як 
діагностичний в масовому порядку . 
 
В даний час в Україні широке застосування серед діагностичних 
систем отримали методи, що дозволяють проводити обстеження 
електроустаткування не проникаючи в його конструкцію [27]. 
Сутність електричного методу полягає у створенні в досліджуваному 
об'єкті збурення, утвореного або за допомогою електричного поля або 
впливом неелектричного характеру (механічним, тепловим тощо). В якості 
початкового параметра застосовуються електричні характеристики 
обладнання, що піддається діагностиці [19]. 
Для виявлення іонізаційних процесів в ізоляції трансформаторів 
напруги під час їх експлуатації останнім часом використовують метод 
часткових розрядів (ЧР) для оцінки бездефектного стану ТР, бо він має 
статистичний розподіл при розвитку дефектів у процесі їх експлуатації. 
Аналіз результатів вимірювання ЧР у режимі моніторингу 
демонструє, що, на відміну від, наприклад, хроматографічного аналізу 
розчинених газів [22], концентрації яких зростають монотонно під час 
41 
послідовного розвитку дефекту, який має відповідні ознаки, динаміка 
зростання величини уявного заряду ЧР такою монотонністю не володіє [22]. 
Уривчастість у часі процесу часткових розрядів супроводжується різними 
значеннями їх інтенсивності. 
Також відомо, що ЧР, які з’являються в різних місцях по довжині 
обмотки трансформатора, призводять до різноманітних деструктивних 
значень величини уявного заряду внаслідок загасання сигналу при його 
проходженні по обмотці. Таким чином, наявність випадкової діагностичної 
величини, яка отримуються при вимірюванні ЧР, стає на перешкоді 
нормованих граничних значень, а виміряні ЧР малої інтенсивності не можуть 
бути використані, як ознаки об’єктивного стану устаткування [22]. 
Одним із перспективних напрямків розвитку застосування даного 
методу є автоматизований контроль характеристик ЧР для індикації 
передпробивних процесів із метою вдосконалення захисту. Взагалі 
діагностика методом ЧР є ефективним засобом виявлення не тільки ЧР в 
ізоляційних конструкціях трансформатора, але й у будь-яких інших деталях, 
якщо в останніх мають місце процеси іскріння (поява короткозамкнених 
контурів, погані контакти тощо). Разом з тим ідентифікація ЧР в обладнанні 
супроводжується щонайменше двома проблемами: розрізнюванням із 
зовнішніми перешкодами та виявленням джерел внутрішнього шуму [22]. 
Вимірювання ЧР дозволяє одержати одну з найважливіших 
характеристик ізоляційних систем трансформаторів. При цьому ефект ЧР 
характеризується трьома показниками: хімічним, що проявляється в появі 
розчинених газів, електромагнітним та  акустичним. Чутливість методу 
розчинених газів залежить від часу ЧР, що для контрольних вимірювань 
звичайно велика, і чутливість методу при цьому висока. Однак при 
виникненні ЧР на початку чутливість мала, якщо ЧР не дуже великі. Для 
випадків, коли чутливість цього методу недостатня, повинні застосовуватися 
інші методи. Так, за допомогою вимірювань у високочастотному діапазоні 
визначаються ЧР в зазорах і на поверхні ізоляційних конструкцій, коронний 
42 
розряд з гострих крайок і кутів, іскровий і дуговий розряди між елементами 
конструкції трансформатора тощо. При цьому тільки даним методом можна 
визначити ЧР у внутрішніх замкнутих порожнинах трансформатора. 
Обстеження трансформаторів за допомогою вібродіагностики 
дозволяє повноцінно визначити функціональний стан важливих частин 
трансформаторного обладнання, маслонасосів, дізнатися причини підвищеної 
вібрації і своєчасно виявити погіршення технічного стану, як усього 
трансформатора, так і окремих фаз обмотки і осердя [31]. 
Вібрація являє собою механічне коливання контрольованої області ТР 
від середнього до нейтрального положення. Це характерно для будь якого 
працюючого механізму. Вібрація досить інформативний і показовий 
параметр, який застосовується для оцінки поточного стану працюючого 
електрообладнання. 
Динамічні процеси змінюються в результаті розвитку дефектів в 
електричній машині (ТР), відбуваються якісні і кількісні зміни сил, які 
впливають на деталі ТР. У результаті разом із рівнем механічних коливань 
змінюється і їх форма [19]. 
Фізично вібрація на поверхні бака силового трансформатора якісно і 
кількісно пов'язана зі станом активної частини. При зміні рівня пресування 
під час роботи ТР призводить до зміни повної вібраційної картини, 
збільшення вібрації, зміни її частоти, виникненню модульованих коливань. 
Ці зміни часто виявляються працівниками оперативних бригад, які проводять 
огляди працюючих трансформаторів. 
Часто поточний стан обмоток та ізоляції трансформатора 
контролюється певними вібраційними параметрами: віброшвидкість, 
віброприскорення і вібропереміщення. 
На сьогоднішній день для пояснення вібросигналів широке 
застосування отримали такі характеристики, як вібропереміщення і 
віброшвидкість. 
43 
Вібропереміщення вказує на найбільші межі зміни положення 
досліджуваної точки, характеризується подвійною амплітудою і показує рух 
від одного крайнього положення до іншого протилежного. 
Віброшвидкість характеризується найбільшою швидкістю 
переміщення досліджуваної точки протягом її зміни напрямку. При 
вимірюваннях віброшвидкості розраховують не її максимальну величину, а 
середньоквадратичне значення. 
Віброприскорення показує вплив сил в пристрої, який спонукало 
коливання в матеріалі. При визначенні вібраційних характеристик 
застосовуються переносні спектроаналізатори, заміряють імпульси з датчика 
вібрації. 
Для проведення вібраційного обстеження широко застосовуються 
високоточні пристрої вимірювання вібрації та цифрової обробки сигналів, 
функціональність яких постійно розвивається, а ціна зменшується. 
За підсумками вимірювань методом вібраційної діагностики 
надаються графіки вібраційних сигналів (рисунки 1.20, 1.21). 
Існує інформаційна спектральна методика порівняння форм сигналів, 
яка заснована на вузькополосній спектральній оцінці вібросигналів. У такій 
технології діагностичні дані містяться в співвідношенні амплітуд і 
початкових фаз головної складової та інших складових, кратних їй по частоті 
[25]. 
Акустичні методи контролю використовуються для діагностики 
виробів з матеріалів у яких радіохвилі загасають швидко: напівпровідники, 
діелектрики (скловолокно, кераміка, пластмаси), магнітодіелектрики 
(ферити), матеріали з тонкого металу [19]. 
Акустичний метод діагностики заснований на створенні в дефектному 
місці розряду і прослуховуванні звукових коливань, що виникають над цією 
ділянкою. Такий спосіб контролю застосовують для знаходження 
різноманітних видів пошкодження за умови, що електричний розряд повинен 
створитися в проблемній ділянці. 
44 
Недолік акустичного методу – низька роздільна здатність пристроїв 
через малу глибину проникнення радіохвиль. 
 
