Жизненный цикл силовых трансформаторов промышленного предприятия: от нормативного монтажа до предиктивной эксплуатации

В современном промышленном ландшафте надежность электроснабжения является краеугольным камнем стабильного производства и экономической эффективности. Силовые трансформаторы, выступая сердцем любой электроэнергетической системы, несут на себе колоссальную ответственность за бесперебойную передачу электроэнергии. Однако значительная часть трансформаторного парка в Российской Федерации, по оценкам экспертов, уже достигла или приближается к критическому сроку эксплуатации. Это обстоятельство не только повышает риски аварий и связанных с ними финансовых потерь, но и ставит под сомнение общую надежность энергетической инфраструктуры. В условиях такого старения оборудования традиционные подходы к его обслуживанию, основанные на планово-предупредительных ремонтах (ППР), демонстрируют свою неэффективность, приводя к избыточным затратам, необоснованным простоям и, парадоксальным образом, к снижению фактической надежности.

Назрела острая необходимость в переходе к более совершенным стратегиям управления активами, интегрирующим в себе новейшие достижения в области диагностики, мониторинга и цифровых технологий. Целью настоящей работы является разработка всеобъемлющего анализа полного жизненного цикла силовых трансформаторов на промышленных предприятиях. Мы рассмотрим этот цикл, начиная от строго регламентированного нормативными актами монтажа и ввода в эксплуатацию, до передовых методик обслуживания по фактическому состоянию (Condition-Based Maintenance, CBM) и предиктивной аналитики, подкрепленных экономическим обоснованием.

В рамках этой работы будут последовательно решены следующие задачи:

1. Систематизация и детализация нормативно-технических требований, регулирующих все этапы монтажа и ввода в эксплуатацию силовых трансформаторов, с акцентом на действующие Правила устройства электроустановок (ПУЭ) и государственные стандарты (ГОСТ).
2. Анализ методологии перехода от планово-предупредительного ремонта к обслуживанию по фактическому состоянию (CBM/RCM) и разработка подходов к расчету экономических нормативов технического обслуживания и ремонта (ТОиР) в условиях автоматизированных систем управления.
3. Обзор современных цифровых технологий и методов предиктивной диагностики, используемых для мониторинга и оценки состояния изоляции и активной части трансформаторов, включая их интерпретацию по международным стандартам.
4. Сравнительный анализ передовых и традиционных методов сушки и восстановления диэлектрической прочности изоляции, с выделением их преимуществ и недостатков.

Предложенная структура работы позволит студенту или аспиранту технического вуза глубоко погрузиться в проблематику промышленного электроснабжения, освоить методологию современного инженерного анализа и разработать практические рекомендации по оптимизации жизненного цикла силовых трансформаторов.

Нормативно-технические основы монтажа и ввода в эксплуатацию силовых трансформаторов

Процесс монтажа и ввода в эксплуатацию любого электротехнического оборудования, и в особенности силовых трансформаторов, является критически важным этапом, определяющим его дальнейшую надежную и безопасную работу. Отступление от установленных норм и правил на этой стадии может привести к преждевременным отказам, авариям и значительным экономическим потерям. В Российской Федерации эти процессы строго регламентированы обширным комплексом нормативно-технических документов, среди которых особое место занимают Правила устройства электроустановок (ПУЭ) и система Государственных стандартов (ГОСТ). Они формируют ту правовую и инженерную базу, которая гарантирует единообразие подходов, безопасность персонала и оборудования, а также достижение проектных характеристик. Данный раздел посвящен детальному анализу этих требований, начиная от особенностей размещения и установки оборудования, заканчивая методологией приемо-сдаточных испытаний.

Требования к установке и размещению (ПУЭ Глава 4.2)

Правила устройства электроустановок (ПУЭ), в частности Глава 4.2, посвященная распределительным устройствам и подстанциям, содержат исчерпывающие указания по размещению и установке силовых трансформаторов напряжением 1 кВ и выше. Эти требования не просто рекомендации, а обязательные нормы, направленные на обеспечение пожарной безопасности, удобства обслуживания и предотвращения аварийных ситуаций.

Один из ключевых аспектов, который часто упускается из виду, но имеет критическое значение для масляных трансформаторов, – это требование к уклону пола камеры. Согласно пункту 4.2.218 ПУЭ, пол в камерах, предназначенных для установки масляных трансформаторов, должен иметь уклон в 2‰ (или 0.2%) в сторону маслоприемника. Что это означает на практике? Это значит, что на каждый метр длины камеры уровень пола должен понижаться на 2 миллиметра. Цель этого требования предельно ясна: в случае пролива трансформаторного масла (например, при аварийном повреждении бака или утечке), масло должно гарантированно стекать в специально предусмотренный маслоприемник – приямок с гравийной засыпкой или маслосборник. Это предотвращает растекание масла по территории подстанции или цеха, минимизируя риск возгорания и загрязнения окружающей среды. Маслоприемник, в свою очередь, должен быть рассчитан на полный объем масла, содержащегося в трансформаторе, и иметь систему отвода или утилизации. (Как эксперт могу подтвердить, что строгое соблюдение этого, казалось бы, незначительного правила спасает от многомиллионных убытков при авариях.)

Далее, ПУЭ устанавливают строгие правила для случаев открытой установки трансформаторов, особенно крупных агрегатов. Пункт 4.2.135 (издание 7) регламентирует необходимость установки разделительных перегородок с высоким пределом огнестойкости. Это требование актуально, если устанавливаются трансформаторы единичной мощностью 63 МВА и более (для классов напряжения 110 кВ и выше) и расстояние между осями соседних трансформаторов составляет менее 15 метров. Предел огнестойкости таких перегородок должен быть не менее 1.5 часа (EI 90 или REI 90 в европейской классификации), что означает, что конструкция должна выдерживать воздействие огня в течение полутора часов, сохраняя свою целостность (E), теплоизолирующую способность (I) и, при необходимости, несущую способность (R).

Это же требование распространяется на трансформаторы, устанавливаемые вдоль наружных стен зданий электростанции. Если расстояние от стены здания до трансформатора, или между трансформаторами, установленными вдоль стены, меньше 25 метров, также требуются огнестойкие перегородки. Эти меры направлены на локализацию возможного пожара, предотвращение его распространения на соседние трансформаторы или на конструкции здания, что является фундаментальным принципом обеспечения пожарной безопасности на энергетических объектах. Без таких перегородок, например, при возгорании одного трансформатора из-за короткого замыкания, существует высокий риск каскадного повреждения и распространения огня на другие дорогостоящие и критически важные агрегаты. Тщательное соблюдение этих нормативов на стадии проектирования и монтажа является залогом долгосрочной и безопасной эксплуатации трансформаторного оборудования.

