Развитие системы диагностики силовых трансформаторов
Львов М. Ю. , êàíä.òåõí. íàóê ОАО РАО “ЕЭС России” Силовые трансформаторы – вид оборудования, для которого уже в 90-х годах ХХ века начала реализовываться концепция перехода от нормативноустановленных сроков ремонта к ремонту в зависимости от их фактического состояния. В соответствии с требованиями [1] ремонт трансформаторов и реакторов (капитальный, текущий) и их узлов и деталей (РПН, систем охлаждения и др.) выполняется по мере необходимости в зависимости от их технического состояния, определяемого измерениями, испытаниями и внешним осмотром. Реализация такой технической политики, естественно, стала возможной благодаря накопленному опыту эксплуатации, знаниям о процессах, происходящих в оборудовании, развитию методов и средств диагностики, совершенствованию нормативно-технической базы. Основным документом, регламентирующим перечень испытаний трансформаторов при вводе в работу и в процессе эксплуатации, предельно допустимые значения контролируемых параметров и периодичность контроля, является руководящий документ [2]. С выходом в 1998 г. шестого издания данного документа для силовых трансформаторов существенно расширен перечень контролируемых параметров. При этом, наряду с традиционными методами испытаний для оценки состояния изоляции (измерение сопротивления и тангенса угла диэлектрических потерь изоляции, пробивного напряжения масла и др.), имеющими многолетний опыт практического применения, введены дополнительные. К ним относятся: хроматографический анализ растворенных в масле газов, измерение степени полимеризации бумажной изоляции, контроль содержания фурановых соединений, измерение сопротивления короткого замыкания, тепловизионный контроль. Действительно, хотя традиционные испытания лежат в основе оценки состояния трансформаторов и, безусловно, необходимы, опыт эксплуатации показывает, что они не всегда позволяют обнаруживать развитие дефектов на ранней стадии и своевременно давать информацию о развитии процессов, приводящих к снижению надежности и работоспособности оборудования. Поэтому появление дополнительных контролируемых параметров объективно оправдано и развивается как в нашей стране, так и за рубежом [3, 4].
Существующая в настоящее время система диагностики трансформаторного оборудования, реализуемая на основе [2], позволяет обеспечивать принцип комплексного подхода к оценке состояния силовых трансформаторов и принятия решений по их дальнейшей эксплуатации. Рассматривая систему диагностики как комплекс информационного, технического и нормативного обеспечения, необходимо отметить, что, как любая система, она развивается и совершенствуется. При этом, естественно, совершенствуется система нормативных показателей, используемых для оценки состояния силовых трансформаторов в эксплуатации. Исходными составляющими при совершенствовании системы контроля технического состояния оборудования необходимо использовать данные о: повреждаемости оборудования; дефектах, выявленных при осмотрах и ремон- тах оборудования; процессах, происходящих в оборудовании и приводящих к развитию дефектов, включая экспертные оценки. Остановимся на некоторых методологических аспектах по указанным направлениям. Â настоящее время основным документом, регламентирующим порядок расследования и учета технологических нарушений в работе оборудования, является [5]. В данном документе достаточно четко сформулированы требования, необходимые для проведения анализа причин возникновения и развития технологических нарушений. Анализ актов расследования позволяет, в частности для трансформаторного оборудования, отслеживать тенденции повреждаемости, выявлять типы и узлы оборудования, наиболее подверженные повреждениям, давать информацию для анализа при- чинно-следственных связей и, в конечном счете, осуществлять постановку задач о необходимости совершенствования нормативной базы в конкретном направлении. Â РАО “ЕЭС России” с 1997 г. существует электронная база данных актов расследования повреждений, в которой накапливается и систематизируется информация, получаемая более чем от 800 энергопредприятий России, и полноценное ее функционирование является важной задачей как в настоящее время, так и в перспективе. При этом
| 2004, ¹ 10 | 11 |
| %âãîä | 2,5 | |||||||
| 2,0 | ||||||||
| повреждаемость, | ||||||||
| 2 | ||||||||
| 1,5 | ||||||||
| 1,0 | 1 | |||||||
| Удельная | 0,5 | |||||||
| 0 | ||||||||
| 5 | 10 | 15 | 20 | 25 | 30 | 35 | 40 | 45 |
| Срок эксплуатации, лет | ||||||||
* ( + %& + , — . / 0 *1’2″ 3/ 4′ ‘ ‘ ‘ ‘# $! 1 – сетевые трансформаторы; 2 – блочные трансформаторы необходимо обеспечивать полноту расследования и учета технологических нарушений в работе оборудования. В соответствии с [5] под понятие “технологи- ческое нарушение” подпадает большой спектр инцидентов, сильно отличающихся как по значимости, так и по последствиям, например, течь масла или пробой изоляции обмотки трансформатора. В связи с этим, наряду с общим анализом повреждений трансформаторов целесообразно и необходимо также рассматривать как минимум: технологические нарушения в работе трансформаторов, приведшие к отключению действием автоматических защитных устройств или вынужденному отключению персоналом по аварийной заявке; технологические нарушения в работе трансформаторов, сопровождавшиеся внутренним коротким замыканием. Обобщенным показателем, характеризующим повреждаемость силовых трансформаторов, является удельная повреждаемость. При этом целесообразно также проводить отдельно анализ повреждаемости блочных и сетевых трансформаторов, так как режимы их работы отличаются по нагрузке, токам КЗ и др. [6]. Анализ повреждаемости блочных трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110 – 500 кВ, мощностью 63 МВ А и более, эксплуатируемых на тепловых и гидравлических электростанциях России, за последние 5 лет показывает, что удельное число нарушений в работе указанных трансформаторов, приведших к отключению действием автоматических защитных устройств или вынужденному отключению персоналом по аварийной заявке, составляет 2,4% в год, удельная повреждаемость, сопровождавшаяся возникновением внутренних коротких замыканий, составляет 0,66% в год. Анализ повреждаемости трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110 – 500 кВ,