 
Рис. 1.20. Форми і спектри вібрації осердя трансформатора, що працює в 
нормальному режимі 
 
 
Рис. 1.21. Форми і спектри вібрації осердя трансформатора при 
перевантаженні, що супроводжується магнітним насиченням осердя 
 
45 
Радіохвильовий метод неруйнівного контролю поділяється на дві 
групи: активний і пасивний методи. Активний метод полягає у 
випромінюванні і прийомі пружних хвиль, пасивний – на прийомі хвиль, які 
виходять від самого об'єкта, наприклад, виникнення тріщин супроводжується 
утворенням акустичних коливань. 
Активний метод поділяється на методи відображення, проходження та 
власних коливань. 
Метод відображення заснований на аналізі відображення імпульсів 
пружних хвиль від неоднорідностей або меж об'єкта контролю, і виявляє 
дефекти типу порушення цілісності, визначає їх координати, розміри, 
орієнтацію шляхом проникання у вироби і прийому відбитого від дефекту 
ехо-сигналу. Метод проходження заснований на впливі параметрів об'єкта 
контролю на характеристики проходження через нього хвиль, і виявляє 
глибинні дефекти типу порушення цілісності, розшарування тощо. У методі 
власних коливань про властивості об'єкта контролю судять за параметрами 
його вільних або вимушених коливань (їх частотам і величиною втрат). 
Даний метод застосовується для виявлення глибинних дефектів.  
В якості акустичного датчика використовують чутливі елементи 
п’єзо- або електромагнітної системи, що сприймають механічні коливання 
досліджуваного об'єкта і перетворюють їх в електричні сигнали, які 
надходять на підсилюючий пристрій звукових частот. Дані частоти найбільші 
в місці пошкодження або дефекту. 
Ультразвукoва дефектoскoпія заснована на індикації розповсюдження 
в металі ультрaзвукoвих коливань з чaстoтaми, які перевищують 20 кГц і 
відбивання їх від дефектів [25]. 
Перевагою акустичного методу є те, що сигнали в електрообладнанні, 
викликані електричними розрядами, виявляються навіть при таких 
перешкодах, як шум маслонасосів, вібростук, гудіння вентиляторів тощо. 
Основні інструменти, що використовуються для ультразвукової 
дефектоскопії: 
46 
1) Осцилограф, який реєструє форму сигналу і його спектр (рисунок 
1.22). 
 
Рис. 1.22. Осцилограф 
 
2) Ультразвуковий зонд, в якому відбувається перетворення частоти 
сигналу у звук для прослуховування людиною його через спеціальну 
аудіогарнітуру (рисунок 1.23). 
 
 
Рис. 1.23. Зонд 
 
47 
1.4.2 Методи технічного діагностування трансформаторного 
обладнання 
 
Оцінка стану ТР проводиться методами технічного діагностування [6, 
7, 18, 19, 21, 22]. 
Процес діагностування зазвичай починається після виявлення 
відхилень в роботі об'єкта під час проведення штатних або нештатних 
перевірок його стану. Про наявність такого відхилення свідчить порівняння 
поточних значень контрольованих параметрів з їх еталонними значеннями, 
які встановлюються технічною документацією за результатами випробувань 
або на основі статистичного аналізу даних. 
Діагностика може здійснюватися різними методами, які включають 
сукупність операцій і дій, що приводять до висновку про стан об'єкта [7, 19, 
26]. 
В ході технічного діагностування вирішуються задачі контролю 
працездатності об’єкта, пошуку місця і причин несправності і прогнозування 
зміни його стану. 
Для оцінки технічного стану об’єкта необхідні критерії, які в 
основному є його параметрами. Критерії пов'язані з несправностями об'єкта. 
Основні і додаткові параметри повинні відповідати вимогам, обумовленим 
технічною документацією на об'єкт. Якщо вони відповідають технічному 
завданню і технічним умовам, то об'єкт функціонує штатно і правильно. 
Діагностика устаткування може здійснюватися різними способами. 
Системи діагностування. У загальному вигляді система 
діагностування (СД) включає три основні елементи: об'єкт діагностування 
(ОД), засоби технічного діагностування (ЗТД) і людини-оператора (ЛО), рис. 
1.24 [3, 20-23]. 
 
48 
 
Рис. 1.24. Структурна схема системи діагностування 
 
Об'єкти діагностування можуть поділятися на непреривні, стани яких 
можна описати безперервно у часі диференціальними або алгебраїчними 
рівняннями, дискретні і гібридні, які є комбінацією непреривних та 
гібридних пристроїв. 
Об'єкт повинен мати діагностичне забезпечення, яке включає 
діагностичні ознаки несправностей, контрольовані параметри, алгоритми і 
засоби виявлення пошкоджень. 
Оператор (ЛО) може різною мірою впливати на процес 
діагностування, звідси система діагностування може бути ручною, 
автоматичною і автоматизованою. 
Оператор, як будь-який елемент системи, володіє таким показником 
як надійність, який може змінюватися в широкому діапазоні. Робота 
оператора залежить від властивих йому властивостей і органів (зір, слух, 
центральна нервова система, пам'ять, мова, органи руху), а також від умов у 
яких він працює (зовнішні фактори). 
Системи технічного діагностування включають програмні засоби, 
ремонтно-експлуатаційну документацію і технічні або апаратурні засоби. 
49 
Програмні засоби – це пакети програм і алгоритмів. Ремонтно-
експлуатаційна документація має вигляд таблиць дефектів і ремонтних 
схемам, в яких зображені види сигналів в різних контрольних точках, і 
приведено структурне розбиття системи на функціональні вузли [32-41]. 
Засоби технічного діагностування (ЗТД) – це прилад або система, за 
допомогою яких здійснюється сам процес діагностування. 
Побудова ЗТД багато в чому визначається завданнями, які 
вирішуються в процесі діагностування: контроль працездатності, пошук 
причини і місця несправності і прогнозування подальшого стану. 
ЗТД поділяються на активні і пасивні; вбудовані і зовнішні; за 
способом обробки інформації: послідовної, паралельної і змішаної дії; 
універсальні і спеціалізовані. 
Розрізняють два види діагностування: робоче і тестове. 
Діагностична модель, яка розроблена в магістерській роботі, 
призначена для робочого діагностування. 
Типові структурні схеми систем робочого діагностування 
представлені на рис 1.25 (а, б). На рис. 1.25, а діагностування здійснюється 
для об'єкта, який безперервно функціонує. 
ЗТД виконує пасивну роль в діагностуванні: здійснюють прийом і 
обробку отриманої інформації від об'єкта. Оператор не має прямого контакту 
з об'єктом діагностування. 
Об'єкт діагностування отримує робочі сигнали, безперервно ведеться 
їх обробка. ЗТД, які відіграють пасивну роль, переробляють інформацію і 
передають операторові, який не може впливати безпосередньо на об'єкт 
діагностування, наприклад через велику віддаленість ОД від ЛО. Це 
діагностування найчастіше відбувається в енергетиці. Роботу таких об'єктів 
діагностування неможливо переривати. 
50 
 
Рис.1.25. Системи робочого діагностування 
 
Друга структурна схема робочого діагностування, рис. 1.25, б, 
характерна для ОД, що діагностуються в спеціальному режимі на інтервалі 
часу між використанням об'єкта за призначенням. 
Оператор має доступ для включення об'єкта діагностування і 
відповідних перемикань при діагностуванні. У такій структурі об'єкт 
діагностування не бере участь в робочому процесі. 
При тестовому діагностуванні структура СД представлена схемами рис. 
1.26 і 1.27, де ЗТД-1 – активні засоби, генератори тестових дій, які за заданою 
програмою виробляють спеціальні сигнали-тести, що поступають в ОД і що 
викликають його реакцію. 
Тестові дії можуть повторювати робочі сигнали, що поступають 
зазвичай в ОД при його використанні, або бути особливими, призначеними 
тільки для діагностування. ЗТД-2 - пасивні засоби, які сприймають і 
переробляють інформацію з об'єкта. 
 
