Хим анализ трансформаторного масла нормы

Особенностью эксплуатации трансформаторов является невозможность обнаружения многих повреждений и отклонений, особенно – зарождающихся внутренних дефектов. Казалось бы, достаточно сложная ситуация для контроля состояния трансформаторов, но, к счастью, она благополучно разрешается через анализ трансформаторного масла. Все дело в том, что различные дефекты трансформатора (местные перегревы, частичные разряды, искрение в контактах, старение изоляции и др.), а также увлажнение, загрязнение, попадание воздуха или других газов приводят к изменению химического состава и основных характеристик масла. По этой причине химический анализ трансформаторного масла является старейшим и достоверным способом диагностики состояния трансформаторов.

Свежее трансформаторное масло – прозрачная жидкость светло-желтого цвета, выполняющая функции диэлектрика и теплоотводящей среды. В процессе эксплуатации, масло постепенно темнеет и мутнеет, при этом изменяются его основные физико-химические и диэлектрические показатели: пробивное напряжение, содержание механических примесей, кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, температура вспышки, влагосодержание, газосодержание и др. Предельно допустимые значения основных показателей трансформаторного масла регламентируются соответствующими ГОСТами.

Анализ масла трансформатора может проводиться по сокращенной и полной форме. При сокращенном анализе:

• визуально оценивают внешний вид, цвет и замутненность масла, наличие механических примесей и свободной воды;
• определяют пробивное напряжение, кислотное число, температуру вспышки, реакцию водной вытяжки.

При полном анализе трансформаторного масла, в добавление к объему сокращенного анализа, определяют:

• тангенс угла диэлектрических потерь при 90°С;
• количественное содержание механических примесей и воды;
• газосодержание;
• наличие растворенного шлама (потенциального осадка);
• содержание антиокислительной присадки ионол;
• стабильность против окисления.

Полный анализ масла трансформатора рекомендуют проводить при приближении одного или нескольких показателей масла к предельно допустимому значению, а также при ухудшении характеристик твердой изоляции и (или) интенсивном старении масла. Такой анализ позволяет спрогнозировать дальнейший ресурс масла, выявить причины ухудшения его качества и правильно подобрать необходимые мероприятия по восстановлению его эксплуатационных свойств.

В рамках полного анализа трансформаторного масла проводится и хроматографический анализ газов растворенных в трансформаторном масле. Данный вид анализа практически не дает никакой информации о качестве и состоянии масла, но при этом, несет очень полезную диагностическую информацию о внутренних дефектах трансформатора. Все дело в том, что появление того или иного газа растворенного в масле обусловлено тем или иным дефектом трансформатора.

Анализ газов в трансформаторном масле, а именно определение их концентраций и сравнение с граничными значениями, позволяет с точностью до 95% диагностировать внутренние дефекты трансформаторов по содержанию:

• Водорода ( ) – дефекты электрического происхождения (частичные разряды невысоких энергий, искровые дуговые разряды, горячая точка);
• Ацетилена ( − разряды высокой энергии (искрения, дуга) нагрев выше 700°С;
• Метана ( нагрев масла и изоляции до температуры 250-400°С за счет перегрузки трансформатора или дефектов системы охлаждения, а также за счет частичных разрядов невысокой энергии;
• Этана ( ) – термический нагрев масла и бумажно-масляной изоляции до температур свыше 300°С;
• Этилена ( − высокотемпературный нагрев масла и бумажно-масляной изоляции до температур свыше 600°С;
• Оксида углерода (СО) − старение и увлажнение масла (или твердой изоляции), перегрев изоляции по всей массе;
• Диоксида углерода ( − нагрев и старение твердой изоляции (бумаги, картона).

Таким образом, анализ газов в трансформаторном масле позволяет идентифицировать, локализовать и прогнозировать развитие дефектов трансформаторов, и соответственно, принять необходимые меры по ремонту и обслуживанию трансформаторов.

Химический анализ трансформаторного масла проводится только в стенах лабораторий и требует специального оборудования и квалифицированного персонала. К тому же, процедура анализа достаточно длительная и кропотливая, занимающая до нескольких дней. В условиях же действующего производства, ответ о качестве масла очень часто необходим «здесь и сейчас».

Компания MVR, являясь производителем разнообразного диагностического оборудования, предлагает замечательную альтернативу стационарным химлабораториям – мобильный анализатор масла, основанный на определении изменения диэлектрической постоянной масла. С его помощью вы легко реализуете мониторинг состояния ваших трансформаторов, контролируя изменение диэлектрической постоянной – одной из главных показателей в трибодиагностике. Процедура анализа занимает всего несколько минут, по истечении которых вы уверенно можете судить о состоянии масла и его пригодности к дальнейшей эксплуатации.