мощностью 63 МВ А и более, установленных на предприятиях электрических и межсистемных сетей, показывает, что удельное число нарушений в работе указанных трансформаторов, приведших к отключению действием автоматических защитных устройств или вынужденному отключению персоналом по аварийной заявке, составляет 1,8% в год, удельная повреждаемость, сопровождавшаяся возникновением внутренних коротких замыканий, составляет 0,45% в год. Íà рисунке показан график зависимости удельной повреждаемости силовых трансформаторов, сопровождавшейся внутренними короткими замыканиями, от срока эксплуатации, из которого видно существенное отличие характера кривых для сетевых и блочных трансформаторов. В первую очередь, это связано с тем, что исчерпание ресурса изоляции обмоток длительно работающих трансформаторов наблюдается, прежде всего, для блоч- ных трансформаторов, имеющих сравнительно высокие нагрузки и соответственно более быстрое исчерпание ресурса изоляции, чем это, как правило, имеет место для крупных сетевых трансформаторов [6]. Более высокая нагрузка способствует росту температуры изоляции, что ускоряет все фи- зико-химические процессы, приводящие к деградации изоляции [7, 8]. Силовые трансформаторы, находящиеся в эксплуатации, существенно различаются по срокам их работы. При этом, учитывая прогресс в трансформаторостроении, в частности, применение новых материалов, модернизацию конструкций, новые технические решения и др., а также совершенствование эксплуатации, развитие методов и средств технической диагностики, влияющее на надежность и уровень повреждаемости, необходимо проведение периодических (раз в 5 лет) уточ- нений кривых, показанных на рисунке . Анализ актов расследования технологических нарушений дает статистику повреждаемости оборудования, а получение информации о дефектах, которые были выявлены при плановых ремонтах и осмотрах, затруднительно. Поэтому накопление такой информации является крайне необходимым для использования при дальнейшем совершенствовании системы нормативных показателей. Важнейшей составляющей для совершенствования нормирования показателей состояния оборудования является изучение процессов, происходящих под воздействием различных эксплуатационных факторов, что позволяет понять причины и источники возникновения дефектов и разработать конкретные методы их выявления. В этой связи необходимо отметить, что в последнее время зна- чительные усилия были направлены на поиск возможных показателей контроля состояния изоляции силовых трансформаторов, позволяющих обнаруживать развитие дефектов на ранней стадии. Поиск таких показателей должен основываться на
| 12 | 2004, ¹ 10 |
глубоком изучении физико-химических процессов, происходящих в изоляции трансформатора под воздействием эксплуатационных факторов, а предпосылкой того, что развитие того или иного процесса в оборудовании приведет к опасному развитию дефекта, является не столько появление показателей предпробивного состояния, сколько обнаружение тенденции эволюции его развития. При этом важно знать, что обнаруживаемые процесcы в конечном счете приведут к развитию дефекта, и оценивать временной интервал до возможного повреждения. Несмотря на само собой разумеющееся требование – определять параметры, характеризующие техническое состояние оборудования из объективных данных (физических и технических закономерностей, результатов измерений и др.), в ряде случаев объем информации оказывается недостаточным и приходится использовать экспертные оценки. К тому же, необходимо признать, что эксперты, специализирующиеся в конкретной области, обладают полезной информацией, которую, однако, в настоящее время не всегда возможно формализовать и представить в количественной форме, но она основывается на жизненном опыте, логических суждениях о сходных ситуациях или процессах, или приблизительных расчетных оценках. При этом в ряде случаев бывает достаточно узнать мнение единственного компетентного специалиста. Фактически, результаты по указанным направлениям предполагают получение информации, на основании которой рассматривается целесообразность применения того или иного показателя (метода) для оценки технического состояния оборудования. Однако всегда необходимо учитывать, что разработка каждого нового показателя (метода) вле- чет за собой необходимость разработки соответствующего нормированного значения измеряемого параметра, что является обычно более трудной задачей. К тому же, внедрение в эксплуатацию новых методов испытаний связано с необходимостью увеличения трудозатрат для энергопредприятий, проведения работ по метрологической аттестации методик и оборудования, а в ряде случаев также приводит к сложностям с обобщением полу- ченных результатов в эксплуатации. На практике нередко предлагаемые новые показатели для оценки технического состояния трансформаторов фактически позволяют ответить лишь на один вопрос: имеется или нет изменение значения данного показателя при обследовании оборудования, но не дают никакой информации в плане принятия решений о его состоянии и возможности дальнейшей эксплуатации или необходимости вывода в ремонт. В этой связи следует четко сознавать, что простое увеличение множества контролируемых по-
казателей далеко не всегда является критерием совершенствования диагностики и повышения вероятности своевременного обнаружения и распознавания дефектов при эксплуатации оборудования [9]. Один из главных принципов, используемый в технической диагностике, заключается в следующем: диагностическая ценность признака определяется информацией, которая вносится признаком в систему оценки состояний (диагнозов). Фактически, целью диагностического обследования оборудования является устранение неопределенности в оценке его технического состояния. В этой связи информативными признаками являются только те, которые позволяют устранять неопределенность для принятия решений, а не просто фиксировать изменения какого-либо показателя. Поэтому актуальной задачей является разработка критериев оценки информативности контролируемых показателей и возможности их использования при принятии решений о техниче- ском состоянии оборудования. Разработанная к настоящему времени для трансформаторного оборудования методология определения диагностиче- ской ценности признаков позволяет не только оценивать информативность, но и проводить классификацию признаков и определять возможность их использования при принятии решений [9]. При анализе диагностической ценности того или иного признака, используемого для оценки состояния трансформаторов, принципиально важное значение имеют следующие аспекты: контролируемый показатель – это функция фи- зико-химического состояния изоляции или это наблюдение за сопутствующими изменениями при развитии дефектов; наличие монотонности изменения значения измеряемого показателя во времени при развитии характеризуемого им дефекта; наличие значимых различий между значениями измеряемого показателя и степенью развития дефекта. Выполнение или невыполнение этих условий определяет вид диагностической ценности (нали- чие детерминированной или случайной диагностической ценности) у используемых показателей. При наличии статистических данных численное определение диагностической ценности признаков позволяет не только оценить наличие и уровень информативности, но и проводить ранжирование и выбор наиболее оптимального признака (совокупности признаков) для принятия решений при оценке состояния оборудования. Развитие работ и накопление данных по оценке диагностиче- ской ценности применяемых и вновь предлагаемых показателей крайне необходимо, так как это нацелено на осмысление связи развития того или иного дефекта в оборудовании с реально измеряемыми значениями контролируемых параметров,
