div>

«В нашей стране действительно немалая часть трансформаторного оборудования находится в аварийном состоянии. Оборудование эксплуатируют по 30-50 лет и даже больше. О причинах лучше поинтересоваться у соответствующих исполнительных организаций. Могу лишь добавить, что системы мониторинга трансформаторов как раз помогают продлить срок службы оборудования. В том числе контролировать состояние изношенного оборудования до замены его на новое», — считает региональный представитель АО «Пергам-Инжиниринг» Владимир Дюков.

Он говорит, что все параметры, которые необходимо контролировать при эксплуатации силового трансформатора с известными номинальными характеристиками, регламентируются руководящими документами (РД), межотраслевыми правилами или другими нормативными документами. То есть сначала нужно выяснить перечень стандартных тестов для конкретного трансформатора. Далее дело за выбором производителя.

Рынок тестового оборудования довольно насыщен.

В основном отличие состоит в количестве тестов, которые может выполнить отдельный прибор. То есть под перечень стандартных испытаний можно подобрать один агрегат или несколько отдельных.

В идеале же нужно обратиться в профильную компанию, где специалисты подберут набор тестового оборудования для конкретного трансформатора.

По словам технического директора «ГК «Энергоскан» Евгения Быкова, в зависимости от типа, вида и класса напряжения трансформатора существует перечень обязательных, а также рекомендуемых испытаний. Для первых должно быть оборудование, бригада или сторонняя организация, которая будет обслуживать агрегат. Проведение дополнительных проверок зависит от того, насколько критично оборудование. Учитываются также риски и экономическая целесообразность затрат. 

Как показывает практика, дополнительная диагностика также никогда не бывает лишней. Она даёт больше данных для контроля, прогнозирования и планирования. Обязательные испытания всегда необходимы, а дополнительные для каждой компании являются поиском оптимального экономического баланса между теми деньгами, которые вкладываются, чтобы всё работало, и рисками, которые можно понести, если не потратить этих денег.

Разные компании и страны ведут свою статистику, и она отличается в зависимости от региона, типа трансформаторов и пр., но определённая тенденция отказов существует. Наиболее подвержены отказам следующие элементы силовых трансформаторов (по убывающей):

Каждый из этих элементов имеет свои типичные виды повреждений, которым соответствуют определённые признаки. Например, появление частичных разрядов, газов в масле, нагрев, изменение свойств изоляционных материалов, электромагнитных параметров трансформатора и другие. Дефекты обычно развиваются не мгновенно, поэтому, контролируя появление этих дефектов, можно получить достоверную информацию об их развитии и вовремя принять меры.

«Отметим, что в работе трансформаторов бывают частые сбои, которые не влияют на эксплуатационные характеристики оборудования или незначительно снижают их. А есть редкие проблемы, которые приводят к полному аварийному отключению. Могут быть неисправности в магнитопроводе, повреждена изоляция, сбой в работе переключателей, проблемы с вводами и т. д. В общем, много чего, что может пойти не так», — заявляет Владимир Дюков.

Он утверждает, что для своевременного выявления таких сбоев и предотвращения аварийных ситуаций существуют системы мониторинга. Масштаб контроля зависит от состава системы, то есть наличия тех или иных первичных датчиков. В основном это контроль растворённых газов в трансформаторном масле, регистрация частичных разрядов в изоляции, контроль содержания влаги в масле, состояния систем охлаждения трансформаторов, электромеханических параметров.

Всегда ли нужно при покупке трансформатора приобретать приборы контроля и диагностики или они нужны только тогда, когда оборудование теряет свои качества? На этот вопрос Евгений Быков отвечает, что это больше вопрос перехода от периодического осмотра к обслуживанию по состоянию. Первый согласуется с регламентированными государством нормами и правилами эксплуатации трансформаторов. При таком контроле есть перечень испытаний и измерений, которые должны обязательно производить потребители в определённые периоды или после тех или иных событий (например, ремонт и капремонт). Приборы для периодического контроля — это в основном стандартное оборудование для испытаний, которое должно быть у организации, обслуживающей трансформатор. «Рассматривая более современное и экономически выгодное «обслуживание по состоянию», мы уже подразумеваем не только испытание, но и диагностику, анализируя показания которой, можно увеличить (или уменьшить) периодичность проверок и испытаний. Перечень приборов в этом подходе уже шире, так как требуются устройства для диагностики или системы онлайн-мониторинга».