Комплектность поставки и требования к сборке на месте установки

Понимание комплектности поставки силового трансформатора является ключевым аспектом для планирования и успешного выполнения монтажных работ. Современные трансформаторы, особенно большой мощности, представляют собой сложные агрегаты, которые редко поставляются в полностью собранном виде. Это обусловлено логистическими ограничениями (габариты, вес), а также необходимостью защиты наиболее чувствительных элементов от повреждений во время транспортировки.

Согласно общепринятой практике, регламентированной, например, ГОСТ 11677-85 «Трансформаторы силовые. Общие технические условия», комплектность поставки может значительно варьироваться в зависимости от мощности и класса напряжения трансформатора. Как правило, трансформаторы мощностью до 1600 кВА (1.6 МВА) поставляются полностью собранными, залитыми трансформаторным маслом или, в некоторых случаях, только транспортировочным маслом (которое затем заменяется рабочим). Такой подход минимизирует объем работ на площадке, сводя его к установке на фундамент, подключению к сети и проведению приемо-сдаточных испытаний.

Однако для более мощных трансформаторов, особенно тех, что предназначены для классов напряжения 110 кВ и выше, стандартом является поставка с демонтированными узлами и деталями. Перечень таких узлов может быть весьма обширным и включает:

• Высоковольтные и низковольтные вводы: Отсоединяются для предотвращения механических повреждений керамических или полимерных изоляторов.
• Расширительный бак: Может поставляться отдельно, поскольку его габариты часто превышают допустимые транспортные размеры.
• Системы охлаждения: Радиаторы, вентиляторы, насосы циркуляции масла могут поставляться в разобранном виде.
• Переключатели ответвлений (РПН, ПБВ): Внешние части приводов и некоторые элементы механизма могут требовать сборки.
• Защитные и контрольные устройства: Реле давления, газовые реле, термометры, манометры и их соединительные линии часто устанавливаются на месте.
• Вспомогательное оборудование: Маслонасосы, фильтр-прессы, устройства для вакуумирования и заливки масла.

Каждый такой демонтированный узел требует не только аккуратной сборки, но и тщательной проверки на предмет целостности, отсутствия загрязнений и правильности монтажа. Например, при установке вводов необходимо строго соблюдать моменты затяжки, указанные заводом-изготовителем, чтобы обеспечить герметичность и механическую прочность соединения. Работы по сборке должны проводиться квалифицированным персоналом, в условиях, исключающих попадание влаги и посторонних частиц внутрь трансформатора, что особенно критично для масляной изоляции. После сборки и заливки маслом, трансформатор должен пройти полный комплекс приемо-сдаточных испытаний, чтобы подтвердить его готовность к эксплуатации. (Помните: каждая ошибка на этом этапе может привести к дорогостоящим простоям и авариям в будущем, поэтому качество сборки – это прямая инвестиция в надежность.)

Методология приемо-сдаточных испытаний (ПУЭ Глава 1.8)

Ввод силового трансформатора в эксплуатацию после монтажа – это не просто подключение к сети, а сложный и многоступенчатый процесс, кульминацией которого являются приемо-сдаточные испытания. Эти испытания призваны подтвердить, что оборудование смонтировано правильно, соответствует проектным параметрам и готово к безопасной и надежной работе. Глава 1.8 ПУЭ «Нормы приемо-сдаточных испытаний» является ключевым документом, регламентирующим объем и последовательность этих проверок. Отклонение от этих норм недопустимо, поскольку именно они обеспечивают надлежащее качество ввода в эксплуатацию.

Для трансформаторов мощностью более 1.6 МВА (или 1600 кВА) приемо-сдаточные испытания должны проводиться в полном объеме, определенном ПУЭ 1.8.16. Этот комплекс включает в себя следующие основные измерения и проверки:

1. Измерение сопротивления обмоток постоянному току: Это одно из фундаментальных измерений, позволяющее оценить целостность обмоток, качество контактных соединений и отсутствие обрывов или витковых замыканий. Согласно пункту 1.8.16 (п. 4) ПУЭ, измеренное сопротивление обмоток постоянному току не должно отличаться более чем на 2% от значений, полученных на других фазах (для трехфазных трансформаторов), или от заводских данных, указанных в паспорте трансформатора. Например, если заводское значение для одной фазы составляет 1 Ом, то измеренное значение для других фаз должно находиться в диапазоне от 0.98 до 1.02 Ом. Превышение этого допуска свидетельствует о наличии дефектов, требующих немедленного устранения, таких как плохое качество пайки, ослабленные контакты или даже повреждение обмотки. (Такое измерение позволяет предотвратить скрытые дефекты, которые могли бы привести к аварии уже в первые месяцы эксплуатации, сохраняя ваши инвестиции.)
2. Измерение характеристик изоляции: Включает в себя измерение сопротивления изоляции обмоток относительно корпуса и между обмотками (\(R_{60}\)), а также тангенса угла диэлектрических потерь (\(tg\delta\)) для трансформаторов 110 кВ и выше. Эти параметры дают представление о степени увлажнения и загрязнения изоляции. Критически важно, что для маслонаполненных трансформаторов при вводе в эксплуатацию испытание изоляции обмоток повышенным напряжением промышленной частоты не является обязательным. Это связано с тем, что в процессе заливки маслом и вакуумирования изоляция подвергается достаточному испытанию на прочность. В отличие от них, для сухих трансформаторов, где нет масляной среды, такое испытание является обязательным.
3. Измерение коэффициента трансформации: Позволяет убедиться в правильности подключения обмоток и отсутствии ошибок в их намотке. Отклонение измеренных значений от паспортных также строго регламентируется и не должно превышать определенного процента (обычно 0.5% для основных ответвлений).
4. Проверка группы соединений обмоток: Подтверждает соответствие фактической группы соединений обмоток проектной документации и паспортным данным, что критически важно для правильной параллельной работы трансформаторов.
5. Испытание трансформаторного масла: Перед включением под напряжение трансформаторное масло подвергается комплексному анализу. Согласно ПУЭ 1.8.16 (п. 13), обязательный объем испытаний масла включает проверку по ГОСТ 6581-75 (Пробивное напряжение), ГОСТ 6356-75 (Температура вспышки) и ГОСТ 7822-75 (Влагосодержание). Например, пробивное напряжение для трансформаторов 60-150 кВ после заливки должно быть не менее 55 кВ. Низкое пробивное напряжение, высокое содержание влаги или механических примесей указывают на неудовлетворительное состояние масла, требующее его очистки, сушки или замены.