| 2004, ¹ 10 | 13 |
что требуется для совершенствования системы принятия решений по оценке состояния оборудования. В настоящее время на энергопредприятиях России значительно увеличился парк оборудования, отработавшего установленный минимальный срок службы. Так, около 50% блочных силовых трансформаторов напряжением 110 – 500 кВ, мощностью 63 МВ А и выше, эксплуатируемых на тепловых и гидравлических электростанциях, отработали установленный ГОСТ 11677–85 срок службы 25 лет. Для аналогичного парка силовых трансформаторов и автотрансформаторов, эксплуатируемых на предприятиях электрических сетей, доля такого оборудования составляет 32%. В ближайшие 5 лет еще порядка 18% блочных трансформаторов и 20% трансформаторов, установленных в электрических сетях, будут иметь наработку более 25 лет. Основой для принятия решений о возможности и целесообразности продолжения их эксплуатации является состояние основных элементов: сердеч- ника и обмоток, включая все элементы их твердой изоляции, замена которых требует значительных затрат. При их приемлемом для дальнейшей эксплуатации состоянии остальные элементы, включая масло, вводы, переключатели ответвлений, должны находиться в исправном состоянии (возможные в них дефекты должны устраняться или следует провести их замену) [10]. Â последнее время получает развитие проблема непрерывного контроля состояния силовых трансформаторов как важная часть общей проблемы повышения эффективности всей системы диагностики. Основной целью непрерывного контроля показателей состояния трансформаторов во всем мире считается повышение эффективности системы диагностики для выявления дефектов на ранней стадии их развития. Â этой связи необходима разработка техниче- ских требований к оснащению силовых трансформаторов устройствами и системами непрерывного контроля с увязкой их эффективности и экономи- ческой целесообразности как для вновь вводимого оборудования, так и для трансформаторов, находящихся в эксплуатации. При этом очевидно, что применение и развитие методов и средств диагностики является не самоцелью, а направлено на совершенствование системы оценки состояния оборудования и принятия решений о возможности и целесообразности его дальнейшей эксплуатации, необходимости вывода в ремонт или его замены.
Выводы 1. Существующая система диагностики силовых трансформаторов, реализуемая на основе РД [2], позволяет обеспечивать принцип комплексного подхода к оценке состояния оборудования и осуществлять реализацию технической политики перехода к ремонту оборудования по фактическому состоянию. 2. Продолжение работ по совершенствованию системы диагностики силовых трансформаторов для осуществления ремонтов по фактическому состоянию и принятию решений о возможности и целесообразности дальнейшей эксплуатации должно быть направлено на: уточнение объемов испытаний, перечня контролируемых показателей и их нормативов во взаимосвязи с оценкой их диагностической ценности; разработку необходимых нормативных документов для реализации эксплуатационными пред- приятиями в полном объеме требований РД [2]. 3. Необходима разработка технических требований к системам непрерывного контроля состояния оборудования во взаимосвязи с оценкой их эффективности и экономической целесообразности применения. Список литературы 1. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. М.: СПО ОРГРЭС, 2003. 2. ÐÄ 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 1998. 3. О повреждениях силовых трансформаторов напряжением 110 – 500 кВ в эксплуатации / Ванин Б. В., Львов Ю. Н., Львов М. Ю. и др. – Электрические станции, 2001, ¹ 9. 4. Алексеев Б. А. Контроль состояния (диагностика) крупных силовых трансформаторов. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. 5. ÐÄ 153–34.0–20.801–2000. Инструкция по расследованию и учету технологических нарушений в работе энергосистем, электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей. М., 2000. 6. Вопросы повышения надежности работы блочных трансформаторов / Ванин Б. В., Львов Ю. Н., Львов М. Ю. и др. – Электрические станции, 2003, ¹ 7. 7. О ресурсе изоляции силовых трансформаторов / Львов М. Ю., Комаров В. Б., Львов Ю. Н., Ершов Б. Г. – Новое в российской электроэнергетике, 2003, ¹ 4. 8. Нормирование показателей для оценки износа изоляции обмоток силовых трансформаторов / Львов М. Ю., Чи- чинский М. И., Львов Ю. Н. и др. – Электрические станции, 2002, ¹ 7. 9. Львов М. Ю. Оценка информативности показателей контроля технического состояния изоляции трансформаторного оборудования. – Электрические станции, 2002, ¹ 12. 10. Мамиконянц Л. Г. О нормировании показателей для оценки износа изоляции обмоток силовых трансформаторов. – Энергетик, 2003, ¹ 7.
| 14 | 2004, ¹ 10 |
Лекция 7. Диагностика трансформаторов
7.1 Характерные повреждения силовых трансформаторов
Одним из основных направлений в диагностике электрооборудования является диагностика силовых трансформаторов. Вызвано это обстоятельство высокой стоимостью трансформатора, его значимостью в вопросах надежности электроснабжения потребителей, сложностью определения повреждений и дефектов на ранней стадии развития. Диагностика силовых трансформаторов является сложным многогранным процессом. По опыту многолетней эксплуатации трансформаторов установлены типичные виды повреждений, их признаки, возможные причины и способы выявления.
Магнитопровод. При наличии дефекта в межлистовой изоляции возможны перегревы, вызываемые вихревыми токами или токами в короткозамкнутых контурах, образованных в результате нарушения изоляции массивных деталей остова от активной стали. В случае конденсации влаги на поверхности масла она попадает на верхнее ярмо, проникает между пластинами активной стали в виде водомасляной эмульсии, разрушает межлистовую изоляцию и вызывает коррозию стали. По этим причинам ухудшается состояние масла (понижается температура вспышки, повышается кислотность) и увеличиваются потери холостого хода.
Обмотки. Наиболее характерным видом повреждений в обмотках является витковое замыкание. Причиной его может быть разрушение изоляции из-за старения вследствие ее естественного износа или из-за продолжительных перегрузок трансформатора при недостаточном охлаждении обмоток. Нарушение изоляции витков может произойти также вследствие механических повреждений при коротких замыканиях. Признаками витковых замыканий являются срабатывание газовой защиты, повышенный нагрев, различие в сопротивлениях фаз постоянному току и т. д.
На трансформаторах мощностью от 1000 кВ·А устанавливается газовое реле, срабатывание которого происходит в результате выделения внутри трансформатора газов из-за разложения масла, вызванного указанными повреждениями. О причинах срабатывания газовой защиты и о характере повреждения можно судить по результатам химического анализа скопившегося в реле газа, который позволяет выявить повреждения на ранней стадии их возникновения и в ряде случаев оперативно устранить их.
