Анализ технического состояния и сроков службы силовых трансформаторов, установленных на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго»

Автор: Лансберг А.А.

Журнал: Научный журнал молодых ученых @young-scientists-journal

Статья в выпуске: 2 (23), 2021 года.

Бесплатный доступ

В настоящее время повышение эффективности работы трансформаторов является актуальным направлением развития энергетики, которое реализуется на базе разработки современных систем мониторинга их технического состояния, совершенствования диагностики и обслуживания, а также оснащения их современными системами защиты от аварийных режимов работы. В связи с этим, основной целью данной работы было произведение анализа сроков эксплуатации и технического состояния парка силовых трансформаторов, установленных на понизительных подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго». В ходе исследования были использованы данные по их общему количеству, составляющему 88 единиц, и общей суммарной установленной мощности, годам введения трансформаторов в эксплуатацию, текущему физическому износу, вычисленному специалистами филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго» на основе современных методик. По результатам проведенного исследования удалось выявить, что большая часть трансформаторов находится в критическом состоянии, а именно: 84 из 88 эксплуатируемых на подстанциях трансформаторов, что обосновывает необходимость их ремонта и обслуживания. При этом 1073,4 МВА от общей мощности трансформаторов находятся в эксплуатации в диапазоне от 25 до 50 лет, что составляет 77 единиц от общего числа трансформаторов.

Еще

Электрическая подстанция, силовой трансформатор, капитальный ремонт, эксплуатация, срок службы, техническое состояние, физический износ

Короткий адрес: https://sciup.org/147229508

IDR: 147229508

Текст научной статьи Анализ технического состояния и сроков службы силовых трансформаторов, установленных на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго»

Введение. В настоящее время актуальным направлением развития энергетики является повышение надежности электроснабжения за счет внедрения автоматизированных систем мониторинга, контроля, управления электрооборудованием объектов электроэнергетики, что при возникновении в энергосистеме аварийных режимов работы позволяет отключать поврежденные участки системы и производить резервирование потребителей от других источников энергии, а также снизить время перерывов в электроснабжении потребителей и уменьшить ущерб от недоотпуска электрической энергии.

Так, одним из наиболее важных и дорогих элементов в энергосистеме является силовой трансформатор - электротехническое устройство с двумя или более обмотками, который посредством электромагнитной индукции преобразует одну величину переменного напряжения и тока в другую величину переменного напряжения и тока, той же частоты без изменения её передаваемой мощности.

Силовые трансформаторы (СТ) являются ключевым звеном энергосистемы, так как они осуществляют повышение напряжения на вырабатывающих электроэнергию электрических станциях, после транспортировки которой по электрическим сетям понижают его на питающих районы и области крупных узловых распределительных подстанциях, на подстанциях глубокого ввода и главных понизительных подстанциях промышленных предприятий, на трансформаторных пунктах, осуществляющих электроснабжение коммунально-бытовых городских и сельскохозяйственных потребителей.

Исходя из этого, можно сделать вывод, что поддержание высокого технического состояния и работоспособности силовых трансформаторов, предотвращение сбоев в их работе, устранение их неисправностей является актуальной задачей.

Например, в работах [1-4] учеными был произведен анализ диэлектрической прочности изоляции и механической прочности обмоток трансформатора, на которых в лабораторных условиях оказывали разное термическое воздействие, имитируя тем самым допустимые кратковременные перегрузки трансформатора и разную степень его загрузки в течение суток, а также был произведен анализ влияния избыточного содержания примесей в трансформаторном масле. Ученым удалось выявить, что в некоторых случаях механические характеристики обмоток трансформатора и диэлектрическая прочность изоляции ухудшаются быстрее нормативного срока службы трансформатора при допустимых кратковременным перегрузках и избыточном содержании примесей в трансформаторном масле, в связи с чем актуально совершенствование электротехнических материалов, из которых изготавливаются трансформаторы, а также оснащение СТ современными системами мониторинга.

