проверка масляного трансформатора

Когда говорят про проверку масляного трансформатора, многие сразу думают о замерах сопротивления изоляции или хроматографии газа. Это, конечно, основа, но если ограничиться только этим, можно пропустить массу нюансов, которые в итоге вылезут боком. По своему опыту скажу: формальное следование протоколу без понимания ?физики? процесса — это почти гарантия того, что где-то затаилась проблема. Особенно это касается старых агрегатов, которые ещё работают на подстанциях. Тут важен не просто чек-лист, а именно анализ совокупности факторов.

Не только ДГА: о чём молчит масло

Хроматографический анализ растворённых газов (ДГА) — это must have, спору нет. Но он показывает уже свершившийся факт — разложение изоляции. А вот что предшествовало? Часто смотрю на результаты и думаю: а каково было состояние масла до нагрева? Влажность, кислотное число, пробивное напряжение — эти параметры иногда дают больше информации о потенциальных рисках, чем сам ДГА. Например, повышенное кислотное число при ещё приемлемом уровне газов может указывать на ускоренное старение бумажной изоляции, которое через полгода-год как раз и выльется в рост CO и CO2. Но на это редко обращают пристальное внимание, если нет явных тревожных сигналов.

Был случай на одной из промышленных подстанций: трансформатор 35 кВ, ДГА в норме, но в масле плавала взвесь, едва заметная. Лаборатория сказала — ?в пределах допуска?. Однако при осмотре активной части после отключения обнаружили локальные следы перегрева на контактах переключателя ответвлений — именно там, где циркуляция масла слабее. Взвесь была продуктом постепенного разложения масла от периодического локального перегрева. Если бы ждали явного роста этилена или водорода, могло бы кончиться серьёзным повреждением.

Отсюда вывод: проверка масляного трансформатора должна включать не только анализ газов, но и обязательную оценку физико-химических свойств самого масла в динамике. И смотреть нужно не на абсолютные цифры из последнего отчёта, а на тенденцию. Даже медленный рост кислотности — это повод копать глубже.

Механика: то, что не видно на графиках

Вся диагностика часто завязана на электрику и химию. А вибрация? А состояние систем охлаждения? Это та область, где опыт и просто внимательный осмотр дают то, что не снимет никакая датчиковая система. Например, работа вентиляторов охлаждения. Кажется, мелочь. Но если один из вентиляторов на секции подклинивает, создаётся неравномерный теплоотвод. Со временем это ведёт к тепловому градиенту в баке и локальным перегревам. При плановом обходе часто просто слушаешь агрегат: нет ли посторонних шумов, стуков, неравномерного гудения.

Или болтовые соединения. Казалось бы, чистая механика. Но ослабление крепления активной части может со временем привести к вибрациям, которые разрушают изоляцию, а ещё — к микротрещинам в сварных швах бака. Проверяешь потом масло — а там вдруг появился воздух. Ищешь утечку, а её в классическом понимании нет. Просто через микротрещины при остывании подсасывается атмосферная влага и воздух. Такие дефекты крайне коварны.

Поэтому в наш чек-лист всегда входит банальный, но детальный внешний осмотр: следы масла на баке, состояние прокладок, окраски, работа указателей уровня и силикагеля в воздухоосушителе. Иногда по цвету силикагеля можно сразу сказать о проблеме с влажностью внутри бака.

Реальность эксплуатации vs. идеальные условия

В паспорте трансформатора всё красиво: номинальные нагрузки, условия эксплуатации. В жизни же часто стоит перегруз, да ещё и с несимметрией по фазам. Особенно это касается старых районов с растущей нагрузкой. Проверка масляного трансформатора в таких условиях — это не просто сверка параметров с нормой. Нужно оценить, как агрегат живёт в этих реалиях.