51 
 
Рис. 1.26. Схема тестового діагностування без зв'язку ОД і ЛО 
 
На рис. 1.26, ЗТД 1 і ЗТД 2 зв'язані між собою, що дозволяє 
погоджувати режими їх роботи: час включення і виключення, параметри 
тестових сигналів, рівні схем порівняння. ЛО не має контакту з ОД і його 
функції зводяться до управління ЗТД 1 і до сприйняття з ЗТД 2 інформація 
про стан об'єкта, що допускає перехід у спеціальний режим діагностування, 
але розташованого в недоступному місці. 
На рис. 1.27 приведена ще одна структура СД при тестовому 
діагностуванні устаткування. Оператор може управляти ОД (суцільна лінія). 
В цьому випадку, до ОД є вільний доступ. Можливість доступу до ОД 
дозволяє встановити зв'язок між ЗТД 1 і ЗТД 2. 
Оператор також може безпосередньо отримувати інформацію про стан 
ОД, тим самим підвищується ймовірність діагнозу і спрощується засіб 
діагностування. Пасивні ЗТД виконують аналіз інформації про стан 
устаткування, для чого сприймають, обробляють і оцінюють діагностичні 
ознаки [14]. 
52 
 
 
Рис.1.27. Схема тестового діагностування з додатковим контролем ЛО 
 
1.5 Висновки до першого розділу 
Описано основні конструкційні елементи силових трансформаторів і 
їх функціональне призначення. 
Розглянуто різні несправності в трансформаторах. Наприклад, одні 
мають – обумовлюючий характер, інші – випадковий. При виникненні 
непередбачуваних дефектів весь процес старіння ТР стає швидше. 
Визначено, що розвиток несправностей у силовому 
трансформаторному обладнанні проходить поступово і є довготривалим 
процесом. Кожному елементу цього процесу відповідають свої параметри, 
які і визначаються за допомогою діагностики. В процесі розвитку дефекти 
переходять на певні стадії. 
Виявлено, що при виникненні дефекту найголовнішим є визначення 
максимального терміну служби діючого електроустаткування, тобто 
вирішення проблеми його безперебійної роботи до прийняття заходів. 
Наприклад, силовий трансформатор може залишатися деякий період 
працездатним навіть з погіршеними параметрами ізоляційних матеріалів. 
Виділено корисні методи продовження терміну експлуатації 
ізоляційної системи електрообладнання і покращення електроізоляційних 
53 
властивостей матеріалу. Такі заходи дозволяють збільшити термін служби 
устаткування без виводу його на ремонт. 
Визначено, що через існуючі зв'язки між елементами конструкції 
силового трансформаторного обладнання, несправність однієї складової 
частини може вплинути на роботу інших конструктивних елементів ТР з 
послідуючою відмовою усієї електричної машини. Тому, при обстеженні 
бажано визначати ті пошкодження, які розвиваються внаслідок первинних 
несправностей. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
54 
РОЗДІЛ 2 
РОЗРОБКА КОНЦЕПЦІЇ АВТОМАТИЗОВАНОЇ СИСТЕМИ 
МОНІТОРИНГУ І ДІАГНОСТИКИ СТАНУ ТРАНСФОРМАТОРНОГО 
ОБЛАДНАННЯ 
 
2.1 Основні положення процесу створення системи моніторингу 
Процесом діагностування називається деякий набір правил 
(алгоритм), який може бути реалізований у вигляді комп'ютерної програми 
виявлення дефекту, уточнення його виду і місця [21, 22]. Подібні програми 
можуть бути досить складними і ефективними. Системою технічного 
діагностування є сукупність систем, засобів і виконавців, що здійснюють 
діагностування за правилами, які встановленими в технічній документації. 
У технічній діагностиці розрізняють функціональне і тестове 
діагностування. Функціональне діагностування – це діагностування, яке 
здійснюється під час функціонування об'єкта, на який надходять тільки 
робочі дії. Тестове діагностування – це діагностування, при якому на об'єкт 
подаються спеціально сформовані системою діагностування тестові сигнали 
[22, 26]. Крім цього, діагностування повинно забезпечувати: 
- розпізнавання виниклих у обладнанні дефектів і місць їх знаходження; 
- виявлення причин виникнення і розвитку дефектів; 
- створення моделей розвитку дефектів; 
- управління розвитком виявлених дефектів; 
- визначення складу дефектів, усунення яких необхідно для відновлення 
належного ресурсу працездатності. 
Маючи в своєму розпорядженні знання про причини виникнення 
кожного дефекту і фактори, що впливають на його розвиток, можна шляхом 
впливу на причини та фактори призупинити або сповільнити розвиток 
55 
найбільш критичних дефектів, продовжуючи таким чином ресурс 
працездатності обладнання [20]. 
Першочергове значення в процесі діагностування займає місце 
отримання повної інформації про стан обладнання з максимально можливою 
ймовірністю [7]. Ця проблема має дві складові: 
- апаратне забезпечення; 
- методико-метрологічне забезпечення (нормативні вимоги до 
точності аналізу; атестовані методики тощо). 
Згідно з нормативними документами слід враховувати набір 
положень, який повинен бути забезпечений в процесі діагностування 
конкретного пристрою. Цей набір включає: 
- завдання та умови діагностування; 
- показники і характеристики діагностування; 
- склад діагностичних параметрів; 
- метод технічного діагностування; 
- засоби технічного діагностування; 
- правила технічного діагностування; 
- результати технічного діагностування. 
Процес діагностування відбувається в умовах обмеженої інформації і, 
як правило, носить ймовірнісний характер [21]. Суть розпізнавання полягає у 
виявленні конкретного стану обладнання. У найпростішому випадку їх може 
бути два: справне і несправне, а в загальному випадку – кінцева множина, 
оскільки кожен дефект і їх сукупність будуть характеризувати свій стан 
обладнання. Зазвичай множина станів пристроїв називаються діагнозами і 
позначаються як D = D1, D2, ..., Di. 
Устаткування характеризується безліччю параметрів, серед яких 
можна виділити підмножину параметрів, які відображають діагностичну 
інформацію, яка на поточний момент часу може реєструватися відповідними 
технічними засобами [19]. Іншими словами, такий параметр можна назвати 
діагностичною ознакою. 
56 
Діагностична ознака формалізується для подальшої комп'ютерної 
обробки [14]. Їх можна поділити на: 
- прості або двохрозрядні зі значеннями відповідно k1 і k2; 
- складні або m-розрядні зі значеннями k1, k2, ..., km. 
Проста діагностична ознака виражає результат обстеження, який може 
бути представлений одним з двох можливих значень: «так» або «ні», 
«позитивний» або «негативний» тощо. 
Складна діагностична ознака використовується у випадку, коли 
область можливих значень вимірюваного параметра розбивається на декілька 
(більше двох) інтервалів, наприклад xi≤1, 1 <xi <3, xi ≥3. 
Для підвищення надійності зазвичай прагнуть до послідовної 
багаторазової фіксації діагностичних параметрів, оскільки при разовому 
контролі ймовірність об'єктивної оцінки технічного стану практично 
мінімальна через можливі помилки, збої тощо. Надійність і об'єктивність 
такої оцінки підвищується в міру збільшення числа актів контролю. Ця 
обставина є підставою для введення багаторазового фіксування параметрів з 
певною періодичністю, тобто їх моніторингу. 
Процес створення системи діагностування і передбачає наявність хоча 
б трьох умов: параметра xi, що характеризує обладнання і потенційно несе у 
собі діагностичну інформацію; засобів фіксації значень цього параметра; 
заздалегідь сформованих діагностичних інтервалів, при зіставленні з якими 
значення xi однозначно визначаються ki. 
Наприклад, стан силового трансформатора діагностується лише по 
одному параметру – вологості твердої ізоляції, яку позначимо за x. Завдання 
полягає у виборі такого значення x0, що при x≤ x0 трансформатор вважається 
робочим (стан D1), а при x> x0 – стан об'єкта розглядається як дефектний 
(позначимо його як D2). Такий підхід дозволяє сформувати діагностичну 
процедуру, яка формально розподілена так: 
- при x≤ x0, x Є D1; 
- при x> x0, x Є D2. 
57 
Але вологість неоднозначно характеризує стан ізоляції, а тим більше 
стан всього об'єкта, оскільки на це впливає ще безліч інших чинників. Для 
обліку цих факторів пропонується використовувати щільність розподілу 
випадкової величини (в нашому випадку – вологості ізоляції) f(x), що 
відображає рисунок 2.1, на якому наведені можливі щільності розподілу 
ймовірності діагностичного параметра x для незволоженої (справної) і 
зволоженої (дефектної) ізоляції [1]. 
 