В связи с этим, учеными решаются задачи по проектированию новых силовых трансформаторов усовершенствованной конструкции с современными электротехническими материалами, что позволит снизить в них потери электроэнергии [5-6], а также разработке современных систем диагностики, мониторинга и защиты силовых трансформаторов от аварийных режимов работы [7-9].

В целом, правильная эксплуатация трансформаторов, их обслуживание и ремонт позволяют значительно продлить срок службы трансформаторов и уменьшить вероятность их отказа, что может быть значительно экономически выгоднее, чем установка нового трансформатора [10], при этом количество ремонтов трансформатора, в том числе капитальных, должно быть принято на основе техникоэкономической оценки, в которой альтернативным вариантом является установка нового силового трансформатора. Целесообразность капитального ремонта силовых трансформаторов со сроками эксплуатации 25 лет может быть не обоснована в связи с тем, что при эксплуатации трансформатора после ремонта потери мощности и холостого хода в нем увеличатся и принесут электросетевой организации больший ущерб от технических потерь, чем установка нового трансформатора [11-13].

Таким образом, оценка технического состояния силовых трансформаторов с учетом их сроков эксплуатации и разработка рекомендаций по замене отработавших свой предельный срок эксплуатации трансформаторов и оснащению системами мониторинга параметров технического состояния допустимых к эксплуатации трансформаторов.

Цель работы заключается в анализе технического состояния и сроков эксплуатации силовых трансформаторов, установленных на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго», и разработке рекомендаций по замене силовых трансформаторов и оснащению их системами мониторинга технического состояния.

Материалы и методы исследования.

Для проведения исследования были использованы данные физическому износу силовых трансформаторов, установленных на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго», и годам ввода их в эксплуатацию. По состоянию на конец 2020 года на балансовой принадлежности филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго» находилось 48 подстанций (ПС) с высшим напряжением 110 кВ, на которых установлено 88 силовых трансформаторов, представленных в таблице 1.

Таблица 1 - Сведения по ПС 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго»

№ п/п	Наименование	Подстанцион ный номер	Год ввода в эксплуатацию	Установленная мощность (МВА)	Физический износ %
1	ПС 110/10 кВ 1 Воин	Т-1	1979	6,3	91,23
1	ПС 110/10 кВ 1 Воин	Т-2	1993	6,3	77,45
2	ПС 110/10 кВ Альшанская	Т-1	1980	10	90,53
2	ПС 110/10 кВ Альшанская	Т-2	1979	10	91,18
3	ПС 110/10 кВ Большая Чернь	Т-1	1980	2,5	90,91
4	ПС 110/10 кВ Володарская	Т-1	1973	2,5	94,28
4	ПС 110/10 кВ Володарская	Т-2	1976	6,3	93,15
5	ПС 110/10 кВ Восточная	Т-1	1968	15	96,12
5	ПС 110/10 кВ Восточная	Т-2	1985	25	86,51
6	ПС 110/10 кВ Кочеты	Т-1	1983	2,5	88,52
6	ПС 110/10 кВ Кочеты	Т-2	1983	2,5	88,52
7	ПС 110/10 кВ Пищевая	Т-1	1985	6,3	77,70
8	ПС 110/10 кВ Речица	Т-1	1989	6,3	82,18
8	ПС 110/10 кВ Речица	Т-2	1989	6,3	82,18
9	ПС 110/10 кВ Русский Брод	Т-1	1962	5,6	97,73
9	ПС 110/10 кВ Русский Брод	Т-2	1986	10	85,46
10	ПС 110/10 кВ Тельчье	Т-1	1967	3,2	96,66
11	ПС 110/10 кВ Южная	Т-1	1991	10	79,95
11	ПС 110/10 кВ Южная	Т-2	1991	10	79,95
12	ПС 110/10/6 кВ Западная	Т-1	2009	63	33,30
12	ПС 110/10/6 кВ Западная	Т-2	2009	63	33,23
13	ПС 110/10/6 кВ Центральная	Т-1	1978	25	91,69
13	ПС 110/10/6 кВ Центральная	Т-2	1979	25	91,23
14	ПС 110/10/6 кВ Юго-Восточная	Т-1	1982	25	89,48
14	ПС 110/10/6 кВ Юго-Восточная	Т-2	1982	25	89,48
15	ПС 110/35/10 кВ Богородицкая	Т-1	1980	10	90,59
15	ПС 110/35/10 кВ Богородицкая	Т-2	1985	10	86,89
16	ПС 110/35/10 кВ Болхов	Т-1	1968	10	96,27
16	ПС 110/35/10 кВ Болхов	Т-2	1974	10	93,79

