Оценка технического состояния силовых трансформаторов по каждому виду измерения



Данная статья делает анализ технического состояния трансформатора ТМН-10000/110 и диагностические оценки разных применяемых методов диагностирования трансформаторов. Предлагается воспользоваться анализом растворенных газов в масле, физико-химическим анализом масла, диэлектрическими характеристиками твердой изоляции и опытом холостого хода для более точных анализов и разделения (различения) технических состояний.

Ключевые слова: анализ масла, техническое состояние, диагностические оценки.

Данная статья акцентирует внимание на сравнительный анализ между часто используемыми методами диагностики масляных оборудований, в частности масляных трансформаторов.

Каждый используемый метод имеет свои преимущества и недостатки, однако при правильном выполнении диагностической оценки, результаты сходятся, находя дефекты и их возможные причины.

Целью выполнения качественного анализа, воспользуются измеренными данными трансформатора, находящийся в эксплуатации с 1977 года.

В зависимости от используемого метода, учитываются динамические изменения измеренных параметров, так как они позволяют иметь лучшее представление о состоянии трансформатора, т.е состояние изоляции, масла, магнитопровода, меди и трансформатора в целом. Это позволяет учитывать факторы, связанные с ошибками измерений и неправильно выполненных работ ремонтных бригад.

В таблице 1 представлены паспортные данные диагностируемого трансформатора

Таблица 1

Паспорт трансформатора

Наименование	Группа соединения	Тип
Т-1–2.5	Y0/Д-11	ТМН
Год изг.	Ввод в экспл.	Завод №	Изготовитель	Тип
1977	02.09.1979	289	ЧТЗ	ТМН
Обмотки	Sном, МВт	Uном, кВ	Iном, А	Материал
ВН	10	119	13,1	Медь
НН1	10	11	131	Медь
Pххн, кВт	10,3	Тип защ.	Климатическое исполнение
Изготовитель	ЧТЗ	Своб.дых.	У1

Данные хроматического анализа газов, представлены в таблице 2.

Таблица 2

Данные хроматического анализа газов, растворенных втрансформаторном масле

Даты анализа	Концентрация газов, объемные%
	H2	CO2	CO	CH4	C2H4	C2H2	C2H6
17.05.2000	0,0005	0,043	0,0024	0,0015	0,0038	0,0063	0,0002
24.07.2000	0,0046	0,23	0,018	0,065	0,035	0,011	0,00003
06.09.2000	0,0098	0,0305	0,0026	0,0019	0,0019	0,03	0,00003

В таблице 3 данные физико-химического анализа масла

Таблица 3

Данные физико-химического анализа

Даты анализа	06.09.2000	15.09.2008
H2O, г/т	25,5	8,6
Uпр, кВ	43	57
КОН, мгКОН/г	0,02	0,10
Мех.примеси, г/т	0	0
Твсп, град	143	138
РВВ, мгКОН/г	0,008	0,01
TgDmB 90t. %	6,97	10,28
TgDmB 70t. %	3,17	9,15
Антиокислиотель. Присадка, %	0,2	0,1
Растворимый Шлам, %	0,004	0,006

В таблице 4 представлены данные результатов опыта холостого хода

Таблица 4

Данные результатов опыта холостого хода

Параметры схемы измерения	Uхх, В	Мощность Pхх -P0, Вт			Ток Iхх, А
		AB закороч (фаза C)	BC закороч (фаза A)	AC закороч (фаза B)	AB закороч (фаза C)	BC закороч (фаза A)	AC закороч (фаза B)
30.07.77	220	10,5	12	15
06.09.2000	246	11	14,5	16
15.09.2008	225	13	12,5	18

1. АНАЛИЗ РАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ ВМАСЛЕ [1]

Диагноз: из таблицы 2 видно, что концентрация всех газов кроме С₂Н₂ меньше нормальных граничных значений. Таким образом предполагаемый дефект «термический дуговой». Можно не считать относительной скоростью роста газов. Требуется рассмотреть контактные узлы трансформатора.