Рис. 2.1. Статистичні розподілення щільності ймовірності діагностичного 
параметра х для справного D1 і дефектного D2 станів трансформатора 
 
2.2 Аналіз технічних вимог, які враховуються при створенні 
автоматизованої системи моніторингу трансформаторного обладнання 
Сучасна автоматизована система моніторингу повинна складатися з 
трьох рівнів [21, 33-40]. 
Перший рівень складається з вимірювальних системи і датчиків. 
Другий рівень – блок моніторингу. Даний блок є мікропроцесорною 
системою, що забезпечує збір і обробку сигналів, отриманих від первинних 
датчиків. Також блок моніторингу здійснює інформаційний обмін із верхнім 
рівнем. Допускається поєднане функціонування апаратів рівнів I і II. 
Допускається застосування одного блоку моніторингу для діагностики трьох 
однофазних трансформаторів трифазної групи. 
58 
Третій рівень виконується у вигляді об'єднаного програмно-
технічного комплексу силового електрообладнання підстанції і виконує 
наступні функції: 
а) вирішення розрахунково-аналітичних завдань; 
б) контролювання справності обладнання нижніх рівнів і їх 
дистанційне конфігурування; 
в) математична обробка даних. 
На підстанціях, що не мають системи автоматизованого управління 
(САУ), рівнем III повинні бути забезпечені відображення стану основних 
параметрів трансформаторного обладнання, візуалізація сигналів аварійного 
та попереджувальної автоматики, запис даних про параметри, обробка 
накопичених архівів і журналів та передача даних регіональному диспетчеру. 
Обладнання другого та третього рівнів повинно бути пов'язане між 
собою за допомогою цифрових каналів, виконаних з витої пари або 
волоконно-оптичних ліній [36]. 
Система автоматизованого моніторингу повинна забезпечувати для 
кожної одиниці трансформаторного обладнання наступне: 
1) виявлення діагностичних параметрів обладнання за 
розрахунковими математичними моделями; 
2) визначення і діагностика параметрів, що відображають стан 
обладнання. 
Сучасний моніторинговий комплекс повинен реалізовувати такі 
функції [13, 24]: 
а) моніторинг вмісту газів в трансформаторному маслі; 
б) розрахунок температури найбільш нагрітої обмотки; 
в) моніторинг вмісту води в трансформаторному маслі; 
г) контроль температури верхніх шарів масла; 
д) оцінка стану високовольтних вводів; 
е) контроль поточного номера відпайки РПН. 
59 
До датчиків вхідної інформації також пред'являються вимоги, які 
визначають допустимі похибки і інтервали звернення до них (таблиця 2.1). 
 
Таблиця 2.1 
Вимоги до датчиків 
Вимірювана величина Діапазон зміни Діапазон Інтервал Допустима 
вхідного сигналу зміни звернення похибка 
вихідного 
сигналу 
первинного 
датчика 
Температура навколишнього -60...+60 °С 4 - 20 мА Не рідше за Основна - 
середовища 1 раз Не 1,0%, 
рідше 5 температурна 
хвилин не більше 0,3 
%  
Температура верхніх шарів -60...+100 °С 4 - 20 мА Не рідше 1 Теж 
масла раза за 
хвилину  
Температура масла на вході -60...+100 °С 4 - 20 мА Не рідше 1 Теж 
охолоджувача раза за 
хвилину 
Температура масла на виході -60...+100 °С 4 - 20 мА Не рідше 1 Теж 
охолоджувача раза за 
хвилину  
Температура масла в бакі -60...+100 °С 4 - 20 мА Не рідше 1 Теж 
РПН  раза за 
хвилину 
Струм і потужність приводу 0-3 А 4 - 20 мА Не рідше 1 Теж 
РПН  0-3 кВт раза за 20 мс 
у процесі 
перемикання  
Поточний номер відпаювання 1-100 4 - 20 мА Не рідше 1 Теж 
РПН  раза за 20 мс 
у процесі 
перемикання  
Вміст газів в маслі 0 – 0,0015 г/т 4 - 20 мА Не рідше 1 Теж 
раза за 4 
години 
Вміст вологи в маслі 0 - 30 г/т 4 - 20 мА Не рідше 1 Теж 
раза за 4 
години 
Температура нижніх шарів -60...+100 °С 4 - 20 мА Не рідше 1 Теж 
масла раза за 15 
хвилин  
Тиск масла  0-6 кг/см2 4 - 20 мА Не рідше 1 Теж 
раза в 1 
хвилину  
60 
Система моніторингу повинна бути побудована на основі сучасних 
вимірювальних систем і датчиків, мікропроцесорних контролерів і 
високопродуктивних комп'ютерів. Автоматизоване робоче місце (АРМ) 
виконується відповідно до вимог обладнання системи автоматизованого 
управління. Апаратура АСУ повинна володіти функцією самодіагностики з 
високою точністю виявлення несправностей. Діагностичний комплекс 
повинен передавати дані за підсумками самодіагностики на верхні рівні і 
візуалізувати їх на локальних пристроях індикації. Апарати верхнього рівня 
системи повинні містити стандартні інтерфейси, які забезпечують взаємодію 
з АСУ по провідних лініях зв'язку і оптоволокну. Устаткування і програмне 
забезпечення середнього і верхнього рівнів повинні використовувати 
стандартизовані протоколи передачі даних, що застосовуються для 
промислових обчислювальних мереж [38]. 
Зв'язок всередині комплексу між елементами, які виконують різні 
функції і виготовлені різними виробниками, реалізується на основі 
міжнародних стандартизованих протоколів. 
Формування сигналів протиаварійної автоматики має забезпечуватися 
програмними і технічними засобами системи моніторингу. Функціями 
конфігурації і параметризації має володіти основне програмне забезпечення 
всіх рівнів системи. Також програмні засоби повинні забезпечуватися 
засобами тестування на місцях функціонування. 
Обране устаткування діагностичного комплексу всіх рівнів повинно 
відповідати наступним вимогам надійності при експлуатації [6, 23]: 
1) відновлення комплексу при відмові має становити не більше 1 
години; 
2) термін служби пристроїв контролю і управління повинно становити 
не менше 150000 год; 
3) взаємозамінність однотипних пристроїв контролю і управління 
повинна забезпечуватися без регулювання і підналаштування в процесі 
функціонування. 
61 
При збої живлення АРМ оператора повинно бути забезпечене  
збереженням накопичених і оперативно отриманих даних. Устаткування 
верхнього рівня і АРМ оператора повинні бути оснащені джерелом 
безперебійного живлення [23]. Комплекс моніторингу повинен 
самовідновлюватися після аварійного або навмисного відключення 
живлення. 
Обладнання першого та другого рівнів розташовуються 
безпосередньо на силовому електрообладнанні або поблизу нього. Дана 
апаратура повинна мати рівень захисту не нижче IP54 і працювати при 
наступних умовах [25]: 
а) відносна вологість не вище 95 %; 
б) атмосферний тиск від 84 кПа до 106,5 кПа; 
в) температура навколишнього середовища від -60 °С до + 40 °С. 
Обладнання третього рівня встановлюється в провітрюваних 
приміщеннях з сухим повітрям. Пристрої такого типу повинні мати рівень 
захисту не нижче IP40 і працювати при наступних умовах: 
а) відносна вологість не вище 90 %; 
б) атмосферний тиск від 84 кПа до 106,5 кПа; 
в) температура навколишнього середовища від + 15 °С до + 35 °С. 
Програмне забезпечення повинно мати функції виконання прописаних 
алгоритмів, в тому числі [35]: 
1) розрахунок математичних моделей, які контролюють і оцінюють 
поточний стан обладнання; 
2) прийом і обробку вхідної інформації про стан об'єкта, що 
діагностується, 
3) фільтрацію і перевірку достовірності вхідних даних; 
4) формування діагностичних, аварійних і попереджувальних 
сигналів; 
Програмне забезпечення системи автоматизованого моніторингу 
повинен включати в себе наступні функції [37]: 
62 
а) введення даних в діалоговому стані; 
б) візуалізація інформації он-лайн від первинних датчиків і 
результатів розрахунків за математичними алгоритмами; 
в) забезпечення захисту інформації; 
г) робота з базою даних; 
д) організація зв'язку між внутрісистемними компонентами 
діагностичного комплексу; 
е) складання звітних журналів; 
ж) накопичення та архівування статистичних даних. 
 
