Розробка алгоритму та діагностичних моделей визначення стану трансформаторів напруги

Куксенко, Тарас Олександрович

Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7830

Title:	Розробка алгоритму та діагностичних моделей визначення стану трансформаторів напруги
Authors:	Ситник, Олександр Олексійович Куксенко, Тарас Олександрович
Keywords:	трансформатор напруги;методи технічної діагностики;комп'ютерне моделювання;діагностична модель
Issue Date:	Dec-2023
Abstract:	У першому розділі розглядається класифікація та призначення вимірювальних трансформаторів напруги, а також досліджуються вимірювальні трансформатори напруги різних типів, принцип їх дії та конструктивні особливості. Проведено аналіз та вибір діагностичних параметрів оцінки стану трансформаторів напруги. На основі аналізу сформовано етапи комплексного аналізу стану трансформаторів напруги. Проведено аналіз та досліджено сучасні способи діагностики стану трансформаторів напруги. У другому розділі розглянуто основні аспекти формування завдань діагностики для розв'язання задачі оцінки технічного стану трансформатора напруги. Розроблено алгоритм визначення показників технічного стану ТН, на основі якого побудовано діагностичну модель з урахуванням основних компонентів та підсистем об’єкта діагностики. Проведено комп'ютерний експеримент, який показав перспективи для подальшої модернізації розробленої діагностичної моделі оцінки стану трансформатора. У третьому розділі розроблена система онлайн діагностики оцінки стану трансформаторів напруги, яка дає змогу сформувати бази даних заснованих на визначенні закономірностей характеристик дефектів з використанням апарату теорії ймовірності та математичної статистики, що дозволить постійно підвищувати точність оцінки стану трансформаторів напруги за допомогою вдосконалення рівнів різних граничних значень показників діагностики.
URI:	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7830
Appears in Collections:	141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання)

Files in This Item:

File	Description	Size	Format
Куксенко.pdf Restricted Access		1.44 MB	Adobe PDF	View/Open Request a copy

Show full item record

Extracted text

Ч ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАНИЙ ТЕХНОЛОГІЧНИЙ УНІВЕРСИСТЕТ
ФАКУЛЬТЕТ ЕЛЕКТРОННИХ ТЕХНОЛОГІЙ, АВТОТРАНСПОРТУ ТА
МАШИНОБУДУВАННЯ
Кафедра електротехнічних систем

«До захисту допущено»
Зав. кафедри ЕТС
__________ О.О. Ситник
(підпис) (ініціали, прізвище)
«___»___________2023 р

Кваліфікаційна робота
на здобуття ступеня вищої освіти магістра

на тему:
«Розробка алгоритму та діагностичних моделей визначення стану
трансформаторів напруги»

Виконав: здобувач вищої освіти _2_ курсу, групи ЕСЕ-022
Спеціальності: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)

Куксенко Тарас Олександрович ______________
(прізвище, ім’я, по-батькові здобувача вищої освіти ) (підпис)

Науковий д.т.н., професор Ситник О.О. ______________
керівник (вчені ступінь та звання, прізвище та ініціали) (підпис)

Нормоконтроль _к.т.н., доцент Ключка К.М.__ ______________
(вчені ступінь та звання, прізвище та ініціали) (підпис)

Черкаси 2023 р.
3

РЕФЕРАТ

По структурі робота складається зі вступу, трьох розділів основної
частини, висновків основних результатів дослідження. Загальна кількість
сторінок – 93, рисунків – 26, таблиць – 12, використаних літературних
джерел – 46.
Метою роботи є аналіз та дослідження методів діагностики стану
вимірювальних трансформаторів напруги із подальшим формуванням
способів алгоритмічного визначення показників його технічного стану.
Завдання дослідження:
- зробити аналіз конструктивних особливостей вимірювальних
трансформаторів напруги та дослідити їх застосування в умовах експлуатації.
- провести аналіз та вибір діагностичних параметрів оцінки стану
трансформаторів напруги;
- провести аналіз та дослідження сучасних методів діагностики стану
трансформаторів напруги;
- розробити алгоритм визначення показників оцінки технічного стану
ТН;
- розробити діагностичні моделі визначення стану трансформаторів
напруги;
- розробити систему онлайн діагностики оцінки стану
трансформаторів напруги.
У першому розділі розглядається класифікація та призначення
вимірювальних трансформаторів напруги, а також досліджуються
вимірювальні трансформатори напруги різних типів, принцип їх дії та
конструктивні особливості.
Проведено аналіз та вибір діагностичних параметрів оцінки стану
трансформаторів напруги. На основі аналізу сформовано етапи комплексного
4

аналізу стану трансформаторів напруги. Проведено аналіз та досліджено
сучасні способи діагностики стану трансформаторів напруги.
У другому розділі розглянуто основні аспекти формування завдань
діагностики для розв'язання задачі оцінки технічного стану трансформатора
напруги. Розроблено алгоритм визначення показників технічного стану ТН,
на основі якого побудовано діагностичну модель з урахуванням основних
компонентів та підсистем об’єкта діагностики. Проведено комп'ютерний
експеримент, який показав перспективи для подальшої модернізації
розробленої діагностичної моделі оцінки стану трансформатора.
У третьому розділі розроблена система онлайн діагностики оцінки
стану трансформаторів напруги, яка дає змогу сформувати бази даних
заснованих на визначенні закономірностей характеристик дефектів з
використанням апарату теорії ймовірності та математичної статистики, що
дозволить постійно підвищувати точність оцінки стану трансформаторів
напруги за допомогою вдосконалення рівнів різних граничних значень
показників діагностики.
Ключові слова: трансформатор напруги; методи технічної діагностики;
комп'ютерне моделювання; діагностична модель.

5

ЗМІСТ

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ .................................................................................................................. 7
ВСТУП ....................................................................................................................... 8
РОЗДІЛ 1. АНАЛІЗ КЛАСИФІКАЦІЇ ТА МЕТОДІВ ДІАГНОСТИКИ
СТАНУ ВИМІРЮВАЛЬНИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ НАПРУГИ ..................... 12
1.1 Загальні відомості про трансформатори напруги ............................................ 12
1.2 Аналіз конструктивних особливостей вимірювальних трансформаторів
напруги різних типів ................................................................................................. 17
1.2.1 Особливості будови вимірювальних трансформаторів напруги
типу НОМ .................................................................................................................. 23
1.2.2 Особливості будови трансформатора напруги типу НОЛ-11-06 ... 24
1.2.3 Особливості будови вимірювального трансформатора напруги
типу ЗНОЛ-9 ............................................................................................................. 25
1.2.4 Особливості будови вимірювальних трансформаторів напруги
типу ЗНОМ і ЗНОМП ............................................................................................... 26
1.2.5 Особливості будови вимірювальних трансформаторів напруги
типу НКФ і НКФ-М .................................................................................................. 28
1.2.6 Особливості будови вимірювальних трансформаторів напруги
типу НКФА і ЕТН ..................................................................................................... 29
1.3 Аналіз та вибір діагностичних параметрів оцінки стану трансформаторів
напруги ....................................................................................................................... 32
1.4 Етапи комплексного аналізу стану трансформаторів напруги ....................... 37
1.5 Аналіз сучасних способів діагностики стану трансформаторів напруги ...... 40
РОЗДІЛ 2. РОЗРОБКА АЛГОРИТМУ ТА ДІАГНОСТИЧНИХ МОДЕЛЕЙ
ВИЗНАЧЕННЯ СТАНУ ТРАНСФОРМАТОРІВ НАПРУГИ ............................... 54
2.1 Розробка алгоритму визначення показників якості функціонування ТН ..... 54
2.2 Розробка діагностичної граф-моделі можливих станів ТН і аналіз зміни
якості функціонування електрообладнання під час експлуатації……………60
6

2.3 Уточнення ймовірностей приналежності системи діагностики за
відповідними ознаками стану ТН ............................................................................ 63
2.4 Розробка імітаційної діагностичної моделі можливих станів
трансформатора напруги………………………………………………………67
РОЗДІЛ 3. СИСТЕМА ОНЛАЙН ДІАГНОСТИКИ ОЦІНКИ СТАНУ
ТРАНСФОРМАТОРІВ НАПРУГИ ......................................................................... 73
ВИСНОВКИ ............................................................................................................... 87
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ................................................................. 89

7

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ,
СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ

ТН – трансформатор напруги;
ТР – трансформатор;
ЕЕ – електрична енергія;
ЕРС – електрорушійна сила;
СЕП – система електропостачання;
КЗ – коротке замикання;
ЧР – часткові розряди;
ХАРГ – хроматографічний аналіз розчинених газів у маслі;
ррм – частина на мільйон (одиниця вимірювання концентрації газів від англ.
parts per million);
СО – структурні одиниці;
ЕОМ – електронно-обчислювальна машина;
ПУЕ – правила улаштування електроустановок;
ННТ – найбільш нагріта точка.

8

ВСТУП
Актуальність роботи. На сьогоднішній день в Україні та країнах
близького зарубіжжя значна частина трансформаторного обладнання
відпрацювала власний нормативний термін служби [4]. Економічна ситуація,
а також загальна кількість устаткування з тривалим терміном служби не
дозволяють найближчими роками провести їхню заміну. У зв'язку з цим
дедалі актуальнішою стає проблема продовження термінів служби й оцінка
можливості подальшої експлуатації такого електроустаткування в системах
електропостачання промислових, житлових і громадських споруд [6, 11, 25].
Досвід експлуатації трансформаторного обладнання показує, що й після
нормативного терміну служби значна частина трансформаторів зберігає свою
здатність за умов дотримання допустимих навантажувальних режимів,
своєчасного проведення ремонтів і якісного їх виконання. Рішення про
доцільність і можливість продовження експлуатації трансформаторів, які
відпрацювали власний нормативний термін служби, залежить, передусім, від
стану основних його елементів: осердя й обмоток, за умови, що інші
елементи, а також масло для масляних трансформаторів, перебувають у
нормальному стані. Останніми роками в енергетиці спостерігається тенденція
послідовного переходу від системи планово-попереджувальних ремонтів до
ремонтів за дійсним технічним станом електроустаткування, як це заведено в
розвинених країнах. Як показав досвід експлуатації трансформаторів,
проведення планово-попереджувальних ремонтів і їх попереднього
комплексного обстеження себе не виправдовує, оскільки призводить не
тільки до суттєвих матеріальних витрат, але й у значній низці випадків до
погіршення характеристик ізоляції [2, 5, 39, 49].
При діагностиці трансформаторного обладнання важливим є опис
можливих дефектів у системі високоінформативних показників.
Використання неінформативних показників виявляється не тільки не
корисним, викликаючи необґрунтовані витрати на їх вимірювання, але й
9

знижує ефективність самого процесу діагностики, що приводить до
прийняття помилкових рішень під час оцінювання технічного стану [12, 26,
29].
Одним із головних принципів технічної діагностики – діагностична
цінність ознаки, що визначається інформацією, яка вноситься ознакою в
систему станів (діагнозів) [2, 5-8, 31]. У зв’язку з цим вірне формування
множини ознак та їх сукупностей є основою для визначення технічного стану
обладнання та прийняття рішень про його подальшу експлуатацію.
Сьогодні технічний стан трансформаторів оцінюється великою
кількістю нормованих параметрів. При цьому сутність принципу контролю
технічного стану полягає в перевіреці відповідності ознак вимогам діючого
нормативного документу [9, 32, 33, 37, 45, 46]. Однак просте використання
всієї інформації, що надходить при оцінюванні технічного стану
трансформаторів, може призводити до непорозумінь, оскільки рівень
інформації, яка отримується під час вимірювання того чи іншого параметра,
нерідко вважають більш високим, ніж це є в реальності.
Згідно з теорією інформації, один з найбільш об’єктивних показників,
що дозволяють чисельно оцінити корисність (інформативність) отриманої
ознаки – діагностична цінність. При наявності статистичних даних цей
показник являє собою чисельну оцінку інформації про стан обладнання, яка
входить до інтервалу значень параметра, що вимірюється.
Треба окремо відзначити, що під час аналізу діагностичної цінності тієї
чи іншої ознаки принципово важливе значення мають такі аспекти [2, 29, 34]:
- чи є показник, що контролюється, функцією фізико-хімічного стану
ізоляції або він відстежує супутні зміни при розвитку процесів, які
призводять до пошкоджень;
- наявність точної монотонності безперервного коливання величини
вимірюємого параметра в часі при розвитку дефекту, який ним
характеризується;
10

- наявність значних відмінностей між значеннями виміряного показника
й рівнем розвитку процесу.
Метою роботи є аналіз та дослідження методів діагностики стану
вимірювальних трансформаторів напруги із подальшим формуванням
способів алгоритмічного визначення показників його технічного стану.
Завдання дослідження:
- зробити аналіз конструктивних особливостей вимірювальних
трансформаторів напруги та дослідити їх застосування в умовах експлуатації.
- провести аналіз та вибір діагностичних параметрів оцінки стану
трансформаторів напруги;
- провести аналіз та дослідження сучасних методів діагностики стану
трансформаторів напруги;
- розробити алгоритм визначення показників оцінки технічного стану
ТН;
- розробити діагностичні моделі визначення стану трансформаторів
напруги;
- розробити систему онлайн діагностики оцінки стану
трансформаторів напруги.
Об’єктом дослідження є існуючі технічні та методологічні аспекти
діагностики і визначення технічного стану трансформаторного
електрообладнання, здебільшого трансформаторів напруги.
Предметом дослідження є методи діагностики стану вимірювальних
трансформаторів напруги на основі їх аналізу та дослідження.
Методи дослідження. При вирішенні поставлених завдань
використовувалися методи статистичної обробки інформації, методи
технічної діагностики електрообладнання, методи математичного та
комп’ютерного моделювання.
Наукова новизна в роботі:
11

- Розглянуто основні аспекти формування завдань діагностики для
розв'язання задачі оцінки технічного стану трансформатора напруги.
Розроблено алгоритм визначення показників технічного стану ТН, на основі
якого побудовано діагностичну модель з урахуванням його основних
компонентів і підсистем.
- Зроблено розрахунок показників якості функціонування
трансформатора напруги КФН-330, який виконаний на основі розробленого
алгоритму діагностування, з врахуванням характеру зміни параметрів
обладнання та статистики пошкоджуваності, що характеризує частоту
відмов.
- Побудовано граф-модель можливих станів ТН для виявлення дефектів
під час його експлуатації, що представляє собою перелік можливих дефектів
і пошкоджень в основних функціональних вузлах трансформатора, а також
дає змогу отримати ймовірнісний сценарій про їх розвиток.
Апробація роботи. Основні аспекти наукового дослідження
магістерської роботи були обговорені на студентській науково-практичній
конференції ЧДТУ, яка відбувалася 18-20 квітня 2023 р.