Н₂=0,0098<0,01

СН₄= С₂Н₄=0,0019<0,01

CO₂=0,0305<0,8

С₂Н₂=0,03>0,001

CO=0,0026<0,06

С₂Н₆=0,00003<0,005

1.1. Первый этап— обнаружение развивающегося дефекта

Результаты расчета относительных скоростей нарастания i-ого газа в месяц, % / мес., представлены в таблице 5, с использованием формулы 1 [1].

Например, для случая CO:

где К_diтек, К_diпред — последовательно измеренные концентрации i-ого газа (текущая и предыдущая);

D_iтек — D_iпред — промежуток времени (число дней) между двумя последовательными отборами пробы масла.

Таблица 5

Относительные скорости нарастания газов вмесяц

Диагноз: Смотря на таблицу 5, можно заметить, что относительные скорости роста концентрации почти всех газов, кроме C₂H₆ превышают установленные нормами [2] с.17.05.2000 по 24.07.2000, но значительно снижаются, почти все, кроме H₂ и C₂H₂ с 24.07.2000 по 06.09.2000. Согласно [1], увеличение этих скоростей вызвано дефектами термического характера (дуговой — C₂H₂) и электрического характера (частичные разряды, искровые и дуговые разряды — H₂). Требуется срочно, рассмотреть контактные соединения переключаемых устройств, например, РПН, или их систему охлаждения.

1.2. Второй этап диагностики— идентификация вида дефекта

1.2.1. Интерпретация АРГ по отношению пар газов

В таблице 6, внесены результаты по отношениям характерных пар газов, из таблицы 2, для даты 06.09.2000.

5< (CO₂/CO= 11,73) <13 — несмотря на высокие выделения концентрации газов, трансформатор может продолжать работать, так как твердая изоляция не затронута.

Таблица 6

Интерпретация АРГ по отношениям характерных пар газов

Отношения концентрации характерных газов				Характер прогнозируемого дефекта
15,79 ≥0,1	0,19 <0.5	63,33 ≥3	11,73	Термический дефект высокой температуры (>700 оС)

Диагноз:

Значения отношений концентрации газов, полученные в таблице 6 не могут позволить дать характер прогнозируемого дефекта. Однако поскольку отношение концентрации C₂H₄/ C₂H₆ превышает соответствующее значение больше 1,5 раза, т. е. (63,33/3=21,11)>1,5, тогда будем использовать данный результат, для определения характера дефекта. И так, существует термический дефект высокой температуры (>700 ^оС), вызванный горячей точкой в сердечнике; перегрев меди из-за вихревых токов, плохих контактов; циркулирующие токи в сердечнике или баке. Требуется вывести трансформатор из работы и рассмотреть контактные узлы и улучшить охлаждение.

1.2.2. Интерпретация АРГ по диаграмме состава газов

В таблице 7, внесены результаты отношений концентрации газов к максимальной концентрации газа, для даты анализа 06.09.2000.

Таблица 7

Концентрации газов впроцентах от концентрации газа [4,1], содержание которого впробе масла наибольшее

Даты анализа	Концентрация газов, объемные%
	H2	CH4	C2H4	C2H6	C2H2
06.09.2000	0,0098	0,0019	0,0019	0,00003	0,03
Отношение концентрации газов к максимальной концентрации газа
06.09.2000	0,327	0,063	0,0063	0,001	1

На рисунке 1 представлены диаграмма состава газов по результатам расчета и ее аналоговая диаграмма по стандарту [1].

По результату построений графиков, наиболее близкий образ дефекта оказался дефектом термического характера вызванным дугой, основной газ C₂H_2.

Рис. 1. Идентификация дефекта по диаграмму состава газов

Диагноз:

По введенным результатам в таблице 7 и построенным графиком (рисунок 1), можно прийти к выводу, что дефект имеет термический характер дуговой, как описано в таблице 6.