Еще более продвинутым средством мониторинга трансформаторного масла является мобильная минилаборатория, с помощью которой всего за несколько минут вы сможете не только обеспечить контроль диэлектрической постоянной, но и определить:

• вязкость масла при 40°C;
• химический индекс масла;
• количество железосодержащих и не содержащих железо частиц;
• индекс загрязнения;
• распределение частиц в соответствии с ISO и NAS;
• водосодержание в %;
• содержание и состав продуктов износа.

Необходимо отметить, что для работы с маслоанализатором достаточно самостоятельного изучения инструкции по эксплуатации и прохождение трехдневного обучения в Учебном центре компании MVR. Также всем специалистам, связанным с трибодиагностикой промышленного оборудования мы рекомендуем пройти обучение на курсе «Основы теории смазки машин и механизмов. Анализ масла трансформаторов». Спешите записаться на ближайший курс.

источник

Нормы испытания трансформаторного масла

Требования к качеству свежих трансформаторных масел, подготовленных к заливке в новое электрооборудование

* Показатель 11 рекомендуется определять в случае обнаружения в трансформаторном масле значительных количеств СО и СО₂ хроматографическим анализом растворенных газов, которые свидетельствуют о возможных дефектах и процессах разрушения твердой изоляции.

Требования к качеству регенерированных и очищенных масел, подготовленных к заливке
в электрооборудование после его ремонта 1

1) Применение регенерированных и очищенных эксплуатационных масел для заливки высоковольтных вводов после ремонта не допускается, данное электрооборудование заливается после ремонта свежими маслами, отвечающими требованиям табл. 25.2.

2) В масляных выключателях допускается применять регенерированные или очищенные эксплуатационные масла, а также их смеси со свежими маслами, если они удовлетворяют требованиям настоящей таблицы (пп. 1 и 4) и имеют класс промышленной чистоты не более 12 (ГОСТ 17216-71).

3) В случае необходимости по решению технического руководителя предприятия допускается залив регенерированного и очищенного эксплуатационного трансформаторного масла в силовые и измерительные трансформаторы до 500 кВ включительно, если стабильность против окисления будет соответствовать норме на масло ТКп (см. табл. 25.1), а остальные показатели качества будут удовлетворять требованиям настоящей таблицы.

источник

При полном или сокращенном хроматографическом анализе трансформаторного масла исследуются его химические и физические свойства, степень окисления под воздействием внешних катализаторов, концентрация растворенных газов. Этот способ позволяет выявить дефекты, повреждения в твердой изоляции электрооборудования, отдельных конструктивных узлах.

Со временем трансформаторное масло изнашивается, утрачивает свои качества, перестает соответствовать установленным нормативам по ГОСТу. Диагностика рабочей жидкости необходима, ведь во избежание поломки агрегата важно вовремя обнаружить и устранить имеющиеся неполадки, определить эксплуатационные характеристики самого нефтепродукта.

Испытаниям подлежат следующие показатели масла:

1. Цвет, прозрачность, запах.
2. Наличие газовых фракций, вкраплений воды.
3. Диэлектрическая проницаемость.
4. Тангенс угла диэлектрических потерь.
5. Степень кислотности, вязкости.
6. Способность к окислительным реакциям.
7. Электрическая прочность.
8. Глубина полимеризации.
9. Износ металла.
10. Выявление мелкодисперсных абразивных загрязнителей, полихлорированных бифенилов.

Физические данные трансформаторного масла, при отклонении от нормы которых электрическое оборудование не будет исправно функционировать:

1. Плотность. В норме при t +20 градусов по Цельсию – 870кг/м 3 .
2. Показатель удельного веса. При нагреве – повышается, при охлаждении – уменьшается. Однако должен уступать льду, чтобы при формировании на дне бака в системе масляного охлаждения не создавалось препятствий для свободной циркуляции.
3. Температура вспышки. В норме – до +135 гр., но не ниже +125 гр. во избежание возгорания или сильного перегрева трансформатора при работе в режиме перегрузки. Следует заметить, что перегрев прибора – частое явление, когда показатель температуры вспышки резко снижается и масло начинает разлагаться.
4. Кислотное число. В ходе испытаний выявляется показатель окисления KOH (гидроксид калия) в 1 г масла. При его наличии изоляционная обмотка трансформатора неизбежно повреждается.

Электрические показатели трансформаторной жидкости должны соответствовать нормативам, хотя в процессе эксплуатации изменяются и также нуждаются в проверке. Для определения качества масла учитываются:

1. Изоляционные данные.
2. Диэлектрическая прочность и потери в изоляции.
3. Пробивное напряжение с учетом класса электрооборудования. При работе агрегата под напряжением 15кВ пробивное должно быть в 2 раза выше – 30кВ. Если напряжение – 220-500кВ, то пробивное – 60кВ.
4. Содержание механических примесей воды (%).

Исследование масла проводится поэтапно:

1. Берутся образцы на пробу.
2. Подбирается оптимальная методика для испытаний, определяется проходимость электрического тока в условиях определенной температуры.
3. Подводятся итоги. Составляется протокол с указанием результатов проведенных тестов. Выдается заключение о степени соответствия испытуемого масла нормативам.