12

РОЗДІЛ 1
АНАЛІЗ КЛАСИФІКАЦІЇ ТА МЕТОДІВ ДІАГНОСТИКИ СТАНУ
ВИМІРЮВАЛЬНИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ НАПРУГИ

1.1 Загальні відомості про трансформатори напруги

Трансформа́тор напру́ги (ТН) (англ. voltage transformer; VT) –
вимірювальний трансформатор, у якому за нормальних умов використання,
вторинна напруга є пропорційною до первинної напруги та за умови
правильного вмикання зміщена відносно неї за фазою на кут, близький до
нуля [9].
Трансформатор напруги використовується для перетворення високої
напруги в низьку в колах релейного захисту та контрольно-вимірювальних
приладів і автоматики. Застосування трансформатора напруги дозволяє
ізолювати логічні кола захисту і кола вимірювання від кіл високої напруги.
Трансформатори напруги застосовуються у розподільних пристроях
середньої та високої напруги й призначені для передачі інформаційних
сигналів вимірювальним пристроям, лічильникам, а також пристроям захисту
й керування, тому вони, як і трансформатори струму, мають декілька
вторинних обмоток. Трансформатори напруги зазвичай є однофазними і
застосовуються у розподільних пристроях комплектами з трьох
трансформаторів, кожний з яких має тільки одну первинну обмотку з
великою кількістю витків, набагато більшою, ніж кількість витків вторинних
обмоток [9, 32, 33].
Вимірювальні трансформатори застосовуються в ланцюгах змінного
струму для розширення меж вимірювання приладів. Крім того, застосування
вимірювальних трансформаторів в установках високої напруги робить
обслуговування приладів безпечним, так як трансформатори дозволяють
13

відокремити прилади від ланцюгів високої напруги, в яких проводяться
вимірювання. За допомогою трансформаторів великі значення електричних
величин можна вимірювати приладами, що мають невеликі межі вимірювання
і порівняно невисоку міцність ізоляції. Вимірювальні трансформатори діляться
на трансформатори напруги і струму [33].
Стандартні трансформатори струму промислової частоти і звукових
частот 1000, 2500 і 8000 Гц розраховані на включення приладів із номінальним
значенням струму 5 А. Трансформатори напруги розраховані на прилади з
номінальною напругою 100 В. Можливе виготовлення вимірювальних
трансформаторів і на частоти різних радіодіапазонів.
Будова вимірювальних трансформаторів така ж, як і у силових.
Трансформатор складається з двох ізольованих одна від одної обмоток –
первинної та вторинної з числом витків відповідно W1 і W2 намотаних на
загальний замкнутий сердечник з листової електротехнічної сталі. Під впливом
струму, що протікає по первинній обмотці, в осерді створюється змінний
магнітний потік, який, пронизуючи обмотки, індукує в них відповідні ЕРС.
Оскільки вторинна обмотка замкнута на опір вимірювального приладу,
то в ланцюзі останнього буде протікати струм, пропорційний вимірюваній
величині.
Вимірювальні трансформатори напруги за зовнішнім виглядом і
внутрішньою будовою мало відрізняються від силових трансформаторів
невеликої потужності. Первинна обмотка трансформатора напруги
намотується тонким проводом і складається з великої кількості витків.
Вторинна обмотка з меншим числом витків замкнута на вольтметр, що володіє
великим опором. Тому нормальним режимом роботи трансформатора напруги
є режим холостого ходу. На відміну від трансформаторів струму, в
трансформаторах напруги, струм первинної обмотки залежить від опору
вторинної ланцюга, тому замикання вторинної обмотки трансформатора
напруги на малий опір або накоротко призведе до надмірного збільшення
струму в обох обмотках і руйнування їх. Основними характеристиками
14

вимірювальних трансформаторів є номінальні значення первинних і
вторинних величин, номінальна потужність, клас точності і номінальна
частота [4]. Відношення номінального значення первинної величини до
номінального значення вторинної величини називається номінальним
коефіцієнтом трансформації. Це відношення вказується заводом-виробником
на щитку трансформатора у вигляді дробу. Наприклад, для трансформатора
напруги 500/5 А. Дійсний коефіцієнт трансформації лише приблизно дорівнює
номінальному. Він змінюється в деяких межах зі зміною режиму роботи
трансформатора. Відносна різниця номінального і дійсного коефіцієнтів
трансформації називається похибкою в коефіцієнті трансформації. Крім
похибки в коефіцієнті трансформації, вимірювальних трансформаторів
властива кутова похибка, яка впливає на показання приладів, що враховують
не тільки величини, але і співвідношення фаз струму і напруги (ватметри,
фазометри). Кутовою похибкою трансформатора називається кут між вектором
первинної величини і поверненим на 180° вектором вторинної величини [1].
Вимірювальні трансформатори, подібно до вимірювальних приладів,
діляться по допустимим величинам похибок на кілька класів. Трансформатори
напруги по ДСТУ IEC 60044-2:2008 поділяються на класи 0,2; 0,5; 1,0; 3,0; 10
[9, 32].
Під вторинні кола вимірювальних трансформаторів можна включати
кілька приладів. До трансформатора напруги паралельно вольтметру
підключаються паралельні ланцюги ватметра і фазометра.
Крім того, у вторинні обмотки трансформатора напруги можуть
включатися відповідні обмотки реле. Сумарна потужність споживання
приладів не повинна перевищувати номінальну потужність вимірювального
трансформатора. Номінальна потужність або номінальний опір навантаження
вказується на щитку трансформатора заводом-виробником, де також
вказується потужність, яку можна отримати від трансформатора без втрати
точності, що відповідає її класу. В СЕП також використовуються також ТН
нульової послідовності у вигляді трифазного ТН або групи з трьох однофазних
15

ТН, у яких вторинні обмотки з'єднані у розімкнений трикутник, причому
напруга на виводах ТН відповідає напрузі нульової послідовності, що існує у
прикладеній до первинних виводів трифазній напрузі.
Вимірювальні трансформатори використовуються для вмикання
вимірювальних приладів і реле в кола високої напруги. Вимірювальні
трансформатори є понижувальними. Тому вони дозволяють використовувати
звичайні прилади для вимірювання великих напруг, струмів, потужностей і
при цьому підвищують безпеку обслуговуючого персоналу.
Первинну обмотку вимірювального трансформатора вмикають у
високовольтне коло, а до вторинної приєднують прилади і реле.
Таблиця 1.1.
Основні схеми з’єднання обмоток трансформаторів напруги
Схеми з’єднання обмоток Схеми з’єднання
обмоток
Первинна Вторинна Вторинна Вторинна однофазних,
основна 1 основна 2 додаткова чотирьох-
обмоткових
трансформаторів
з двома
основними і
додатковими
вторинними
обмотками
Схеми з’єднання обмоток Схеми з’єднання
обмоток
Первинна Вторинна Вторинна додаткова трифазного,
основна триобмоткового
трансформатора
з основною і
додатковою
вторинною
обмоткою
16

Виділяють п'ять класів точності трансформаторів: 0,2; 0,5; 1,0; 3,0; 10.
Трансформатори класу точності 0,5; 1; 3 використовують переважно в
промислових установках, а класу точності 0,2 — тільки для лабораторних
вимірювань [9].
За конструктивними особливостями трансформатори поділяють на
опорні, прохідні, шинні, вбудовані, роз'ємні, втулкові тощо. Вони бувають
одно- і багатовиткові, з однією вторинною обмоткою або декількома, з литою
і фарфоровою ізоляцією [9, 32].
Лінійними виводами первинної обмотки є мідні пластини з отворами
для болтових з'єднань. Початок і кінець вторинних обмоток з'єднують з
зовнішніми колами спеціальними контактними пластинами та гвинтами.
У колах напругою до 500 В для вимірювання струмів, потужності й
обліку енергії використовують котушечні опорні трансформатори струму
простої конструкції, які складаються із осердя, на яке намотано первинну і
вторинну обмотку.
Трансформатори напруги призначені для живлення котушок напруги
електровимірювальних приладів, реле, кіл сигналізації, керування та
автоматики.
За конструкцією та принципом роботи вони нагадують силові
трансформатори, відрізняючись від них невеликою потужністю (наприклад,
потужність найпоширенішого трансформатора НОМ-10 становить всього 720
ВА).
Трансформатори напруги розрізняють: за кількістю фаз (однофазні і
трифазні), за кількістю обмоток (дво- і триобмоткові), за класом точності (1 і
3 – в мережах і підстанціях промислових підприємств; 0,5 — для обліку
електроенергії); способом охолодження (з масляним і повітряним
охолодженням); родом установки (внутрішні та зовнішні).
Трансформатори напруги знижують високу напругу до 100 В, яка
живить прилади, кола вторинних пристроїв і релейний захист.

17

1.2 Аналіз конструктивних особливостей вимірювальних
трансформаторів напруги різних типів

Вимірювальний ТН – це понижувальний електричний трансформатор,
що дає змогу вимірювати напругу в мережах зі значною напругою за
допомогою електричних приладів з відносно невеликими границями
вимірювань.
Цей трансформатор зменшує величину напруги до безпечного рівня та
ізолює електричну мережу, до якої приєднано первинну обмотку, від
електричного кола, в яке ввімкнено вимірювальні прилади або їхні окремі
кола (наприклад, кола напруги ватметрів, лічильників, фазометрів тощо) [9,
32].
Трансформатори напруги служать для перетворення напруги установки
або ділянки мережі в напругу (110 В), зручне для вимірювання стандартними
приладами, живлення захисту, автоматики, телемеханіки й сигналізації, а
також для ізоляції приладів й експлуатуючого їхнього персоналу від високої
напруги [9].
ТН являє собою магнітопровід з розташованими на ньому обмотками.
Відношення числа витків первинної обмотки до числа витків вторинної
обмотки, рівне відношенню номінальної напруги первинної обмотки до
номінальної напруги вторинної обмотки, називають номінальним
коефіцієнтом трансформації. Трансформатори напруги виконують
однофазними й трифазними, двохбмоточними й трьохобмоточними,
масляними й сухими. До числа сухих відносять і трансформатори з ізоляцією
з епоксидних смол.
Масляні трансформатори напруги мають цілий ряд недоліків:
необхідність постійного нагляду й періодичної заміни масла, непридатність
до установки в приміщеннях з підвищеною пожежною небезпекою та для
18

пересувних установок в умовах бездоріжжя, а також мають більші масу і
габарити.
Трансформатори напруги з литою ізоляцією з епоксидних смол
позбавлені цих недоліків.
Трансформатори напруги приєднуються до точок електричного
ланцюга, між якими необхідно виміряти напругу. Включення
трансформаторів напруги 6-10 кВ здійснюють за допомогою роз'єднувачів, а
захист електроустановок від їхнього ушкодження - запобіжниками [9].
Класифікація трансформаторів напруги [9].
За типом установки:
а) внутрішньої (для установки в приміщенні),
б) зовнішньої (для установки поза приміщенням),
в) вбудовані, для установки всередині КРУЕ.
За кількістю фаз:
а) однофазний (О);
б) трифазний (Т).
За наявністю або відсутністю заземлюючого виводу первинної
обмотки:
а) заземлюючі (з);
б) незаземляючі.
За принципом дії:
а) електромагнітний;
б) з ємнісним дільником;
в) оптичний.
За кількістю ступенів трансформації:
а) електромагнітний однокаскадний;
б) електромагнітний каскадний (К).
За наявністю компенсаційної обмотки або обмотки для контролю
ізоляції мережі:
а) трифазний з додатковими обмотками для контролю ізоляції мережі (І);
19

б) трифазний з компенсаційними обмотками (К)
За типом ізоляції:
а) повітряно-паперова (С);
б) лита (Л);
в) залита бітумним компаундом (К);
г) із порцелянової покришкою (Ф);
д) масляна (М);
г) газова (Г).
За особливостями конструктивного виконання:
а) захищене виконання (З);
б) водозахищене виконання (В);
в) герметичне виконання (Г);
г) із вбудованим запобіжником (П);
д) антирезонансна конструкція (А).
Приклади позначень трансформаторів напруги.
- НТС-6 – трифазний ТН із сухою ізоляцією на номінальну напругу 6 кВ.
- НОМ – однофазний ТН маслонаповнений.
- ЗНОМ – однофазний маслонаповнений ТН, один із виводів первинної
обмотки заземлений.
- НОЛ – однофазний ТН із литою ізоляцією.
- ЗНОЛ – однофазний ТН із литою ізоляцією. один із виводів первинної
обмотки заземлений.
- НАМИ – антирезонансний маслонаповнений ТН. Параметри
антирезонансних трансформаторів напруги НАМИ не дозволяють виникнути
резонансним коливанням в мережі. У цих трансформаторів напруги в 3-4
рази знижена номінальна індукція в магнітопроводі і відповідно збільшено
число витків первинної обмотки. Це забезпечує стійкість трансформатора до
підвищення фазної напруги до (3-4) UНОМ, що виникають при ферорезонансій
ємності мережі з індуктивністю трансформаторів. Антирезонансні
властивості НАМИ в основному забезпечуються компенсаційною обмоткою,
20

яка з'єднується у трикутник і замкнутої накоротко. При однофазних
замиканнях на землю напруга нульової послідовності на ємностях мережі
розряджається через компенсаційну обмотку [27, 28].
- НДЕ – ТН з ємнісним дільником напруги. Ємнісний дільник напруги
складається з конденсаторів С1 і С2. Напруга на конденсаторі С2 близько 10-
15 кВ (рис. 1.1). Загороджувач не пропускає струми високої частоти каналів
зв'язку, телемеханіки і релейного захисту у вторинні ланцюги
трансформатора напруги. Для зменшення кутової похибки, викликаної
наявністю в ланцюзі конденсаторів, застосовується індуктивний реактор. Для
попередження ферорезонансу у вторинній обмотці встановлюється
демпфуючий пристрій [27].

Рис. 1.1. Принципова схема трансформатора напруги

- НКФ – однофазний каскадний ТН. Первинна обмотка з метою
зменшення ізоляції має кілька каскадів (частин) і стільки ж магнітопроводів
рис. 1.2. Число каскадів визначається класом напруги трансформатора.
Кожен трансформатор каскаду має ізоляцію на 1 / N частину напруги мережі,
де N – число ступенів. Для рівномірного розподілу навантаження між
первинними обмотками служать додаткові обмотки 2 [9].
21

Рис. 1.2. Принципова схема каскадного трансформатора напруги

- Оптичний ТН. В оптичному ТН, який представлений на (рис. 1.3),
електроннооптичний блок 5 посилає світлові сигнали через оптичне волокно
4 в поляризатор 2. Світловий сигнал, піднімаючись вгору, проходить через
кристали (осередки Поккельса) 3, розташовані в трьох точках всередині
високовольтної ізоляції. Коли світловий сигнал проходить через кристал,
електричне поле в поляризаторі 2, розташованому навколо струмоведучого
провідника 1, змінює його кругову поляризацію на еліптичну. У
електроннооптичного блоці вимірюється відношення вихідних сигналів щодо
кожної осі X і Y, тобто еліптичності світлового сигналу. Цим досягаються
точні вимірювання електричного поля.
У таблиці 1.2 наведені основні технічні характеристики та розміри
трансформаторів напруги.