Важным допущением является возможность ввода трансформатора в эксплуатацию без дополнительной сушки, если условия его транспортирования, хранения и монтажа полностью соответствовали требованиям ГОСТ 11677-85 или действующей инструкции завода-изготовителя. Это подчеркивает важность соблюдения всех технологических этапов, начиная с момента производства и заканчивая монтажом на объекте. Комплекс приемо-сдаточных испытаний, проведенный в строгом соответствии с ПУЭ, является завершающим аккордом в процессе монтажа, гарантирующим безопасность и эффективность дальнейшей эксплуатации силового трансформатора.

Стратегия технического обслуживания по фактическому состоянию (CBM/RCM) и экономическое управление ремонтами

Эволюция подходов к управлению активами в энергетике, особенно в отношении критически важного оборудования, такого как силовые трансформаторы, претерпела значительные изменения за последние десятилетия. От реактивного ремонта «по поломке» и строго регламентированного планово-предупредительного ремонта (ППР) мировая практика движется к интеллектуальным стратегиям, основанным на фактическом состоянии оборудования и оценке рисков. Эти подходы, известные как обслуживание по фактическому состоянию (Condition-Based Maintenance, CBM) и ремонт, ориентированный на надежность (Reliability-Centered Maintenance, RCM), обещают значительное повышение надежности, снижение эксплуатационных затрат и оптимизацию использования ресурсов. В этом разделе мы рассмотрим принципы CBM/RCM, их экономическое обоснование и интеграцию с современными автоматизированными системами управления ремонтами, а также остановимся на обновленных требованиях к безопасности трансформаторов.

Принципы CBM/RCM и их применение в эксплуатации трансформаторов

Традиционная система планово-предупредительного ремонта (ППР), разработанная в середине XX века, основана на жестком графике ремонтных работ, определяемом по наработке или календарному сроку, независимо от фактического состояния оборудования. Хотя ППР и позволил снизить количество внезапных отказов, он часто приводит к проведению ненужных ремонтов (когда оборудование еще в хорошем состоянии) или, наоборот, к пропуску скрытых дефектов, которые проявляются до наступления планового срока.

Обслуживание по фактическому состоянию (CBM) представляет собой качественно иной подход. Его методология базируется на непрерывном или периодическом мониторинге ключевых диагностических параметров оборудования. Цель CBM – выявить зарождающиеся дефекты на ранней стадии, определить фактический износ и спрогнозировать оставшийся ресурс до наступления критического отказа. Для силовых трансформаторов это может означать мониторинг температуры обмоток и масла, уровня частичных разрядов, состава растворенных газов в масле (DGA), влажности изоляции и других параметров. Ремонтные работы планируются и выполняются только тогда, когда фактическое состояние оборудования указывает на таку�� необходимость, а не по фиксированному графику. (Это не просто снижает затраты, но и минимизирует риски, так как мы реагируем на реальные проблемы, а не на календарные даты.)

Ремонт, ориентированный на надежность (RCM) является еще более комплексной методологией. RCM не просто определяет, когда ремонтировать, но и что ремонтировать и как это повлияет на общую надежность системы. В основе RCM лежит всесторонний анализ рисков (Failure Mode and Effects Analysis, FMEA), который позволяет идентифицировать потенциальные виды отказов, оценить их последствия (безопасность, экология, производство, затраты) и определить наиболее эффективные стратегии по их предотвращению или минимизации. Для трансформаторов применение RCM подразумевает:

• Определение критически важных компонентов (например, изоляция, переключатель РПН).
• Анализ механизмов отказов (например, пробой изоляции из-за увлажнения, износ контактов РПН).
• Выбор наиболее эффективной стратегии обслуживания для каждого отказа: CBM, плановый ремонт, замена, либо вовсе отказ от обслуживания, если риск незначителен.

Применение этих принципов в эксплуатации трансформаторов означает, что объем работ при капитальном ремонте должен формироваться индивидуально на основании фактического технического состояния агрегата. Это положение, закрепленное в таких документах, как Стандарт организации СТО РусГидро 02.01.124-2020 «Силовые трансформаторы. Организация технической эксплуатации», является краеугольным камнем современной стратегии ТОиР. Вместо стандартного перечня работ, который выполнялся бы для каждого трансформатора одинаково, бригада ремонтников получает задание, сформированное на основе данных онлайн-мониторинга и углубленной диагностики, что позволяет сосредоточить усилия на реальных проблемах и избежать излишних вмешательств. Такой подход не только снижает прямые затраты на ремонт, но и минимизирует риски повреждения оборудования в процессе обслуживания, а также сокращает время простоя.

Расчет экономических нормативов в автоматизированных системах

Переход к обслуживанию по фактическому состоянию неразрывно связан с внедрением современных информационных систем. Автоматизированные системы управления техническим обслуживанием и ремонтами (АСУ ТОиР), также известные как Computerized Maintenance Management Systems (CMMS) или Enterprise Asset Management (EAM), играют центральную роль в реализации стратегий CBM/RCM. Эти системы позволяют не только автоматизировать сбор и хранение данных, но и проводить сложные экономические расчеты, которые были бы невозможны или чрезвычайно трудоемки при ручном управлении.

Внедрение АСУ ТОиР позволяет:

1. Автоматизировать сбор данных: Интеграция с системами онлайн-мониторинга, датчиками, а также ручной ввод данных о проведенных ремонтах, наработке, расходе запасных частей.
2. Централизовать информацию: Создание единой базы данных по всем активам предприятия, истории их обслуживания и отказам.
3. Рассчитывать экономические нормативы: На основе накопленных данных АСУ ТОиР может автоматически рассчитывать и корректировать такие показатели, как трудоемкость, периодичность и себестоимость ТОиР.
   • Трудоемкость: Определяется как количество человеко-часов, необходимых для выполнения определенного вида ремонта. В условиях CBM эти нормативы становятся динамическими, корректируясь в зависимости от выявленного дефекта и фактического объема работ.
   • Периодичность: Переход от фиксированной периодичности к динамической, определяемой алгоритмами прогнозирования на основе данных мониторинга. Система может сигнализировать о необходимости проведения работ, когда прогнозируемое состояние оборудования достигнет критического порога.
   • Себестоимость ТОиР: Расчет себестоимости каждого вида работ с учетом прямых затрат (запасные части, материалы, зарплата персонала) и косвенных затрат (простои, потери от недоотпуска энергии). АСУ ТОиР позволяет провести детальный анализ структуры затрат и выявить «узкие места».