«Правильный подход — заложить приобретение приборов контроля и диагностики сразу же при покупке или при обновлении парка трансформаторов. Во-первых, это упростит закупочную процедуру. Ведь инициировать отдельно покупку прибора впоследствии будет сложнее. Во-вторых, важно помнить, что большинство случаев выхода из строя трансформаторов происходит либо в первый год работы, либо спустя продолжительное время эксплуатации. Кроме того, жёстко регламентируется периодичность контроля и диагностики отдельных устройств: измерение сопротивления обмоток, коэффициента трансформации, холостого хода, параметров масла и так далее. То есть даже если новый трансформатор только ввели в эксплуатацию, потребуется тестовое оборудование для его плановой диагностики», — говорит Владимир Дюков.

«Наиболее типичными составляющими автоматизированных систем контроля состояния мониторинга и диагностики трансформатора являются датчики, блоки сбора и обработки информации, а также блоки и модули, которые как связывают первые между собой, так и осуществляют межсистемную передачу данных», — заявляет Евгений Быков.

Выбор такого оборудования, по словам Владимира Дюкова, зависит от многих факторов: от производителя данной системы, сферы применения, количества первичных датчиков и так далее. Системы позволяют проводить комплексный контроль и диагностику, прогнозировать состояние на основе архива данных, осуществлять адаптивное управление охлаждением, сигнализировать об ухудшении состояния трансформатора.

Контролируется тангенс угла диэлектрических потерь высоковольтных вводов, ёмкость, баланс токов проводимости, состояние РПН, обмоток, магнитопровода, масла.

Также в приборах контроля и диагностики трансформаторов имеются возможности в онлайн-режиме контролировать наличие деформаций обмоток данного устройства. Правда, говорит Евгений Быков, пока нет серийных систем таких установок, хотя ряд наработок и научных исследований существует. В свою очередь он говорит, что в офлайн-режиме (с выводом трансформатора из эксплуатации) методы существуют. Это как давно известный способ измерения сопротивления короткого замыкания, так и относительно новая технология — снятие частотной характеристики (SFRA/FRA) и сравнение с эталонной (ранее снятой на данном трансформаторе).

По словам Евгения Быкова, развитие системы Smart Grid в РФ и её перспективы — это отдельная очень большая тема для разговора. Основами технологии Smart Grid является цифровизация, автоматизация и микропроцессорная обработка данных. Во многом именно на этих принципах построены современные системы мониторинга и диагностики электротехнического оборудования.

 «Вообще речи о том, что за «умными» сетями (Smart Grid) будущее, я слышу на протяжении 10 лет. Концепция в России озвучена, но специфика такова, что до сих пор отсутствует реальный центр координации и развития отрасли. Во многом «благодаря» реформе РАО «ЕЭС России», все структуры существуют отдельно: «РусГидро», ФСК ЕЭС, МРСК и так далее. Все они являются различными организациями с разными стандартами, механизмами управления и принятия решений. При такой структуре реализовать подобную технологию крайне затруднительно. Мы со своей стороны пытаемся поддерживать современные параметры по протоколам и цифровым интерфейсам. Например, протокол МЭК 61850, GOOSE-сообщения, Sampled Values. То есть приборы контроля и диагностики шагают в ногу со временем, чего нельзя сказать о всей нашей системе в целом», — считает Владимир Дюков.

«Зачастую разницы между системами мониторинга для новых и старых трансформаторов нет, комплектация обычно зависит от мощности, типа и класса напряжения оборудования. Единственное, что на новых агрегатах могут находиться датчики, которые устанавливают только в процессе производства или капитального ремонта (например, оптоволоконные датчики температуры обмоток трансформатора), которые на старое устройство установить невозможно».