№ п/п	Наименование	Подстанцион ный номер	Год ввода в эксплуатацию	Установленная мощность (МВА)	Физический износ %
17	ПС 110/35/10 кВ Верховье I	Т-1	1979	16	91,64
17	ПС 110/35/10 кВ Верховье I	Т-2	1973	10	94,35
18	ПС 110/35/10 кВ Дмитровская	Т-1	1973	10	94,28
18	ПС 110/35/10 кВ Дмитровская	Т-2	1973	10	94,28
19	ПС 110/35/10 кВ Долгое	Т-1	1983	16	88,25
19	ПС 110/35/10 кВ Долгое	Т-2	1979	10	91,13
20	ПС 110/35/10 кВ Залегощь	Т-1	1985	10	86,74
20	ПС 110/35/10 кВ Залегощь	Т-2	1994	16	75,76
21	ПС 110/35/10 кВ Знаменская	Т-1	1977	10	92,27
21	ПС 110/35/10 кВ Знаменская	Т-2	1982	10	89,23
22	ПС 110/35/10 кВ Колпны	Т-1	1985	10	86,43
22	ПС 110/35/10 кВ Колпны	Т-2	1983	16	88,25
23	ПС 110/35/10 кВ Коммаш	Т-1	1969	10	96,06
23	ПС 110/35/10 кВ Коммаш	Т-2	1983	16	88,58
24	ПС 110/35/10 кВ Красная Заря	Т-1	1988	10	83,34
24	ПС 110/35/10 кВ Красная Заря	Т-2	1981	10	89,72
25	ПС 110/35/10 кВ Кромская	Т-1	1989	16	90,53
25	ПС 110/35/10 кВ Кромская	Т-2	1981	16	89,84
26	ПС 110/35/10 кВ Куликовская	Т-1	1980	10	90,42
26	ПС 110/35/10 кВ Куликовская	Т-2	1986	10	85,71
27	ПС 110/35/10 кВ Малоархангельская	Т-1	1986	10	85,46
28	ПС 110/35/10 кВ Нарышкинская	Т-1	1974	10	93,79
28	ПС 110/35/10 кВ Нарышкинская	Т-2	1976	10	93,02
29	ПС 110/35/10 кВ Новополево	Т-1	1994	16	75,08
30	ПС 110/35/10 кВ Новосергиевка	Т-1	1967	6,3	96,47
30	ПС 110/35/10 кВ Новосергиевка	Т-2	1977	10	92,27
31	ПС 110/35/10 кВ Новосиль	Т-1	1975	10	93,56
31	ПС 110/35/10 кВ Новосиль	Т-2	1985	10	86,74
32	ПС 110/35/10 кВ Покровская	Т-1	1980	10	90,75
32	ПС 110/35/10 кВ Покровская	Т-2	1981	10	90,07
33	ПС 110/35/10 кВ Район - В	Т-1	1986	10	85,46
34	ПС 110/35/10 кВ Свердловская	Т-1	1988	10	83,81
34	ПС 110/35/10 кВ Свердловская	Т-2	1991	10	79,61
35	ПС 110/35/10 кВ Совхозная	Т-1	1985	10	86,58
36	ПС 110/35/10 кВ Тросна	Т-1	1982	16	89,48
37	ПС 110/35/10 кВ Шаблыкино	Т-1	1981	6,3	89,72
37	ПС 110/35/10 кВ Шаблыкино	Т-2	1983	6,3	88,25
38	ПС 110/35/10 кВ Шатилово	Т-1	1984	10	87,55
39	ПС 110/35/10 кВ Шахово	Т-1	1989	10	82,77
39	ПС 110/35/10 кВ Шахово	Т-2	1989	10	82,77
40	ПС 110/35/10/6 кВ Советская	Т-1	1965	20	97,05
		Т-2	1967	20	96,44
		Т-3	1991	40	80,50
		Т-4	1986	25	85,71
41	ПС 110/35/6 кВ Верховье II	Т-1	1977	40	92,41
41	ПС 110/35/6 кВ Верховье II	Т-2	1977	40	92,41
42	ПС 110/35/6 кВ Мясокомбинат	Т-1	1993	10	76,68
43	ПС 110/35/6 кВ Черкасская	Т-1	1980	40	90,75
43	ПС 110/35/6 кВ Черкасская	Т-2	1970	25	95,65
44	ПС 110/6 кВ	Т-1	1982	16	61,49