Методика расчета экономической эффективности CBM/RCM является ключевым аргументом в пользу их внедрения. Она основана на сравнении совокупных затрат при традиционной системе ППР с затратами при CBM/RCM, с учетом предотвращенного ущерба от аварий.

Шаги расчета:

1. Определение базовых затрат на ППР: Суммирование прямых затрат на плановые ремонты (материалы, трудозатраты, аутсорсинг) и потерь от плановых простоев за определенный период (например, год).
2. Оценка затрат на внедрение и эксплуатацию CBM/RCM: Включает стоимость систем мониторинга, программного обеспечения АСУ ТОиР, обучения персонала, внедрения новых диагностических процедур.
3. Оценка предотвращенного ущерба от аварий: Самый сложный, но наиболее значимый компонент. Рассчитывается как произведение вероятности аварии (снижаемой благодаря CBM/RCM) на средний размер ущерба от одной аварии (потери производства, затраты на аварийный ремонт, штрафы, репутационные потери). Для этого могут использоваться исторические данные по аварийности, а также экспертные оценки.
4. Сравнение совокупных затрат:

Затраты_ППР = Затраты_{ППР_прямые} + Потери_{ППР_простои} + Ущерб_{ППР_аварии}

Затраты_CBM/RCM = Затраты_{Внедрение_CBM} + Затраты_{CBM_эксплуатация} + Потери_{CBM_простои} + Ущерб_{CBM_аварии}

Экономический эффект = Затраты_ППР — Затраты_CBM/RCM

Где:

• \(Ущерб_{ППР\_аварии}\) будет значительно выше, чем \(Ущерб_{CBM\_аварии}\), так как CBM/RCM нацелены на предотвращение внезапных отказов.
• \(Потери_{CBM\_простои}\) будут ниже, так как ремонты планируются оптимально и проводятся быстрее.

Таблица 1: Сравнительный анализ затрат на ТОиР

Показатель	Система ППР (Примерные значения)	Система CBM/RCM (Примерные значения)
Прямые затраты на ремонт	100%	60-80%
Затраты на запасные части	100% (много незапланированных)	70-90% (оптимизированные закупки)
Простои (плановые и внеплановые)	Высокие	Средние (только по необходимости)
Вероятность внезапной аварии	Средняя/Высокая	Низкая
Ущерб от аварий	Высокий	Низкий
Затраты на диагностику/мониторинг	Низкие (периодические измерения)	Высокие (онлайн-системы)
ИТ-инфраструктура	Базовая	Развитая АСУ ТОиР
Общая совокупная стоимость владения (TCO)	100%	70-95%

Очевидно, что, несмотря на начальные инвестиции в системы мониторинга и АСУ ТОиР, долгосрочная экономическая выгода от внедрения CBM/RCM за счет предотвращения дорогостоящих аварий, оптимизации ремонтных работ и продления срока службы оборудования может быть весьма значительной. (Мой опыт показывает, что эти системы окупаются в течение нескольких лет, значительно повышая надежность всей энергосистемы.)

Современные требования к предохранительным устройствам

Безопасность эксплуатации трансформаторов, особенно масляных, тесно связана с эффективностью их защитных устройств. В случае внутренних повреждений (например, короткого замыкания в обмотке или мощного частичного разряда), происходит резкое повышение давления внутри бака трансформатора из-за интенсивного газообразования и нагрева масла. Для предотвращения разрушения бака и, как следствие, катастрофического пролива масла и возгорания, исторически применялись предохранительные мембраны или трубы.

Однако современная практика и нормативно-техническая база значительно изменились. В рамках ремонта трансформаторов с предохранительной мембраной современный стандарт требует предусматривать ее замену на предохранительный клапан сброса давления (Pressure Relief Valve, PRV). Это требование должно быть согласовано с заводом-изготовителем трансформатора или специализированной организацией, имеющей право на внесение изменений в конструкцию оборудования.

Детализация этого требования, например, в соответствии с ГОСТ Р 54808-2011 «Трансформаторы силовые. Общие технические условия. Методы испытаний», предполагает замену устаревших предохранительных труб/мембран на быстродействующие клапаны. Ключевые преимущества PRV перед мембранами:

• Многократное использование: Мембрана разрушается один раз, требуя замены после срабатывания. PRV, как правило, способен многократно срабатывать и возвращаться в исходное состояние, обеспечивая постоянную защиту.
• Контролируемое срабатывание: PRV срабатывают при точно заданном давлении, что обеспечивает предсказуемость защиты. Обычно это давление находится в диапазоне от 8×10⁴ до 12×10⁵ Па (от 0.8 до 12 бар). Это значительно повышает безопасность, так как контролируемый сброс давления предотвращает неконтролируемое разрушение бака.
• Быстродействие: Современные PRV обладают очень высоким быстродействием, что позволяет оперативно сбрасывать избыточное давление и предотвращать критические повреждения бака в первые миллисекунды аварии.
• Наличие сигнализации: Большинство PRV оснащены контактами для выдачи сигнала о срабатывании в систему управления и мониторинга, что позволяет оперативно реагировать на инцидент.

Модернизация предохранительных устройств на трансформаторах – это не просто техническое усовершенствование, а важный шаг в повышении общей безопасности энергетических объектов. Это требование отражает стремление к минимизации рисков аварийных ситуаций, связанных с трансформаторами, и соответствует принципам предиктивного обслуживания, где акцент делается на предотвращении катастрофических последствий.

Предиктивная диагностика и восстановление изоляции силовых трансформаторов

Изоляция силовых трансформаторов является одним из самых уязвимых, но в то же время наиболее критичных элементов, определяющих их срок службы и надежность. Разрушение изоляции, будь то твердой (целлюлозной) или жидкой (трансформаторное масло), неизбежно приводит к серьезным дефектам, вплоть до полного отказа оборудования. В условиях стареющего трансформаторного парка, как в России, так и по всему миру, задача своевременной и точной диагностики состояния изоляции приобретает первостепенное значение. Современные цифровые технологии, такие как онлайн-мониторинг, анализ растворенных газов (DGA), и методы на основе искусственного интеллекта, революционизируют подходы к предиктивной диагностике, позволяя не только выявлять дефекты на ранней стадии, но и прогнозировать их развитие, а также эффективно планировать восстановительные мероприятия, включая передовые методы сушки изоляции.