Образцы рабочей жидкости можно получить только в тепличных условиях, т.е. техническим персоналом в специальной лаборатории. Например, забор растворенных газов производится специальным стеклянным шприцем. Перед отбором образцов в учет берется множество факторов:

• осадки;
• температура;
• экологические переменные.

Для получения более точных результатов проверок подбирается безветренная погода, чтобы случайно не попал мусор или пыль. Относительная влажность воздуха – не более 70%.

Свежее масло поступает с завода-изготовителя. Подлежит проверке, если выявлены или подмечены отклонения от нормативов по содержанию газов и влаги.

Проверки проводятся перед заливкой в оборудование.

Важно, чтобы масло соответствовало свежему и всем нормируемым показателям.

Трансформаторное топливо считается пригодным к использованию, если:

• прошло регенерацию и восстановлено;
• соответствует нормативно-технической документации.

Жидкость подлежит испытаниям на соответствие уже после того, как уже залито в оборудование и эксплуатируется.

Обслуживающий персонал с навыками работы на персональном компьютере и любыми видами проверочного оборудования проводит различные анализы.

Важно! Своевременная проверка масла предотвратит аварии в энергосистемах. Именно так удается снизить ремонтные и непредвиденные расходы на предприятиях, избежать ненужных финансовых потерь.

По итогам проверок специалисты выдают заключение о степени пригодности трансформаторной жидкости к эксплуатации или необходимости ее замены на свежую.

Для проведения качественной диагностики, состояния трансформаторов проводится анализ:

• полный;
• химический сокращенный;
• химический хроматографический.

Масло служит смазкой в роторных и силовых агрегатах. Сокращенный анализ имеет некоторые отличия от лабораторного, но незаменим если топливо:

• свежее с завода, но каустобиолитового происхождения;
• регенерированное, но не соответствует эксплуатационным нормам и требует восстановления.

Хим. анализ выявляет следующие показатели:

• пробивное напряжение, хотя проводимость масла от него не зависит;
• наличие воды и шлаков по внешнему виду горючего;
• кислотное число с выявлением показателя в специальной лаборатории;
• определение температуры вспышки с помощью автоматических приборов, фиксирующих температуру воспламенения жидкости при достижении свыше 300 градусов;
• реакция водной вытяжки.

Если изоляционное масло хорошего качества, то реакция по итогам теста должна оказаться нейтральной.

Данный анализ позволяет выявить причины при старении масла, сопоставить срок технической эксплуатации. Проводится в случае подмеченных критичных показателей. При полном химическом:

1. Определяется количество примесей гравиметрическим способом, провоцирующих снижение коэффициента диэлектрической прочности.
2. Проверяется уровень диэлектрических потерь с учетом тангенса угла по итогам теста. Так удается выявить: насколько масло загрязнено или устарело.
3. Выявляется коэффициент влажности для получения информации о допустимом сроке эксплуатации масла. Вода в масле может указывать на работу трансформатора в перегруженном режиме или степень разгерметизации бака.
4. Изучается состав растворенных газов для отражения диэлектрической плотности. Помощью мобильного газоанализатора удается определить степень абсорбции горючего топлива.

Совет! Выявить точное количественное содержание примесей в лабораториях позволяют ультразвуковые приборы.

Даже при небольшом количестве примесей масло подлежит регенерации либо замене. Устойчивость к окислению определяется путем добавления в масло специального катализатора или обработки пробы воздушной смесью.

Масло в трансформаторе – жидкий диэлектрик, поэтому его электрическая изоляционная прочность – главный параметр. Рассчитывается по формуле E= Uпр/h, h – зазор между электродами, Uпр – величина напряжения пробоя.

Стоит знать! Если в ходе проверки все вышеописанные показатели не соответствуют допустимым значениям, то снижается электрическая прочность масла или повышается проводимость.

Хроматографический анализ – популярный на рынке масляных технологий. Он не может охарактеризовать состояние и качество масла, но дает возможность:

• проанализировать степень растворенных газов в масле;
• выявить дефекты отдельных конструктивных узлов, степень повреждения твердой изоляции в случае перегрева или частого пробоя дуговых, искровых зарядов;
• предопределить возможные поломки.

Харг – простая процедура. Не нуждается в наличии полноценной лаборатории для исследования. Проводится около 0,5 часа с помощью хроматографа и вспомогательного оборудования. Применяются тестеры и портативные газоанализаторы, способные:

1. Разделить сложные смеси на простейшие.
2. Определить количественное содержание примесей: метана, ацетилена, этилена, водорода в масле. Если оно перегреется, значит в составе – ацетилен. Если испорчена изоляционная обмотка, то двуокись водорода.
3. Дать конечную оценку состоянию и качеству жидкости, степени изоляции трансформатора.

Заметка! ХАРГ выявляет состояние обмотки оборудования и количество защитных присадок.