Применяемые на практике методы контроля интегрального состояния изоляции трансформаторов (сопротивление изоляции, коэффициент абсорбции, tg δ, C2/C50 и др.) не позволяют обнаружить частичные повреждения изоляции в начальной стадии их развития и указать характер и степень имеющегося повреждения. Одним из наиболее перспективных направлений в исследовании повреждений работающих трансформаторов является периодический анализ содержания растворенных в масле газов, определяемых хроматографическим методом.
7.2 Хроматографический метод диагностики силовых трансформаторов
При действии аномальных нагрузок термического и электрического характера в изоляции трансформаторов возникают и развиваются повреждения в виде локальных перегревов и частичных разрядов, переходящих в дуговой разряд. Выделяющаяся при этом энергия вызывает разрушение изоляционной жидкости с образованием продуктов, называемых дефектными газами. Анализ трансформаторного масла на наличие дефектных газов и определение их концентрации позволяет обслуживающему персоналу своевременно распознать развивающийся дефект до того как он, прогрессируя, приведет к аварийному отключению оборудования, что всегда связано с экономическими потерями.
Процессы термического разложения изоляции и ее разрушения электрическими разрядами приводят к выделению газов, растворяющихся в масле. Каждому виду дефекта соответствует характерный набор газов. В таблице 7.1 приведен состав газов, растворенных в масле, характерный для различных дефектов трансформаторов.
Таблица 7.1 — Состав газов, характерный для различных дефектов
Обозначения: а – основной газ для данного дефекта; б, в – характерный газ соответственно при высоком содержании или малом содержании; г – нехарактерный газ; д – газ при высокой плотности выделяемой энергией.
Кроме указанных газов в масле может содержаться кислород (воздух), наличие которого свидетельствует о нарушении герметичности трансформаторов. Растворенная вода, особенно в комбинации с полярными продуктами старения масла и кислотами, существенно влияет на диэлектрические характеристики жидких и твердых изоляционных материалов. Непрерывный контроль влагосодержания масла на протяжении длительного периода времени и принятие соответствующих мер при внезапном росте или недопустимо высоком влагосодержании поможет продлить жизнь маслонаполненного оборудования, сохранить его высокие технические характеристики и эксплуатационную надежность.
В настоящее время выпускается большой спектр хроматографических установок, позволяющих проводить анализ содержания воды и растворенных газов. Основной недостаток большинства из этих установок — невозможность получать информацию в режиме «on-line» — в режиме реального времени, поскольку между отбором пробы масла и получением результатов анализа проходит довольно длительное время.
Отечественные установки, содержащие хроматограф, пробоотборники, программное обеспечение результатов анализа и различное вспомогательное оборудование, разработаны во ВНИИЭ (НПФ «Электра»). Эти установки позволяют обнаруживать вредные компоненты при следующей нижней концентрации: вода — 2,0 г/т, воздух — 0,03 %, водород — 0,0005 %, метан, этан, этилен — 0,0001 %, ацетилен — 0,00005 %, оксид и диоксид углерода — 0,002 %.
Принцип действия существующих установок непрерывной диагностики основан на измерении объема всех растворенных в масле газов или на определении его объемного сопротивления.
В ВЭИ была создана и внедрена дистанционная система диагностики ССГ-1, предназначенная для работы в составе АСУТП непрерывного контроля и прогнозирования состояния трансформаторов. Шкаф ССГ-1 устанавливается у трансформатора и подключается к его заземленной системе охлаждения в двух точках с разным давлением масла, чтобы обеспечить его естественную циркуляцию через установку. Установка в автоматическом режиме осуществляет периодический контроль концентрации всех горючих газов и температуры масла в месте присоединения. Длительность цикла измерений составляет 4 ч. Если суммарная объемная концентрация горючих газов не превышает 500 ppm, то состояние изоляции трансформатора не вызывает подозрений, если концентрация находится в диапазоне 500. 1500 ppm, то хроматографический анализ масла должен проводиться не реже планового, если концентрация превышает 1500 ppm, то следует внимательно следить за скоростью нарастания концентрации горючих газов и провести внеочередной хроматографический анализ. Концентрация свыше 3000 ppm свидетельствует о развитии серьезного дефекта и требует принятия срочных мер для предотвращения аварии.
За рубежом получили распространение установки непрерывного действия HYDRAN фирмы «Syprotec Corp» (США) различных модификаций, которые также подключаются непосредственно к трансформатору. Они измеряют суммарную концентрацию горючих газов и пересчитывают ее в водородный эквивалент. Математическое обеспечение установок позволяет анализировать поступающие данные и прогнозировать развитие дефектов, которые могут привести к аварии трансформатора.
Для контроля состояния герметичных трансформаторов и вводов, в ВЭИ были разработаны микропроцессорные датчики давления и температуры, устанавливаемые с помощью штуцеров непосредственно на баке или вводах. Они измеряют температуру и давление масла в месте установки и соединяются с системой диагностики. Снижение давления ниже нормы свидетельствует о наличии течи масла, а повышение давления и (или) температуры — о внутреннем повреждении в трансформаторе или вводах. Скорость изменения контролируемых параметров свидетельствует о степени серьезности повреждения.
ООО НПЦ «ЭРИДАН» предлагает для диагностирования масляных трансформаторов программно-аппаратный комплекс на базе автоматизированного многоканального газового хроматографа «Кристаллюкс — 4000М». На рисунке 7.1 приведена хроматограмма анализа контрольной смеси газов — аналога состава выделяющихся из трансформаторного масла газов.
Рисунок 7.1 — Хроматограмма анализа контрольной смеси газов
Анализ проводится с помощью насадочных колонок и детекторов соответственно пламенно-ионизационного (ПИД) с метанатором и по теплопроводности (ДТП) согласно нормативным документам: РД 34.46.303-98 — Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов, РД 34.46.302-89 — Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов, РД 34.51.304-94 — Методические указания по применению в энергосистемах тонкослойной хроматографии для оценки остаточного ресурса твердой изоляции по наличию фурановых соединений в трансформаторном масле. В состав комплекса входят хроматограф «Кристаллюкс — 4000» с аналитическим модулем ПИД/ДТП, метанатор, 10-ходовый кран-дозатор, хроматографические колонки, программа обработки хроматографической информации, программа диагностики дефектов трансформатора, персональный компьютер, принтер, устройства для подготовки проб, устройства для формирования и подачи газов и баллон с поверочными смесями. Устройства для подготовки проб включают в себя: кран для заполнения шприца газом-носителем, устройство для достижения равновесия в шприце, шприцы для отбора, транспортировки и хранения масла.