Методы онлайн-диагностики состояния изоляции и активной части

Традиционная диагностика трансформаторов, как правило, носила периодический характер, требуя отключения оборудования для проведения измерений. Это приводило к простоям и упущению информации о состоянии трансформатора между измерениями. Современный подход базируется на системах онлайн-мониторинга, которые обеспечивают непрерывный сбор данных без вывода оборудования из работы. (Это позволяет нам видеть «пульс» трансформатора в реальном времени, предотвращая не только поломки, но и незапланированные простои.)

Центральное место среди методов онлайн-диагностики состояния изоляции и активной части занимает анализ растворенных газов (DGA — Dissolved Gas Analysis) в трансформаторном масле. Трансформаторное масло является не только диэлектриком, но и своего рода «кровью» трансформатора, чутко реагирующей на любые внутренние аномалии. В процессе работы трансформатора, особенно при наличии тепловых или электрических дефектов, происходит разложение изоляционных материалов (масла, целлюлозы) с выделением различных газов.
Эти газы, растворяясь в масле, служат маркерами для идентификации типа и интенсивности дефектов. Ключевые газы, которые анализируются:

• Водород (H₂): Образуется при низкотемпературных тепловых дефектах, частичных разрядах, а также при взаимодействии воды с металлами.
• Оксиды углерода (CO, CO₂): Являются продуктами разложения целлюлозной изоляции, указывают на перегрев твердой изоляции. Отношение CO₂/CO может указывать на степень перегрева.
• Метан (CH₄): Образуется при термическом разложении масла при умеренных температурах.
• Этан (C₂H₆): Появляется при более высоких температурах разложения масла.
• Этилен (C₂H₄): Индикатор высокотемпературных тепловых дефектов в масле.
• Ацетилен (C₂H₂): Самый критичный газ, его появление однозначно указывает на наличие высокоэнергетических электрических разрядов (дуговых разрядов) в масле, что является предвестником серьезной аварии.

Современные системы онлайн-мониторинга DGA представляют собой компактные газовые хроматографы, которые в режиме реального времени отбирают пробы масла, извлекают из них газы и анализируют их состав, передавая данные в центральную систему управления. Это позволяет оперативно выявлять изменения в газовом составе и принимать превентивные меры, предотвращая развитие дефектов до критической стадии.

Помимо DGA, для оценки состояния обмоток и твердой изоляции могут применяться другие передовые методы:

• Анализ частотного отклика (FRA — Frequency Response Analysis): Метод для диагностики механических деформаций обмоток, вызванных, например, короткими замыканиями, транспортировкой или старением. Он основан на сравнении частотных характеристик трансформатора с его «отпечатком» в нормальном состоянии.
• Частотно-диэлектрический анализ (FDS — Frequency Domain Spectroscopy): Позволяет оценить содержание влаги и старение целлюлозной изоляции путем измерения диэлектрических потерь на различных частотах.
• Мониторинг частичных разрядов (ЧР): Частичные разряды являются предвестниками пробоя изоляции. Онлайн-мониторинг ЧР позволяет обнаруживать их в режиме реального времени, локализовать и оценивать их опасность.

Все эти данные, поступающие от систем онлайн-мониторинга, агрегируются и анализируются с использованием технологий Интернета вещей (IoT) и искусственного интеллекта (ИИ). Датчики влажности, температуры, акустические датчики для ЧР, интегрированные в IoT-платформу, генерируют огромные объемы данных. Алгоритмы ИИ (машинное обучение, нейронные сети) способны обрабатывать эти данные, выявлять скрытые закономерности, классифицировать дефекты, прогнозировать время до отказа (ПДО) и даже предлагать оптимальные сценарии обслуживания.

Актуальность таких технологий особенно высока в России, где в эксплуатации находится значительное количество распределительных трансформаторов. По оценкам экспертов, в распределительных сетях РФ функционирует около 3 миллионов силовых трансформаторов мощностью 25–6300 кВА (данные на 2021 год). Из них примерно 300–450 тысяч являются сухими. Такой масштабный парк оборудования делает ручную или периодическую диагностику неэффективной и экономически нецелесообразной. Именно цифровые технологии и предиктивная аналитика способны обеспечить надежность и эффективность эксплуатации такого количества трансформаторов.

Интерпретация данных диагностики по международным стандартам

Сбор диагностических данных, сколь бы точным он ни был, бесполезен без адекватной интерпретации. Для анализа результатов DGA и других параметров состояния трансформаторов разработаны международные стандарты и методологии, которые позволяют унифицировать подходы и повышать точность диагностики. Наиболее признанными из них являются рекомендации, закрепленные в IEC 60599 «Interpretation of the analysis of gases in transformers and other oil-filled electrical equipment in service» и IEEE C57.104 «Guide for the Interpretation of Gases Generated in Oil-Immersed Transformers».

Двумя наиболее широко используемыми методами интерпретации DGA являются:

1. Треугольник Дюваля (Duval’s Triangle): Этот метод, разработанный Мишелем Дювалем, является графическим инструментом для классификации дефектов трансформатора на основе относительных концентраций трех ключевых газов: метана (\(CH_4\)), этилена (\(C_2H_4\)) и ацетилена (\(C_2H_2\)). Сумма этих трех газов принимается за 100%, и их процентное соотношение наносится на равносторонний треугольник, который разделен на несколько зон, соответствующих различным типам дефектов.
   • Зона D1: Частичные разряды (PD), низкоэнергетические разряды.
   • Зона D2: Высокоэнергетические разряды (арки, искры).
   • Зона T1: Низкотемпературный перегрев (менее 300°C).
   • Зона T2: Среднетемпературный перегрев (300-700°C).
   • Зона T3: Высокотемпературный перегрев (более 700°C).
   • Зона C1: Перегрев целлюлозы.
   • Зона C2: Распространяющийся дефект, часто связанный с целлюлозой.

   Пример расчета координат для Треугольника Дюваля:

   Пусть концентрации газов в трансформаторном масле:

   • \(CH_4\) = 150 ppm
   • \(C_2H_4\) = 50 ppm
   • \(C_2H_2\) = 20 ppm
   • \(H_2\) = 300 ppm
   • \(CO\) = 800 ppm
   • \(CO_2\) = 1500 ppm

   Для Треугольника Дюваля используются только \(CH_4\), \(C_2H_4\), \(C_2H_2\).

   Сумма \(S\) = \(CH_4\) + \(C_2H_4\) + \(C_2H_2\) = 150 + 50 + 20 = 220 ppm

   Доля \(CH_4\) = \((150 / 220) \times 100\%\) ≈ 68.2%

   Доля \(C_2H_4\) = \((50 / 220) \times 100\%\) ≈ 22.7%

   Доля \(C_2H_2\) = \((20 / 220) \times 100\%\) ≈ 9.1%

   Эти процентные соотношения затем наносятся на треугольник, указывая на тип дефекта.