22

Рис. 1.3. Оптичний ТН: а) конструкція; б) світлова поляризація сигналу при
відсутності напруги; в) світлова поляризація при наявності напруги

Таблиця 1.2
Основні технічні характеристики та розміри трансформаторів напруги
Напруга, кВ Маса, кг Розміри, мм
Тип по поздовжній
первинна вторинна Т-ра з маслом масла висота по поперечній осі
осі
НОС-0,5 0,38; 0,5 0,1 8 - 192 133 122
НТС-0,5 0,38; 0,5 0,1 20 - 282 340 132
НОМ-6 3; 6 0,1 23 5 355 275 275
НОЛ-11-605 6 0,1 16 - 225 250 185
0,1
3
ЗНОЛ-0,9-6 6 30 - 308 335 190
0,1
3
НТМІ-6 3; 6 0,1 105 32 743 380 380
НОМ-10 10 0,1 36 7,3 495 315 315
0,1 ;
ЗНОЛ-09-10 10 3 33 - 308 335 190
0,1
3
НТМІ-10 10 0,1 190 70 914 472 472

23

Масляні трансформатори напруги виготовляють за ДСТУ із
первинними обмотками на всі стандартні напруги електричних мереж і
вторинними на напруги 100; 100; 100 3 і 100:3 В. У схемах
електроустановок напругою 6-10 кВ використовують однофазні
трансформатори НОЛ-11-06, ЗНОЛ-09, масляні НОМ-6 і НОМ-10, трифазні
НТМК-6 і НТМК-10 і трифазні п’ятистержневі НТМИ-6, НТМИ-10, що
мають спеціальну обмотку контролю ізоляції. У п’ятистержневому
трансформаторі два додаткових стержні магнітопровода дозволяють
замикатися магнітному потоку нульової послідовності при однофазних
замиканнях на землю в мережі. У пристроях до 1000 В застосовують
трансформатори типу НТС-0,5 [9, 32].

1.2.1 Особливості будови вимірювальних трансформаторів напруги
типу НОМ

Трансформатор напруги НОМ (рис. 1.5) – це однофазний масляний ТР,
являє собою осердя із листової електротехнічної сталі, на якому розташовані
первинна й вторинна обмотки. Осердя ТР поміщене у сталевий бак 1 зі
знімною кришкою. У неї вмонтовані прохідні ізолятори 2 й 3, через які
первинна обмотка з'єднується із мережею напругою 6-10 кВ, а вторинна – з
різними приладами [9, 32].
Для ізоляції обмоток від стінок бака й створення кращих умов
охолодження бак заповнюють трансформаторним маслом через отвір у
кришці, яка закривається гвинтовою пробкою. У нижній частині бака
знаходиться зливна пробка. Для заземлення на баці трансформатора є болт
заземлення 4.
Трансформатор НТС-6,5 на напругу 500/100 В виготовляють сухими
(без масла). Магнітопровід зовні стягається за допомогою шпильок і
пластинок зі стрічкової або кутової сталі.
24

Рис. 1.5. Трансформатор напруги типу НОМ

Обмотки трансформатора із зовнішніми ланцюгами з'єднують на двох
текстолітових планках затискачів, які закріплюються над магнітопроводом.
Обмотки трансформатора надійно ізолюються, а їхні виводи між планкою
затискачів і котушкою обмотки поміщають у трубку із ізоляційного
матеріалу.

1.2.2 Особливості будови трансформатора напруги типу НОЛ-11-06

Трансформатор напруги НОЛ-11-06 – це однофазний ТН із литою
ізоляцією (рис. 1.6), являє собою магнітопровід броньового типу з
холоднокатаної сталі, на середньому стержні якого розташовані обмотки.
Вторинна обмотка трансформатора розташована у середині ТР, а первинна –
є зовнішньою. Кінці А и X первинної обмотки з'єднуються з
високовольтними виводами, що закінчуються контактним пристроєм на
верхній частині трансформатора. Кінці вторинних обмоток а1, а2 і х підведені
до контактних затискачів у нижній частині трансформатора. Ізоляція
первинної та вторинної обмоток просочена епоксидним компаундом, що
25

володіє гарною адгезією (зчепленням), яким заливають магнітопровід й
обмотки, тим самим утворюючи литий блок ТР [9, 32].
Литий блок за допомогою кронштейнів, які електрично з'єднані із
магнітопроводом може кріпитися до конструкцій у будь-якому положенні.
На одному із кронштейнів є болт заземлення.

Рис. 1.6. Трансформатор НОЛ-11-06: 1- литий блок, 2 - контакт
високовольтного вивода, 3 - контакти виводів вторинної обмотки, 4 - болт
заземлення, 5 – кронштейн

1.2.3 Особливості будови вимірювального трансформатора напруги
типу ЗНОЛ-9

Трансформатор напруги ЗНОЛ-09 на 3-10 кВ (рис. 1.7) на відміну від
НОЛ має один заземлений високовольтний вивід і дві вторинні обмотки.
Напруга основної вторинної обмотки 100:3, а додаткової залежно від її
призначення 100/3; 100; 127 В.
Магнітопровід такого трансформатора є стержневого типу, який
виготовлений із холоднокатаної сталі з обмотками, розташованими на ньому
концентрично. Магнітопровід та обмотки залиті епоксидною смолою і
26

утворюють єдиний литий блок. Первинна обмотка екранована алюмінієвою
фольгою. Один кінець первинної обмотки заземлений і виведений поруч із
виводами вторинної обмотки в нижній частині блоку. Другий кінець
первинної обмотки приєднаний до шпильки, що виходить через верхню
частину блоку і утворює високовольтний вивід. Литий блок закріпляють на
металевій основі, яка електрично з'єднана з магнітопроводом. На основі
розташований болт заземлення [9, 32].

Рис. 1.7. Трансформатор ЗНОЛ-09: 1 - високовольтний вивід, 2 -
литий блок, 3 - виводи вторинних обмоток, 4 - основа, 5 - болт заземлення,
6 - контакт заземлюючого виводу первинної обмотки

1.2.4 Особливості будови вимірювальних трансформаторів напруги
типу ЗНОМ і ЗНОМП

Вимірювальні трансформатори напруги (ЗНОМ-27 і ЗНОМП-40,5)
призначені для ввімкнення в мережі напругою 27 і 35 кВ. Однофазні масляні
27

трансформатори напруги типу ЗНОМ-27 і ЗНОМП-40,5 (ЗНОМП-35)
зовнішньої установки мають шихтований із електротехнічної сталі
магнітопровід, на якому розташовані вторинна і первинна багатошарові
циліндричні обмотки із тонкого мідного проводу круглого перерізу.

Рис. 1.8. Трансформатор напруги ЗНОМ І ЗНОМП

Активна частина розміщується в корпусі, на якому розташований
щиток вторинних виводів, гвинт заземлення, табличка з технічними даними
ТР, отвори для монтажу на фундамент. Ізоляція трансформатора напруги
виконана із ізоляційного трансформаторного паперу, який висушений під
вакуумом і просочений трансформаторним маслом. Високовольтні виводи
обмотки проходять через порцелянову покришку, яка заповнена
трансформаторним маслом. Зверху порцелянової покришки розташований
маслоразширювач з вузлом герметизації. Маломасляна конструкція
трансформатора напруги і наявність вузла герметизації виключає
28

необхідність перевірки характеристик трансформаторного масла протягом
всього терміну експлуатації при збереженні його високих технічних
характеристик. ЗНОМП-40,5 (ЗНОМП-35) забезпечує облік електроенергії
при класі точності 0,2 [9, 32].
Трансформатори напруги ЗНОМ-27 і ЗНОМП-40,5 (ЗНОМП-35)
забезпечують надійну і стабільну роботу і працездатність у всьому
допустимому діапазоні робочих температур, кліматичних і механічних
навантаженнях, а також при забрудненні навколишнього середовища маючи
питому довжину шляху витоку 2,95 і 2 , 25 см/кВ відповідно.

1.2.5 Особливості будови вимірювальних трансформаторів напруги
типу НКФ і НКФ-М

Вимірювальні трансформатори напруги серії НКФ і НКФ-М є
однофазними індуктивними масляними ТР зовнішньої установки, які в мають
порцелянову покришку та призначені для включення їх в електричні мережі з
номінальною напругою від 66 до 500 кВ.

Рис. 1.9. Трансформатор напруги НКФ і НКФ-М
29

Трансформатори напруги виконані за каскадною схемою на клас
напруги – 66, 110 і 132 кВ в одноблочному виконанні, на 150, 220 і 330 кВ – у
двохблочному, а на 400 і 500 кВ – трьохблочному. Кожен блок
трансформатора має свою активну частину із обмотками з
електростатичними екранами. Активна частина поміщена в порцелянову
покришку, яка заповнена трансформаторним маслом.
Опорою трансформатора (блоку) є цоколь, на який монтується активна
частина і порцелянова покришка. Цоколь має зливний пристрій, коробку
вторинних виводів кабельну муфту, пристрої заземлення та інформативну
табличку з технічними даними.
Магнітопровід виготовлений із пластин анізотропної, холоднокатаної
електротехнічної сталі. Конструкція обмоток – циліндрична, багатошарова.
Ізоляція трансформатора напруги виконана із ізоляційного
трансформаторного паперу, який висушений під вакуумом і просочений
трансформаторним маслом.
Електропровідні екрани на обмотках і магнітопроводах покращують
стійкість трансформаторів напруги проти ударних атмосферних перенапруг і
знижують рівень часткових розрядів [9, 32].

1.2.6 Особливості будови вимірювальних трансформаторів напруги
типу НКФА і ЕТН

Вимірювальні трансформатори напруги серії НКФА є однофазними
антирезонансними масляними чотирьохобмотковими ТР для зовнішньої
установки, які призначені для масштабного перетворення електричної
напруги змінного струму частотою 50 Гц або 60 Гц з метою його подальшого
вимірювання та подачі на входи засобів вимірювальної техніки, пристроїв
захисту і сигналізації.
30

Трансформатори напруги серії НКФА виготовляються на класи
напруги від 110 кВ до 500 кВ. Основними відмінностями трансформаторів
напруги НКФА від трансформаторів напруги серій НКФ і НКФ-М є:
стійкість до ферорезонансних явищ, наявність 3-х вторинних обмоток (НКФ і
НКФ-М мають 2-е вторинні обмотки).

Рис. 1.10. Трансформатор напруги НКФА

Трансформатори напруги серії НКФА виготовляються як негерметичні
так і герметичні (герметизація за допомогою компенсатора).
Вимірювальні трансформатори напруги ЕТН – це ємнісні однофазні
масляні чотирьохобмоткові антирезонансні ТР, зовнішньої установки,
призначені для застосування в електричних ланцюгах змінного струму
частотою 50 Гц із заземленою нейтраллю з метою передачі сигналу
вимірювальної інформації приладам вимірювання, захисту, автоматики,
сигналізації і управління, а також забезпечення високочастотного зв'язку.
31

Трансформатори напруги серії ЕТН мають антиферрорезонансні
властивості, які мають єдину конструкцію ємнісного модуля і
електромагнітного пристрою [9, 32].
Трансформатори серії ЕТН виготовляються на класи напруги від 110
кВ до 500 кВ. Трансформатори ЕТН мають герметичну конструкцію.

Рис. 1.11. Трансформатор напруги ЕТН

32

Основною відмінністю трансформаторів напруги ЕТН від
трансформаторів напруги серій НКФ, НКФ-М, НКФА є наявність виводу для
підключення апаратури високочастотного зв'язку.
Виходячи із конструктивних особливостей розглянутих вище типів
трансформаторів напруги, в якості об’єкта дослідження візьмемо
трансформатор напруги НФК-330 кВ, у якого конструкція обмоток досить
надійна, як у електричному відношенні так і в тепловому [5, 21].

1.3 Аналіз та вибір діагностичних параметрів оцінки стану
трансформаторів напруги

В даний час для оцінки експлуатаційного стану трансформаторного
устаткування широко застосовуються фізико-хімічні методи дослідження
рідкої (трансформаторне масло) і твердої (целюлоза) ізоляції. Ці методи
дозволяють виявляти незначні зміни в ізоляції і ефективно оцінювати
розвиток в ній теплових або електричних процесів, що супроводжуються
хімічними процесами [11, 12, 25, 31].
Можливі причини пошкодження ТН:
1. Пробій основної ізоляції, внаслідок зволоження, однієї із обмоток з
подальшим переходом ТН в режим КЗ та пошкодженням (розвивається, як
правило довго (декілька місяців)). Виявляється при аналізі масла на пробивну
напругу, вологовмісткість, тангенс кута діелектричних втрат tgδ, а також за
допомогою хроматографічного аналізу.
2. Пробій виткової ізоляції обмотки з подальшим переходом в режим КЗ
та пошкодженням ТН внаслідок зволоження або заводського дефекту (дефект
швидко розвивається і переходить у пошкодження за кілька годин або навіть
за хвилини). Пошкодження можна виявити за допомогою хроматографічного
аналізу по зростанню величини 3U0 вище 3 В. При зростанні 3U0 огляд ТН
небезпечний так як може вибухнути в будь-який момент.
33

3. Пробій виткової або основної ізоляції обмотки внаслідок
ферорезонансних явищ з подальшим переходом в режим КЗ та
пошкодженням ТН (при виникненні ферорезонансних явищ ), дефект швидко
розвивається і переростає у пошкодження (за кілька годин, а то і хвилин).
Можна виявити за допомогою хроматографічного аналізу.
4. Пошкодження сталі магнітопроводу, внаслідок виникнення замкнутих
контурів в наслідок заводського дефекту або роботи в аварійному режимі
(перевантаження по струму внаслідок роботи при підвищеній напрузі або при
недопустимому навантаженні, можна виявити за допомогою
хроматографічного аналізу та визначення температури спалаху на пізній
стадії).
5. Комбіноване пошкодження ізоляції обмоток та сталі магнітопроводу
при систематичному попаданні води на обмотку та магнітопровід
(розвивається, як правило довго (кілька місяців), виявляється при аналізах
масла на пробивну напругу, вологовмісткість, tgδ, можна виявити за
допомогою хроматографічного аналізу).
6. Порушення контактного з’єднання обмоток, супроводжується появою
3U0 на одному із комплектів ТН (як правило є нестійким, можливі звукові
удари – дефект може проявлятися кілька днів і призводить до пошкодження
ТН від перенапруг).
Якщо відкинути явища ферорезонансу, то зволоження являється
основною причиною виникнення та розвитку пошкоджень ТН [9].
Слабкі місця ТН:
1. Система вентиляції ТН через силікагелевий патрон:
- гумові ущільнення ТН старої конструкції;
- недоліки конструкції силікагелевих патронів, через які волога може
потрапити в ТН;
- низька якість індикаторного силікагелю, що може забивати прохід
повітря та створити умови для підсосу повітря через гумові ущільнення.
34

2. Гумові ущільнення на ТН, що пропрацювали більше 25 років
потребують заміни.
3. Зволоження прохідних ізоляторів обмоток ТН, як при довгочасному
зберіганні так і в експлуатації не дає точно оцінити опір обмоток ТН.
Причини відмов трансформаторів напруги [9, 32, 33]. Аналіз причин
відмов трансформаторів напруги що знаходяться в експлуатації показує, що
найбільш частими причинами є:
1. Відмови трансформаторів напруги пов'язані з ферорезонансними
явищами в мережах, в яких вони працюють.
2. Відмови трансформаторів напруги пов'язані з перенапругами різного
характеру (грозові, комутаційні тощо) за відсутності захисту ТР.
3. Порушення схем з'єднання ступеней каскадних трансформаторів
напруги.
По першому виду пошкоджень слід зазначити наступне. Як правило,
при виникненні ферорезонансу в мережі, виникає явище насичення
магнітопроводу, внаслідок чого по обмотці ВН протікають неприпустимо
великі струми, що приводять до перегрівання проводу первинної обмотки
(ВН) і обвуглювання міжвиткової та міжшарової ізоляції.
Розвиток пошкодження трансформаторів напруги:
1. Насичення магнітопровода при перенапругах викликаних
резонансними явищами.
2. Виникнення надвеликих струмів, що призводять до нагрівання проводу
первинної обмотки (ВН).
3. Деструкція міжшарової ізоляції внаслідок процесів нагрівання.
4. Виділення газів таких як: Метан (СН4), Етан (С2Н6), Пропан (С3Н8),
Етилен (С2Н4), Ацетилен (С2Н2) та СО2.
5. Високовольтний пробій ізоляції з протіканням струму короткого
замикання (КЗ).
6. Руйнування трансформатора напруги спалахом.
35