Например, классическая ситуация: трансформатор 10 кВ, установленный лет 20 назад. По документам всё в порядке, нагрузки близки к номиналу. Но при детальном анализе графиков нагрузки выясняется, что вечерний пик длится дольше расчётного, и одна из фаз постоянно нагружена на 10-15% больше. Это приводит к её повышенному нагреву. Со временем — ускоренное старение изоляции именно на этой фазе. При вскрытии потом видишь, что бумажная изоляция на этой обмотке более хрупкая, тёмная. Стандартные замеры при отключении могут этого не выявить, если не делать целенаправленный тепловизионный контроль под нагрузкой в пиковые часы.

Отсюда идёт практика не просто плановых измерений, а привязки диагностических кампаний к режимам максимальной нагрузки объекта. Это требует больше ресурсов, но даёт реальную картину.

Оборудование и подход: не гнаться за сверхсложным

Сейчас много сложных систем мониторинга, которые в режиме онлайн снимают кучу параметров. Это отлично, но для большинства эксплуатируемых трансформаторов — непозволительная роскошь. Основной инструмент — это всё ещё регулярный отбор проб масла с грамотным анализом и набор базовых электрических измерений. Главное — делать это системно и одним методом, чтобы была видна динамика.

Кстати, о качестве самого оборудования. Часто сталкиваешься с тем, что после ремонта или обслуживания трансформатора его характеристики меняются, и это нужно учитывать. Например, если производилась замена масла или доливка, следующую серию диагностических замеров нужно считать новой точкой отсчёта. Сравнивать показатели ?до? и ?после? в таком случае некорректно. Здесь полезно обращать внимание на продукцию проверенных производителей, которые дают стабильные характеристики. В своё время обратил внимание на оборудование от ООО Хэнань Цзиньюй Электрик (сайт — https://www.jydq.ru). Они, как я понял из описания, специализируются на силовом оборудовании, включая распределительные трансформаторы на 10 кВ и 35 кВ, а также сухие трансформаторы. Для специалиста важно, когда производитель обеспечивает не только продукт, но и понятные, воспроизводимые данные по его поведению в разных условиях. Это упрощает последующую диагностику в течение всего жизненного цикла.

Важный момент: при выборе методик и интерпретации результатов всегда нужно делать поправку на возраст и историю конкретного трансформатора. Нормы для нового и для отработавшего 30 лет аппарата — это, по сути, разные вещи. Для старого трансформатора стабильность параметров часто важнее, чем их абсолютное значение, лишь бы оно не выходило за критические рамки.

Выводы, которые не пишут в отчётах

Итак, что в сухом остатке? Проверка масляного трансформатора — это не алгоритм, а процесс принятия решений на основе разрозненных, иногда косвенных данных. Самый ценный инструмент — это накопленная статистика по аналогичным агрегатам в сходных условиях эксплуатации и внимание к мелочам. Часто именно отклонение в каком-то ?неглавном? параметре или изменение в характере звука, вибрации становится первым звоночком.

Нельзя слепо доверять одному, даже самому продвинутому, методу диагностики. ДГА не заменит виброанализа, а замер тангенса дельта не покажет проблему с охлаждением. Нужен комплекс. И ещё — нужно время. Некоторые процессы, например, медленное накопление шлама в нижней части бака, можно уверенно выявить только при плановых внутренних осмотрах, которые проводятся раз в несколько лет. Пропустишь один — и уже можешь получить серьёзную проблему.

В конечном счёте, цель всей этой работы — не просто составить красивый отчёт, а спрогнозировать остаточный ресурс, спланировать ремонт до того, как случится авария, и понять, можно ли ещё эксплуатировать аппарат в данных условиях или его пора готовить к замене. И здесь как раз важно иметь дело с техникой, чьё состояние и поведение более-менее предсказуемо, будь то старый советский трансформатор или более современный агрегат от производителей вроде упомянутого ООО Хэнань Цзиньюй Электрик. Предсказуемость — это ключ к безопасной и экономичной эксплуатации.