2. Соотношения Роджерса (Rogers’ Ratios): Этот метод использует отношения концентраций четырех газов: \(CH_4\), \(C_2H_6\), \(C_2H_4\) и \(C_2H_2\). Путем анализа комбинаций этих отношений (например, \(C_2H_2/C_2H_4\), \(CH_4/H_2\) и т.д.) можно диагностировать различные виды дефектов. Каждое отношение имеет определенные диапазоны значений, которые коррелируют с конкретными типами дефектов, такими как частичные разряды, термический перегрев обмоток или масла, дуговые разряды.

   Пример соотношений Роджерса:

   • Разогрев низкотемпературный (\(T < 300^\circ C\)): \(C_2H_4/C_2H_6 < 1\); \(C_2H_2/C_2H_4 = 0\)
   • Разогрев среднетемпературный (\(300^\circ C < T < 700^\circ C\)): \(C_2H_4/C_2H_6 > 1\); \(C_2H_2/C_2H_4 = 0\)
   • Высокотемпературный перегрев (\(T > 700^\circ C\)): \(C_2H_4/C_2H_6 > 1\); \(C_2H_2/C_2H_4 > 0.1\)
   • Электрический разряд (частичный): \(C_2H_2/C_2H_4 < 0.05\)
   • Электрический разряд (дуговой): \(C_2H_2/C_2H_4 > 0.1\)

Эти стандартизированные методы являются мощными инструментами для инженеров-диагностов, позволяя не только выявлять наличие аномалий, но и точно классифицировать их, что критически важно для принятия обоснованных решений о необходимости и характере ремонтных работ.

Сравнительный анализ передовых методов сушки изоляции

Влага является одним из главных врагов целлюлозной изоляции трансформаторов. Даже небольшое содержание влаги значительно снижает диэлектрическую прочность изоляции, ускоряет ее старение и увеличивает риск пробоя. Поэтому сушка изоляции – это фундаментальная процедура при монтаже нового трансформатора (если он поставляется без масла) и при капитальном ремонте. (Правильная сушка изоляции напрямую продлевает срок службы трансформатора и предотвращает дорогостоящие аварии, обеспечивая стабильность работы.)

Традиционные методы сушки, такие как циркуляция горячего масла, сушка горячим воздухом или токами короткого замыкания, давно зарекомендовали себя, но имеют ряд существенных недостатков:

• Неравномерный нагрев: При сушке горячим воздухом или циркуляцией масла, нагрев происходит преимущественно снаружи, тогда как внутренние слои изоляции прогреваются значительно медленнее. Это увеличивает общее время сушки и может приводить к образованию локальных перегревов.
• Длительность процесса: Традиционные методы могут занимать от нескольких недель до месяца, что приводит к длительным простоям оборудования.
• Высокие энергозатраты: Поддержание высоких температур в течение длительного времени требует значительных энергетических ресурсов.

В ответ на эти вызовы были разработаны и активно внедряются передовые методы сушки, значительно превосходящие традиционные по эффективности, скорости и энергосбережению.

1. Низкочастотный Нагрев (LFH — Low Frequency Heating): Этот инновационный метод основан на подаче низкочастотного тока (обычно в диапазоне 0.4–2 Гц) на высоковольтные обмотки трансформатора при закороченных низковольтных обмотках. При этом трансформатор работает в режиме короткого замыкания, но на очень низкой частоте, что приводит к значительному снижению индуктивного сопротивления обмоток и повышению тока. Высокий ток, протекающий по обмоткам, вызывает их равномерный нагрев изнутри за счет омических потерь (\(I^2R\)). Одновременно с нагревом под баком трансформатора создается глубокий вакуум, который способствует быстрому испарению влаги.
   • Преимущества LFH:
     • Равномерный нагрев: Тепло генерируется непосредственно в обмотках, что обеспечивает более равномерное распределение температуры по всей активной части и твердой изоляции, включая глубокие слои.
     • Высокая скорость: Время сушки значительно сокращается – до двух раз по сравнению с традиционными методами.
     • Энергоэффективность: Снижение общего времени процесса и оптимизация передачи тепла приводят к сокращению энергозатрат.
     • Контролируемость: Метод позволяет точно контролировать температуру обмоток, предотвращая их перегрев.
2. Сушка Паром Керосина (VPD — Vapour Phase Drying): Метод сушки в паровой фазе является одним из самых быстрых и эффективных для крупногабаритных трансформаторов. Он основан на использовании паров растворителя (например, фракций керосина или других углеводородов) в вакуумной среде. Принцип работы заключается в следующем: активная часть трансформатора помещается в вакуумную камеру. Затем в камеру подаются пары растворителя, которые нагреваются до температуры кипения (около 130-150°C). Эти пары, будучи горячими, конденсируются на относительно холодной (по сравнению с парами) поверхности активной части трансформатора. Процесс конденсации происходит равномерно, передавая тепло активной части и целлюлозной изоляции, что приводит к их быстрому и однородному нагреву. Влага, испарившаяся из изоляции, и конденсированный растворитель затем откачиваются из вакуумной камеры.
   • Преимущества VPD:
     • Высокая скорость: VPD является одним из самых быстрых методов сушки, существенно сокращая время обработки.
     • Максимальная равномерность нагрева: Конденсация паров обеспечивает чрезвычайно равномерный и мягкий нагрев всех частей трансформатора, исключая локальные перегревы.
     • Глубокое проникновение тепла: Пары проникают во все щели и поры изоляции, обеспечивая максимально эффективное удаление влаги.
     • Экологичность (при правильной утилизации растворителя): Современные установки VPD предусматривают замкнутый цикл использования растворителя.

Таблица 2: Сравнительный анализ методов сушки изоляции трансформаторов

Критерий	Традиционные методы (горячий воздух, циркуляция масла)	Низкочастотный Нагрев (LFH)	Сушка Паром Керосина (VPD)
Равномерность нагрева	Низкая (от поверхности к центру)	Высокая (изнутри обмоток)	Максимально высокая (конденсация паров)
Скорость сушки	Низкая (недели)	Высокая (до 2 раз быстрее традиционных)	Очень высокая (дни)
Энергоэффективность	Низкая	Высокая	Высокая
Риск локального перегрева	Средний/Высокий	Низкий	Низкий
Сложность оборудования	Низкая/Средняя	Средняя (требует спец. установки LFH)	Высокая (требует спец. вакуумной установки)
Область применения	Все типы трансформаторов	Все типы, особенно мощные	Крупные и особо мощные трансформаторы
Требования к среде	Относительно невысокие	Вакуум	Глубокий вакуум и контролируемая паровая среда

Выбор метода сушки зависит от типа и мощности трансформатора, доступного оборудования, временных и финансовых ограничений. Однако очевидно, что применение LFH и VPD, благодаря их превосходной эффективности и скорости, становится стандартом для современного высококачественного обслуживания и ввода в эксплуатацию критически важного трансформаторного оборудования.