№ п/п	Наименование	Подстанцион ный номер	Год ввода в эксплуатацию	Установленная мощность (МВА)	Физический износ %
	Железнодорожная	Т-2	1990	16	59,55
45	ПС 110/6 кВ	Т-1	1981	40	89,90
45	Заводская	Т-2	1981	25	89,96
46	ПС 110/6 кВ	Т-1	1972	16	94,86
46	Пластмасс	Т-2	1972	16	94,86
47	ПС 110/6 кВ ПМ	Т-1	1979	10	91,49
47	ПС 110/6 кВ ПМ	Т-2	1979	10	91,49
48	ПС 110/6 кВ Химмаш	Т-1	1979	25	91,28
48	ПС 110/6 кВ Химмаш	Т-2	1988	25	83,72

Для оценки технического состояние электрооборудования Министерством энергетики РФ разработана методика [14], заключающаяся в расчете индекса технического состояния (ИТС) электрооборудования на основе ряда показателей, исходя из которого можно по формуле (1) определить физический износ оборудования [15]:

Износ = 1 - ИТС, (1)

где ИТС – индекс технического состояния.

Физического износ непосредственно проявляется в формах механического износа, коррозии и усталости металлов, деформации и разрушения, изменения физико-химических свойств вещества. Именно данный параметр был определен для оценки технического состояния для каждого силового трансформатора специалистами филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго».

Согласно источникам [14, 15] существуют несколько видов физического износа, сведения и необходимые мероприятия для устранения которых представлены в таблице 2.

Таблица 2 – Виды физического износа электрооборудования.

Диапазон значений физического износа	Уровень физического износа	Визуализация (цвет)	Вид технического воздействия
>0,75%	Критический	Красный	Эксплуатация недопустима. Требуется срочное воздействие на оборудование и (или) объект электроэнергетики
0,50%<и≤0,75%	Неудовлетворительный	Оранжевый	Дополнительное техническое обслуживание и ремонт, усиленный контроль технического состояния, техническое перевооружение
0,30%<и≤0,50%	Удовлетворительный	Желтый	Усиленный контроль технического состояния, капитальный ремонт, реконструкция
0,15%<и≤0,30%	Хороший	Зеленый	По результатам планового диагностирования
<0,15%	Очень хороший	Темнозеленый	Плановое диагностирование

В соответствии с представленными в таблице 2 уровнями физического износа осуществлялся анализ технического состояния силовых трансформаторов, установленных на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго», сведения по которым представлены в таблице 1.