Таким чином, можна навести об’єм випробувань ТН, який необхідно
проводити до та після ремонту:
- ізоляція обмоток;
- омічний опір;
- полярність вводів;
- холостий хід кожного каскаду;
- холостий хід зібраної фази при збудженні по НН;
- холостий хід зібраної фази при збудження по ВН із вимірюванням Ктр;
- аналізи масла до та після заливання при відстоюванні в кілька днів та
хроматографії після вимірювання ХХ.
Методи визначення діагностичних параметрів ТН [9, 31, 32].
Насамперед варто розглянути, на яких стадіях виготовлення і в якому
обсязі трансформатори напруги піддаються випробуванням.
В більшості типів трансформаторів напруги первинні обмотки (ВН)
виконуються з великим числом витків, внаслідок чого є велика ймовірність
помилки в числі витків при виготовленні цих обмоток. Крім того, як правило,
обмотки ВН виготовляються з дуже тонкого обмотувального проводу
(0,2…0,35 мм), в силу чого можливі його розриви в процесі намотування
обмоток.
Для того щоб виключити пропуск обмоток з дефектами на початковій
операції, доцільно робити перевірки кількості витків та на відсутність
обривів у всіх обмотках трансформаторів напруги в незалежності від їх
габаритів, напруги і класу точності до установки на магнітопровід.
Випробування обмоток у процесі збирання для інших трансформаторів,
особливо при серійному виробництві не обов'язково та недоцільно.
В каскадних трансформаторах напруги типу НКФ випробувати
ізоляцію обмоток необхідно до збирання, тому що на наступному етапі
складання вони будуть недоступними, також необхідно перевірити
правильність розмітки кінців (полярність) цих обмоток.
36

За обсягом випробувань трансформатори напруги можуть бути
поділені на 6 груп:
1-а група – трансформатори напруги двообмоткові однофазні і трифазні з
первинною напругою до 35 кВ та з повною ізоляцією початків і кінців
обмоток;
2-а група – також триобмоткові;
3-я група – трансформатори напруги зі зниженою ізоляцією кінця обмотки
(нейтралі);
4-а група – каскадні трансформатори напруги, але з номінальною первинною
напругою 110 3 кВ;
5-а група – також з номінальною первинної напругою 110 3 кВ і вище;
6-а група – ємнісні трансформатори напруги.
Кожен трансформатор з перерахованих груп за умови попередньої
перевірки обмоток піддаються наступним випробуванням [5, 25]:
1-а група (типи НОМ, НОЛ, НОК, НТС, НТМК — до 35 кВ включно).
В процесі збирання випробуванням не піддаються.
Після остаточного збирання піддаються наступним випробуванням в
зазначеній послідовності: 1) вимірювання опору ізоляції; 2) перевірка
електричної міцності масла; 3)випробування ізоляції прикладеною напругою;
4) випробування ізоляції індуктивною напругою; 5) вимірювання втрат і
струму холостого ходу; 6) перевірка похибок; 7) вимірювання опору обмоток
постійному струму.
2-а група (тип НТМИ до 18 кВ включно).
В процесі збирання випробуванням не піддаються.
Після остаточного збирання, крім випробувань, перерахованих для 1-ї
групи, здійснюється перевірка напруги на додатковій вторинній (третинній)
обмотці.
3-я група (тип ЗНОМ до 35 кВ включно).
В процесі збирання випробуванням не піддається.
37

Обсяг випробувань після остаточного збирання аналогічний, як і для 1
та 2-ї груп. Відмінність полягає у тому, що:
а) ізоляція трансформатора не може бути цілком випробувана прикладеною
напругою і тому випробується індуктивною напругою відповідного значення;
б) перевірка похибок створюється окремо для основної і додаткової
вторинних обмотках.
4-а група (тип НКФ 110 кВ). Після першого збирання проводяться
наступні випробування: 1) випробування ізоляції обмоток; 2) дослід
холостого ходу; 3) перевірка полярності обмоток.
Після остаточного збирання робляться аналогічні випробування, що і
для 3-ї групи.
5-а група (НКФ-220…500 кВ). Випробування робляться аналогічно, як і
для трансформаторів 4-ї групи.

1.4 Етапи комплексного аналізу стану трансформаторів напруги

Таким чином, виходячи із викладеного матеріалу в пункті 1.3,
відмітимо, що основними причинами пошкоджень трансформаторів через
дефекти, що розвиваються в процесі експлуатації є: ненадійність
герметичних вводів, ненадійність багатьох типів пристроїв регулювання під
навантаженням тощо. В цих умовах необхідно розробляти стратегії
діагностики стану такого устаткування. Досвід показує, що висновки після
ремонтів та за наслідками оцінки стану дозволяють значно скоротити об'єм
капітальних ремонтів. Таким чином, стратегія по оцінці стану ТН включає
проведення комплексного аналізу за оцінкою надійності устаткування з
видачею рекомендацій по проведенню профілактичних і ремонтних робіт.
Наведемо основні етапи комплексного аналізу стану оцінки ТН [4, 13].

38

1. Підготовчий етап:
- аналіз аварійності і характерних дефектів трансформаторів аналогічної
конструкції (зокрема на підставі результатів обстежень і проведених
ремонтів);
- збір і аналіз експлуатаційної інформації (режимів роботи
трансформатора, рівнів струмів КЗ, результатів вимірювань електричних
параметрів трансформатора, фізико-хімічного аналізу масла із баку, вводів
тощо).
2. Етап польових робіт.
а) На відключеному трансформаторі проводиться традиційні електричні
вимірювання:
- вимірювання ізоляційних характеристик обмоток і вводів;
- визначення втрат холостого ходу;
- визначення опору короткого замикання;
- вимірювання опору обмоток постійному струму тощо.
б) В режимі навантаження і холостого ходу трансформатора проводяться
вимірювання:
- локація ЧР, а також іскрових і дугових розрядів в баку акустичними
приладами;
- тепловізійне обстеження бака, вводів, охолоджувачів, радіаторів,
адсорберів, фільтрів контактів апаратних затискачів тощо;
- вібраційне обстеження з метою визначення стану пресування обмоток і
магнітопроводу, загального стану конструкції трансформатора, а також
маслонасосів системи охолоджування;
- відбір проб масла з бака, маслонаповнених вводів для проведення
аналізу в хімічній лабораторії.
3. Етап лабораторних досліджень, включає проведення аналізу масла з
баку, вводів та інших елементів:
- високочутливого хроматографічного аналізу розчинених в маслі з бака
і вводів 11 газів;
39

- вологозбереження трансформаторних масел із бака і вводів
кулонометричним титруванням із реактивом Карла Фішера;
- аналіз ступеня старіння і деструкції твердої ізоляції
електроустаткування за змістом фуранових похідних в трансформаторному
маслі методом високоефективної рідинної хроматографії;
- вимірювання тангенса кута діелектричних втрат і питомої об'ємної
провідності масла з бака при різних температурах (при нагріванні та
охолодженні);
- оцінка експлуатаційних властивостей трансформаторних масел і
наявності дефектів за допомогою контролю фракційного складу, кількості і
характеру забруднень (механічних домішок) в маслах по класу промислової
чистоти (КПЧ), зокрема методом мембранної фільтрації;
- визначення змісту антиокислювальної присадки, ароматичних
вуглеводнів, продуктів старіння в маслі за допомогою інфрачервоної
спектроскопії;
- визначення пробивної напруги, кислотного числа, температури спалаху
і інших параметрів.
4. Етап складання технічного звіту. За підсумками роботи замовникові
складається та передається звіт, в якому приведені результати обстеження, їх
аналіз і висновок про стан трансформатора напруги, що включає:
- перелік виявлених в результаті обстеження дефектів в активній частині,
високовольтних вводах, системі охолоджування тощо;
- документальне підтвердження можливості подальшої нормальної
експлуатації трансформатора напруги або висновок про необхідність
виведення його з роботи;
- рекомендації по подальшій експлуатації із переліком можливих
обмежень режимного характеру і додаткового діагностичного контролю;
- перелік необхідних робіт при поточному ремонті або програма
проведення капітального ремонту трансформатора.
40

Також необхідно відмітити, що важливу роль при комплексному
аналізі стану оцінки ТН відіграє безперервний контроль над станом
трансформатора під робочою напругою [30]. Він може включати
вимірювання перегрівання, часткових розрядів, виділення газів з масла та
інших параметрів. Завдання продовження терміну служби устаткування може
бути вирішене тільки при забезпеченні ефективного контролю стану
устаткування на базі безперервного спостереження за параметрами, що
відображають розвиток дефектів усередині трансформатора, періодичного
контролю інших параметрів, обстежень, що включають детальний аналіз всіх
можливих параметрів.

1.5 Аналіз сучасних способів діагностики стану трансформаторів
напруги

Питання діагностики електроустаткування останнім часом набувають
великої актуальності з багатьох причин. Перш за все за останнє десятиліття
відбулося різке зростання частини електроустаткування, яке відпрацювало
нормативний термін служби. Частина такого устаткування вже до 2000 року
перевищила 50% всіх встановлених потужностей. Крім того, в результаті
переходу до ринкових відносин і недофінансування протягом багатьох років
в необхідних об'ємах проведення планово-профілактичних робіт знизилися
якість і надійність енергопостачання і значно збільшилося пошкодження
електроустаткування [6, 7].
Зокрема, в енергосистемах таке положення характерне для
трансформаторів на підстанціях 35 – 750 кВ, що є одним з їх
найважливіших елементів, що визначають надійність електропостачання. За
даними аналізу пошкоджуваності трансформаторів із загального числа
відмов трансформаторів близько 60% їх доводиться на трансформатори з
41

напрацюванням більше 12 років, і при цьому близько 45% всього парку
трансформаторів мають термін служби більше 20 років. До того ж останнім
часом в енергосистемах небезпечними чинниками стали тривалі підвищення
напруги і постійне зростання потужності коротких замикань [27].
Вирішальними чинниками економіки, що постійно діють, є
недостатність засобів на проведення технічного обслуговування і
модернізації енергоустаткування і недостатність кваліфікованих кадрів у
службі головного енергетика.
Все це ставить проблему оцінки стану і прогнозування працездатності і
залишкового ресурсу на одне з перших місць в системі обслуговування. При
цьому значна увага приділяється розробці методів і систем діагностики, які
дозволяють контролювати стан устаткування в процесі експлуатації.
До таких сучасних і високоефективних способів діагностики ТН
належать тепловізійні обстеження [11]. Вони дозволяють виявляти дефекти
на ранній стадії їх розвитку. Ефективні тепловізійні обстеження є
ефективними у випадках виявлення дефектів в електроустаткуванні, зокрема
контактних з'єднань, ділянок перевантаження кабелів. Тепловізійний
контроль дозволяє провести оцінку теплового стану трансформаторів
різного призначення, електродвигунів, розрядників, реакторів і іншого
електроустаткування в процесі їх експлуатації без зняття напруги.
Така діагностика електроустаткування інформативна, економічна і
зручна. Застосування тепловізійних обстежень дозволяє перейти до системи
підтримки експлуатаційної готовності устаткування шляхом організації
моніторингу технічного стану електроустаткування і проведення ремонту за
наслідками цього моніторингу.
Тепловізійна діагноста дозволяє вирішувати такі завдання:
а) масове обстеження визначної кількості електроустаткування однією
бригадою з трьох осіб з однією тепловізійною камерою за період підготовки
енергетичних об'єктів до поточного технічного огляду;
42

б) виявлення значної кількості апаратів, що знаходяться в передаварійному
стані (дефектні контактні з'єднання, вентильні розрядники тощо);
в) виявлення дефектів, які не можуть бути виявлені іншими методами,
наприклад, місцеве перегрівання конструктивних елементів баків силових
трансформаторів, нагрівання з‘єднувальних болтів у підтримуючих
металевих конструкціях шинопроводів або перевантаження окремих
елементів вентильних розрядників 110 кВ і вище.

Рис. 1.12. Тепловізійний контроль поверхні трансформатора

Суть теплового (тепловізійного) методу діагностики полягає в
дистанційній реєстрації температурного поля на поверхні контрольованого
устаткування вимірювальною апаратурою, з послідуючими побудовою та
аналізом термограми з використанням ЕОМ для виявлення і класифікації
дефектів і висновком про подальшу експлуатацію електроустаткування.
Наявність дефекту при такій діагностиці характеризується аномальною
зміною (як правило, підвищенням) температури в дефектній зоні в
порівнянні з якісними областями.
43

Як засіб вимірювання поверхневої температури передбачається
використання тепловізора – сканера, який реєструє інфрачервоне
випромінювання вздовж лінії сканування, положення якої контролюється
на моніторі по видимому зображенню об'єкта.
Перевагами тепловізійної діагностики електроустаткування в
порівнянні з іншими методами неруйнуючого 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.
Як засоби, що підвищують точність, надійність і достовірність
вимірювань, рекомендується використовувати цифровий термометр з
похибкою вимірювання температури не вище 0,1°С, анемометр і цифрову
фотокамеру, якщо тепловізор або сканер не фіксує відео та зображення.
Рекомендується використовувати тепловізор з можливістю отримання відео
та зображення. Основним нормативним документом, в якому даються
рекомендації і критерії оцінки стану електроустаткування за
наслідками тепловізійного обстеження є «ПУЕ».
Як критерії оцінки технічного стану струмоведучих з'єднань
передбачаються:
- перевищення температури - різниця між виміряною температурою
нагрівання і температурою навколишнього середовища;
44

- надмірна температура – перевищення виміряної температури
контрольованого вузла над температурою аналогічних вузлів, що знаходяться
в однакових умовах;
- коефіцієнт дефектності (Кд) – відношення виміряного перевищення
температури контактного з'єднання до перевищення виміряної температури
на цілій ділянці шини (провода), яке відрізняється від даного контактного
з'єднання на відстані не менше 1 м.
Неодмінною умовою розрахунку цих критеріїв є знання струмового
навантаження Iроб контрольованого устаткування і значення номінального
струму Iном. Приведені в нормативній документації допустимі значення
перевищення температури розраховані для номінального струму Iном, тому
виміряне значення перевищення температури Твим слід привести до
номінального струму через співвідношення:

Tном = Твим ⋅ ( Iном / I роб ).