Регулярный контроль газов на месте установки трансформатора можно осуществлять с помощью прибора TFGA-P200, применение которого позволяет снизить эксплуатационные расходы и уменьшить количество анализов в лаборатории. Прибор TFGA-P200 — это высокоскоростной газовый микрохроматограф, оптимизированный для измерения семи наиболее важных дефектных газов: водорода, метана, оксида углерода, диоксида углерода, этилена, этана и ацетилена. Особенностями прибора являются: собственный внутренний источник газа носителя (гелий), а также внутренние заряжаемые батареи, что обеспечивает автономную работу в течение не менее 15 часов. Применение в составе прибора специальных шприцев для экстракции газов позволяет выполнить анализ пробы масла в полевых условиях в течение нескольких минут. Продолжительность измерения концентрации всех семи газов в отдельности с момента введения пробы в анализатор составляет менее 120 секунд. Проба газа, отобранная из газового реле или из специального зонда, экстрагирующего газ из масла, может быть проанализирована за несколько минут.
Прибор поставляется в комплекте с программным обеспечением для управления ходом анализа и программой оформления протокола испытаний. Последняя программа разработана для подготовки стандартного протокола анализа газов в масле, а также для экспорта данных о пробе и результатов анализа в специальную экспертную диагностическую программу, позволяющую интерпретировать полученные результаты. Предел обнаружения растворенных в масле газов составляет: для водорода (Н2) — 5 ppm; метана (СН4), окиси углерода (СО), двуокиси углерода (СО2), этилена (С2Н4), этана (С2Н6), ацетилена (С2Н2) — 2 ppm.
Микропроцессорный электронный прибор КАЛИСТО фирмы Morgan Schaffer осуществляет непрерывный контроль растворенного водорода и воды в масле работающего трансформатора. Прибор предназначен для раннего обнаружения развивающихся повреждений трансформатора и обоснованного планирования мероприятий по обслуживанию оборудования на базе данных контроля. Этот прибор специально разработан для наружной установки и защищен от всех климатических воздействий, может быть легко интегрирован в существующие мониторинговые системы мощных трансформаторов и подстанций, в том числе систему SCADA. КАЛИСТО позволяет измерять от 0 до 50000 ррт растворенного водорода в масле и от 0 до 100 % относительной влажности растворенной воды. Результат измерения может быть представлен в % относительной влажности приведенной к 25 °С, в ррт абсолютной влажности, в % относительной влажности при реальной температуре трансформатора. Погрешность измерения составляет 0,5 % от концентрации СО и 0,1 % от концентрации всех остальных газов. Чувствительность составляет 5 ррт в масле по водороду, 2 ррт в масле по воде. Измерительная схема построена на основе детектора по теплопроводности и маслозаполненного емкостного сенсора относительной влажности. Прибор имеет размер памяти: 1500 записей. Для передача информации используется порт RS-232. Программное обеспечение в формате Windows
В ВЭИ создана установка для непрерывного контроля изоляционных свойств масла путем измерения его объемного сопротивления ρυ. Испытательная ячейка подключается к заземленному маслопроводу трансформатора и периодически передает данные о величине ρυ в систему контроля параметров. По величине ρυ, на которую влияют продукты старения масла, можно судить о величине его tg δ. В совокупности с другими датчиками, эта установка может входить в состав диагностической системы трансформатора.
Программное обеспечение для сбора и обработки хроматографических данных и автоматического диагностирования рассмотрим на примере приложения для диагностики трансформаторов для Windows «Цвет – Аналитик» ОАО «Цвет». Приложение для диагностики трансформаторного масла создано в соответствии с документом РД 153-34.0-46.302-00 и предназначено для диагностики обыкновенного маслонаполненного оборудования. Все результаты работы данного приложения носят рекомендательный характер в соответствии с руководящим документом. Приложение содержит базу данных анализов, сюда заносятся данные о трансформаторах (местоположение, паспорт) и результаты проведенных анализов. Программа реализует соотношения различных пар газов и соответствующие им дефекты. Программа также содержит базу граничных и пороговых концентраций растворенных в масле газов, а также значения коэффициентов растворимости газов в масле и критерии отбраковки высоковольтных герметичных вводов. Каждому типу оборудования соответствуют свои граничные концентрации и присваивается уникальный номер.
В процессе диагностирования выбирается нужный диспетчерский номер и точка отбора, при необходимости заполняется паспорт оборудования. Номер типа оборудования соответствует номеру типа оборудования в таблице граничных концентраций. В выпадающем списке выбирается тип анализа — плановый или при срабатывании газового реле. В случае срабатывания газового реле можно провести анализ газа из реле. Для этого необходимо выделить соответствующий пункт в параметрах диагностики. Сначала необходимо добавить анализ газа из реле, затем масла из бака трансформатора и только затем переходить к диагностированию. При анализе трансформатора с РПН можно провести анализ масла из контактора. Для этого необходимо выделить соответствующий пункт в параметрах диагностики. Сначала необходимо добавить анализ масла из контактора, затем масла из бака трансформатора и только затем переходить к диагностированию. Для просмотра результата диагностики необходимо нажать кнопку «Отчет по диагностике». После просмотра результат диагностики можно вывести на печать. В программе существует возможность определения дефектов графическим способом и построение графиков изменения концентрации газов во времени. Для построения графиков изменения концентрации газов во времени необходимо отметить нужные газы, задать временной диапазон и нажать кнопку «Построить график». Для определения дефектов графическим способом необходимо перейти на закладку «По компонентам», нажать кнопку «Построить график» и подобрать в древовидном списке наиболее похожий стандартный график дефекта.
7.3 Тепловизионный метод диагностики силовых и измерительных трансформаторов
По мере оснащения энергетических служб промышленных предприятий современными тепловизорами расширяется их применение для диагностирования силовых трансформаторов (рисунок 7.4). Применение тепловизионного метода диагностики не требует останова и отключения оборудования, является нетрудоёмким и помогает выявлять дефекты на ранних стадиях их развития.