1.2.3. Интерпретация АРГ по ансамблю характерных газов

Для оценки состояния трансформатора, с помощью метода интерпретации АРГ по ансамблю характерных газов, применяется формулой:

Где К_diтек- концентрация i-ого газа при текущем измерении;

К_{diтек —} граничная концентрация i-ого газа;

К_iотн — относительная концентрация i-ого газа;

Например, для газа CO,

Таблица 8

Характерные составы газов, для различных дефектов трансформаторов

Газ	06.09.2000
	Отношение концентрации	Условное обозначение
H2	0,98	В
CO2	0,00005	Г
CO	0,043	Г
CH4	0,19	В
C2H4	0,19	В
C2H2	30	А
C2H6	0,006	Г
Дефект	Искровой электрический разряд масла

Условные обозначения, применяемые в таблице 8:

А — основной газ для данного дефекта, при max (К_iотн) или при К_iотн> 1;

Б — характерный газ с высоким содержанием, при К_iотн≥ 1;

В — характерный газ с малым содержанием, при 0,1≤ К_iотн ≤1;

Г — нехарактерный газ, при К_iотн<0,1;

На рисунке 2, представлена диаграмма соотношений измеренных концентрации газов к своим предельно допустимым значениям.

Рис. 2. Диаграмма соотношений измеренных концентрации газов к своим предельно допустимым значениям

Диагноз:

По полученным результатам и построенной диаграмме, очевидно, что характерным газом является ацетилен (C₂H₂) и дефект находится в масле из-за сгорания, то есть дуговой характер c сильным нагревом.

Вывод:

Учитывая все высшее определенные дефекты, можно прийти к выводу, что дефекты вызваны: плохим контактом между токопроводящими элементами. Требуется вывести трансформатор с работы, рассмотреть контактные узлы, и повторить хроматографию.

2. Физико-химический анализ масла [6,7]

В таблице 9 представлены данные физико-химического анализа трансформатора.

Диагноз:

Ссылаясь на таблицу 9, делаем анализ масла с учетом рекомендованных предельных и предельно-допустимых значений ГОСТа [5]

Таблица 9

Данные физико-химического анализа

Даты анализа	06.09.2000	ДЗ	ПДЗ
H2O, г/т	25,5	15	25
Uпр, кВ	43	40	35
КОН, мгКОН/г	0,02	0,07	0,25
Мех.примеси, г/т	0	-	-
Твсп, град	143	Тпред-5о	125
РВВ, мгКОН/г	0,008	0,014	-
TgDmB 90t. %	6,97	12	15
TgDmB 70t. %	3,17	8	10
Антиокислиотель. Присадка, %	0,2	0,1	-
Растворимый Шлам, %	0,004	-	0,005

Отсутствие механических примесей показывает, что изоляция даже, если она не в хорошем состоянии еще не разрушена, и возможно ее восстановить путём сушки, например. Но и также показывает, что отсутствуют дефектов, связанных с истиранием внутри трансформатора.

В периоде 06.09.2000, влагосодержание масла, больше ПДЗ. Таким образом, изоляцию нужно сушить при ремонте, так как она увлажнена.

Пробивное напряжение объясняется улучшением (увеличением) сопротивления изоляции. Так и должно быть. При снижении влагосодержания сопротивление изоляции должно увеличиться пробивное напряжение. Это значит, что в периоде 06.09.2000, опыт был неправильно проведен, так как с времени службы трансформатора изоляция ухудшается ни на оборот.

Снижение антиокислительной присадки в периоде 06.09.2000 характеризует, что начинается окисление масла и необходимо применить мэры для восстановления его качества, несмотря на то, что пока трансформатор может продолжать свои служебные функции.

Увеличение растворимого шлама высшее ПДЗ показывает присутствие растворенных продуктов в масле, что в дальнейшем может ухудшать качество изоляции. Данный параметр противоречит заключение, сделанное для механических примесей. И так, можно сказать, что замеры плохо сделаны.

Как правило, температура вспышки не должна снизиться больше 5 ^оС с даты последнего замера, для сравнения по ДЗ и не должна быть меньше 125 ^оС по ПДЗ. Согласно данных таблицы 9, результаты замеры находятся в желаемом диапазоне. Снижение этой температуры показывает, что в масле отсутствуют летучие вещества и легкие фракции нефти. Не требуется очистка масла. С другой стороны, можно ее не рассмотреть так как возможно, что трансформатор был отремонтирован и в него было залито новое масло.