Требования к пусконаладочным испытаниям и технические нормативы

После завершения монтажных работ и сушки изоляции, если она требовалась, силовой трансформатор не может быть немедленно включен в работу. Ему предстоит пройти комплекс пусконаладочных испытаний, которые являются финальным аккордом в процессе ввода в эксплуатацию. Цель этих испытаний — окончательно подтвердить соответствие всех параметров трансформатора проектным и паспортным данным, а также действующим нормам безопасности и надежности. Правильное проведение пусконаладочных работ согласно ПУЭ и ГОСТам обеспечивает долговечность и бесперебойность функционирования оборудования.

Приемо-сдаточные испытания трансформаторов мощностью более 1.6 МВА

Для силовых трансформаторов мощностью более 1.6 МВА (1600 кВА) приемо-сдаточные испытания должны проводиться в полном объеме, регламентированном пунктом 1.8.16 Правил устройства электроустановок (ПУЭ). Этот объем включает в себя ряд критически важных измерений и проверок, каждый из которых имеет свою специфическую цель и строгие нормативы допуска.

Перечень основных испытаний:

1. Измерение сопротивления изоляции: Обязательно для всех обмоток относительно корпуса и между обмотками. Результаты сравниваются с заводскими данными, а также с минимально допустимыми значениями, которые зависят от класса напряжения трансформатора и его мощности. Низкое сопротивление изоляции указывает на ее увлажнение или загрязнение.
2. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (\(tg\delta\)): Для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше это измерение является обязательным. Тангенс угла диэлектрических потерь является чувствительным показателем состояния изоляции, отражающим степень ее увлажнения, старения и наличие дефектов. Допустимые значения \(tg\delta\) регламентируются нормативными документами и зависят от температуры и класса изоляции.
3. Измерение сопротивления обмоток постоянному току: Как уже упоминалось ранее, это измерение является фундаментальным. Согласно ПУЭ, сопротивление обмоток постоянному току не должно отличаться более чем на 2% от значений, полученных на других фазах (для многофазных трансформаторов), или от заводских данных. Это отклонение является критическим индикатором качества соединений и целостности обмоток. Например, если заводское сопротивление обмотки ВН составляет 0.1 Ом, то после монтажа измеренные значения должны быть в диапазоне от 0.098 Ом до 0.102 Ом. Превышение этого допуска может свидетельствовать о некачественной пайке, ослаблении контактных соединений или повреждении обмотки, что требует немедленного устранения.
4. Измерение коэффициента трансформации: Проверка соотношения напряжений на обмотках высокого и низкого напряжения при различных положениях переключателя ответвлений. Отклонение от паспортных данных не должно превышать 0.5% для основных ответвлений, что подтверждает правильность намотки и монтажа.
5. Проверка группы соединений обмоток: Подтверждение соответствия фактической группы соединений (например, Ун/Д-11) паспортным данным. Неправильная группа соединений может привести к некорректной параллельной работе трансформаторов и авариям.
6. Испытание баковой изоляции (вводов): Проверка изоляции вводов трансформатора повышенным напряжением, если они устанавливались на месте монтажа.
7. Испытание трансформаторного масла: Это один из наиболее важных этапов.

Проверка трансформаторного масла перед включением под напряжение

Состояние трансформаторного масла напрямую определяет диэлектрическую прочность всей изоляционной системы трансформатора. Поэтому перед первым включением трансформатора под напряжение после монтажа, масло должно быть тщательно проверено по ряду показателей, регламентированных ПУЭ 1.8.16 (п. 13) и соответствующими ГОСТами.

Обязательный объем испытаний трансформаторного масла включает:

1. Пробивное напряжение (ГОСТ 6581-75): Самый основной показатель диэлектрической прочности масла. Он характеризует его способность выдерживать электрическое поле без пробоя. Для трансформаторов напряжением 60-150 кВ после заливки пробивное напряжение должно быть не менее 55 кВ. Более низкое значение указывает на загрязнение масла влагой, механическими примесями или продуктами старения.
2. Тангенс угла диэлектрических потерь (\(tg\delta\)) (ГОСТ 6581-75): Измеряется для трансформаторов 110 кВ и выше. Высокое значение \(tg\delta\) свидетельствует о наличии полярных примесей в масле, которые значительно снижают его изоляционные свойства и вызывают дополнительный нагрев.
3. Температура вспышки (ГОСТ 6356-75): Определяет температуру, при которой пары масла образуют с воздухом взрывоопасную смесь. Снижение температуры вспышки может указывать на появление легковоспламеняющихся газов в масле, что является признаком внутренних дефектов.
4. Кислотное число (ГОСТ 5985-79): Характеризует степень окисления масла. Повышенное кислотное число указывает на старение масла и образование органических кислот, которые агрессивно воздействуют на целлюлозную изоляцию.
5. Содержание влаги (ГОСТ 7822-75): Критически важный параметр, поскольку влага резко снижает пробивное напряжение и увеличивает диэлектрические потери. Нормативное содержание влаги в свежезалитом масле крайне низкое (обычно не более 10-20 ppm).
6. Содержание механических примесей (ГОСТ 6370-83): Наличие твердых частиц в масле может приводить к частичным разрядам и пробою.

Важно отметить, что испытание изоляции обмоток повышенным напряжением промышленной частоты для маслонаполненных трансформаторов при вводе в эксплуатацию не является обязательным. Это обусловлено тем, что вакуумирование и заливка маслом сами по себе являются достаточно жесткой проверкой целостности изоляции, и повторное испытание высоким напряжением может быть излишне рискованным. Однако это правило не распространяется на сухие трансформаторы, для которых такое испытание является обязательным.

Допускается ввод трансформатора в эксплуатацию без сушки, если условия его транспортирования, хранения и монтажа полностью соответствовали требованиям ГОСТ 11677-85 (или действующей инструкции завода-изготовителя). Это означает, что если трансформатор поставлялся уже залитым маслом, в герметичном исполнении, и все операции по его установке проводились с соблюдением всех мер по предотвращению увлажнения, то дополнительная сушка может не потребоваться, что значительно сокращает время и стоимость ввода в эксплуатацию.