Цим співвідношенням можна користуватися при вимірюванні
перевищення температури контактів і болтових контактних з'єднань при
струмах навантаження (0,6…1,0)∙Iном. При струмах навантаження
(0,3…0,6)IНОМ, як норматив слід використовувати значення температури Т0,5,
перераховане до 0,5 Iном

2
T0,5 = Твим ⋅ (0,5 ⋅ Iном / I роб ) .

Тепловізійне обстеження електроустаткування при струмах
навантаження менше 0,3∙Iном не рекомендується проводити, оскільки таке
навантаження не сприяє виявленню дефектів особливо на ранній стадії їх
розвитку.
45

Отримані розрахунковим шляхом значення перевищення температури
Tном і T0,5 дозволяють для контактів і болтових з’єднань оцінити ступінь
несправності, використовуючи критерій звань «надмірна температура».
Якщо перевищення температуру знаходиться в межах 5°С…10°С, то це
оцінюється як початкова стадія несправності і слід приймати заходи по її
усуненню в ході запланованого ремонту.
Надмірне перевищення температури на 10°С…30°С, оцінюється як
розвиток дефекту, який слід усувати при найближчому виведенні
електроустаткування з роботи.
Якщо надмірна температура перевищує 300°С, то це оцінюється як
аварійна ситуація, що вимагає негайного усунення дефекту.
Оцінку теплового стану силових кабелів рекомендується проводити по
критерію «коефіцієнт дефектності Кд. Це дозволяє встановити ступінь
несправності.
Якщо Кд<1,2, то це оцінюється, як початковий ступінь несправності.
Якщо Кд=1,2…1,5, то це вже розвинутий дефект.
Аварійною ситуацією є перевищення Кд > 1,5.
Використання тепловізорів і сканерів дозволяє провести діагностику
не тільки таких достатньо простих вузлів, як контактні з'єднання, але і
оцінювати технічний стан таких типів устаткування, як трансформатори,
електродвигуни тощо.
Разом з традиційними методами діагностики ТН, такими, як
визначення рівня і місця розташування джерел часткових розрядів,
хроматографічний аналіз розчинених в маслі газів (ХАРГ), все більше
застосування отримує тепловізійне обстеження ТН. Воно дозволяє оцінити
його тепловий стан і справність вхідних в нього систем і вузлів.
Досвід проведення тепловізійної діагностики ТН показує, що вона
дозволяє виявити наступні несправності:
- порушення механічної ізоляції обмоток, вигорання витків обмотки
через струми КЗ;
46

- 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;
- пошкодження маслонаповнених вводів.

Рис. 1.13. Обмотки трансформатора при тепловізійному обстеженні

При аналізі результатів тепловізійного обстеження необхідно
враховувати конструктивне виконання даного типу трансформатора, а також
спосіб охолодження обмоток (рис. 1.13) і магнітопроводу, умови і тривалість
експлуатації. Це вимагає проведення попередньої підготовки до обстеження
шляхом вивчення паспортних і конструктивних даних трансформатора,
47

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. Це дозволяє планувати роботи по ремонту, спираючись не тільки
на нормативи, але і використовувати результати тепловізійного обстеження,
які відображають реальну картину технічного стану ТН.
Маслонаповнені трансформатори напруги (ТН) серія НКФ працюють
в режимі насичення, тому при тепловізійному обстеженні це виявляється
на термограмі у вигляді підвищеної температури на фарфоровій покришці.
Підвищене нагрівання ТН 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
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.
48

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 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 безперервний 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
49

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
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.
Хроматографічний аналіз розчинених газів у маслі (ХАРГ) – це
оцінювання стану та визначення характеру можливих дефектів ТР [39]. 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).
В зв’язку із підвищеною в останні роки аварійністю НФК-330 кВ у
2017 р. було проведено хроматографічний контроль для більшості
трансформаторів напруги даного типу [9, 32].
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 [9, 22].
Розглянемо ці моменти більш детально :
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.
50

2. Періодичний (1 раз у 3 роки) відбір проб трансформаторного масла із
каскадів НФК-330 на аналізи:
- 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 .

Таблиця 1.3
Визначення стану ТН 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 ТН 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 .

Також аналізуючи обладнання, очевидно, що:
1. В більшості нормально працюючих ТН концентрація таких газів, як
водень, метан, етан, етилен дуже низькі, не більше 5-10 ррм.
2. В таблиці 1.4 представлено результати хроматографії для ТН, які були
виведені з роботи, як аварійні (всі інші вимірювання та ХАРГ масла в нормі).
3. Близько половини аналізів на хроматографію відбирались в лабораторії
з пляшок на ХАРГ масла і тому результати в більшості некоректні. Бачимо,
51

що концентрація водню досягла 750 ррм, тобто концентрація досить висока.
В цілому, беручи до уваги той факт, що водень важко зберегти
протягом довгого часу в медичних шприцах, а доставка як правило займає
багато часу, брати водень за розрахунок не потрібно.

Таблиця 1.4
Результати хроматографічного аналізу для трансформатора НКФ-330 кВ
Концентрація вмісту газу, ррм Виконання роботи
Дата Н2 СО СО2 СН4 С2Н4 С2Н2 С2Н6
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
в 13.04.2017 1 14 935 1,8 0,3 0 1,3
А с 13.04.2017 5 79 1558 1,2 1,9 0 1,7
н 13.04.2017 5 40 1321 2,4 0,5 0,1 3,2
в 13.04.2017 1 16 771 0,7 0,1 0 0,4 Заміна фази
В в 15.04.2017 0 14 735 0,7 0 0 0,3 Встановлено нову
фазу
в 30.05.2017 7 40 956 1,3 0 0 1
в 06.06.2017 12 20 833 0,9 0 0 0,7
в 17.06.2017 9 24 982 0,8 0,1 0 0,8
в 24.06.2017 9 31 847 0,5 0,1 0 0,7
в 07.07.2017 9 20 922 1,6 0 0 0,6

Каскад
52

продовж. табл. 1.4
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
в 22.07.2017 9 66 972 2,3 0 0 1
в 01.08.2017 9 49 1034 2,6 0 0 0,7
Заміна фази
в 25.08.2017 0 16 544 0,5 0 0 0 Встановлено нову
фазу
в 04.11.2017 0 24 589 0,7 0 0 0,1
с 13.04.2017 157 19 700 40 0,1 0 27 Заміна фази
с 15.04.2017 0 14 734,8 0,7 0 0 0,3 Встановлено нову
фазу
с 30.05.2017 324 47 1008 38 0 0 9
с 06.06.2017 753 31 956 47 0 0 11 Проведено контроль
с 17.06.2017 719 28 965 60 0 0 13
с 24.06.2017 710 40 981 62 0 0 14
с 07.07.2017 747 29 976 71 0 0,2 19
с 22.07.2017 713 59 903 90 0 0 23
с 01.08.2017 665 54 1069 100 0 1,3 24
Заміна фази
с 25.08.2017 0 18 429 0,7 0 0 0,2 Встановлено нову
фазу
с 04.11.2017 1 24 572 0,7 0 0 0
н 13.04.2017 276 18 753 83 0,7 0,1 45 Заміна фази
н 15.04.2017 0 10 761 0,7 0,3 0 0,6 Встановлено нову
фазу
н 22.07.2017 264 53 588 20 1,9 0 6,4
н 01.08.2017 270 49 755 25 0,9 0 6,3 Заміна фази
н 25.08.2017 0 21 551 1,5 0 0 0,7 Встановлено нову
фазу
н 04.11.2017 1 24 572 0,7 0 0 0

53

Як видно з таблиці 1.4 фаза КФН-330 кВ 13.04.17 була відбракована за
результатам хроматографії. На її місце встановлена фаза після ремонту.
Оскільки в цей час не було достатньої впевненості у якості ремонту, то фазу
взяли на контроль, і при першому плановому вимкнені виявили ріст газів в
середньому каскаді. Оскільки ТН мав роз’єднувач, то проби відбирались
регулярно і досить часто. За чотири місяці концентрації зросли. По водню
майже до 750 ррм, метану до 100 ррм, етану до 24 ррм, та ацетилену до 1,3
ррм. Коли з’явився ацетилен була необхідність замінити фазу.
Специфіка газів: ацетилен до 6 ррм та етилен до 34 ррм, метану та
етану небагато. Пошкодження виникло при короткочасному (20 хв.)
включенні ТН з неправильно ввімкненими кінцями з’єднувальної обмотки на
верхньому каскаді, після чого він працював кілька місяців [3, 34, 35].

54

РОЗДІЛ 2
РОЗРОБКА АЛГОРИТМУ ТА ДІАГНОСТИЧНИХ МОДЕЛЕЙ
ВИЗНАЧЕННЯ СТАНУ ТРАНСФОРМАТОРІВ НАПРУГИ

2.1 Розробка алгоритму визначення показників якості
функціонування ТН

Враховуючи сучасний стан у електроенергетичній системі України
щодо експлуатації трансформаторів напруги найбільш доцільною стратегією
діагностування будемо вважати стратегію періодичного діагностування [6, 7].
На основі вибраної стратегії будуємо наступний алгоритм по якому
необхідно проводити діагностику трансформаторів напруги рисунок 2.1.
Створення системи діагностики неминуче пов'язано із вирішенням
питань про забезпечення її ефективності при найменших витратах. Очевидно,
що ефективною (в тому числі і найменш витратною) може бути система,
направлена на пошуки дефектів, які реально можуть мати місце і заснована
на вимірюваннях таких параметрів, які найчіткіше охарактеризують образ
дефекту.
Систематичний аналіз відмов і видів дефектів дозволяє визначити
пріоритетні завдання діагностики [11, 13]. Але очевидно, що в устаткуванні
не можуть бути одночасно всі дефекти, навіть найтиповіші. Ймовірність
виникнення дефекту залежить перш за все від особливостей конструкції
(початковий запас міцності, чутливість до дій тощо), а також від конкретних
умов експлуатації. Як показано на рисунку 2.1 досить велике значення має
визначення стану трансформатора, але не менш важливі вимірювання tg δ ,
коефіцієнта трансформації, пробій виткової ізоляції обмотки з подальшим
переходом в режим КЗ та проходженням ТН внаслідок зволоження або
заводського дефекту та інші вимірювання відповідно до норм [27].

55

Початок
Зовнішній вигляд
Вимірювання стану масла
Вимірювання коефіцієнта трансформації
Вимірювання виткової ізоляції
Вимірювання струму і втрат холостого
ходу
Вимірювання опору обмотки постійного
струму Ремонт
так
Визначення стану ні ремонт
трансформатора трансформатора
так ні
Визначення наступного періоду Заміна обладнання
експлуатації
Кінець

Рис. 2.1. Алгоритм діагностики трансформаторів напруги

56

На основі алгоритму діагностики ТН (рис. 2.1) розробимо можливий
алгоритм визначення показників якості ТН:
1. Складання функціональної моделі трансформатора з урахуванням його
основних компонентів і підсистем.
2. Визначення бездефектного стану і характеристик без дефектності.
3. Оцінка видів ймовірних дефектів (у даній конструкції в даних умовах
експлуатації).
4. Визначення фізико – хімічних характеристик дефекту.
5. Визначення образу дефекту через доступні діагностичні параметри.
6. Визначення дефектного стану і його характеристик.
7. Знаходження параметрів контролю:
а) що характеризують симптоми дефектного стану;
2) що дозволяють ідентифікувати дефект.
8. Оцінка механізму розвитку дефекту повністю і визначення
характеристик розвитку дефектного стану.
9. Визначення кореляції між умовами розвитку і експлуатаційними діями.
10. Визначення допустимого дефектного стану.
На основі алгоритму розробимо блок-схему взаємозалежності елементів
ТН (рис. 2.2).
Основна
ізоляція
(Rосн.ізол.)
3
Магнітопровід
Кришка бака (W) Масло ТН ( R ) ( ∆ Rхх)
4
1 2
Ізоляція
вторинної
обмотки (Rвтор.об.)
5

Рис. 2.2. Блок-схема взаємозалежності елементів ТН
57

На основі розробленого алгоритму діагностування зробимо розрахунок
показників якості функціонування трансформатора напруги, який
виконується на основі характеру змін параметрів обладнання та статистики
пошкоджуваності, що характеризує частоту відмов окремих елементів
(рис.2.3).
11%
38% 1
23% 2
3
4
5
12% 16%

Рис. 2.3. Кругова діаграма пошкодження елементів трансформатора
напруги

Найбільш високу пошкоджуваність має кришка бака трансформатора –
38 %, оскільки від щільності та здатності не пропускати вологу залежить як
робота трансформатора так і якість трансформаторного масла, що становить
23 %. Основна ізоляція трансформатора – 16 % , магнітопровід – 12 %,
ізоляція вторинної обмотки – 11 % (рис. 2.2).

58

Таблиця 2.1
Параметри КФН-330 у іменованих одиницях
Параметри
R осн . ізол. ( МОм ) 500 480 450 400 300
R вторин.обм.( МОм ) 100 80 70 60 50
∆R Х..Х. ( МОм ) 1 1,1 1,3 1,5 2,0
R обм. пост.стр.( МОм ) 1 1,3 1,5 1,8 2,0
W (г/тону) 1,5 1,8 1,7 1,9 1,9

Представимо задані параметри обладнання у відносних одиницях, що є
необхідною умовою проведення розрахунків.
Таблиця 2.2
Параметри КФН-330 у відносних одиницях
Параметри
R осн . ізол. (в.о.) 1,6666 1,6 1,5 1,3333 1,01
R вторин.обм.(в.о.) 2,0 1,6 1,4 1,2 1,01
∆R Х..Х. (в.о.) 0,5 0,55 0,65 0,75 1,01
R обм. пост.стр.(в.о.) 0,5 0,65 0,75 0,9 1,01
W (в.о.) 1,5 1,8 1,7 1,9 1,9

59

Проведемо розрахунок параметрів якості. Відповідно до п’яти значень
зміни параметрів електричних величин визначимо п’ять показників якості
функціонування

Кя = K 1 ∙X1 ∙ K 2 ∙X2 ∙ (K 3 ∙X3 + K 4 ∙X4+ K 5 ∙X5 ) ,
де
К1 = 0,38 ; К2 = 0,23 ; K3 = 0,16 ;К4 = 0,12 ; K5 = 0,11 – вагові коефіцієнти.
Представимо результати розрахунків у вигляді таблиці 2.3.
Таблиця 2.3
Результати розрахунків показників якості
Коефіцієнт якості Кя1 Кя2 Кя3 Кя4 Кя5
Значення (*10-3) 3,5 5,09 5,5 6,013 6,47

Таким чином, можна сказати, що якість функціонування
трансформаторів напруги у значній мірі залежить від якості функціонування
кожного елемента окремо. Про це свідчать відносно невеликі числові
значення коефіцієнтів якості, а також переважно послідовне з’єднання
структурних елементів на блок – схемі (рис 2.2). Так як ТН складається із
невеликої кількості елементів, тому забезпечити надійне функціонування
кожного із них являється першочерговим завданням на сьогодні.