Тангенс угла диэлектрических потерь, так при температуре 70 ^оС и как при температуре 90 ^оС не превышает установленные значения ГОСТа. Можно сказать, что свойство масла сохранено.

Реакция водной вытяжки не превышает гостовские значения. Это показывает отсутствие в масле низкомолекулярных кислот, вызывающих коррозию металлов и старение изоляции.

Диагноз: поскольку пробивное напряжение больше ДЗ, что не является нормой для трансформатора, находящегося в эксплуатации, есть ошибка измерения. Рекомендуется повторить ФХА.

3. ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТВЕРДОЙ ИЗОЛЯЦИИ

В таблице 10 представлены данные характеристик изоляции и расчет приведения характеристик изоляции, по температуре и тангенсу угла масла и их изменений [3].

Примерный расчет делается для схемы ВН-НН+К.

Сопротивления изоляции эксплуатационных измерений приводят к температуре измерения паспортного замера (заводского либо при приемо-сдаточных испытаниях) по формулам:

, если t_изм > t_зав,

, если t_изм < t_зав,

где t_зав — известная температура паспортного замера;

t_изм — температура измерения при эксплуатационных испытаниях;

R_tизм — сопротивление изоляции, измеренное по одной из схем, Мом;

k_{2 —} коэффициент для пересчета значений R₆₀, в зависимости от разности температур.

Значения коэффициента k₂ внесены в таблицу 10.

Таблица 10

Значения коэффициента k₂ для пересчета значений R₆₀

Разность температур (tзав- tизм) оС	k2
32–25=7

Поскольку в наших случаях t_измзав, расчет делается по соответствующей формуле. Все данные расчета приведенных сопротивлений приведены в таблице 11.

Таблица 11

Расчет приведенных сопротивлений

Даты	k2	Сопротивления, МОм
06.09.2000

Для того чтобы привести значение tgδ, измеренного в эксплуатации, к температуре измерения паспортного замера пользуются формулами:

, если t_изм < t_зав,

, если t_изм > t_зав,

Данные расчета значений tgδ приведены в таблице 12.

Таблица 12

Расчет значений tgδ

Даты	k1	,%
06.09.2000

Для того чтобы привести значение тангенса угла диэлектрических потерь масла по температуре, пользуются формулами:

, если t_изм < t_прив,

, если t_изм >t_прив,

Приведенные значения tgδ_м эксплуатационных на температуре паспортного 25 градусов, показаны в таблице 13.

Таблица 13

Приведенные значения tgδ_м эксплуатационных на температуре паспортного 25 градусов

Даты	k3	,%
06.09.2000	1,32

где t_прив — температура, к которой приводят значение tgδ_м;

t_изм — температура измерения tgδ_м;

tgδ_tизм — тангенс угла диэлектрических потерь масла, %;

k₃ — коэффициент для пересчета значений tgδ_м в зависимости от разности температур;

Поскольку tgδ_м масла при проведении эксплуатационных измерений изоляционных характеристик отличается от величины tgδ_м масла при заводских испытаниях, будем пересчитать значения tgδ и R₆₀ изоляции с учетом влияния tgδ_м по формулам:

где

— фактическое значение tgδ изоляции с учетом влияния масла;

— измеренное и приведенное к паспортной температуре значение tgδ изоляции;

— значение tgδ масла, залитого в бак трансформатора при вторых испытаниях, приведенное к температуре измерения характеристик изоляции, с помощью коэффициента k₃;

— значение tgδ масла, залитого в бак трансформатора при заводских испытаниях, приведенное к температуре измерения характеристик изоляции, с помощью коэффициента k₃;

k — коэффициент приведения, зависящий от конструктивных особенностей трансформатора, k≈0,45;

В таблице 14 введены значения пересчета tgδ и R₆₀ изоляции с учетом влияния tgδ_м.