Благодаря анализу можно провести диагностику оборудования, проанализировать отдельные компоненты в масле. Если повышено содержание растворенного ацетилена, то наверняка перегрелись ведущие соединения в трансформаторе. Если зашкаливает количество углекислого газа, то устарела или переувлажнена твердая изоляция.

Хроматографический анализ выявляет количественные характеристики примесей в масле и дефекты на ранней стадии появления. Благодаря специальным вводам пробы можно брать без остановки силового оборудования. При его мощности свыше 110 кВт метод проводится 1 раз в 6 месяцев.

С помощью методов в ходе испытаний проверяется содержание воды и механических примесей в трансформаторной жидкости:

1. Количественный вариант проводится за счет пропуска сухого чистого масла через бумажный фильтр. Далее он высушивается, взвешивается. Проводится тест-замер на количество механических примесей.
2. Качественный заключается в нагреве масла до 130 градусов. Когда начнет пениться 2 раза подряд и будет слышен треск, значит – попала вода либо имеются водорастворимые кислоты с агрессивными элементами, вызывающими старение твердой изоляции и коррозию металлов.

Для выявления водорастворимых кислот и щелочей используется спиртовой раствор фенолфталеина (1%). Если все-таки будут зафиксированы, то масло нуждается в регенерации.

Чтобы выявить возможные дефекты в оборудовании проводится анализ с температурой вспышки трансформаторной жидкости. Если пары масла начинают вспыхивать при поднесении к пламени, то температура будет снижаться сама по себе на 5-6 градусов.

Совет! Для объяснения причин снижения температуры проводится комплексное обследование трансформатора.

Проба из трансформатора берется на проверку, когда масло:

• запускается в работу;
• подлежит хранению в электрическом агрегате;
• залито в свежем виде, но проверяется на электрическую прочность;
• обработано для получения результатов сокращенного химического анализа;
• заливается в высоковольтные трансформаторы, масляные выключатели, специальные аппараты для измерения тока.

При взятии пробы масла с оборудования в 110,0 кВ и более количественный и качественный методы оценки проводятся 1 раз в 4 месяца. В агрегатах до 35,0 кВ – 1 раз в 6 месяцев.

Справка! Периодичность испытаний зависит от класса напряжения или назначения оборудования. Масло в силовых трансформаторах проверяется 5 раз за 1 месяц после запуска, далее – 1 раз в 4 месяца.

Протокол составляется после проверок эксплуатационного и трансформаторного масла. Это документ в составе из информационных полей с внесением данных:

1. Вверху (в шапке) прописывается марка масла, нормативы испытания по ГОСТу, номер документа.
2. Ниже – таблица с нумерацией и результатами проведенных тестирований: сколько содержится воды и механических примесей, какова температура вспышки и кислотное число на 1 г масла. Имеется ли щелочи, водорастворимые кислоты. Какова плотность жидкости, пробивное напряжение, тангенс угла диэлектрических потерь.
3. В нижней части протокола эксперт описывает заключение на соответствие, несоответствие рабочего масла всем требованиям. Ставится печать лаборатории, где проводились испытания, подпись ответственного лица и дата.

Масло на образец осуществляется строго по протоколу. Это гарант того, что процедура будет проведена качественно. Хотя отбор пробы не может повлиять на концентрацию растворенных газов в трансформаторной жидкости.

источник

Физико-химические методы оценки состояния силовых трансформаторов в условиях эксплуатации. Показатели состояния трансформаторного масла.

При эксплуатации силовых трансформаторов трансформаторное масло не только выполняет функции диэлектрика и охлаждающей среды, но и является диагностической средой. Большинство развивающихся дефектов может быть определено посредством своевременного контроля состояния трансформаторного масла. Это такие дефекты, как: локальные перегревы, разряды в масле, искрение, загрязнение и увлажнение изоляции, попадание воздуха, окисление и старение самого масла и твердой изоляции. Поэтому совершенствование методов оценки различных показателей трансформаторного масла является весьма актуальной задачей.

Значительная доля существующих методов оценки состояния трансформаторного масла основана на контроле его физико-химических показателей. Часть из них позволяет оценивать состояние изоляции трансформаторов в процессе их эксплуатации.

По существующим требованиям в процессе эксплуатации силовых трансформаторов предусмотрено измерение следующих показателей масла: пробивное напряжение, содержание механических примесей, тангенс угла диэлектрических потерь масла, температура вспышки в закрытом тигле, кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, влагосодержание, содержание антиокислительной присадки, газосодержание масла, хроматографический анализ растворенных газов, содержание фурановых производных.

Кислотное число — это количество едкого калия (КОН), выраженного в миллиграммах, которое необходимо для нейтрализации свободных кислот в 1 г масла. Данный показатель свидетельствует о содержании в масле любых кислых веществ. Его увеличение свидетельствует об окислении масла, а это может вызывать коррозию конструкционных элементов, развитие коллоидно-дисперсных процессов и в конечном итоге ведет к снижению электрической прочности масла. Кислоты также могут способствовать увеличению поглощения воды бумажной изоляцией.