Для оценки срока службы трансформаторов филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго» отметим следующие положения. Согласно «ГОСТ 11677-85 Трансформаторы силовые. Общие технические условия», «ГОСТ Р 52719-2007 Трансформаторы силовые. Общие технические условия» полный срок службы трансформатора составляет не менее 25 лет, что непосредственно установлено данными стандартами. При этом, обобщённый анализ многолетних исследований авторов свидетельствует, что у эксплуатируемого в электрических сетях работоспособного парка силовых трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 110 - 500 кВ при выполнении установленных требований показатели технического состояния находятся в зоне, не достигающей установленных предельно допустимых значений в период эксплуатации до 50 и более лет [16], а ухудшаются только при превышении 50-летнего срока. Таким образом, анализ срока эксплуатации силовых трансформаторов, установленных на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго», представим в виде трех диапазонов: нормативного срока службы (до 25 лет), от превышающего нормативный срок службы до предельно допустимого срока службы (25-50 лет), превышающий допустимый срок службы (более 50 лет).

Результаты и обсуждение. По данным, представленным в таблице 1, было определено, что суммарная мощность силовых трансформаторов, установленных на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго», составляет 1314,5 МВА. В соответствие с диапазонами физического износа, представленными в таблице 2, и значениями износа силовых трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ был произведен анализ их технического состояние, результаты которого представлены на рисунке 1.

Техническое состояние силовых трансформаторов в процентах от их суммарной мощности, МВА

10%

■Критическое ■ Неудовлетворительное Удовлетворительное

Рисунок 1 - Техническое состояние силовых трансформаторов, установленных на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго» по мощности, МВА, в процентах

По результатам, представленным на рисунке 1, было выявлено, что 1156,5 МВА мощности трансформаторов находится в критическом состоянии, т.е. их физический износ превышает 75%. То есть, в критическом состоянии находятся 84 из 88 эксплуатируемых на подстанциях трансформаторов.

При этом 2% мощности находятся в неудовлетворительном состоянии. Это непосредственно два трансформатора с номинальной единичной мощностью 32 МВА, установленные на ПС 110/6 кВ Железнодорожная, введенные в эксплуатацию в 1982 и

1990 годах.

В удовлетворительном состоянии с наименьшим физическим износом среди всех находятся трансформаторы, установленные на ПС 110/10/6 кВ Западная, введенные в эксплуатацию одновременно с сооружением подстанции в 2009 году.

Следует отметить, что на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго» нет силовых трансформаторов, находящихся в хорошем и очень хорошем техническом состоянии.

Результаты произведенного анализа сроков службы силовых трансформаторов, установленных на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго», представлены на рисунке 2.

Срок службы силовых трансформаторов в процентах от их суммарной мощности, МВА

■ До 25 лет "25-50 лет 'Более 50 лет

Рисунок 2 – Срок службы силовых трансформаторов, установленных на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго» по мощности, МВА, в процентах

По результатам анализа, представленных на рисунке 2, было выявлено, что только 9% от суммарной мощности трансформаторов не превысили свой нормативный срок эксплуатации. Это непосредственно касается двух ранее упоминавшихся трансформаторов единичной мощностью 63 МВА, установленных на ПС 110/10/6 кВ Западная. На текущий момент данные трансформаторы находятся в эксплуатации уже 12 лет.

Большая часть трансформаторов, а именно: 1073,4 МВА от общей мощности трансформаторов, - находятся в эксплуатации более нормативного срока службы, составляющего 25 лет, но не превышающего допустимый срок эксплуатации в 50 лет. Данные трансформаторы для поддержания их должного технического состояния были подвергнуты 1-2 капитальным ремонтам, что позволило повысить их срок эксплуатации. Именно данную группу трансформаторов, общее число которых – 77 единиц, актуально оснастить современными системами мониторинга и датчиками контроля состояния изоляции, устройства регулирование напряжения, бака с радиаторами, трансформаторного масла и работоспособности систем охлаждения, а также других возможных элементов, которые позволили бы на основе системы планового-предупредительного ремонта повысить срок эксплуатации трансформатора и увеличить время до полного его выхода из строя и проведения капитального ремонта.