Таблица 14

Значения пересчета tgδ иR₆₀ изоляции сучетом влияния tgδ_м

Даты	, МОм	,%
06.09.2000		0,301

Для оценки сопротивления изоляции R₆₀ рассчитывают изменение его измеренного значения по отношению к заводскому замеру по каждой схеме измерения, %:

где — значение сопротивления изоляции, измеренного по i-ой схеме измерения при эксплуатационных измерениях, приведенное к температуре измерения паспортного замера;

- значение сопротивления изоляции, измеренного по i-ой схеме измерения, при паспортном измерении.

Для оценки тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток, tgδ рассчитывают изменение его измеренного значения по отношению к заводскому замеру по каждой схеме измерения, %:

где — значение tgδ, измеренного по i-ой схеме измерения при эксплуатационных измерениях, приведенное к температуре измерения паспортного замера;

- значение tgδ, измеренного по i-ой схеме измерения, при паспортном измерении.

Для оценки емкости изоляции обмоток, С рассчитывают изменение его измеренного значения по отношению к заводскому замеру по каждой схеме измерения, %. На примере схемы ВН-НН+К:

За 06.09.2000 г.:

где — значение С, измеренного по i-ой схеме измерения при эксплуатационных измерениях;

- значение С, измеренного по i-ой схеме измерения, при паспортном измерении.

В таблице 15 введены значения расчета изменении и по отношению к заводским замерам.

Результаты расчета всех диагностических параметров и их изменения, включая схему НН-ВН+К внесены в таблице 16.

Таблица 15

Значения расчета изменении и по отношению кзаводским замерам

Даты	,%	,%
30.07.1977

Вывод:

Результаты расчета, введенные в таблице 16 показывают: уменьшение изменения активного сопротивления dR_i60, обусловленное увеличением влажности изоляции обмотки ВН-НН+К в то время как, величина емкости увеличивается.

С другой стороны, коэффициент абсорбции уменьшается и это также объясняет, что изоляция стареет и содержит влагу. Это подтверждается увеличением тангенса угла потери, больше, чем на 50 % от паспортных значений. Следовательно, нужно делать комплексное обследование изоляции в том числе и изоляционное масло, и поторить опыт, так как, меньше 1 %.

Испытания обмотки НН-ВН+К и ВН-НН+К показывают, что активное сопротивление снижается; это является признаком увеличения влаги в изоляции. Тем не менее, все остальные показатели увеличиваются и показывают, что изоляция не в хорошем состоянии: увлажнение, повреждение, и т. д.

Таблица 16

Значения диагностических параметров иих изменения

Даты измерений		30.07.1977	06.09.2000	Прив. знач.	Прим.
Т изм., Град		25	32	25
ВН-НН+К	R60, МОм	3000	2400	1818	↓
	dRi60, %	-	-66,2	-66,2	↓
	R15, МОм	2000	1900	1900	↕
	tgδ, %	0,25	0,35	0,35	↑
	dtgδi, %	-	20,4	24	↑
	C, Ф	4480	4560	4560	↑
	dCi, %	-	1,78	1,78	↑
	K	1,5	1,26	1,26	↓
НН-ВН+К	R60, МОм	2500	2800	2,121	↓
	dRi60, %	-	12	12	↑
	R15	1500	2000	2000	↑
	tgδ, %	0,1	0,45	0,45	↑
	dtgδi, %	-	314	314	↑
	C, Ф	7909	8705	87,05	↑
	dCi, %	-	10,1	10,1	↕
	K	1,67	1,4	1,4	↓

Диагноз: снижение активного сопротивления показывает, что существует влага в масле и/или дефект изоляции в сердечнике. Требуется проверить герметичность трансформатора, его сердечник и поскольку меньше 1 %, требуется повторить опыты.

4. Опыт холостого хода

Потери в трехфазном трансформаторе измеряются при однофазном возбуждении для того, чтобы знать потери каждой фазы в отдельности, следовательно, иметь возможность сравнить их и убедиться, что трансформатор имеет правильное соотношение потерь и не имеет дефектов.