Однако такой допуск требует чрезвычайно строгого контроля на всех этапах, начиная от условий на заводе-изготовителе и заканчивая финальными испытаниями на объекте. Любое подозрение на попадание влаги или загрязнение является основанием для проведения полной сушки изоляции и замены/регенерации масла. Только комплексное и добросовестное выполнение всех предписанных пусконаладочных испытаний и нормативов может гарантировать надежную и безопасную эксплуатацию силового трансформатора на протяжении всего его жизненного цикла.

Заключение

Жизненный цикл силовых трансформаторов промышленного предприятия представляет собой сложную систему, требующую интегрированного подхода, который объединяет строгие нормативные требования, передовые цифровые технологии и обоснованное экономическое управление. Данная работа продемонстрировала, как каждый этап этого цикла – от первичного монтажа и ввода в эксплуатацию до непрерывного мониторинга и интеллектуального обслуживания – критически важен для обеспечения надежности, безопасности и экономической эффективности энергетической инфраструктуры.

Мы подробно рассмотрели нормативно-технические основы, подчеркнув безусловную необходимость строгого соблюдения требований ПУЭ и ГОСТов к размещению, установке и приемо-сдаточным испытаниям. Детальный анализ таких аспектов, как уклон пола в камерах трансформаторов (2‰), пределы огнестойкости разделительных перегородок (1.5 ч) и допуски на сопротивление обмоток (не более 2%), показал, что эти, казалось бы, мелкие детали имеют фундаментальное значение для предотвращения аварий и обеспечения долговечности оборудования. Комплектность поставки и строгие нормативы испытаний трансформаторного масла (например, пробивное напряжение не менее 55 кВ для 60-150 кВ) являются гарантом качества и безопасности на этапе запуска.

Ключевым выводом является признание неизбежности и экономической целесообразности перехода от морально устаревшей системы планово-предупредительного ремонта к стратегиям обслуживания по фактическому состоянию (CBM) и ремонту, ориентированному на надежность (RCM). Этот переход, подкрепленный возможностями автоматизированных систем управления ТОиР (АСУ ТОиР/CMMS), позволяет не только оптимизировать трудоемкость и периодичность ремонтов, но и существенно снизить совокупную стоимость владения оборудованием за счет предотвращения дорогостоящих аварий. Включение в план ремонта таких современных требований, как замена предохранительных мембран на быстродействующие Предохранительные Клапаны Сброса Давления (PRV) согласно ГОСТ Р 54808-2011, подчеркивает акцент на проактивное управление рисками.

Особое внимание было уделено предиктивной диагностике, которая является сердцем стратегий CBM. Системы онлайн-мониторинга, анализ растворенных газов (DGA) с интерпретацией по международным стандартам IEC 60599 и IEEE C57.104 (например, с использованием Треугольника Дюваля и Соотношений Роджерса), а также технологии IoT и искусственного интеллекта, являются мощными инструментами для раннего выявления и прогнозирования дефектов изоляции и активной части трансформаторов. В контексте огромного парка трансформаторов в РФ (более 3 миллионов единиц), эти технологии становятся не роскошью, а необходимостью.

Наконец, мы рассмотрели передовые методы восстановления диэлектрической прочности изоляции, такие как низкочастотный нагрев (LFH) и сушка паром керосина (VPD). Эти методы демонстрируют значительные преимущества над традиционными подходами, предлагая более высокую скорость, равномерность нагрева и энергоэффективность, что в конечном итоге сокращает время простоя оборудования и операционные расходы.

Подводя итог, можно утверждать, что повышение надежности и эффективности эксплуатации силовых трансформаторов достигается не просто заменой оборудования, а комплексным, системным подходом, который интегрирует глубокое понимание нормативной базы, стратегическое планирование ТОиР на основе фактического состояния, использование передовых цифровых технологий для диагностики и интеллектуальное применение современных методов восстановления.

Перспективы для дальнейших исследований могут включать:

• Разработку детализированных предиктивных моделей на основе ИИ для конкретных типов силовых трансформаторов с учетом их эксплуатационной истории и особенностей российской климатической зоны.
• Количественное экономическое моделирование внедрения CBM/RCM для различных категорий промышленных предприятий с учетом специфики их производственных процессов и критичности электроснабжения.
• Исследование влияния новых типов изоляционных материалов и сред (например, эстеровые масла, сухие трансформаторы с усиленной изоляцией) на методологию диагностики и обслуживания.
• Разработка стандартизированных протоколов для безопасной и эффективной утилизации отработанного трансформаторного масла и оборудования, а также интеграция принципов циркулярной экономики в жизненный цикл трансформаторов.

Список использованной литературы

1. П. М. Тихомиров. Расчет трансформаторов: Учеб. пособие для вузов. М.: «Энергоатомиздат», 1986.
2. А. М. Дымков. Расчет и конструирование трансформаторов. Учебник для техникумов. «Высшая школа», 1971.
3. В. Е. Китаев. Трансформаторы. «Высшая школа», 1967.
4. А. В. Сапожников. Конструирование трансформаторов. Госэнергоиздат, 1956.
5. М. М. Кацман. Электрические машины и трансформаторы. «Высшая школа», 1971.
6. М. П. Костенко и Л. М. Пиотровский. Электрические машины. «Энергия», 1964.
7. А. М. Голунов. Охлаждающие устройства масляных трансформаторов. «Энергия», 1964.
8. В. В. Порудоминский. Трансформаторы с переключением под нагрузкой. «Энергия», 1965.
9. П. М. Тихомиров. Расчет трансформаторов для дуговых электрических печей. Госэнергоиздат, 1959.
10. Е. А. Каганович. Испытание трансформаторов малой и средней мощности на напряжение до 35 кв включительно. «Энергия», 1969.
11. ПУЭ (Правила устройства электроустановок), Глава 4.2 и 1.8.
12. Инструкции по эксплуатации оборудования подстанций / Монтаж силовых трансформаторов — RusCable.Ru
13. Стандарт организации СТО РусГидро 02.01.124-2020 «Силовые трансформаторы. Организация технической эксплуатации»
14. Сушка трансформаторов — ABB (Технический документ о методе LFH)
15. Системы онлайн мониторинга силовых трансформаторов — pergam.ru
16. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ ПОДХОДОВ К МОНИТОРИНГУ И ДИАГНОСТИКЕ СОСТОЯНИЯ АКТИВНОЙ ЧАСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ — КиберЛенинка