Содержание водорастворимых кислот и щелочей свидетельствует о качестве масла. Они могут появиться как в процессе изготовления масла, так и образоваться в результате его окисления в процессе эксплуатации. Этот показатель также способствует развитию коррозии и старению бумажной изоляции.

Влагосодержание как показатель состояния масла контролируется в процессе эксплуатации. Увеличение влагосодержания масла возможно при попадании атмосферной влаги в масло из-за неисправности или отсутствия осушителей у трансформаторов со свободным дыханием, а также из-за засасывания влажного воздуха или дождевой воды в масло у трансформаторов с принудительной системой охлаждения при ее негерметичности. Увеличение влагосодержания трансформаторного масла приводит к снижению электрической прочности масла и маслобарьерной изоляции трансформатора в целом.

Газосодержание масла в процессе эксплуатации также контролируется в трансформаторах с пленочной защитой масла от окисления для оценки его герметичности. Повышение газосодержания масла способствует более интенсивному его окислению и ухудшению электрической прочности изоляции активной части трансформатора.

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет с высокой степенью достоверности диагностировать развивающиеся дефекты в трансформаторе, связанные с электрическими разрядами в изоляции и локальными перегревами. Так как при появлении местных нагревов или электрических разрядов масло и соприкасающаяся бумажная изоляция разлагаются, а образующиеся газообразные продукты растворяются в масле.

Содержание фурановых производных в трансформаторном масле косвенно может свидетельствовать о деструкции бумажной изоляции. Термолиз, окисление и гидролиз изоляции вызывают частичное разрушение макромолекул целлюлозы, приводят к образованию компонентов фуранового ряда, которые выделяются в трансформаторное масло.

Такие физико-химические показатели, как кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, влагосодержание и газосодержание масла являются традиционными в практике эксплуатации силовых трансформаторов на протяжении многих лет. Применение хроматографического анализа газов, растворенных в масле, и показателей оценки состояния бумажной изоляции силовых трансформаторов в эксплуатации началось сравнительно недавно. Тем не менее, накоплен достаточно большой опыт применения хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов напряжением 110-750 кВ, для выявления дефектов в эксплуатации. Накопленный опыт позволяет сформулировать совокупность диагностических признаков, имеющих высокую достоверность, и определить вид и характер выявляемых ими дефектов.

С помощью хроматографического анализа газов в силовых трансформаторах можно обнаружить две группы дефектов:

Для этого определяются концентрации семи газов: водорода (Н2), метана (СH4), ацетилена (С2Н2), этилена (С2H4), этана (С2Н6), оксида углерода (СО) и диоксида углерода (СО2). Используется подразделение газов на основные (ключевые) и характерные (сопутствующие).

При перегревах токоведущих соединений и элементов конструкции остова трансформатора основным газом является С2Н4 — в случае нагрева масла и бумажно-масляной изоляции свыше 500 °С и С2Н2 — при дуговом разряде. Характерными газами в обоих случаях являются Н2, СH4, и С2Н6.

При частичных разрядах в масле основным газом является Н2, характерными газами с малым содержанием — СН4 и С2H2.

При искровых и дуговых разрядах основными газами являются Н2 или С2H2, характерными газами с любым содержанием — СН4 и С2Н4.

При перегревах твердой изоляции основным газом является СО2. Следует также отметить, что сопутствующим показателем деструкции целлюлозной изоляции трансформатора является рост содержания оксида и диоксида углерода, растворенных в трансформатором масле. Наличие суммарной концентрации СО и СО2 более 1% может свидетельствовать о деградации целлюлозной изоляции.

Нужно отметить, что при анализе состава и концентраций растворенных в масле газов в целях диагностики эксплуатационного состояния силовых трансформаторов необходимо учитывать факторы, вызывающие их изменения.

• остаточные концентрации газов проникших во время ремонта трансформатора, если не была проведена дегазация масла;
• увеличение нагрузки трансформатора;
• доливка маслом, бывшим в эксплуатации и содержащим растворенные газы;
• проведение сварочных работ на баке и др.

К эксплуатационным факторам, вызывающим уменьшение концентрации растворенных в масле газов трансформаторов, относятся:

• уменьшение нагрузки трансформатора;
• дегазация масла;
• доливка дегазированным маслом;
• замена силикагеля и др.

Для диагностики развивающихся дефектов в силовых трансформаторах используются следующие основные критерии:

• критерий граничных концентраций;
• критерий скорости нарастания газов;
• критерий отношения пар характерных газов.

Суть методики критериев заключается в том, что выход значений параметров за установленные границы следует рассматривать как признак наличия дефектов, которые могут привести к отказу оборудования. Особенность метода хроматографического анализа газов заключается в том, что нормативно устанавливаются только граничные концентрации газов, достижение которых свидетельствует лишь о возможности развития дефектов в трансформаторе. Такие трансформаторы следует брать под особый контроль с учащенным отбором проб масла и проведением хроматографического анализа.