В таблице 17 введены данные результатов опыта холостого хода.

Таблица 17

Данные результатов опыта холостого хода

Параметры схемы измерения	Uхх, В	Мощность Pхх-P0, Вт			Ток Iхх, А
		AB закорочена (фаза C)	BC закорочена (фаза A)	CA закорочена (Фаза B)	AB закорочена (фаза C)	BC закорочена (фаза A)	CA закорочена (Фаза B)
30.07.1977	220	10,5	12	15
06.09.2000	246	11	14,5	16

Потери трехфазных трансформаторов P_{хх изм}, измеренные при одинаковом (почти одинаковом) напряжении U_{пп изм}, определяются по формуле:

Где P_abизм, P_bcизм, P_caизм — потери, измеренные при замыкании накоротко обмоток c, a и b соответственно, за вычетом потерь в приборах при одинаковом подводимого напряжения.

Вт

Вт

Вт

Коэффициент стали, зависящий от марки электротехнической стали, рассчитывается по формуле:

где: N_ст1 — коэффициенты стали в первом измерении;

P_ххзав, P_ххизм — заводские (паспортные) и измеренные потери холостого хода соответственно;

U_ппзав, P_ххизм — заводское (паспортное) и измеренное напряжение соответственно;

Приведенные потери холостого хода, соответствующие номинальному напряжению U_ппзав, рассчитаются по формуле:

кВт

Увеличение потерь ХХ по отношению к исходным значениям, рассчитывается по формуле:

, %

, %

Соотношения потерь на разных фазах трансформатора, в %, находятся по формулам:

где: abs- абсолютное значение (модуль разности);

min- выбор наименьшего значения из двух;

P_{ab изм}, P_{bc изм} — потери ХХ, измеренные по участкам;

В таблице 18 введены все расчетные значения.

Таблица 18

Соотношение потерь на разных фазах трансформатора

	Pab/bc.%	Pbc/ca.%	Pca/ab.%
30.07.1977	14,5	25	42,8
06.09.2000	31,8	10,3	45,4

Изменения потерь ХХ, измеренные по разным фазам, определяются по формулам:

Значения поставлены на примере заводских измерений.

Результаты расчета изменений потери ХХ введены в таблицу 19.

Таблица 19

Результаты расчета изменений потери ХХ

	Pab/bc,%	Pbc/ca,%	Pca/ab,%
30.07.1977	42,6	25	-20
06.09.2000	45,4	10,3	-9,4

Разница dP_i между соответствующими соотношениями P_ab/bc, P_bc/ca, P_ca/ab, рассчитывается по формуле:

Пример расчета для испытания даты 06.09.2000:

В таблице 20, введены все расчеты разниц между соответствующими соотношениями P_ab/bc, P_bc/ca, P_ca/ab

Таблица 20

Результаты расчеты разниц между соответствующими соотношениями

	dPab/bc,	dPbc/ca,	dPca/ab,
06.09.2000	2,8	14,7	10,6

Диагноз:

Расчет изменений потери P_bc/ca и P_ca/ab превышают нормированные значения, т.е, 5 % заводских. Следовательно, требуется рассмотреть стержень фазы B, возможно, что нарушена меж-листовая изоляция и существует замыкание между листами, и повторить замеры при одном напряжений

Вывод:

Расчет приведенных значений потерь сильно не отличаются от номинальных (заданных) значений потери трансформатора, несмотря на отличие между измеренными потерями фазы (смотреть на таблицу 17). Где, самые большие потери получились, при замерах на фазе B. Это отличие вызвано рядом причин: разные испытательные напряжения, не точность замеры и не хороший метод обработки данных.

5. Измерение активных сопротивлений обмоток

Измерение сопротивления обмоток постоянному току является одним из наиболее ранних и действенных методов контроля состояния обмотки трансформаторного оборудования, его устройств ПБВ, РПН, особенно в сочетании с АРТ.

В таблице 21 введены данные измерения сопротивлений обмоток постоянному току.