Эффективность и информативность этого вида оценки состояния оборудования оказывается особенно высокой, если тепловизионный контроль включается в комплексный процесс диагностики силовых трансформаторов, проводимой на базе экспертной системы. В этом случае от совместного использования всей доступной на текущий момент информации проявляется, так называемый, синергетический эффект от её анализа, что и позволяет получить максимальный результат с точки зрения противоречивых критериев: достоверности и стоимости испытаний.
При тепловизионной съёмке силовых трансформаторов проверяются:
— системы охлаждения (радиаторы, вентиляторы, маслонасосы);
— термосифонные фильтры (ТСФ);
Тепловизионным обследованием для силовых трансформаторов и автотрансформаторов (АТ) достаточно легко и точно можно обнаружить следующие дефекты:
— нагревы внутренних контактных соединений обмоток НН с выводами трансформатора;
— нарушение в работе систем охлаждения (вентиляторов, маслонасосов, циркуляции масла в радиаторах) и регенерации масла (термосифонных фильтров (ТСФ)).
Тепловизионное обследование позволяет безразборным способом определить:
— места болтового крепления колокола бака;
— уровень масла в расширительном баке, выхлопной трубе и во вводах.
Основными этапами тепловизионного метода диагностики силовых трансформаторов являются:
— передача полученной информации из тепловизора в персональный компьютер;
— структурирование термограмм, организация их хранения в специализированных базах;
— предварительная обработка результатов и их визуальный анализ;
— математическая обработка и сопоставление результатов с учётом реальных физических процессов в трансформаторе, автоматизированное формирование рекомендаций;
— комплексная обработка полученной информации, выдача рекомендаций на основе многоаспектного анализа.
Технология тепловизионного метода диагностики должна строиться с учётом особенностей трансформатора как объекта исследования. Существенным фактором, затрудняющим тепловизионный контроль силовых трансформаторов, является наличие навесного оборудования на баке, в первую очередь радиаторов, что существенно уменьшает площадь полезной поверхности, подвергаемой анализу. Кроме того, принудительная циркуляция масла размывает температурные градиенты, из-за чего затрудняется локализация дефекта. Смысл тепловизионного обследования силовых трансформаторов заключается в проецировании теплового дефекта в активной части на поверхность бака, не закрытую навесным оборудованием, и выявлении этого участка при анализе термограмм.
Наряду с отмеченными выше конструктивными особенностями силовых трансформаторов, затрудняющими тепловизионное обследование, в этом объекте можно также выделить факторы, которые способствуют его использованию. Здесь, в первую очередь, имеется в виду условная симметричность силовых трансформаторов. Наличие трёх практически равнонагруженных фаз позволяет проводить сопоставление нагревов одновременно по трём образующим и каждое существенное отклонение подвергать дополнительному анализу. В тех же целях целесообразно использовать и симметричность силовых трансформаторов относительно осевых линий.
Полевые исследования. На этапе полевых исследований оператор проводит съёмку поверхности бака трансформатора с помощью тепловизионной аппаратуры. При проведении работ может создавать помехи навесная система охлаждения. Воздух, нагнетаемый вентиляторами, проходит сквозь радиаторы, нагревается и далее ударяется о поверхность бака. В результате чего на его поверхности образуется зона повышенного нагрева, которая не является следствием дефектов в активной части трансформатора. Поэтому, целесообразно на некоторое время отключить систему, а, в ряде случаев, и систему принудительной циркуляции масла.
Как правило, около трансформатора бывает недостаточно свободного места для того, чтобы снять его целиком на одном снимке, либо необходимо произвести съёмку более детально. В этих случаях поверхность бака разбивается на некоторое количество квадратов, каждый из которых представляет собой отдельные тепловизионные фотографии Число квадратов практически неограниченно и определяется лишь возможностями программного обеспечения, которое будет впоследствии производить сборку целостной тепловой картины трансформатора.
На этапе полевых исследований оператор имеет возможность сразу оценить эффективность функционирование охлаждающих устройств, состояние маслонаполненных и фарфоровых вводов, контактных соединений токоведущих частей, контактов переключателей напряжения и др.
Обнаружив неисправности в этих узлах, оператор может сформировать протокол, пользуясь программным обеспечением комплекса, в котором указывается возможная причина повышенного нагрева и предварительный перечень мероприятий по её устранению. Наличие дефектов в активной части трансформатора, как правило, требует более точной диагностики. Для этого оператор фиксирует отдельные области крупным планом для их дальнейшего встраивания в общую тепловую картину поверхности бака трансформатора. Результаты обследования сохраняются на магнитном диске с указанием места и времени съёмок, а также наименования подстанции и обследуемого трансформатора. Кроме того, оператор указывает погодные условия в момент съёмки, текущие условия работы трансформатора, примерное расстояние до объекта. Разработана специальная система идентификации фиксируемых планов (вид спереди, сзади, слева, справа), которые указываются в этикетке каждой термограммы. Указанная информация заносится в тепловизор либо в журнал обследований непосредственно перед снятием термограмм и является необходимым элементом для дальнейшего анализа полученных изображений.
Передача информации в ПК. Оценка состояния силовых трансформаторов на основе тепловизионного анализа достаточно оправдана, однако, как отмечалось выше, желательнее её проводить в сочетании с другими методами диагностики трансформаторов. Поэтому все последующие этапы диагностирования силовых трансформаторов необходимо осуществлять с помощью специальных программных комплексов (например, разработанной в ИГЭУ системы оценки состояния силовых трансформаторов ДИАГНОСТИКА+).
Полученные на предыдущем этапе термограммы записываются непосредственно в тепловизоре на магнитный диск. С помощью специальной программы осуществляется чтение данных из внутреннего формата тепловизора, преобразование и сохранение их в среде Windows. Это дает возможность стандартными средствами передавать результаты тепловизионного контроля в персональный компьютер для обработки их программным комплексом оценки технического состояния трансформатора.
Предварительная обработка результатов. На этом этапе имеется возможность визуального анализа термограмм каждого вида. При этом цветовая палитра автоматически обрабатывается с выводом на экран компьютера максимальной и минимальной температур для всего изображения или отдельного его фрагмента в режиме увеличения (рисунок 7.5).