60

2.2 Розробка діагностичної граф-моделі можливих станів ТН і
аналіз зміни якості функціонування електрообладнання під час
експлуатації

Ймовірність виникнення і розвитку дефекту залежить від особливостей
конструкції (початкові запаси міцності, чутливість до погіршення в
експлуатації), а також від конкретних умов роботи трансформатора напруги.
Модель дефектів представляє перелік можливих дефектів і пошкоджень в
даному функціональному вузлі трансформатора і ймовірнісний сценарій
розвитку дефекту аж до відмови устаткування.
У даній роботі, як модель діагностування вибираємо граф - модель у
вигляді логічного дерева, оскільки вершини графа представляють можливі
стани об'єкта, викликані нештатними ситуаціями, а дуги представляють
відповідні причинно-наслідкові зв'язки [14, 15].
Орієнтовані графи дають одне з найбільш наочних уявлень про об'єкт
діагностування. Якщо об'єкт діагностування можна описати системою
лінійних алгебраїчних рівнянь, то його можна представити функцією-
діаграмою проходження сигналів на основі функціональних залежностей між
окремими блоками. У основі будь-якої функціональної схеми закладена
логічна модель за допомогою якої ведеться побудова графів [8, 15, 19, 24].
Діагностична модель повинна відображати сукупність операцій, що
виконуються устаткуванням і його окремими частинами або структурними
одиницями (СО) в процесі функціонування. Такі моделі розглядаються як
схеми зв'язків між окремими СО, діаграми проходження сигналів
(орієнтовані графи) або алгоритми функціонування.
В деяких випадках існують технічні об‘єкти, які можна поділити на
декілька взаємопов‘язаних частин, кожна з яких має своє самостійне
значення. В цьому випадку як діагностичну можна використовувати так
звану функціональну модель [15, 29].
61

Функціональна модель є графічним зображенням об‘єкта, в якому
кожна виділена частина (функціональний елемент) позначається
прямокутником з декількома входами і одним виходом, показаними
стрілками. Кількість входів відповідає кількості зовнішніх дій, які необхідно
подати, щоб отримати реакцію на виході елемента. Зв‘язки між елементами
показані лініями зі стрілками, які позначають напрямок проходження
сигналу. Стан елемента оцінюється 1, коли при поданні всіх допустимих
входів на виході елемента виникає допустима реакція. Якщо реакція
виявиться недопустимою, то його стан оцінюється як 0. Якщо хоча б на один
із входів подана недопустима дія, то вихідна реакція елемента також повинна
бути недопустимою.
Таким чином, можливий алгоритм складання граф-моделі дефектів
включає:
· складання функціональної схеми ТН з урахуванням його основних
підсистем і компонентів;
· визначення видів можливих дефектів і пошкоджень поданим аналізу
причин відмов і несправностей в аналогічному устаткуванні;
· визначення найбільш чутливих зон в конструкції на основі аналізу її
особливостей;
· уточнення ймовірних дефектів і пошкоджень за даними аналізу умов
експлуатації;
· визначення ймовірного сценарію розвитку пошкодження повністю
устаткування, а також можливих наслідків відмови.
Під час розрахунків функціональної надійності вплив надійності
кожного елемента на систему розглядається з врахуванням функцій, які він
виконує. Тому відмова деяких елементів може призводити не до повної, а
лише до часткової відмови ТН. В стані часткової відмови ТН продовжує
працювати із низькими показниками якості функціонування. Під час
розрахунку структурної надійності відмова будь-якого елемента, якщо він
62

хоч якось впливає на пропускну здатність системи, вважається відмовою
всієї системи.
На основі блок-схеми взаємозалежності елементів ТН (рис. 2.2)
побудуємо граф-модель можливих станів (рис. 2.4).

2 0,38
1 0,12
0,23 0
1 3 5 6
0,16
4

Рис.2.4. Діагностична граф-модель можливих станів трансформатора
напруги

На рисунку 2.4:
Перший стан відповідає повністю справному електричному
обладнанню, тобто всі параметри відповідають нормам, які пред’являються у
нормативно-технічній літературі до трансформатора напруги.
Другий стан – пошкодження основної ізоляції, внаслідок зволоження
однієї із обмоток з подальшим переходом ТН в режим КЗ та пошкодженням
безпосередньо усього трансформатора.
Третій стан пошкодження ізоляції вторинної обмотки з переходом ТН
в режим КЗ та пошкодженням внаслідок зволоження або заводського дефекту
(пошкодження можна виявити за допомогою хроматографії ).
Четвертому стану відповідає пошкодження магнітопроводу, що є
наслідком виникнення замкнених контурів при заводських дефектах або
63

роботи при аварійному режимі (перевантаження струмом внаслідок роботи
при підвищеній напрузі або при недопустимому навантаженні ).
П’ятий стан – це стан відповідає якості трансформаторного масла від
якого залежить робота всього ТН.
Шостий стан відповідає повному виходу обладнання з ладу.

2.3 Уточнення ймовірностей приналежності системи діагностики за
відповідними ознаками стану ТН

Для зменшення ідеалізації отриманої граф-моделі виконується
уточнення ймовірностей знаходження системи в тому чи іншому стані. Це
уточнення здійснюється домноженням їх (так званих апріорних
ймовірностей, за які приймаються ймовірності отримані під час розв’язання
системи рівнянь Колмогорова) на уточнюючий коефіцієнт, використовуючи
теорему Байєса [15].
Байєсівські методи розроблено в результаті систематичних спроб
сформулювати та розв’язати проблеми статистичного аналізу поведінки
процесів та систем різної природи на основі теореми Байєса. Передумовою
до використання цієї теореми є деякі співвідношення між ймовірностями
подій різного характеру та специфікації кожної з них на необхідному рівні
[3]. Багато статистичних задач, незалежно від методів їх розв’язання, мають
деякі загальні властивості. До отримання конкретної вибірки даних
потенційно прийнятними для деякої досліджуваної ситуації розглядаються
декілька ймовірнісних моделей. Після отримання даних виникає вираз у
деякому числовому вигляді знання щодо відносної прийнятності цих
моделей. Відмінність байєсівської парадигми від інших статистичних
підходів полягає в тому, що ще до отримання даних дослідник розглядає
ступінь своєї довіри до можливих моделей та представляє її у вигляді
64

ймовірностей. Як тільки дані отримано, теорема Байєса дозволяє досліднику
розрахувати ще одну множину ймовірностей, які представляють собою
переглянуті ступені довіри до можливих моделей-кандидатів із врахуванням
нової інформації, що надійшла з даними. Однією із ключових переваг
байєсівського підходу є використання будь-якої початкової (апріорної)
інформації щодо параметрів моделі. Така інформація виражається у вигляді
апріорної ймовірності або функції щільності, тобто вона приймається перед
початком подальшого аналізу задачі. Надалі початкові ймовірності
“переглядають”, використовуючи вибіркові дані, що знаходить своє
відображення у вигляді апостеріорного розподілу оцінок параметрів чи
змінних моделі [15].
Для виконання класифікації станів ТН за байєсівським підходом
необхідно скласти систему рівнянь, що характеризуватимуть стан
обладнання. Складемо систему рівнянь для граф-моделі, що характеризує
можливі стан ТН (рис. 2.4) та представимо відповідні числові значення µ та λ
для кожної з подій.

dP1
 = −(λ
∂t 12 + λ13 + λ14 ) ⋅P1 + µ12 ⋅P2 + µ13 ⋅P3 + µ14 ⋅P4 + µ15 ⋅P5,

dP2 = λ
 ∂t 12 ⋅P1 − (µ21 + λ25) ⋅P2 ,

dP
 3 = λ13 ⋅P1 − (µ31 + λ ) ⋅P ,
 ∂t 35 3
dP4
 = λ14 ⋅P − (µ
∂t 1 14 + λ45) ⋅P4 ,

1= P1 + P2 + P3 + P4 + P5.


де λ12 =0,38; λ13 =0,23;λ14 = 0,16; λ25 =λ35 =λ45= 0,12;
µ21 =1,6;µ31=2,3; µ41 =1,6; µ51 = 5,5;

65

Цей підхід досить універсальний [15]. Окрім оцінки відновлення
розподілів, він дозволяє розв’язати задачу таксонометрії, оптимізованого
управління послідовною процедурою вимірювання ознак, навіть якщо вони
статистично залежні, тим самим полегшуючи оцінку інформативності ознак і
розв’язання деяких задач аналізу експериментальних даних.
Інтенсивність відмов визначається з формули

λ(t) = n / (N ⋅t) .

Також інтенсивність відмов може бути визначена як величина обернена
до часу відмови

λ = 1 .
Tвідм

Інтенсивність відновлення µ (t) – величина обернена до часу
відновлення визначається

1
µ= .
Т
відн
Час відновлення – це середній час вимушеного простою, який необхідно
для виявлення і відновлення зразка, який відмовив.
Прирівняємо їх до «0» та розв’язавши, отримаємо такі дані:

Таблиця 2.4
Апріорні значення ймовірностей
Р1 Р2 Р3 Р4 Р5
0,6781 0,6352·10-2 0,6352·10-2 0,6352·10-2 0,4512·10-3
66

Тепер за наявності всіх даних визначимо апостеорні імовірності
приналежності системи за відповідними ознаками стану. Відповідно до
кількості значень зміни параметрів ТН проведемо чотири збірних
розрахунків для кожного з шести можливих станів електрообладнання (рис.
2.4) і проаналізуємо ступінь дії тих чи інших параметрів значно впливає на
зміну стану діагностуємого обладнання. Для проведення розрахунку
використовуємо програмний комплекс Matlab 6.5, а саме діалогове вікно
Rules [17]. Представимо отримані результати розрахунків у табличній формі.

n
P0 (si )∏p(x j / si )
P(si / x1,...,xn ) = j=1
M n .
∑P0 (sk )∏p(x j / sk )
k=1 j=1
Таблиця 2.5
Апостеорні значення ймовірностей
№ п/п
розрахунку Апостеорні імовірності
Ps1 Ps2 Ps3 Ps4 Ps5
1 0,320 0,033 0,025 0,009 0,0071
2 0,320 0,039 0,03 0,005 0,002
3 0,335 0,030 0,02 0,0045 0,0035
4 0,333 0,034 0,015 0,002 0,001
5 0,346 0,037 0,014 0,0021 0,0011

67

Для проведення розрахунків у діалоговому вікні Rules системи
моделювання Matlab 6.5 змінювались значення першого та другого вхідних
сигналів, а саме змінювались значення опору ізоляції та вібрацій у відносних
одиницях, як показують результати обчислення апостеорних ймовірностей
(табл. 2.5 ).

2.4 Розробка імітаційної діагностичної моделі можливих станів
трансформатора напруги

Сучасні комп'ютерні технології, в основі яких лежать прикладні
пакети, дають змогу більш глибокого вивчення питань, пов'язаних із
проектуванням будь-якого виду функціональних систем (електричних,
механічних, напівпровідникових, електронних тощо). Вони дозволяють
якісно змінити та істотно покращити технологію вивчення і дослідження,
перевести її у віртуальну дійсність, здійснити в цій віртуальній лабораторії
необхідні дослідження з отриманням якісних та кількісних результатів.
Серед найбільш популярних програм моделювання слід назвати
МАТLАВ, Маthematica, Маthcad, Мар1е. Існує також ряд програм, які не
забезпечують повний набір функцій, необхідних для розв’язання задач
математичного моделювання, проте успішно справляються з більш вузьким
колом задач. В якості ефективних засобів можуть бути вказані пакети:
GAUSS, Macsuma, MuPAD, O-Matrix, Ox, S-Plus, R-Lab, Sci-lab.
Аналіз багатьох джерел, у тому числі результати тестів, показують [15-
19], що найбільш відповідним і універсальним пакетом є МАТLАВ. Він має
найкращу функціональність серед тестуємих продуктів, є лідером візуалізації
даних, знаходиться серед лідерів тестування швидкості обчислень і
математичної функціональності, що відіграє вирішальну роль при створенні
високовиробничої пропозиції.
68

Таким чином, в якості основного інструменту для моделювання
остаточно вибираємо систему Matlab (матрична лабораторія) із своїми
пакетами розширення (Toolboxes), основними з яких є Simulink і Power
System Blockset.
В бібліотеці Simulink наводиться набір візуальних об'єктів,
використовуючи які можна дослідити практично будь-яку електротехнічну
систему.
Бібліотека Simulink розбита на вісім розділів:
1) Continuous – безперервні блоки.
2) Discrete – дискретні блоки. Містять у собі різні елементи дискретних
систем керування.
3) Functions & Table – функції і таблиці.
4) Math – бібліотека математичних функцій.
5) Nonlinear – нелінійні блоки.
6) Signals & Systems – сигнали і системи.
7) Sinks – візуальні прилади для спостереження і реєстрації процесів.
8) Sources – джерела сигналів.
Для виконання класифікації стану трансформатора напруги НКФ-330, а
саме для побудови його імітаційної моделі скористаємось блоками
підсистеми Subsystem пакету прикладної програми MatLab (рис. 2.5). Числові
значення (табл. 2.6) записуємо у текстовий файл та зберігаємо із
розширенням *.dat . Після цього задаємо кількість вхідних та вихідних
сигналів, а також множину нейронних зв’язків (в даному випадку 150) та
отримуємо нейронну модель (рис. 2.6).
Процедури запису необхідних значень та умов, а також результати
розрахунку відтворюються на екрані (рис. 2.6).

69

Таблиця 2.6
Файл вхідних даних
0 0 0 0 0 0
0.1 0.015 0.01 0.02 0.015 0.001503
0.15 0.05 0.04 0.06 0.03 0.007572
0.2 0.085 0.07 0.1 0.045 0.017315
0.25 0.12 0.1 0.14 0.06 0.03084
0.3 0.155 0.13 0.18 0.075 0.048255
0.35 0.19 0.16 0.22 0.09 0.069668
0.4 0.225 0.19 0.26 0.105 0.095187
0.45 0.26 0.22 0.3 0.12 0.12492
0.5 0.295 0.25 0.34 0.135 0.158975
0.55 0.33 0.28 0.38 0.15 0.19746
0.6 0.365 0.31 0.42 0.165 0.240483
0.65 0.4 0.34 0.46 0.18 0.288152
0.7 0.435 0.37 0.5 0.195 0.340575
0.75 0.47 0.4 0.54 0.21 0.39786
0.8 0.505 0.43 0.58 0.225 0.460115
0.85 0.54 0.46 0.62 0.24 0.527448
0.9 0.575 0.49 0.66 0.255 0.599967
0.95 0.61 0.52 0.7 0.27 0.67778
1 0.645 0.55 0.74 0.285 0.760995
1.05 0.68 0.58 0.78 0.3 0.84972
1.1 0.715 0.61 0.82 0.315 0.944063
1.15 0.75 0.64 0.86 0.33 1.044132
70

Рис. 2.5. а) Діагностична імітаційна модель трансформатора напруги на
основі керованого джерела ЕРС, б) схема блока Subsystem

Рис. 2.6. Структура нейронної діагностичної моделі оцінки стану ТН

71

Рис. 2.7. Вікно вводу вхідних даних

Рис. 2.8. Графік зміни вихідного сигналу
72

Рис. 2.9. Тривимірне представлення розрахункової моделі

Рис.2.10. Розрахунок заданих нейронних зв’язків
73

РОЗДІЛ 3
СИСТЕМА ОНЛАЙН ДІАГНОСТИКИ ОЦІНКИ СТАНУ
ТРАНСФОРМАТОРІВ НАПРУГИ

Безперервна і якісна діагностика в мережах передачі і розподілу
електричної енергії є ключовим фактором успіху застосування концепції
інтелектуальних енергетичних мереж (Smart Grid) [10]. Побудова таких
електричних мереж вимагає використання електрообладнання, яке має
здатність виконувати функції власної діагностики з подальшою передачею
інформації в різноманітні системи керування та прийняття рішень [13]. Крім
негайного, в режимі on-line, забезпечення інформацією автоматичного
керування, сучасні системи діагностики можуть включати проведення
ретроспективного, поточного та перспективного аналізу ситуацій та оцінку
стану об'єктів діагностики [39].
Оскільки трансформатори напруги є найбільш дорогими і стратегічно
важливими компонентами будь-якої електропостачальної системи, ефективна
діагностика їх стану має вирішальне значення. Ця ситуація особливо
актуальна для України, оскільки в найближчі роки як з економічних, так і з
технічних причин не очікується суттєвого оновлення парку ТН, які
відпрацювали свій термін служби [40].
Вимоги до системи діагностики стану ТН. Система безперервної
діагностики трансформатора повинна бути розрахована на роботу з високою
надійністю протягом всієї тривалості служби трансформатора, що дорівнює
30 рокам і більше. Наявність такої системи не повинна знижувати надійності
роботи основного обладнання.
Повинно забезпечуватися розумне співвідношення між вартістю
монтажу та експлуатації і користю від системи контролю. Система повинна
бути зручною для використання, давати достатню інформацію про
залишковий строк служби трансформатора, що дозволить перейти до
74

системи профілактики за станом і допомогти запобігати непланових виходів
з роботи.
Крім безпосередньо вимірюваних даних, в системі повинна бути
можливість введення відомостей про попередні умови експлуатації. Дані
безперервного контролю є оперативною базою для постановки діагнозу, але
облік попередніх режимів роботи і раніше виміряних величин дозволяє
повніше оцінити загальний стан трансформатора і прогнозувати процес
погіршення цього стану.
Додатковими вимоги до системи безперервного контролю можуть бути [39]:
- можливість розширення системи на контроль всього обладнання
підстанції, її комбінацій з іншими системами (наприклад, релейний захист);
- алгоритм діагностики в системі повинен легко розширюватися та
модифікуватися, враховуючи швидкий прогрес у розробках датчиків і
математичного забезпечення, та можливі зміни на підстанції;
- система повинна мати можливість встановлення як на нове
обладнання, так і на вже існуюче.
Архітектура системи. Основними двома задачами поставленими перед
системою є, по-перше, оцінка поточного стану в реальному часі за всіма
доступними індикаторами, та, по-друге, прогнозування зміни параметрів з
виявленням можливих майбутніх погіршень стану трансформатора та
оцінкою часу роботи до виходу з ладу. Ці дві задачі повинні вирішуватися
автономно одна від одної з використанням різного математичного апарату.
Архітектору системи оцінки поточного стану зручно представити в
ієрархічному вигляді з використанням чотирьох рівнів. Кожен рівень буде
представлений відповідними модулями, які відповідають за ту чи іншу
функцію (рис.3.1).