2.3 Функціональні можливості та конфігурація системи 
автоматизованого моніторингу та контролю 
В першу чергу система моніторингу повинна надавати інформацію 
про електричні параметри силового трансформатора, і, без сумніву, 
контролювати стан особливо важливих частин агрегату (рисунок 2.2) [22]. 
 
 
Рис. 2.2. Контрольовані елементи трансформатора 
63 
На підставі вище сказаного, можна виділити діагностичні підсистеми 
та їх контрольовані параметри: 
1) Моніторинг активної частини: 
а) вміст вологи в ізоляції; 
б) розрахунок втрат НХ і КЗ; 
в) контроль температури обмоток; 
г) оцінка деформації обмотки; 
д) оцінка стану ізоляції; 
е) розрахунок температури найбільш нагрітої точки обмотки. 
2) Моніторинг трансформаторного масла: 
а) температура верхніх шарів; 
б) вміст вологи; 
в) температура нижніх шарів; 
г) газовміст. 
3) Моніторинг високовольтних вводів: 
а) небаланс струмів провідності; 
б) оцінка стану ізоляції; 
в) тиск у вводах; 
г) значення tgδ; 
д) значення ємності С; 
4) Моніторинг пристрою РПН: 
а) контроль режиму управління; 
б) температура масла в баку РПН; 
в) оцінка залишкового ресурсу; 
г) струм двигуна приводу; 
д) поточний стан; 
е) кількість перемикань; 
ж) контроль ланцюгів живлення та управління 
з) тривалість перемикання 
 
64 
5) Моніторинг системи охолодження: 
а) потік масла в охолоджувачах; 
б) контроль кількості включених охолоджувачів і насосів; 
в) оцінка ефективності системи охолодження; 
г) температура масла на вході охолоджувача; 
д) контроль ланцюгів живлення і управління; 
е) температура масла на виході охолоджувача. 
На підставі технічних вимог приймаємо трирівневу систему 
автоматизованого моніторингу та контролю трансформаторного обладнання 
[7]. Структурна схема представлена на рисунку 2.3. 
 
 
Рис. 2.3. Структурна схема системи автоматизованого моніторингу 
трансформаторного обладнання 
 
 
 
65 
Відповідно до рисунку 2.3 [24]: 
1-й рівень – програмне забезпечення інтелектуальних вимірювальних 
приладів: 
- пристрій контролю якості ізоляції уводів; 
- пристрій контролю концентрації вологи та газів у маслі; 
- моніторинг оптоволоконних датчиків. 
2-й рівень – програмне забезпечення контролерів шафи з’єднань і 
шафи  діагностики, яке забезпечує: 
- постійне зчитування даних усіх аналогових, цифрових та релейних 
сигналів від датчиків і приладів з різною частотою опитування(від 
1разу за 30 хвилин до 7 МГц); 
- попередню обробку та зберігання даних, обмін даними за програмних 
забезпеченням рівня 3; 
- формування та видачу сигналів для релейного захисту трансформатору; 
- формування та видачу сигналів керування механізмами системи 
охолодження (насосами, вентиляторами, клапанами); 
3-й рівень – програмне забезпечення промислового комп’ютера шафи 
АРМ, яке забезпечує: 
- постійне(з дискретністю 3 секунди) зчитування даних вимірювань, які 
передаються контролером шафи діагностики, первинний аналіз та 
запис цієї інформації у актуальну базу даних (при необхідності); 
- періодичний (з ініціативи користувача) внесення в довідкову базу 
даних системи інформації щодо результатів діагностики фізико-
хімічних якостей трансформаторного масла і результатів 
хроматографічного аналізу газів розчинених у маслі, виконаних на 
основі дослідження проб масла у спеціальних лабораторіях; 
- автоматизований розрахунок діагностичних параметрів електроенергії, 
відповідний реальним усталеним та перехідним режимам роботи 
трансформатора на основі даних вимірювань, запис цієї інформації в 
актуальну базу даних; 
66 
- автоматизований розрахунок діагностичних параметрів, які 
характеризують технічний стан функціональних підсистем 
трансформатора на основі довідкових даних і даних вимірювань, запис 
цієї інформації в актуальну базу даних (при необхідності); 
- автоматизоване експертне оцінювання поточних значень діагностичних 
параметрів електроенергії і усіх функціональних підсистем 
трансформатора; 
- формування висновку про ступінь ризику продовження нормальної 
роботи окремих підсистем і трансформатора у цілому; 
- візуалізацію інформації для користувача АРМ про виміряні та 
розраховані значення діагностичних параметрів та результатах 
проведення експертиз що до оцінки технічного стану трансформатора. 
 
2.4 Технічні та програмні засоби системи автоматизованого 
моніторингу силового трансформаторного обладнання 
Основним елементом системи діагностики є блок моніторингу, який 
приймає, обробляє і передає на верхні рівні сигнали [3, 9, 24]. Модульне 
виконання даного пристрою є найбільш практичним і раціональним (рис. 
2.4). Дане рішення є ефективним, тому що модульна структура заснована на 
загальній інформаційній шині, що дозволяє оперативно створювати системи 
моніторингу і діагностики з необхідними властивостями, що в свою чергу 
мінімізує економічні витрати. 
67 
 
Рис. 2.4. Модульна структура блока моніторингу 
 
Слід виділити наступні підсистемні модулі (Diagnostic Subsystems) 
[24]: 
1) Моніторинг експлуатаційних параметрів трансформатора (DS-1) – 
здійснює контроль струмів, перевантажень, напруги, перенапруги, частоти, 
коефіцієнта потужності; активної, реактивної, повної потужностей. 
2) Моніторинг стану активної частини (DS-2) – надає інформацію про 
температуру обмоток, масла, найбільш нагрітої точки обмотки, розчинених в 
трансформаторному маслі газоподібних продуктів розкладання ізоляції; рівні 
вмісту води в маслі і твердої ізоляції. 
На рисунку 2.5 зображено фото датчика температури масла, газо- і 
вологовмісту. 
 
Рис. 2.5. Датчик температури масла, газо- і вологовмісту 
68 
Місця установки даного датчика показані на рисунку2.6 [20]. 
 
 
Рис. 2.6. Місця установки датчика 
 
3) Моніторинг стану ізоляції високовольтних вводів (DS-3) – здійснює 
контроль за значеннями тангенса кута втрат, струму небалансу провідності, 
ємності на кожному вводі. 
Датчики стану високовольтних вводів показано на рисунку 2.7. 
 
Рис. 2.7. Датчики стану високовольтних вводів 
69 
За рахунок використання датчиків з допомогою систем моніторингу 
можна контролювати декілька дуже важливих параметрів технічного стану 
трансформатора і його елементів [24]: 
- величину тангенса кута діелектричних втрат в ізоляції 
високовольтних вводів по зрушенню вектора струму провідності. 
- основну ємність високовольтних вводів за величиною струму 
провідності. 
- стан і наявність дефектів різного типу в ізоляції вводів за частковими 
розрядами. 
Приклад установки датчика показано на рисунку 2.8. 
 
Рис. 2.8. Датчик, який встановлений на вводі ТР 
 
4) Моніторинг стану пристрою РПН (DS-4) – надає дані про: робоче 
положення контактів; вимірювання струму навантаження двигуна приводу; 
кількість проведених операцій РПН та відображення стану РПН. 
70 
Одним з основних елементів моніторингу стану РПН є 
віброакустичний датчик, який встановлюється на баку РПН (рисунок 2.9). 
 
Рис. 2.9. Віброакустичний датчик 
 
Приклад змонтованого датчика показано на рисунку 2.9. 
 