При этом 9% от суммарной мощности трансформаторов находятся в эксплуатации больше допустимого срока службы с учетом их обслуживания и ремонта.

Наибольшим сроком службы среди рассматриваемых трансформатор обладает установленный на ПС 110/10 кВ Русский Брод мощностью 5,6 МВА, которая уже на данный момент не входит в ряд номинальных мощностей трансформаторов согласно действующего в настоящее время ГОСТ 9680-77 «Трансформаторы силовые мощностью 0,01 кВ·А и более. Ряд номинальных мощностей». Данный трансформатор был введен в эксплуатацию в 1962 году и в настоящее время находится в эксплуатации уже более 59 лет. Следом за ним можно отметить трансформатор установленный на ПС 110/35/10/6 кВ Советская единичной мощностью 20 МВА, которая также не входит в ряд номинальных; данный трансформатор был введен в эксплуатацию в 1965 году одновременно с сооружением подстанции и в настоящее время его срок службы составляет 56 лет. В целом, 9 трансформаторов, которые вошли в данный диапазон, исходя из их сроков службы, были подвергнуты 2-3 капитальным ремонтам. При выходе их из строя дальнейшая их эксплуатацию может оказаться не целесообразна, по обоснованным в работах причинам [11-13], поэтому специалистам филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго» следует рассмотреть альтернативный капитальным ремонтам вариант, заключающийся в приобретении новых 9 трансформаторов взамен использующихся в настоящее время.

Результаты анализа срока службы и технического состояния силовых трансформаторов представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Сроки эксплуатации и техническое состояние трансформаторов подстанций 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Орёлэнерго»

Трансформаторы 110 кВ

Параметр	Ед. изм.	Всего	Срок эксплуатации
Параметр	Ед. изм.	Всего	До 25 лет	25-50 лет	Более 50 лет
Количество	шт.	88	2	77	9
Количество	%	100,00%	2%	88%	10%
Установленная мощность	МВА	1314,5	126	1073,4	115,1
Установленная мощность	%	100,00%	9%	82%	9%
Параметр	Ед. изм.	Всего	Физический износ
Параметр	Ед. изм.	Всего	Критический	Неудовлетворительный	Удовлетворительный
Количество	шт.	88	84	2	2
Количество	%	100,00%	96%	2%	2%
Установленная мощность	МВА	1314,5	1156,5	32	126
Установленная мощность	%	100,00%	88%	2%	10%

Выводы.

На основании представленных исходных данных о сроках ввода в эксплуатацию силовых трансформаторов можно заключить, что порядка 91% из них, отработало свой срок нормативный срок службы (25 лет) и требуется проведение работ по замене их на новые единицы, так как большой уровень физического износа подстанционного оборудования значительно снижает надежность потребителей Орловского региона.

Следует отметить, что на рассматриваемых подстанциях нет трансформаторов, которые находятся в хорошем техническом состоянии и не нуждаются в обслуживании и ремонте, и только 2 трансформатора не превысили свой нормативный срок службы.

Автор (Лансберг А.А.) выражает признательность филиалу ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго» и лично его сотрудникам: начальнику «Службы подстанций», Николенко Сергею Николаевичу и начальнику управления «Энергосбережение и повышение энергоэффективности», к.т.н., Балабину Александру Алексеевичу за помощь в получении первичных данных для проведения научного исследования.

Список литературы Анализ технического состояния и сроков службы силовых трансформаторов, установленных на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго»