Критерий граничных концентраций позволяет выделить из общего количества трансформаторного парка трансформаторы с возможными развивающимися дефектами, а степень опасности развития дефекта определяется по относительной скорости нарастания концентрации газа (газов). Если относительная скорость нарастания концентрации газа (газов) превышает 10% в месяц, то дефект считается быстроразвивающимся.

Характер развивающегося дефекта по результатам хроматографического анализа газов определяется по критериальным отношениям концентраций различных пар газов. Принято различать дефекты теплового и электрического характера. К первым относятся: возникновение короткозамкнутых контуров, повышенные нагревы изоляции, контактов, отводов, шпилек и других металлических конструкций остова и бака трансформатора. К дефектам электрического характера относятся разряды различной интенсивности. Естественно, развитие дефекта в трансформаторе может иметь смешанный характер. Анализ существующих методик оценки характера развивающихся дефектов (теплового или электрического характера) по результатам хроматографического анализа показывает, что в них имеются значительные различия как по виду, так и по количеству используемых отношений пар газов. Ниже приведены используемые отношения пар характерных газов основных существующих методик: Дорненбурга (Dornenburg`s method), Мюллера (Mailer’s method), Роджерса (CEGB/Rogers Ratios), МЭК (IEC 60599), ВЭИ.

Методика Дорненбурга: CH2/H2, C2H2/C2H4, C2H6/C2H2, C2H2/CH4
Методика Мюллера: CH4/H2, C2H4/C2H6, CO/CO2, C2H6/C2H2
Методика Роджерса: CH4/H2, C2H2/C2H4, C2H4/C2H6, C2H6/CH4
Методика МЭК: CH4/H2, C2H2/C2H4, C2H4/C2H6
Методика ВЭИ: CH4/H2, C2H4/CH4, C2H6/CH4, C2H2/C2H4, C2H6/C2H2, C2H4/C2H6

Получаемые по отношению концентраций газов признаки имеют достаточно условную диагностическую ценность, так как они ориентированы на определение характера развивающегося дефекта после превышения установленных граничных концентраций хотя бы у одного углеводородного газа или водорода. Статистический анализ показал, что наибольшую диагностическую ценность имеет методика МЭК (ГЕС 60599), которая и рекомендована к применению.

Результаты хроматографического анализа растворенных газов в масле силового трансформатора являются показаниями для проведения внеочередных измерений сопротивления изоляции обмоток, тангенса угла диэлектрических потерь обмоток, сопротивления обмоток постоянному току, потерь холостого хода, тепловизионного контроля поверхностей бака трансформатора и системы охлаждения, а также проведения хроматографического анализа растворенных газов в масле бака контактора. По совокупности результатов измерений принимается решение о проведении дальнейших мероприятий с данным трансформатором (оставить трансформатор в работе с учащенным контролем, провести дегазацию масла, вывести трансформатор в ремонт и проч.).

Источник: © Львов М.Ю., Кутлер П.П. Физико-химические методы в практике оценки состояния силовых трансформаторов в условиях эксплуатации: Учебно-методическое пособие. — М.: ИУЭ ГУУ, ВИПК-энерго, ИПК госслужбы, 2003. — 20 с

источник

Объемы и нормы испытаний трансформаторного масла

1. Определение электрической прочности масла

Пробивное напряжение в стандартном разряднике должно быть не ниже следующих величин:

Номинальное напряжение, кВ

Минимально допустимое пробивное напряжение масла, кВ

2. Проверка отсутствия в масле воды и механических примесей

Вода и механические примеси в масле должны отсутствовать

3. Определение кислотного числа

Кислотное число в мг едкого калия (КОН) на 1 г масла не должно быть более 0,05 для трансформаторного масла и 0,03-для трансформаторного масла с присадкой ВТИ-1

4. Проверка отсутствия водорастворимых кислот и щелочей

Водорастворимые кислоты и щелочи в масле должны отсутствовать

5. Определение температуры вспышки масла

Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, должна быть не ниже 135° С

6. Определение вязкости масла

Вязкость масла не должна превышать следующих величин:

Кинетическая
Соответствующая ей условная в °Э

7. Определение содержания золы

Содержание золы в масле должно быть не более 0,005%

8. Определение температуры застывания

Температура застывания масла должна быть ниже -45° С. Для трансформаторов щловых температура застывания масла не нормируется

9. Определение натровой пробы с подкислением

Натровая проба с подкислением должна быть не более двух баллов

10. Проверка прозрачности масла

Масло, охлажденное до температуры +5° С, должно оставаться прозрачным

11. Проверка общей стабильности масла против окисления

После окисления (искусственного старения) масла осадок и кислотное число не должны превышать следующих величин:

Трансформаторное с присадкой ВТИ-1

Осадок в %
Кислотное число в мг КОН на 1 г

12. Проверка склонности масла к образованию водорастворимых кислот в начале старения