Рис. 2.9. Змонтований віброакустичний датчик 
 
Даний датчик призначений для проведення контактної реєстрації 
імпульсів часткових розрядів на поверхні баків і конструкцій різного 
високовольтного обладнання. Основною перевагою застосування всіх 
71 
віброакустичних датчиків є те, що їх вихідна інформація найбільш легко 
піддається розшифровці і аналізу, вона доступна і зрозуміла персоналу для 
проведення різних типів діагностики та локації на інтуїтивному рівні. 
Аналіз вібрацій, що виникають при перемиканні, дозволяє визначити 
величину і тривалість дій, що виникають при розмиканні і замиканні 
контактів пристрою РПН. Даний метод непроникаючого контролю сприяє 
ранньому виявленню несправностей РПН. 
5) Моніторинг стану системи охолодження (DS-5) – здійснює 
контроль температури масла на вході і виході охолоджувача, кількості 
включених охолоджувачів і насосів, оцінює загальний стан системи 
охолодження. 
Всі вище описані діагностичні модулі, ланцюги управління РПН і 
системи охолодження трансформатора розміщуються в шафі моніторингу та 
управління (рисунок 2.10). Така шафа зовнішнього захищеного виконання 
виготовляється з металу і оснащується автоматичною системою підігріву. 
Весь блок моніторингу та управління завдяки наявності підігріву в шафі 
працює при зовнішній температурі до -50 градусів і нижче. 
На верхньому рівні системи автоматизованого моніторингу 
передбачається сервер локальних обчислювальних мереж і комп'ютер на 
автоматизованому робочому місці оператора. Дана технологія надає 
персоналу основну діагностичну інформацію щодо роботи 
трансформаторного обладнання і дозволяє здійснювати управління РПН та 
системою охолодження в режимі реального часу. 
 
72 
 
Рис. 2.10. Приклад виконання шафи моніторингу та управління 
 
На ЕОМ встановлюється спеціальне програмне забезпечення, яке 
виконує наступні аналітичні функції [24]: 
- контроль основних електричних показників; 
- розрахунок температури найбільш нагрітої точки обмотки 
трансформатора; 
- розрахунок вмісту вологи в маслі; 
- визначення старіння ізоляції трансформаторного обладнання; 
- визначення типу дефектів в трансформаторі за концентрацією і 
поєднання розчинених в маслі газів; 
- розрахунок параметрів основної ізоляції високовольтних вводів і 
визначення дефектного вводу і типу дефекту; 
- контроль електричних і теплових параметрів пристрою РПН; 
- контроль системи охолодження і оцінка ефективності її роботи. 
73 
Формування картини поточного стану, прогнозування залишкового 
ресурсу контрольованих апаратів і візуалізація розрахованих параметрів 
відбувається в так званих інформаційних екранах програмного забезпечення 
(рисунки 2.11-2.13). 
При отриманні значень, що перевищують граничні рівні спрацьовує 
попереджувальна і аварійна сигналізація. Аварійні значення параметрів 
підсвічуються на екранах червоним кольором. Жовтий колір – 
попереджувальний. Поточні події, що вимагають уваги оператора 
відображаються в області екрану, виділеної під сигнали тривог. 
Також слід передбачити виведення графіків в реальному часі, а також 
обробку і відображення архівної інформації про події, що сталися за час 
експлуатації обладнання. 
 
 
Рис. 2.11. Приклад відображення електричних параметрів 
трансформатора 
74 
 
Рис. 2.12. Приклад відображення стану активної частини 
трансформатора 
 
 
Рис. 2.13. Приклад відображення стану пристрою РПН 
 
2.5 Висновки до другого розділу 
Другий розділ присвячений аналізу апаратно-програмних засобів 
систем безперервного контролю та розробці концепції системи моніторингу і 
діагностики стану трансформаторного обладнання. 
В результаті дослідження технічних вимог, що враховуються при 
створенні системи автоматизованого моніторингу трансформаторного 
75 
обладнання встановлено, що даний процес досить не простий, тому що 
пристрої, які входять до складу трансформатора характеризуються 
різноманітними параметрами. Особлива увага повинна приділятись 
правильному вибору діагностичної ознаки, яка найбільш точно відображає 
стан трансформаторного обладнання. 
На підставі зробленого аналізу технічних вимог, прийнята концепція 
трирівневої схеми реалізації системи автоматизованого моніторингу 
модульного виконання, що є найбільш практичним і раціональним. Дане 
рішення є ефективним, тому що модульна структура заснована на загальній 
інформаційній шині, що дозволяє оперативно створювати системи 
моніторингу і діагностики з необхідними властивостями, що в свою чергу 
мінімізує економічні витрати. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
76 
РОЗДІЛ 3 
ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ОБҐРУНТУВАННЯ ВИКОРИСТАННЯ 
СИСТЕМИ АВТОМАТИЗОВАНОГО МОНІТОРИНГУ 
 
 
3.1 Витрати на планово-попереджувальний ремонт 
трансформаторного обладнання 
 
Відомо, що планово-попереджувальний ремонт включає в себе 
поточний та капітальний ремонти і пов'язані з ними випробування і 
вимірювання [6]. 
Поточний ремонт – передбачає заміну необхідних деталей, масла 
трансформатора, зачистку контактів та інші роботи, які вимагають неповного 
розбирання трансформатора. При поточному ремонті трансформатора 
проводять огляд трансформатора і арматури: спуск і (або) доливку масла, 
перевірку трубок масловказівника, спускного крана і ущільнень, 
запобіжників у трансформаторів з незаземленим нулем по стороні НН, 
захисного заземлення, робочого заземлення та опору ізоляції обмоток, 
проводять випробування трансформаторного масла, перевіряють газовий 
захист. 
Капітальний ремонт включає в себе розбирання трансформатора з 
розшихтовкою верхнього ярма, зняття (установку) обмоток і головної 
ізоляції, сушку активної частини, усунення неполадок або заміну 
перемикаючих пристроїв і системи охолодження, відновлення 
антикорозійного покриття внутрішніх поверхонь обладнання (вузлів), збірку, 
заливку маслом і випробування електрообладнання.  
На підставі базових цін на роботи з ремонту енергетичного 
обладнання ПАТ «Запоріжтрансформатор» складемо відомості для 
трифазних трансформаторів і автотрансформаторів класу напруги 35-500 кВ, 
77 
що мають пристрій РПН і систему охолодження типу Д або ДЦ (таблиці 3.1-
3.6) [24].  
 
Таблиця 3.1 
Вартість ремонту трансформаторів класу напруги 35 кВ 
Потужність ТР, кВА  Капітальний ремонт, грн.  Поточний ремонт, грн.  
10000 48528 5293 
16000 54144 6389 
25000 65713 7615 
40000 84265 9453 
63000 93645 9720 
 
Таблиця 3.2 
Вартість ремонту трансформаторів класу напруги 110 кВ 
Потужність ТР, кВА  Капітальний ремонт, грн.  Поточний ремонт, грн.  
10000 105273 8071 
16000 118725 9924 
25000 137689 11438 
40000 162298 13570 
63000 184321 15804 
80000 208768 18200 
125000 264962 20405 
 
Таблиця 3.3 
Вартість ремонту трансформаторів класу напруги 220 кВ 
Потужність ТР, кВА  Капітальний ремонт, грн.  Поточний ремонт, грн.  
25000 163034 16054 
40000 218795 16945 
63000 258400 20905 
78 
Таблиця 3.4 
Вартість ремонту автотрансформаторів класу напруги 220 кВ 
Потужність ТР, кВА  Капітальний ремонт, грн.  Поточний ремонт, грн.  
63000 186510 19964 
125000 277100 26168 
200000 364407 31813 
250000 386000 34586 
 
Таблиця 3.5 
Вартість ремонту автотрансформаторів класу напруги 330 кВ 
Потужність ТР, кВА  Капітальний ремонт, грн.  Поточний ремонт, грн.  
125000 349883 29387 
200000 432268 33827 
240000 442528 34253 
250000 444542 34400 
400000 549178 39597 
 
Таблиця 3.6 
Вартість ремонту автотрансформаторів класу напруги 500 кВ 
Потужність ТР, кВА  Капітальний ремонт, грн.  Поточний ремонт, грн.  
250000 606238 40105 
500000 770253 46945 
 
 
 
 
 