Ming Chen; Yangchun Cheng; Chun Deng; Shaoyu Liu; Changjin Diao. Research on the process of the transformer winding inter-turn discharge caused by corrosive sulphur. 2011 Annual Report Conference on Electrical Insulation and Dielectric Phenomena. 16-19 Oct. 2011. Cancun, Mexico. DOI: 10.1109/CEIDP.2011.6232698.
L. Ssanjeev Kumar; B. Ramachandra; S. Sentil Kumar. Role of sulphur in transformer oil and its influence on the performance of paper. 2014 International Conference on Advances in Energy Conversion Technologies (ICAECT). 23-25 Jan. 2014. Manipal, India. DOI: 10.1109/ICAECT.2014.6757064.
J. Sundara Rajan. Partial Discharge Phenomena in Paper Insulation Under Conditions of Copper Insulation due to Sulphur in oil. Proceedings of the 9th International Conference on Properties and Applications of Dielectric Materials July 19-23, 2009. Harbin, China. DOI: 10.1109/ICPADM.2009.5252375.
Sérgio Garcia; Richard C. D. Brown; G. John Langley; Peter Birkin; James Pilgrim; Paul Lewin; Gordon Wilson. Rapid analytical method for elemental sulphur detection in power transformer insulation. 2019 IEEE Electrical Insulation Conference (EIC). 16-19 June 2019. Calgary, AB, Canada. DOI: 10.1109/EIC43217.2019.9046559.
Tamás Orosz. Evolution and Modern Approaches of the Power Transformer Cost Optimization Methods. Periodica Polytechnica Electrical Engineering and Computer Science, 63(1), pp. 37-50, 2019.
Amr A. Adlya Salw, K. Abd-El-Hafiz. A performance-oriented power transformer design methodology using multi-objective evolutionary optimization. Journal of Advanced Research. Volume 6, Issue 3, May 2015, Pages 417-423.
M.O. Oliveira, A.S. Bretas, and G.D. Ferreira. Adaptive differential protection of three-phase power transformers based on transient signal analysis. International Journal of Electrical Power & Energy Systems, vol. 57, pp. 366–374, 2014.
M. Yazdani-Asrami, M. Taghipour-Gorjikolaie, S. Mohammad Razavi, and S. Asghar Gholamian. A novel intelligent protection system for power transformers considering possible electrical faults, inrush current, CT saturation and over-excitation. International Journal of Electrical Power & Energy Systems, vol. 64, pp. 1129-1140, 2015.
M. Žarkovic and Z. Stojkovic. Analysis of artificial intelligence expert systems for power transformer condition monitoring and diagnostics. Electric Power Systems Research, vol. 149, pp. 125-136, 2017.
Балабин А.А. О целесообразности проведения капитального ремонта силовых трансформаторов с разборкой магнитопровода // Энерго- и ресурсосбережение XXI век: сб. материалов IX-ой междунар. науч.-практ.интернет-конф., 2011. С. 104-107.
Балабин А.А., Волчков Ю.Д. Методика расчет потерь электроэнергии в магнитопроводах длительно эксплуатирующихся силовых трансформаторов // Энергообеспечение и строительство: сб. материалов III Междунар. выставки-Интернет-
конф.. Памяти проф. В.Г. Васильева (к 60-летию со дня рождения). 2009. С. 32-34.
Балабин А.А., Волчков Ю.Д. Повышение достоверности расчета потерь электроэнергии в трансформаторах 10(6)/0,4 кВ. Механизация и электрификация сельского хозяйства. 2009. № 4. С. 22-23.
Волчков Ю.Д., Балабин А.А. Повышение достоверности расчета потерь электроэнергии в трансформаторах 35 И 110 кВ. Механизация и электрификация сельского хозяйства. 2008. № 12. С. 41-43.
Приказ Министерства энергетики РФ от 26 июля 2017 г. N 676 «Об утверждении методики оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей» (с изменениями и дополнениями)». URL: https://base.garant.ru/71779722/ (дата обращения: 07.05.2021).
Показатель технического состояния объектов электроэнергетики (физический износ). Министерство энергетики Российской Федерации. URL: https://minenergo.gov.ru/node/11201 (дата обращения: 07.05.2021).
Майоров А.В., Львов М.Ю., Львов Ю.Н., Комаров В.Б., Ершов Б.Г. Прогнозирование срока службы силовых трансформаторов и автотрансформаторов электрических сетей. Энергетик. 2018. № 11. С. 17-20.

Еще

Статья научная