Результатом данного этапа является автоматическое нахождение для каждого выделенного оператором элемента активной части силовых трансформаторов наиболее нагретой точки. Обычно в качестве элементов выделяют: верхнее ярмо, нижнее ярмо, обмотки фаз А, В и С. Более удобной для предварительного анализа является формируемая таблица, содержащая диспетчерский номер трансформатора, его тип, дату обследования, названия элементов и их максимальные температуры на каждом виде.
Анализу не подлежат все участки активной части, закрываемые навесным оборудованием. На термограммах эти области автоматически зачерняются.
Основной принцип диагностики данного этапа – сравнительный анализ аномально нагретой области с аналогичной поверхностью, имеющей нормальный нагрев.
Современное состояние вопроса диагностики силовых трансформаторов Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»
Аннотация научной статьи по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям, автор научной работы — Тюрюмина Анастасия Владимировна, Секацкий Виктор Степанович, Батрак Андрей Петрович
Рассматриваемая статья направлена на совершенствование методов диагностики состояния маслонаполненного электрооборудования как элемента системы диагностического мониторинга посредством применения метода акустической эмиссии.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Похожие темы научных работ по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям , автор научной работы — Тюрюмина Анастасия Владимировна, Секацкий Виктор Степанович, Батрак Андрей Петрович
Анализ методов диагностики аппаратов высокого напряжения
Совершенствование технического содержания изоляционной системы трансформаторов тяговых подстанций с учетом особенностей климата на основе непрерывного контроля
Основные неисправности и методы диагностирования силовых трансформаторов в условиях эксплуатации
Комплексная диагностика маслонаполненных трансформаторов
Современные методы оценки технического состояния и прогнозирования ресурса высоковольтного трансформатора
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Текст научной работы на тему «Современное состояние вопроса диагностики силовых трансформаторов»
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА ДИАГНОСТИКИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ Тюрюмина Анастасия Владимировна, аспирант Секацкий Виктор Степанович, научный руководитель, к.т.н., заведующий кафедрой СМиУК, доцент Батрак Андрей Петрович, научный руководитель, к.т.н., доцент Сибирский федеральный университет
Рассматриваемая статья направлена на совершенствование методов диагностики состояния маслонаполненного электрооборудования как элемента системы диагностического мониторинга посредством применения метода акустической эмиссии.
На сегодняшний день в России по разным статистическим данным около 70% силовых трансформаторов выработали свой ресурс. При этом опыт эксплуатации показывает, что примерно 70-80% всех отказов связаны не с выработкой ресурса трансформатора, а с образованием и развитием различных дефектов внутри трансформатора. Поэтому остро стоит вопрос диагностики состояния силового энергетического оборудования и его своевременного ремонта.
Диагностика энергооборудования тесно связано с понятием электроремонт т.е системы вещественного, энергетического и информационного обеспечения комплекса организационно-технических мероприятий системы планово-предупредительных ремонтов (ППР), которая включает уход, диагностика и ремонт оборудования.
Всего известны четыре основные стратегии технического обслуживания диагностики и ремонта техники:
— регламентная стратегия (стратегия I);
— смешанная стратегия (стратегия II);
— по техническому состоянию (стратегия III);
— стратегия по отказам/по потребности (стратегия IV)
Регламентная стратегия основана на том, что ремонт выполняется с периодичностью и в объеме, установленном в эксплуатационной документации независимо от технического состояния составных частей оборудования в момента начала ремонта. Данная стратегия применяется для обеспечения ремонта оборудования, эксплуатация которого связана с повышенной опасностью для обслуживающего персонала.
Смешанная стратегия: ремонт и диагностика выполняется с периодичностью, установленной в нормативно-технической документации, а объем операций восстановления формируется на основе требований эксплуатационной документации с учетом технического состояния основных частей оборудования. На основании стратегии II обеспечивается ремонт всего остального основного и неосновного оборудования предприятия.
Стратегия по отказам заключается в том, что ремонт оборудования и его
диагностика производится только в случае отказа или повреждения составных частей оборудования. Этот вид стратегии рекомендуется к применению для оборудования первой амортизационной группы; она частично реализуется в форме внеплановых ремонтов после отказов.
В последние годы в энергетике наиболее развитых стран наметилась тенденция к последовательному переходу от системы планово-предупредительных ремонтов к ремонтам по диагностики технического состояния. [1]
Сущность данной стратегии заключается в том, что диагностика технического состояния выполняется с периодичностью и в объеме, установленном в нормативно-технической документации, а момент начала ремонта и объем восстановления определяется техническим состоянием составных частей оборудования. Это позволяет продлить сроки эксплуатации электрооборудования с невыработанным ресурсом и уменьшить количество аварийных ситуаций и снизить затраты на их устранение, увеличить вероятность обнаружения аварийного или предаварийного состояния энергооборудования.
Реализацию стратегии обеспечивают методы и средства технической диагностики, мониторинг и прогноз технического состояния электрооборудования. В настоящее время в эксплуатации используются различные системы мониторинга, отличающиеся по своему исполнению, назначению, стоимости. Их можно разбить на три основные группы:
— системы технологического и эксплуатационного мониторинга, то есть системы диспетчерского и местного управления режимами работы энергетического оборудования, целью таких систем является реализация технологического назначения оборудования;
— системы автоматической защиты и блокировки — системы аварийного отключения и защиты, предназначенные для снижения ущерба от аварийных режимов работы;
— системы диагностического мониторинга, целью которых является предотвращение возможности возникновения аварийных режимов.
Первые две из перечисленных систем предназначены для локализации или устранения аварийных режимов путём отключения проблемных элементов энергосистемы. Следовательно, эти методы не позволяют избежать не планового отключения потребителя. Системы диагностического мониторинга такого недостатка лишены и являются перспективными, так как позволяют оценить изменение состояния оборудования. Посредством их использования решается задача эффективного управления эксплуатацией и ремонтом. [1]
Перечень наиболее дефектоносных элементов силовых трансформаторов представлен в международном обзоре Международного Совета по большим электрическим системам высокого напряжения (рисунок 1).
Рисунок 1 — Наиболее дефектоносные элементы силовых трансформаторов
Развитие дефекта маслонаполненного энергооборудования может характеризоваться одним или несколькими параметрами, позволяющими проследить динамику развития дефекта и идентифицировать аварийное (пре-даварийное) состояние трансформатора.