Содержание как летучих, так и нелетучих водорастворимых кислот в мг КОН на 1 г масла должно быть не более 0,005

13. Проверка для масел с присадкой ВТИ-1 ее содержания

Содержание присадки должно быть в пределах 0,009-0,015%

14. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь в масле

Тангенс жен быть:
а) пои 20° С -не более 0,З%
б) при 70° С -не более 2,5%

Эксплуатационные осмотры

При эксплуатационных осмотрах силовых трансформаторов проверяется:
1) характер гудения трансформатора. Гудение должно быть равномерным, низкого тона и без посторонних звуков;
2) уровень и цвет масла в маслоуказателе; при помощи контрольного краника проверяется наличие сообщаемости маслоуказателя с расширителем;
3) отсутствие течи масла из сварочных швов и из-под фланцев, прокладок, пробок и кранов;
4) отсутствие на поверхности изоляторов трещин, сколов и следов дуги в виде копоти и частиц расплавленного металла;
5) надежность заземления бака трансформатора;
6) состояние пробивного предохранителя;
7) целость и исправность плавких вставок низковольтных предохранителей;
8) правильность расположения патронов высоковольтных предохранителей в неподвижных контактах;
9) состояние шин и контактных соединений (проверяется по цвету термоиндикаторов) ;
10) исправность фильтров и устройств для регенерации масла, отсутствие грязи и воды в грязевиках расширителей;
11) исправность барьеров, сетчатых ограждений, дверей и запоров;
12) исправность рабочего и аварийного освещения.

Нормы расхода масла на доливку

Количество масла в аппарате, т

Годовой расход на доливки в % от залитого масла

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА

В процессе эксплуатации трансформатора находящееся в нем масло, поглощая из атмосферы влагу и кислород, увлажняется и окисляется.
Трансформаторное масло должно быть защищено от увлажнения и преждевременного старения применением фильтров, поглощающих влагу и кислород из воздуха, поступающего в трансформатор. Для этих целей применяется воздухоосушительный фильтр.
Размеры фильтра зависят от количества применяемого осушителя, которое составляет примерно 0,6-0,8 кг на 1000 ква мощности трансформатора.
Осушитель приготовляется из 100 частей силикагеля; 40 частей хлористого кальция (технического); 3 частей хлористого кобальта.
В процессе эксплуатации фильтров ведется наблюдение за окраской кристаллов осушителя, При окраске розовым цветом большинства кристаллов производятся перезарядка фильтра и заполнение его новой порцией осушителя.
Осушитель, пропитанный хлористым кобальтом, может быть восстановлен для повторного использования при условии нагрева его в течение 18-20 час. при температуре 100-120° С до принятия всей массой осушителя голубой окраски.
При чрезмерном загрязнении воздуха газообразными кислыми веществами фильтры заполняются одним силикагелем без пропитки хлористым кальцием. Восстановление силикагеля производится нагревом при температуре не более 450-500° С. так как при более высокой температуре силикагель спекается и теряет способность поглощать влагу. Этим способом силикагель, может быть восстановлен 10-15 раз.
Кислотность масла снижается путем применения непрерывной регенерации масла работающих трансформаторов при помощи термосифонных фильтров.
Термосифонный фильтр (см. рис. 1) заполнен силикагелем, количество которого берется в среднем около 1% от веса в трансформаторе. Варианты установки термо-сифонных фильтров приведены на рис. 2.
Для трансформаторов мощностью до 560 ква в качестве устройств для непрерывной регенерации масла применяется так называемый поглотительный патрон, заполненный силикагелем.
В процессе эксплуатации сетка с силикагелем может выниматься для перезарядки без слива масла из трансформатора.

Рис. 1. Термосифонные фильтры ОРГРЭС для непрерывной регенерации масла в работающих трансформаторах:
а) для трансформаторов, установленных в закрытых подстанциях; б) для трансформаторов, установленных в открытых подстанциях.

Рис. 2. Варианты установки термо-сифонных фильтров на трансформаторах:
1 — кран для впуска воздуха; 2 — загрузочный люк; 3 — место присоединения фильтра; 4 — разгрузочный люк; 5 — расширитель (консерватор) трансформатора; 6- радиаторы; 7 — бак трансформатора.