 
79 
3.2 Аналіз економічного ефекту від впровадження системи 
автоматизованого моніторингу силового трансформаторного 
обладнання 
Згідно з нормами періодичність поточного ремонту трансформаторів і 
автотрансформаторів з пристроєм РПН і системою охолодження Д або ДЦ 
становить 1 рік, а періодичність капітального ремонту – 12 років [6]. 
Згідно вищевикладеним дані, можна отримати формулу для 
розрахунку окупності системи автоматизованого моніторингу: 
 
Т К
= ,       (3.1) 
В
 
де  Т – термін окупності, рік; 
К – капіталовкладення при впровадженні нової технології, грн.: 
 
К = Коблад. + КПЗ + Кмонт.,      (3.2) 
 
Ê =162000 + 54000 +18000 = 234000  грн., 
 
де Коблад. – вартість обладнання, грн.; 
 КПЗ  – вартість програмного забезпечення, грн.; 
Кмонт.  – вартість монтажу, грн.; 
В – витрати на поточний ремонт, грн./рік. 
Використовуючи формулу (3.1), розраховуємо терміни окупності для 
кожного типу трансформатора. 
Трансформатори класу напруги 35 кВ: 
- потужністю 10000 кВА 
 
80 
Т 234000
= = 44,2 років, 
5293
 
- потужністю 16000 кВА 
 
Т 234000
= = 36,6  років, 
6389
 
- потужністю 25000 кВА 
 
Т 234000
= = 30,7  років, 
7615
 
- потужністю 40000 кВА 
 
Т 234000
= = 24,8  років, 
9453
 
- потужністю 63000 кВА 
 
Т 234000
= = 24,1 років. 
9720
 
Трансформатори класу напруги 110 кВ: 
- потужністю 10000 кВА 
 
Т 234000
= = 29  років, 
8071
 
- потужністю 16000 кВА 
 
81 
Т 234000
= = 23,6  років, 
9924
 
- потужністю 25000 кВА 
 
Т 234000
= = 20,5  років, 
11438
 
- потужністю 40000 кВА 
 
Т 234000
= =17,2  років, 
13570
 
- потужністю 63000 кВА 
 
Т 234000
= =14,8  років, 
15804
 
- потужністю 80000 кВА 
 
Т 234000
= =12,9 років, 
18200
 
- потужністю 125000 кВА 
 
Т 234000
= =11,5 років. 
20405
 
Трансформатори класу напруги 220 кВ: 
- потужністю 25000 кВА 
 
82 
Т 234000
= =14,6  років, 
16054
 
- потужністю 40000 кВА 
 
Т 234000
= =13,8  років, 
16945
 
- потужністю 63000 кВА 
 
Т 234000
= =11,2  років. 
20905
 
Автотрансформатори класу напруги 220 кВ: 
- потужністю 63000 кВА 
 
Т 234000
= =11,7  років, 
19964
 
- потужністю 125000 кВА 
 
Т 234000
= = 8,9  років, 
26168
 
- потужністю 200000 кВА 
 
Т 234000
= = 7,4 років, 
31813
 
- потужністю 250000 кВА 
 
83 
Т 234000
= = 6,8 років. 
34586
 
Автотрансформатори класу напруги 330 кВ: 
- потужністю 125000 кВА 
 
Т 234000
= = 8  років, 
29387
- потужністю 200000 кВА 
 
Т 234000
= = 6,9  років, 
33827
 
- потужністю 240000 кВА 
 
Т 234000
= = 6,8 років. 
34586
 
- потужністю 250000 кВА 
 
Т 234000
= = 6,8 років, 
34400
 
- потужністю 400000 кВА 
 
Т 234000
= = 5,9 років, 
39597
 
Автотрансформатори класу напруги 500 кВ: 
- потужністю 250000 кВА 
 
84 
Т 234000
= = 5,8  років, 
40105
 
- потужністю 500000 кВА 
 
Т 234000
= = 5  років. 
46945
 
Заносимо розраховані значення в таблицю 3.7. 
 
Таблиця 3.7 
Розрахункові значення окупності системи автоматизованого 
моніторингу для конкретного типу трансформатора 
Потужність, кВА Термін окупності, рік 
1 2 
Трансформатори класу напруги 35 кВ 
10000 44,2 
16000 36,6 
25000 30,7 
40000 24,8 
63000 24,1 
Трансформатори класу напруги 110 кВ 
10000 29,0 
16000 23,6 
25000 20,5 
40000 17,2 
63000 14,8 
80000 12,9 
 
85 
Продовження табл. 3.7 
1 2 
125000 11,5 
Трансформатори класу напруги 220 кВ 
25000 14,6 
40000 13,8 
63000 11,2 
Автотрансформатори класу напруги 220 кВ 
63000 11,7 
125000 8,9 
200000 7,4 
250000 6,8 
Автотрансформатори класу напруги 330 кВ 
125000 8,0 
200000 6,9 
240000 6,8 
250000 6,8 
400000 5,9 
Автотрансформатори класу напруги 500 кВ 
250000 5,8 
500000 5,0 
 
На основі отриманих результатів, можна зробити висновок, що 
найбільший економічний ефект від впровадження системи автоматизованого 
моніторингу можна отримати для автотрансформаторів класу напруги 220-
500 кВ потужністю 125-500 МВА. 
 
 
 
86 
3.3 Висновки до третього розділу 
Виявлено, що перехід від планово-попереджувального ремонту 
устаткування до ремонту по фактичному стану повинен бути підкріплений 
техніко-економічним обґрунтуванням. 
Розглянуто існуючі норми періодичності проведення поточного та 
капітального ремонту для силового трансформаторного устаткування. 
На підставі базових цін на роботи з ремонту енергетичного 
обладнання ПАТ «Запоріжтрансформатор» визначено витрати на 
обслуговування трансформаторного обладнання станом на 01.09.2020 року. 
При використанні розрахунків вартості ремонту наведених у пункті 3.2 
необхідно враховувати інфляцію. 
Визначено, що витрати на обслуговування трансформаторного 
обладнання можна мінімізувати за допомогою впровадження системи 
автоматизованого моніторингу. У свою чергу застосування нових технологій 
потребує певних капіталовкладень, обумовлених його ринковою вартістю, 
монтажем, налагодженням. 
При аналізі витрат на планово-попереджувальний ремонт 
трансформаторного обладнання та розрахунку окупності застосування нової 
технології, було встановлено, що використання системи автоматизованого 
моніторингу вартістю 234000 грн. найвигідніше для експлуатації 
автотрансформаторів класу напруги 220-500 кВ з потужністю 125-500 МВА. 
 
 
 
 
 
 
 
 
87 
ВИСНОВКИ 
 
Визначено, що розвиток несправностей у силовому 
трансформаторному обладнанні проходить поступово і є довготривалим 
процесом. Кожному елементу цього процесу відповідають свої параметри, 
які і визначаються за допомогою діагностики. 
Виявлено, що при виникненні дефекту найголовнішим є визначення 
максимального терміну служби діючого електроустаткування, тобто 
вирішення проблеми його безперебійної роботи до прийняття заходів.  
Виділено корисні методи продовження терміну експлуатації 
ізоляційної системи електрообладнання і покращення електроізоляційних 
властивостей матеріалу. Такі заходи дозволять збільшити термін служби 
устаткування без виводу його на ремонт. 
В результаті дослідження технічних вимог, що враховуються при 
створенні системи автоматизованого моніторингу трансформаторного 
обладнання встановлено, що даний процес досить не простий, тому що 
пристрої, які входять до складу трансформатора характеризуються 
різноманітними параметрами. Особлива увага повинна приділятись 
правильному вибору діагностичної ознаки, яка найбільш точно відображає 
стан трансформаторного обладнання. 
На підставі зробленого аналізу технічних вимог, прийнята концепція 
трирівневої схеми реалізації системи автоматизованого моніторингу 
модульного виконання, що є найбільш практичним і раціональним. Дане 
рішення є ефективним, тому що модульна структура заснована на загальній 
інформаційній шині, що дозволяє оперативно створювати системи 
моніторингу і діагностики з необхідними властивостями, що в свою чергу 
мінімізує економічні витрати. 
На підставі базових цін на роботи з ремонту енергетичного 
обладнання ПАТ «Запоріжтрансформатор» визначено витрати на 
обслуговування трансформаторного обладнання станом на 01.09.2024 року. 
88 
При використанні розрахунків вартості ремонту наведених у пункті 3.2 
необхідно враховувати інфляцію. 
Визначено, що витрати на обслуговування трансформаторного 
обладнання можна мінімізувати за допомогою впровадження системи 
автоматизованого моніторингу. У свою чергу застосування нових технологій 
потребує певні капіталовкладення, обумовлені його ринковою вартістю, 
монтажем, налагодженням. 
При аналізі витрат на планово-попереджувальний ремонт 
трансформаторного обладнання та розрахунку окупності застосування нової 
технології, було встановлено, що використання системи автоматизованого 
моніторингу вартістю 234000 грн. найвигідніше для експлуатації 
автотрансформаторів класу напруги 220-500 кВ з потужністю 125-500 МВА. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
89 
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ 
 