Расчет приведения активных сопротивлений эксплуатационных измерений обмоток, к температуре измерения паспортного замера (заводского либо при приемо-сдаточных испытаниях) и их изменений выполняется формулой [7]:

В таблице 22 введены результаты расчета приведенных сопротивлений:

где: t_изм — измеренная температура;

R_tизм — сопротивление обмоток при температурах t_изм;

t_зав — известная температура при приемо-сдаточных испытаниях;

k_обм — коэффициент материала обмоток.

Таблица 21

Данные измерения сопротивлений обмоток постоянному току

Фаза	A0/AB		B0/BC		C0/CA
Дата	30.07.77	06.09.00	30.07.77	06.09.00	30.07.77	06.09.00
№ ст	Обмотка НН
1	0,334	0,326	0,336	0,327	0,334	0,327
2	0,329	0,323	0,328	0,322	0,328	0,32
3	0,323	0,319	0,323	0,319	0,323	0,315
4	0,318	0,316	0,317	0,313	0,318	0,311
5	0,313	0,304	0,312	0,306	0,312	0,305
6	0,307	0,299	0,307	0,306	0,307	0,299
7	0,301	0,291	0,301	0,298	0,300	0,291
8	0,309	0,303	0,308	0,302	0,309	0,314
9	0,303	0,300	0,302	0,298	0,303	0,303
10	0,298	0,296	0,297	0,294	0,298	0,295
11	0,293	0,292	0,292	0,288	0,293	0,291
12	0,287	0,287	0,287	0,283	0,287	0,286
13	0,282	0,28	0,282	0,274	0,282	0,28
14	0,276	0,276	0,276	0,272	0,275	0,394
15	0,284	0,281	0,284	0,278	0,285	0,284
16	0,279	0,272	0,279	0,272	0,279	0,271
17	0,274	0,265	0,273	0,267	0,274	0,265
18	0,269	0,260	0,268	0,262	0,268	0,260
19	0,263	0,256	0,263	0,258	0,263	0,254
20	0,258	0,250	0,257	0,252	0,258	0,249
21	0,251	0,244	0,251	0,252	0,251	0,242
	Обмотка ВН
1	0,343	0,331	0,340	0,331	0,341	0,330
tизмер 30.07.77: 25 оС			tизмер 06.09.00: 19 оС		tизмер 15.09.08: 18 оС

Таблица 22

Результаты расчета приведенных сопротивлений

Для даты 06.09.2000 (B0/BC):

Для даты 06.09.2000 (C0/AC):

Изменение сопротивления на i-ом положении фазы по отношению к паспортному замеру на аналогичных положении и фазе, в %, можно определить по формуле:

где: R_xiприв — значение сопротивления на i-ом положении фазы x при эксплуатационных измерениях, приведенное к температуре исходного измерения;

R_xiзав — исходное значение сопротивления на i-ом положении фазы x.

Величину расхождения между сопротивлениями, измеренными на одном положении разных фазах, в %, можно найти по формуле:

где: R_xiприв — значение сопротивления на i-ом положении фазы x при эксплуатационных измерениях, приведенное к температуре исходного измерения;

R_yiприв — значение сопротивления на i-ом положении фазы y при эксплуатационных измерениях, приведенное к температуре исходного измерения;

abs — абсолютное значение (модуль) разности;

min — выбор наименьшего значения из двух.

В таблицах 23 и 24 приведены результаты расчетов изменений сопротивлений на i-ом положении фазы по отношению к паспортному замеру на аналогичных положении и фазе, и результаты расчетов величин расхождения между сопротивлениями, измеренными на одном положении разных фазах соответственно.

Таблица 23

Результаты расчетов изменений сопротивлений на i-ом положении фазы по отношению кпаспортному замеру на аналогичных положении ифазе

Например, для даты 06.09.2000:

фазы (B0/BC): %

фазы (BC):

— %

Вывод:

Результаты расчета таблицы 22 показывают, что все приведенные сопротивления на паспортной температуре лежат на предельных допустимых значениях (ПДЗ), т. е. не превышают 2 %. Это показывает, что замеры были правильно сделаны.