75

Рис.3.1. Архітектура системи діагностики стану трансформатора

Нижнім рівнем є рівень одержання даних від датчиків та систем
діагностики показників. Цей рівень включає апаратні засоби вимірювання
конкретних фізичних величин, та вагомо залежить від специфіки та
конструкції трансформаторів, які підлягають діагностиці. Також на цьому
рівні відбувається вся необхідна попередня обробка інформації. Перелік
одержуваних показників повинен охоплювати параметри, зміна яких
сигналізує про розвиток найбільш можливого числа дефектів. Сукупність
встановлюваних датчиків і систем діагностики визначається економічною
доцільністю відповідно напруги трансформаторів.
Наступний рівень – це рівень аналізу даних, що виконує функцію
перетворення даних в інформацію зручну для подальшої оцінки стану за
індикаторами. Модулі цього рівня повинні включати моделі основних
параметрів ТН, які впливають на його стан. Алгоритми роботи передбачають
постійне порівняння виміряних значень показників з одержаними за
76

допомогою їх моделей. Вхідними параметрами для моделей є дані про
навколишнє середовище та характеристики трансформатора.

Рис. 3.2. Структура модуля аналізу параметрів трансформатора

Третій рівень відповідає за діагностику стану трансформатора. На
цьому рівні відбувається інтеграція всіх індикаторів стану трансформатора,
які надходять від модулів аналізу параметрів. В результаті одержуємо оцінку
стану трансформатора. Модуль діагностики повинен включати інформацію,
яка характеризує ступінь впливу кожної з характеристик на загальну оцінку
стану. Ця інформація повинна задаватися експертами або одержуватися
статистичною обробкою великого об'єму даних з діючих установок.
Останній рівень є рівнем представлення інформації. Він відповідає за
відображення для обслуговуючого інженерного персоналу, результатів
отриманих на діагностичному рівні. Також модуль представлення інформації
може надавати рекомендації, щодо певних заходів та керуючих впливів,
отриманих на основі оцінки стану трансформатора.
77

Розглянемо моделі основних параметрів ТН, які пропонується
використовувати на рівні аналізу даних діагностики показників.
Модель вологості масла. Для використання в системі діагностики стану
трансформатора пропонується використовувати модель вологовмісту
описану в [40]. Стаціонарна модель оцінює вміст води в маслі, після
закінчення перехідного процесу поглинання або десорбції води з паперу при
даній температурі. На вхід моделі подається вміст вологи в папері і
температура. Вміст вологи в папері може бути визначений за вмістом вологи
в маслі, виміряному в ті періоди, коли процес обміну вологи досяг свого
стаціонарного стану. Модель вважає паперову ізоляцію як «нескінченне
джерело вологи». Це означає, що процеси поглинання і десорбції суттєво не
змінюють вміст вологи в папері. Проте за певних температур, що
спричинюють значне старіння ізоляції, значно зростає видалення вологи з
паперу. В такому випадку вміст вологи в папері не може вважатися
постійним і потрібно включати в модель додатковий поправочний
коефіцієнт.
Насичення вологою по відношенню до масла залежить не тільки від
вмісту води, але і від температури. Обмін вологою між папером і маслом
відбувається по всій поверхні обмотки. Через це, стаціонарна модель
використовує середню температуру обмотки для отримання концентрації
вологи в маслі. Середня температура масла в обмотках θlm може визначатися
за температурами верхніх θo і нижніх θb шарів масла за формулою

θ +θ
θ = o b . (3.1)
lm 2

Через досить повільний процес обміну вологи між маслом і папером, а
також постійну зміну температури масла через варіації навантаження та
добове коливання температури навколишнього середовища, необхідно
78

враховувати перехідний процес зміни вологості масла. Форма рівнянь цього
процесу, як показано в [40] буде залежати від типу циркуляції масла
(примусова чи природна). Для використання наведеної моделі в системі
діагностики, диференціальні рівняння повинні бути представлені в
дискретній формі. Для налаштування моделі першим кроком необхідно
знайти вміст вологи в паперовій ізоляції за стаціонарного стану. Це значення
визначається з використанням стаціонарної моделі вологовмісту за
виміряними вмістом вологи в маслі та температурі для певного нормального
стаціонарного режиму роботи. Також точніше вміст вологи в паперовій
ізоляції можна знайти за допомогою лабораторних аналізів під час планового
ремонту трансформатора. Таку процедуру попереднього налаштування
параметрів моделі необхідно проводити після кожного ремонту та іншого
серйозного втручання в стан елементів трансформатора
Модель температури. Як термічна модель для використання в системі
діагностики ТН можуть бути запропоновані як моделі описані в стандартах
IEC [45] та IEEE [46], так і більш точні моделі описані в сучасних працях [47,
48].
В стандарті IEC 60076-7 [45] розрахункові формули для визначення
температури найбільш нагрітої точки (ННТ) в усталеному тепловому режимі
за навантаження К подані для різних видів охолодження. Вид охолодження
ONAN, ON:

X

θ (t) θ (t) θ (t) 1+ RK (t)2 
o = a + ∆ or   . (3.2)
 1+ R 

Для виду охолодження OF метод розрахунку заснований на
температурі масла в нижній і середній частинах обмотки тв середній
температурі масла:

79

X

θ 1+ RK (t)2 
o (t) =θa (t) + ∆θbr (t)  + 2[∆θimr − ∆θ ]K (t) y . (3.3)
 1+ R br

де θa (t) – температура охолоджуючого середовища,
X – показник степеню масла,
R – відношення втрат,
∆θbr – перевищення температури масла в нижній частині обмотки,
∆θimr – перевищення температури масла на виході з обмотки.
Для виду охолодження ОD метод розрахунку, в основному, такий же,
як і для виду охолодження ОF, за винятком того, що до значення
температури найбільш нагрітої точки обмотки θh (t) додається поправка на
зміну омічного опору обмоток від температури (за К >1).
Індикатор діагностики для моделі аналізу температури масла в цьому
випадку буде визначатися:

ν θo.t (t) +θ= o.t (t)
0 , (3.4)
θo.t (t)

де θo.t (t) – теоретичне значення температури масла знайдене за рівнянням
(3.2) або (3.3), θo.t (t) – практичне значення температури виміряне відповідним
датчиком.
Крім аналізу температури масла, термічну модель трансформатора
потрібно використати для визначення розрахункової температури найбільш
нагрітої точки обмотки θh . Саме температура найбільш нагрітої точки
обмотки служить індикатором недопустимого перегріву, що може призвести
до розвитку критичних дефектів в трансформаторі. Безпосередньо
використовувати цей показник для оцінки стану недоцільно, оскільки він
тільки сигналізує про режим роботи трансформатора, а не його стан. Проте
розрахунок температури найбільш нагрітої точки обмотки важливий в
80

системі діагностики для можливості надання інформації обслуговуючому
персоналу або в системі захисту про недопустиме перевантаження
трансформатора і необхідність повного або часткового відключення
споживачів.
Модель тангенса кута діелектричних втрат. Величина тангенса кута
діелектричних втрат дає усереднену об'ємну характеристику стану
діелектрика. Оскільки tgδ збільшується з підвищенням температури, то для
оцінки ступеня погіршення ізоляції обмоток рекомендується виміряні
значення приводити до температури вимірювання показників ізоляції на
заводі. Наприклад, якщо tgδ ізоляції обмоток вимірювався при температурі tф,
відмінною від температури t0, записаної в паспорті трансформатора, то
приведений до заводської температури tgδпр ізоляції обмоток визначається
після ділення виміряного tgδф на коефіцієнт К1 (табл. 3.1). Температура
вимірювання визначається за показами датчика температури верхніх шарів
масла.
Таблиця 3.1
Значення коефіцієнта К1 для перерахунку значень tgδ
Різниця температур 1 2 3 4 5 10 15 20 25 30
tф – t0, oС
Значення К1 1,03 1,06 1,09 1,12 1,15 1,31 1,51 1,75 2,0 2,3

Враховуючи, що при підвищенні температури на 10 °С значення tgδ
збільшується в середньому в 1,26 рази, можна також визначити приведене
значення за формулою:

tgδ
tgδ ï ð =
ô
( ) . (3.5)
tô −t0
1,26 10

81

Отримане значення (3.5) потрібно порівнювати з нормальним
значенням тангенса кута діелектричних втрат для даного трансформатора, за
яке можна прийняти величину виміряну під час заводських випробувань і
вказану в паспорті. За індикатор діагностики для моделі аналізу тангенса
кута діелектричних втрат в цьому випадку пропонується прийняти наступну
величину:

tgδ í − tgδ
ν ï ð
tgδ = , (3.6)
tgδ í

де tgδ í – нормальне значенням тангенса кута діелектричних втрат для даного
трансформатора,
tgδ ï ð – виміряне відповідним датчиком значення tgδ приведене до
номінальної температури (температури за якої отримане нормальне
значення).
Підсистема оцінки стану трансформатора. Задачею підсистеми оцінки
стану трансформатора є отримання певної сукупності Ω неперервних Si - та
дискретних Dі показників, які передаються на рівень представлення
інформації і дають можливість обслуговуючому персоналу та
автоматизованим системам прийняти рішення про необхідність застосування
певних дій та керуючих впливів.
Критеріями оцінки стану трансформатора можуть бути порогові
значення виміряних величин, відмінність їх від прогнозу відповідної моделі,
відношення величин. Оцінку поточного стану трансформатора пропонується
виконувати на основі визначення «індексу стану», що є певною неперервною
величиною, і який буде залежати від всіх індикаторів доступних для даного
трансформатора. На основі отриманих значень цього індексу можна
виконувати класифікацію трансформатора за станом. Відповідно до
отриманого класу можуть бути зроблені висновки про необхідну частоту
82

виконання профілактичного обслуговування чи про необхідність заміни
трансформатора.
Отримані дані індикатори діагностики в загальному випадку можна
вважати випадковими величинами. Серед значень цих величин можуть бути
присутні певні недетерміновані «викиди» спричинені тимчасовими
короткочасними неполадками в роботі датчиків, ліній передачі інформації
або інших підсистем. Тому для підвищення надійності і стабільності
результатів роботи системи діагностики пропонується виконувати
попередню статистичну обробку цих величин з отриманням статистично
достовірних характеристик. Для цього пропонується використовувати
наступний алгоритм:
- визначаються функції розподілу ймовірностей Fi(х) кожного з
індикаторів vі на певному заданому інтервалі Тб, який пропонується приймати
рівним одній добі, оскільки саме за такий період характеризує зміну
основних зовнішніх факторів, таких як навантаження і температуру
навколишнього середовища:

Fi (õ) = P(ν i ≤ x); ( 3 . 7 )

- за допомогою одержаних функцій розподілу Fi(х) знаходяться квантилі
v і . α відповідних величин за певними ймовірностями α і, які вибираються на
основі аналізу певного об'єму історичних даних чи експертних інженерних
висновків;
- визначається математичне сподівання ν i випадкових величин ν i на
інтервалі Тб :

1
ν i = ∫ν i (t)dt. (3.8)
Tá Tá
83

Отримані статистичні характеристики представляють інтегральну
статистичну оцінку кожного з індикаторів діагностики. Самі індикатори
діагностики було вибрано таким чином, що їх зростання за модулем
сигналізує про погіршення стану трансформатора. Відповідно, чим більша
відмінність отриманих статистичних характеристик від нуля, тим гірший
стан трансформатора.
Для об'єднання оцінок первинних характеристик та визначення
інтегрального індексу стану Si трансформатора пропонується знаходити
середнє геометричне значення одержаних статистичних характеристик з
певними ваговими коефіцієнтами. Для цього може бути використана
наступна формула:

1
 n n 2 n
S =ν ∏ν zi ∏ν z i z
i i  ∑ i
i.α i.α  , (3.9)
i=1
 i=1 i=n+1 

zi – вагові коефіцієнти, п – кількість індикаторів діагностики.
2 n
Якщо накласти умову, ∑ zi = 1 то (3.9) набуде вигляду:
i=1

 n n
Si =ν
zi z i
i ∏ν i.α ∏ν i.α , (3.10)
 i=1 i=n+1 

Система діагностики повинна диференціювати погіршення оцінки
стану трансформатора спричинене зовнішніми впливами. Як приклад такого
показника, можна навести значення температури найбільш нагрітої точки
(ННТ). Вихід його величини за порогове значення може бути спричинене або
значним навантаженням, що перевищує номінальне, або аномально високою
температурою повітря, що є охолоджуючим середовищем для
84

трансформатора. Діагностичний рівень системи діагностики повинен
включати блок обробки відповідних ситуацій (рис. 3.3).

Рис. 3.3. Схема обробки даних про перевищення температури ННТ

Рівень представлення інформації. Результати діагностики стану
трансформатора надходять з діагностичного рівня у вигляді цифрових
показників, які необхідно відобразити у зручному для сприйняття вигляді для
аналізу обслуговуючим персоналом. Ця задача може вирішуватися в рамках
програмного забезпечення інформаційно-діагностичних комплексів, які
дозволяють відображати вікна з певними повідомленнями на екрани
локальних або віддалених робочих місць, заносити показники в базу даних
діагностики, роздруковувати необхідну інформацію тощо.
Для кожного дискретного показника DІ повинне відображатися певне
повідомлення, що пояснює відповідну ситуацію та пропонує можливі дії для
85

її усунення. Показники можуть бути розділені на рівні важливості:
інформаційні, попереджувальні, критичні.
Для неперервних показників, таких як індекс стану, пропонується
виводити як саме значення так і певну дискретну оцінку відповідно до
заданих уставок рівнів SI.k отриманих на основі оцінок певних історичних
даних про несправності та експертних оцінок. Наприклад, в залежності від
остаточного значення індексу стану, трансформатор можна класифікувати на
декілька груп, що показано у таблиці 3.2.
Важливим моментом при налагодженні системи діагностики стану ТН
в електропостачальних організаціях є створення об'єднаної бази даних.
Наявність бази даних технічного стану об'єктів дозволяє автоматизувати
процес технічного обслуговування і мати оперативну інформацію по кожному
об'єкту.