Из рисунка 1 следует, что именно изоляционные материалы претерпевают наибольшие изменения в процессе эксплуатации. Такие изменения, обычно называемые старением, являются комплексными и необратимыми, а также непосредственно определяют надежность работы трансформатора и его ресурс.
Параметры старения изоляции трансформатора приведены на рисунке 2.
\ Факторы старения 1
| Электрические Температурные Механические Окружающая среда
1 Изоляция трансформатора л (
1 Внутренние/внешние механизмы старения 1
| _Электрические Температурные Механические Окружающая среда
Рисунок 2 — Старение изоляции трансформатора
Температурное старение включает процессы химических и физических изменений, как следствие, ухудшение химических реакций, полимеризацию, деполимеризацию, диффузию и другие. На скорость температурного старения влияет температура при эксплуатации.
Электрическое старение включает процессы появления частичных разрядов, электролиза, увеличения температуры ввиду высоких диэлектрических потерь и др.
Механическое старение зависит от возникновения повторяющихся механических напряжений и величинынерегулярных напряжений.
Факторы окружающей среды различными способами влияют на скорость и степень ухудшения характеристик системы изоляции трансформатора, способствуя увеличению уже существующих напряжений в трансформаторе. Особенно примечательно перераспределение напряжений от влияния пыли и других загрязнений на электрические характеристики.
Пример возможных механизмов старения, как функции от времени, приведен на рисунке 3.
Стадии Преобладающие Преобладающие
Старения факторы старения механизмы старения
Рисунок 3 — Возможные механизмы старения изоляции, как функции от времени [2]
Исследования показывают, что ранняя диагностики трансформаторов и автотрансформаторов снижает расходы на ремонт на 75%, потери от недо-отпуска электроэнергии на 63%, а ежегодная экономия составляет 2% от стоимости нового трансформатора. [1]
РД 34.45-51.300-97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования» 6-е издание содержат требования к двадцати трем испытаниям при вводе силовых трансформаторов работу и в процессе их эксплуатации (таблица 1).
Таблица 1 — Перечень испытаний силовых трансформаторов
1 Определение условий включения трансформаторов
2 Хроматографический анализ газов, растворенных в масле
3 Оценка влажности твердой изоляции
4 Измерениесопротивления изоляции
5 Измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток
6 Оценка состояния бумажной изоляции обмоток
7 Испытание изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц
8 Измерение сопротивления обмоток постоянному току
9 Проверка коэффициента трансформации
10 Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярно-стивыводов однофазных трансформаторов
11 Измерение потерь холостого хода
12 Измерение сопротивления короткого замыкания (2к) трансформатора
13 Оценкасостояния переключающих устройств
14 Испытание бака на плотность
15 Проверка устройств охлаждения
16 Проверка предохранительных устройств
17 Проверка и испытания газового реле, реле давления и струйного реле
18 Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха
19 Тепловизионныйконтроль состояния трансформаторов
20 Испытаниетрансформаторного масла
21 Испытание трансформаторов включением на номинальное напряжение
23 Испытаниевстроенных трансформаторов тока
Исходя из таблицы 1, испытания трансформаторного масла составляют только 13% от общего количество проводимых для трансформаторов испытаний, хотя согласно статистическим данным процент технологических нарушений, обусловленных ухудшением свойств трансформаторных масел составляет порядка 20 % от всех технологических нарушений: выделение газов в масло- 9,02 %; старение масла — 7,47 %; загрязнение масла — 2,18 %; окисление масла — 0,62 %.
Масло, как диагностическая среда, позволяет выявить до 70% возможных дефектов трансформатора, связанных со старением изоляции. [3]
К сожалению в настоящее время метод оценки состояния трансформатора по состоянию изолирующей среды представляет собой разрозненные методы контроля, зависящие в немалой степени от человека так как зачастую довольно сложно оценить влияние того или иного фактора на общее состояние энергооборудования. Это не позволяет включить данный метод в целевую диагностическую модель объекта. [1]
Перспективным методом исследования по состоянию трансформаторного масла является метод акустической эмиссии. В мировом масштабе исследованием применения метода акустической эмиссии для диагностики силовых маслонаполненных трансформаторов, в основном, занимаются в
Польше. Метод применяется для диагностики частичных электрических разрядов.
Испытательное оборудование содержит трансформаторное масло в резервуаре, два электромеханических (пьезоэлектрических) преобразователя, микроконтроллер, предусилитель, цифровой осциллограф с двумя измерительными вводами и одним генерирующим выходом, персональный компьютер.
Общая схема работыметода следующая: один из электромеханических (пьезоэлектрических) преобразователей искусает синосуидальный акустический сигнал определенной частоты. Форма сигнала определяется на установленном персональном компьютере и через USB-кабель передается на цифровой осциллограф, и далее через испытываемую среду ко второму преобразователю. Полученный сигнал направляется через предусилитель к цифровому осциллографу и далее на ПК, где формируется амплитудно-частотная характеристика. [4]
Перспективным направлением в развитии акустического метода является применение акустического метода для исследования влияния количественных показателей (влаги, целлюлозы, газовой фазы) на акустические характеристики трансформаторного масла как комплексного показателя его качества. [5]
1 Батрак А.П. Оценка состояния силовых трансформаторов методом акустической диагностики жидкой изоляции: дис. маг. / Батрак Андрей Петрович. — Красноярск, 2013. — 46 с.
2 J. P. van Bolhuis, E. Gulski, J. J. Smit. Monitoring and Diagnostic of Transformer Solid Insulation IEEE TRANSACTIONS ON POWER DELIVERY, VOL. 17, NO. 2, APRIL 2002.
3 Батрак А.П., Тюрюмина А.В., Никитина А.В. Сравнение качественных характеристик трансформаторных масел. // Тяжелое машиностроение. — 2013. — № 3, С. 41-44.
4 D. WOTZKA, A. CICHON, Tomasz BOCZAR Modeling and Experimental Verification of Ultrasound Transmissionin Electro Insulation Oil ARCHIVES OF ACOUSTICS Vol. 37, No. 1, pp. 19-22 (2012).
5 Батрак А.П., Чупак Т.М., Тюрюмина А.В., Никитина А.В. Акустический анализ свойств трансформаторных масел // Тяжелое машиностроение. — 2014. — № 4-5. С. 4546.