1. Аксьонов Ю. П. Моніторинг технічного стану високовольтної ізоляції 
електрообладнання енергетичного призначення в експлуатації та при 
ремонтах. – К.: Ліра-К, 2015. – 338с. 
2. Алексєєв Б. А. Великі силові трансформатори: контроль стану в роботі та 
при ревізії. – К.: НТФ «Енергопрогрес», 2015. – 88 с. 
3. Афанасьєв Н. А. Система технічного обслуговування та ремонту 
обладнання енергогосподарств промислових підприємств (система ТОР 
ЕО) / Афанасьєв Н. А. - К.: Наукова думка, 1989. - 528 с. 
4. Бистрицький Г. Ф. Електропостачання. Силові трансформатори – К.: 
Наукова думка, 2016. - 261 с. 
5. Герасименко А. А. Передача та розподіл електричної енергії. - К.: Ліра-К, 
2016. - 648 с. 
6. ГКД 34.46.501 – 2003. Трансформатори силові типова інструкція з 
експлуатації (30142) 
7. Діагностика електрообладнання: навчальний посібник / В. М. Кутін, М. 
О. Ілюхін, М. В. Кутіна – Вінниця: ВНТУ, 2013. –161 с. 
8. Електричні машини: навч. посіб. для студ. вищ. навч. закладів /Л. Я. 
Бєлікова, В. П. Шевченко. – О.: Наука і техніка, 2012.– 480 с. 
9. Комплексне обстеження силових трансформаторів. URL: http://ztz-
service.com.ua/uk/transformer-diagnostics 
10. Котеленець Н. Ф. Випробування, експлуатація та ремонт електричних 
машин. – Академія, 2018. – 384 с. 
11. Кудрін Б. І. Електропостачання Академія.: 2012. - 352 с. 
12. Кутін В. М. Вибір стратегії ремонто-обслуговуючих дій систем 
електропостачання промисловості і агропромислового комплексу / В. М. 
Кутін // Енергетика і електрифікація. — 2003. — № 9. — С. 47 - 51. 
13. Кутін В. М. Оцінка ефективності системи діагностичного контролю 
електротехнічних комплексів / В. М. Кутін, М. О. Ілюхін, М. В. Кутіна // 
90 
Вісник Вінницького політехнічного інституту. — 2004. — № 3. — С. 51 - 
54. 
14. Кутін В. М. Метод визначення залежності між параметрами структури та 
діагностичними ознаками складних об‘єктів / В. М. Кутін, М. В. Кутіна // 
Вісник Кременчуцького державного технічного університету ім. М. 
Остроградського. — 2006. — № 3, Ч. 2. — С. 99 - 100. 
15. Кутін В. М. Стохастична модель роботоздатності складних систем / В. М. 
Кутін, М. О. Ілюхін // Вісник Кременчуцького державного технічного 
університету ім. М. Остроградського. — 2009. — № 3, Ч. 2. – С. 97 - 99. 
16. Лізунова С.Д. Силові трансформатори. Довідкова книга, 2014. - 616 с. 
17. Ликін А. В. Електроенергетичні системи та мережі. - Юрайт, 2013. - 360 с. 
18. Могузов В. Ф. Обслуговування силових трансформаторів. - К.: Вища 
школа, 2017. - 192 с. 
19. Мозгалевський А. В. Технічна діагностика (безперервні об'єкти): 
навчальний посібник для вузів / А. В. Мозгалевський, Д. В. Гаскаров. - К.: 
Вищ. школа, 1975. - 207 с. 
20. Монастирський А. Є. Методи та засоби оцінки стану маслонаповненого 
обладнання, 2016. - 78 с. 
21. Пархоменко П. П. Основи технічної діагностики (Оптимізація алгоритмів 
діагностування, апаратурні засоби) / П. П. Пархоменко, Є. С. Согомонян. 
Енергія, 1981. - 320 с. 
22. Попов Г.В. Питання діагностики силових трансформаторів. 2013. - 176 с. 
23. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та 
доповнене. – Х.: , 2016. – 736 с. 
24. Сайт ПАТ «Запоріжтрансформатор». Режим доступу: http://www.ztr.ua/ 
(дата відвідування 06.10.20) 
25. Скляров В. Ф. Діагностичне забезпечення енергетичного виробництва / В. 
Ф. Скляров, В. А. Гуляев. — К. : Техніка, 1985. — 184 с. 
26. Технічна діагностика. Діагностування технічного стану матеріалів 
конструкцій. Загальні вимоги. ДСТУ 9118:2021. 
91 
27. Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила. — К. : 
Об‘єднання енергетичних підприємств «Галузевий резервно-
інвестиційний фонд розвитку енергетики», 2003. — 329 с. 
28. Файбисович Д. Л. Довідник з проектування електричних мереж. ЕНАС, 
2015 - 376 с. 
29. Стадник В. І.  Система безперервного контролю стану трансформаторів 
напругою 110 кВ / В.І. Стадник, І.Б. Семко / 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. 51-52. 
30. Філіппова, Т.А. Енергетичні режими електричних станцій та 
електроенергетичних систем. - Юрайт, 2015. - 293 с. 
31. Хорольський, В.Н. Експлуатація систем електропостачання. - Інфра.: 
2016. - 288 с. 
32. Gong M. Enhancing robustness of coupled networks under targeted recoveries, 
2015 [Електронний ресурс]. - http://www.nature.com/articles/srep08439.  
33. Islam M. Global renewable energy-based electricity generation and smart grid 
system for energy security, 2014 [Електронний ресурс]. - 
http://dx.doi.org/10.1155/2014/197136.  
34. Jenkins N. An overview of the smart grid in Great Britain, 2015 [Електронний 
ресурс]. - 
http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2095809916300224.  
35. Katic N. A. Profitability of smart grid solutions applied in power grid, 2016 
[Електронний ресурс]. -
http://www.ingentaconnect.com/content/doaj/03549836/2016/00000020/A0010
1s1/art00031.  
36. Leonardi A. Towards the Smart Grid: Substation Automation Architecture and 
Technologies, 2014 [Електронний ресурс]. – 
http://dx.doi.org/10.1155/2014/896296.  
92 
37. Menck P. How dead ends undermine power grid stability, 2014 [Електронний 
ресурс]. - http://www.nature.com/articles/ncomms4969.  
38. Mureddu M. Islanding the power grid on the transmission level: less 
connections for more security, 2016 [Електронний ресурс]. - 
http://www.nature.com/articles/srep34797.  
39. Pahwa S. Abruptness of Cascade Failures in Power Grids, 2014 [Електронний 
ресурс]. - http://www.nature.com/articles/srep03694.  
40. Rojas-Renteria J. L. An Electrical Energy Consumption Monitoring and 
Forecasting System, 2016 [Електронний ресурс]. - 
http://www.ingentaconnect.com/content/doaj/22414487/2016/00000006/00000
005/art00004.  
41. Wang, B. Enhancing synchronization stability in a multi-area power grid, 2016 
[Електронний ресурс]. - http://www.nature.com/articles/srep26596.
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