Таблиця 3.2
Класифікація трансформаторів напруги за індексом стану
Індекс Характеристика Рекомендовані дії
стану S I стану
[0; 0,1] Хороший Нормальна експлуатація
[0,1; 0,3] Задовільний Потрібен періодичний контроль невеликої частоти
[0,3; 1] Поганий Потрібен періодичний або безперервний контроль
>1 Критичний Трансформатор потребує термінової комплексної
діагностики з можливістю капітального ремонту або
заміни

Застосування підходу до формування бази даних заснованого на
визначенні закономірностей характеристик дефектів з використанням
апарату теорії ймовірності та математичної статистики дозволить постійно
підвищувати точність оцінки стану трансформаторів за допомогою
вдосконалення рівнів різних граничних значень показників діагностики. Крім
того, така база міститиме критерії оцінки характеристик, рекомендований час
усунення дефектів і технологію експертного висновку, а також необхідні
витрати на усунення цих дефектів.
86

Безсумнівною перевагою такого підходу є значно більш висока
точність висновку про технічний стан об'єкта, а також скорочення кількості
можливих діагностичних помилок. Формування бази даних діагностики
дозволить побудувати повноцінну систему обслуговування парку ТН по
технічному стану.
Таким чином, введення системи безперервного діагностики стану
трансформатора напруги спрощує профілактичний догляд за таким
обладнанням. Інформація про фактичний стан дозволяє проводити
профілактичні заходи до появи конкретних дефектів у трансформаторі або до
анормальних режимів його роботи. Це дає можливість збільшити час між
ревізіями та скоротити число діагностичних заходів на трансформаторі, що
вимагають відключення від мережі.

87

ВИСНОВКИ

1. Розглянуто основні аспекти формування завдань діагностики для
розв'язання задачі оцінки технічного стану трансформатора напруги.
Сформовано принципи алгоритмічного визначення показників технічного
стану ТН для подальшої побудови діагностичної моделі з урахуванням його
основних компонентів і підсистем.
2. На основі розробленого алгоритму діагностування зроблено
розрахунок показників якості функціонування трансформатора напруги
КФН-330, який виконаний на основі характеру зміни параметрів обладнання
та статистики пошкоджуваності, що характеризує частоту відмов окремих
елементів.
3. Побудовано діагностичну граф-модель можливих станів ТН для
виявлення дефектів під час його експлуатації, що представляє собою перелік
можливих дефектів і пошкоджень в основних функціональних вузлах
трансформатора, а також дає змогу отримати ймовірнісний сценарій про їх
розвиток.
4. Для зменшення ідеалізації отриманої діагностичної граф-моделі
виконано уточнення ймовірності за допомогою використання Байєсівського
підходу. Використовуючи цей підхід, за наявністю всіх даних визначено
апостеорні імовірності приналежності системи за відповідними ознаками
стану ТН. Відповідно до кількості значень зміни параметрів стану ТН
проведено чотири розрахунки для кожного із шести можливих його станів.
Аналіз отриманих розрахунків показав, що ступінь дії тих чи інших
параметрів впливає на зміну стану ТН.
5. За допомогою програмного комплексу Matlab + Simulink і додатку
SimPowerSystem побудовано діагностичну імітаційну та нейронну моделі для
визначення стану ТН, які враховують всі параметри і процеси в об'єкті
дослідження. На основі побудованих діагностичних моделей проведено
комп'ютерний експеримент, який відкриває перспективи для подальшої
88

модернізації розробленої діагностичної моделі оцінки стану трансформатора
і схем на її основі.
6. Розроблена системи онлайн діагностики дає змогу сформувати бази
даних заснованої на визначенні закономірностей характеристик дефектів з
використанням апарату теорії ймовірності та математичної статистики, що
дозволить постійно підвищувати точність оцінки стану трансформаторів
напруги за допомогою вдосконалення рівнів різних граничних значень
показників діагностики. Крім того, така база міститиме критерії оцінки
характеристик, рекомендований час усунення дефектів і технологію
експертного висновку, а також необхідні витрати на усунення цих дефектів.
Перевагою такого підходу є значно більш висока точність висновку про
технічний стан об'єкта, а також скорочення кількості можливих
діагностичних помилок. Формування бази даних діагностики дозволить
побудувати повноцінну систему обслуговування парку ТН по технічному
стану.
Таким чином, введення системи безперервної діагностики стану
трансформатора напруги спрощує профілактичний догляд за таким
обладнанням. Інформація про фактичний стан дозволяє проводити
профілактичні заходи до появи конкретних дефектів у трансформаторі або до
анормальних режимів його роботи. Це дає можливість збільшити час між
ревізіями та скоротити число діагностичних заходів на трансформаторі, що
вимагають відключення від мережі.

89

СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

1. Бібліотека ЧДТУ. Журнал «Електротехніка і електромеханіка» -
https://lib.chdtu.edu.ua/
2. Біргер І. А. Технічна діагностика /І. А. Біргер. - Машинобудування,
1978. - 240 с.
3. Бондаренко В.Є. Підвищення ефективності експлуатаційного
вимірювального контролю трансформаторних олій. Монографія. / В.Є.
Бондаренко, П.Ф. Щапов, О. В. Шутенко. – Харків: НТУ «ХПІ», 2007. – 452
с.
4. Буткевич О.Ф. Моніторинг та діагностування електроенргетичних
об’єктів та систем України на базі комплексів «Регіна» / О. Ф. Буткевич, В. Л.
Тутик // Гідроенергетика України – 2010. – № 3. – С. 46–49. – ISSN 1812–
9277.
5. Діагностика стану електротехнічного обладнання: Курс лекцій
[Електронний ресурс]: навч. посіб. для студ. спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка», освітньо-
професійних програм «Електротехнічні пристрої та електротехнологічні
комплекси» / КПІ ім. Ігоря Сікорського; уклад.: О. Р. Проценко – Київ: КПІ
ім. Ігоря Сікорського, 2022. – 162 с.
https://ela.kpi.ua/bitstream/123456789/47972/3/Diahnostyka-2022.pdf
6. ДСТУ 2860-94 Надійність техніки. Терміни та визначення
7. ДСТУ 8647:2016 Надійність техніки. Оцінювання та прогнозування
надійності за результатами випробувань і/або експлуатації в умовах малої
кількості відмов.
8. Давиденко І. В. Структура експертно-діагностичної та інформаційної
системи оцінки стану високовольтного обладнання І. В. Давиденко, В. П.
90

Голубєв, В. І. Комаров, В. М. Осотов // Електричні станції: щомісячний
виробничо-технічний журнал. – 1997. – N 6. – С. 25-27.
9. ДСТУ IEC 60044-2:2008 Трансформатори напруги. Терміни та
визначення.
10. Казанський С.В. Технології SMART Grid: світовий досвід та
перспективи запровадження в Україні // Електропанорама. – 2012. – №7–8.–
С. 12–15.
11. Клімов, А.Г. Діагностичне обладнання та засоби неруйнівного
контролю для об'єктів енергетики/А.Г.Клімов, В.Р. Козлов // Енергетик. -
2013. - №1. - С. 42.
12. Клюєв В. В. Неруйнівний контроль та діагностика: Довідник / В.
В. Клюєв, Ф. Р. Соснін, В. Н. Філінов та ін. -Машинобудування, 2003. - 657 с.
13. Комплексний підхід до діагностики високовольтного обладнання
підстанцій 220 – 1150 кВ під робочою напругою у режимі експлуатації / A.M.
Рассальський, А.А. Сахно, С.П. Конограй, А.А. Гук // Електротехніка та
електромеханіка. - 2010. - №4. - С.23-25. - ISSN 2074-272X.
14. Костерєв Н. В. Нечіткі алгоритми оцінки технічного стану та
прогнозування залишкового ресурсу електрообладнання / Костерєв Н. В., Є.
І. Бардик, Р. В. Вожаков [та ін.] // Наукові праці ДонНТУ – Електротехніка та
енергетика. - 2008. - №8. – С. 65–70.
15. Кутін В.М. Діагностика електрообладнання : навчальний
посібник / В. М. Кутін, М. О. Ілюхін, М. В. Кутіна – Вінниця: ВНТУ, 2013. –
161 с.
16. Лежнюк П. Д. Визначення стану трансформаторів напруги з
використанням апарату нейронних мереж / П. Д. Лежнюк, М. І. Пиріжок, О.
Є. Рубаненко // Вісник Хмельницького національного технічного
університету. – 2007. – №2. – С. 172–179.
17. Клебанова Т.С., Чаговець Л.О., Панасенко О.В., Нечітка логіка та
нейронні мережі в управлінні підприємством: навчальний посібник. - Х.: ВД
«ІНЖЕК», 2011. – 240 с.
91

18. Моделювання та оптимізація режимів систем енергопостачання
та електроспоживання : навч. посібник / В. Г. Ягуп, К. В. Ягуп ; Харків. нац.
ун-т міськ. госп-ва ім. О. М. Бекетова. – Харків : ХНУМГ ім. О. М. Бекетова,
2019. – 183 с.
19. Мокін Б.І. Імітаційне моделювання в оптимальному керуванні
нормальними режимами електричної системи / Б.І Мокін, П.Д. Лежнюк,
Ю.В. Лук'яненко // Вісник Вінницького політехнічного інституту. – 1995. –
№ 3. – С. 5–9. – ISSN 1997-9266.
20. Національний стандарт ІЕС 60044-2:2003. Instrument transformers
– Part 2: Inductive voltage transformers (Вимірювальні трансформатори.
Частина 2. Трансформатори напруги індуктивні)
21. Непомнящий В.А. Надійність обладнання енергосистем / Журнал
«Електроенергія. Передача та розподіл», 2013. 193 с.
22. Куксенко Т.О. Метод вимірювання часткових розрядів із
застосуванням надвисокочастотних сигналів / Т.О. Куксенко, О.О. Ситник /
Збірник тез доповідей студентської науково-практичної конференції ЧДТУ:
18–20 квіт. 2023 р. [Електронний ресурс] / [упоряд.: Єгорова О. В., Захарова
О. В., Кисельов В. Б. та ін.]; М-во освіти і науки України, Черкас. держ.
технол. ун-т. – Черкаси: ЧДТУ, 2023.– С. 209.
23. Обоскалов В.П. Надійність забезпечення балансу та потужності
електроенергетичних систем. 202 с.
24. Острейковський В. А. Теорія надійності: Підручник для студентів
ВУЗів, що навчаються за напрямами "Техніка та технологія" та "Техн.
науки". 2003. 463 с.
25. Пархоменко П. П. Основи технічної діагностики /Пархоменко П.
П., В. В. Карибський, Є. С. Согомонян, В. Ф. Халчев. - Енергія, 1976. - 462 с.
- ISBN 966-7804-14-3.
26. Побудова схем моніторингу електроустаткування / Комков Є.Ю.,
Сізов О.М., Капустін С.А. // Тези доповідей міжнародної науково-технічної
конференції: Стан та перспективи розвитку електротехнології. Т.2. 2005.
92

27. Правила безпечної експлуатації електроустановок споживачів,
Київ, 1998, 384 с.
28. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб.
та доповнене. – Х.: , 2016. – 736 с.
29. Сві П. М. Методи та засоби діагностики обладнання високої
напруги / П. М. Сві. - К.: Вища школа, 1992. - 240 с.
30. Строганов, Ю.В. Моніторинг трансформаторного обладнання
/Ю.В. Строганов // Електроустаткування: експлуатація та ремонт. - №2. –
2013 http://bse.sci–lib.com/article110385.html
31. Трансформатори напруги.
https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%A2%D1%80%D0%B0%D0%BD%D1%81%
D1%84%D0%BE%D1%80%D0%BC%D0%B0%D1%82%D0%BE%D1%80_%D
0%BD%D0%B0%D0%BF%D1%80%D1%83%D0%B3%D0%B8
32. Трансформатори струму та напруги.
https://remontu.com.ua/transformatori-strumu-i-naprugi
33. Шутенко О.В. Дослідження впливу завантаження
трансформатора на стан олії у процесі експлуатації /Вісник НТУ «ХПІ».
Електроенергетика та перетворювальна техніка. - Харків: НТУ "ХПІ", 2004. -
№7.
34. Шутенко О.В. Формування однорідних масивів показників якості
трансформаторної олії в умовах апріорної невизначеності результатів
випробувань / Інтегровані технології та енергозбереження. - Харків: НТУ
"ХПІ", 2006. - №4.
35. Електричні апарати : навч. посіб. / В. О. Лесько, В. О. Комар, С.
В. Кравчук, О. В. Сікорська. – Вінниця: ВНТУ, 2018. – 102 с.
36. Національний фонд нормативних документів
http://uas.gov.ua/natsionalnyi-fond-nd/
37. Applied Mathematics and Computational Intelligence / Anna M. Gil-
Lafuente (ed.). Springer Nature. 2018. 428 p. Alekseev B.A. Kontrol sostoianyia
93

(dyahnostyka) krupnmkh sylovbikh transformatorov. - M.:Yzd-vo NTs NAS,
2002. - 216 s.
38. B. Garcia, J. C. Burgos, A. Alonso, J. Sanz. A moisture-in-oil model
for power transformer monitoring - Part I: Theoretical foundation // IEEE
Transactions on Power Delivery - vol. 20, № 2 - 2005. - P. 1417 - 1422.
39. Cambridge University Press. http://www.jornals.cambridge.com
40. D. Susa, M. Lehtonen, H. Nordman. Dynamic thermal modeling of
power transformers // IEEE Trans. Power Del. - vol. 20, №. 1. - 2005. - P.197-204.
41. G. Swift, T. S. Molinski, W. Lehn, A fundamental approach to
transformer thermal modeling—Part I: Theory and equivalent circuit // IEEE
Trans. Power Del. - vol. 16, № 2. - 2001. - P. 171-175.
42. Gafvert U., Frimpong G, Fuhr J. Modelling of dielectric
measurements on power transformers // Proc. 37th Session "Large High Voltage
Electric Systems" (CIGRE), paper 103, P., France, 1998.
43. IEC 60076-7:2005. Power transformers - Part 7: Loading guide for
oil-immersed power transformers. - 2005. - 62 p.
44. IEEE Std C57.91-2011. IEEE guide for loading mineral-oil-immersed
transformers and step-voltage regulators. - 2012. - 106 p.
45. Ryder S. Frequency Response Analysis for Diagnostic Testing of
Power Transformers // Electricity Today Mag. Article, Issue 0601, 2006.
46. Stohnii B.S., Kyrylenko O.V., Denysiuk S.P. Intelektualni elektrychni
merezhi elektroenerhetychnykh system ta yikhnie tekhnolohichne zabezpechennia
// Tekhn. elektrodynamika. - 2010. - № 6. - S. 20-31.

ChSTU repository

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