Посылаясь на результаты расчета таблицы 23 можно отметить что, в большинство случай, изменение сопротивления по отношению к паспортному замеру не превышает 95 % от ПДЗ. Это также показывает точность замеры.

Рис. 3. Схема расхождения сопротивлений обмоток фаз

Таблица 24

Результаты расчетов величин расхождения между сопротивлениями, измеренными на одном положении разных фазах соответственно в%

Дата	06.09.2000
Обмотка НН
Фаза	AB	BC	CA
1	2,7141	0,390	3,115
2	2,0829	0,233	1,845
3	2,4	0,875	1,510
4	1,427	0,251	1,173
5	3,073	0,062	3,138
6	4,797	1,942	2,8
7	4,863	2,007	2,8
8	2,062	4,379	6,532
9	1,717	2,075	3,828
10	1,708	0,732	2,452
11	0,997	1,436	2,447
12	0,972	1,454	2,441
13	0,2056	2,588	2,8
14	0,915	45,418	46,750
15	1,306	2,557	3,897
16	2,4	0,021	2,422
17	3,172	0,362	2,8
18	3,187	0,377	2,8
19	3,2	1,179	1,996
20	3,219	0,811	2,388
21	5,757	3,727	1,957
Обмотка ВН
1	2,276	0,087	2,365

Однако, с результатами расчетов величин расхождения, как показывает таблица 24 (фаза BC), они вышли за ПДЗ. Это объясняется причиной дефекта фазы B, так как, на этой фазе сопротивление существенно отличается от других, как это показано на рисунке 3 для обмотки ВН. Увеличение расхождений сопротивлений на этой фазе, вызвано обрывом в параллельных проводах обмотки B и/или плохим контактом в переключающих устройствах РПН и ПБВ.

В данном случае рекомендуется не медленно остановить работу трансформатора, проверить все контакты, и по мере возможности повторить замеры.

Диагноз: дефект находится в сердечнике фазы В. Рекомендуется вывести трансформатор с работы и отремонтировать стержень фазы В.

Заключение:

В соответствии с результатами анализов масла и проведенными измерениями характериситик трансформатора ТДН-10000/110 можно сделать следующие выводы:

1. изоляция узлов активных частей трансформатора подвергается старению под воздействием эксплуатационных факторов, а именно, ухудшением диэлектрических характеристик трансформаторного масла, что отличается увеличением tgδ масла, tgδ изоляции, увеличением растворенной влаги;
2. наблюдается увеличение сопротивления контактных соединений токоведущих частей, что вызывает повышенные температуры, а также искровые и дуговые разряды;
3. увеличение потерь и тока холостого хода трансформатора показывает на снижение сопротивления межлистовой изоляции активной стали магнитопровода, а также на ухудшении прессовки магнитопровода.

Литература:

1. РД 153–34.0–46.302–00. М.,2001. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле.
2. Электрооборудование с пропиткой минеральным маслом при эксплуатации. Руководство по интерпретации результатов анализа растворенных и свободных газов. МЭК 60599–2007.
3. Давиденко И. В. Оценка технического состояния силовых трансформаторов по результатам традиционных испытаний и измерений: учебно-методическое. Екатеринбург. УрФУ, 2015.096 с.
4. ГКД СОУ-Н ЕЕ 46.501:2006 “Методичнi вказiвки по пiдготовцi та проведенню хроматографiчного аналiзу газiв, розчинених в iзоляцiйному маслi маслонаповненого електрообладнання”.
5. СТО 70238424.27.100.053–2009. Энергетические масла и маслохозяйства электрических станций и сетей. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования.
6. Г. В. Алексеенко, А. К. Ашрятов, Е. В. Веремей, Е. С. Фрид. Испытание мощных трансформаторов и реакторов; Выпуск 32. М.: Энергия, 1978. 520 с
7. РД 34.45–51.300–97. Объем и нормы испытаний электрооборудования / под общей редакцией Б. А. Алексеева, Ф. Л. Когана.6-е изд.М.: ЭНАС, 1998