Контроль трансформаторного масла, находящегося в эксплуатации

Химический анализ и испытание масла из бака и вводов силового трансформатора

Масло трансформаторов, находящихся в эксплуатации, периодически подвергается сокращенному химическому анализу и испытанию электрической прочности. Отбор пробы лучше производить в сухую погоду летом и в морозную зимой. Пpoбa масла для анализя и испытания отбирается из нижнего крана бака трансформатора, так, чтобы в нее не попали пыль, влага и грязь.
Перед отбором пробы следует слить в ведро не менее 2 л скопившегося на дне бака грязного масла. Затем обтереть чистыми сухими тряпками кран, спустить немного масла для промывки крана, промыть два раза банку маслом из трансформатора, после чего взять не менее 1 л масла для анализа или испытания.
Банка, в которую отбирается проба, должна быть из стекла и иметь хорошо притертую стеклянную пробку. Банку с пробой масла, внесенную с мороза в теплое помещение, нельзя вскрывать раньше, чем она нагреется до температуры помещения, иначе влага, содержащаяся в воздухе, будет конденсироваться на холодной поверхности стекла внутри банки и резко снизит электрическую прочность содержащегося в нем масла

Масло, находящееся в эксплуатации, должно отвечать следующим требованиям
При сокращенном химическом анализе:
а) вода и механические примеси в масле должны отсутствовать;
б) кислотное число в мг едкого калия (КОН)
на 1 г масла не должно быть более 0,05-для
трансформаторного масла и 0,03 — для трансформаторного масла с присадкой ВТИ-1;
в) водорастворимые кислоты и щелочи в масле должны отсутствовать;
г) температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, должна быть не ниже 135° С;
д) при испытании на электрическую прочность
масло должно выдержать испытательное напряжение:
20 кв — для трансформаторов на напряжения до 6 кв;
25 кв — для трансформаторов на напряжения 6-20 кв;
35 кв — для трансформаторов на напряжение 35 кв и выше

Приемо-сдаточные до и после монтажа, после ремонта с частичной или полной сменой обмоток
При капитальном ремонте без смены обмоток до и после ремонта

источник

Анализ трансформаторного масла показывает, что оно имеет свойство окисляться под воздействием значительных катализаторов – температуры, воды, воздуха – вступающих в реакцию между собой и различными механическими примесями извне или же из внутренних материалов силовых трансформаторов.

Для того, чтобы вовремя провести диагностику масла и и предотвратить его полное окисление, а, вместе с тем, и возможные причины аварий техники, масло подвергается испытаниям. В отношении свежего масла или только залитого в оборудование после регенерации, проводимые анализы делятся на три вида:

испытание на электрическую прочность, которое включает определение пробивного напряжения, наличия воды, а так же визуальное определение содержания механических примесей;

сокращенный анализ, дополнительно включающий определение кислотного числа, содержание водорастворимых кислот, температуры вспышки и цвета масла;

испытания в объеме полного анализа: все испытания сокращенного анализа с учетом определения тангенса угла диэлектрических потерь (tg дельта), натровой пробы, стабильности против окисления и количественного определение влагосодержания и механических примесей.

Одной из составляющих полного анализа масла трансформаторного является хроматографический анализ растворенных в масле газов, который набрал популярность на рынке масляных технологий и предоставляется в качестве отдельно взятого высокотехнологичного оборудования для самостоятельной проверки масел на промышленных предприятиях.

Данный метод предназначен специально для обнаружения повреждений и дефектов отдельных конструктивных узлов и в целом всей твердой изоляции электрооборудования. Однако же он не дает практически никакой информации о качестве и состоянии самого масла.

Несмотря на это, он позволяет следить за развитием процессов в трансформаторе, предвидеть повреждения, которые нельзя обнаружить традиционными способами, характеризует повреждения и помогает ориентироваться при определении их места.

Сам хроматографический анализ занимает около 30 минут. Комплекс оборудования состоит из нескольких (для большого количества и полного перечня анализа масла) или из одного хроматографа (для небольшого количества и неполного перечня анализа масла), и включает вспомогательное оборудование вместе с расходными материалами, с помощью которых решает все перечисленные выше задачи.

Ориентирован на его внешний вид и цвет; проверку наличия механических примесей и свободной воды (визуально), пробивного напряжения, кислотного числа и температуры вспышки, а так же реакции водной вытяжки.

В отличие от него, полный анализ помимо уже названных испытаний из объема сокращенного анализа, характеризует следующие показатели:

тангенс угла диэлектрических потерь при 90°С;

количественное содержание механических примесей;

количественное содержание воды;

общий процент газосодержания;

наличие растворенного шлама (потенциального осадка);

содержание антиокислительной присадки ионол;

стабильности масла против окисления.

Полный анализ трансформаторного масла проводится на основании вычислений сокращенного анализа, то есть данных одного или нескольких показателей рабочего состояния масла, и только если их норма превышена.

В том случае, если внутри промышленного оборудования происходят негативные процессы, к примеру, ухудшение характеристик твердой изоляции, это свидетельствует об интенсивном старении масла.

С помощью полного анализа готовится прогноз длительности эксплуатации масла, выявляются причины загрязнения, и подбирается необходимая методика для восстановления его эксплуатационных свойств.

Анализ масла производится для того, чтобы определить основные параметры качества и рабочего состояния.

Эти показатели непременно должны соответствовать требованиям нормативно-технической документации. И в случае негативных результатов, следует принимать меры по замене несоответствующего трансформаторного масла или его очистке.

Поступившее от завода-изготовителя с возможными отклонениями от нормативных показателей по влагосодержанию и газосодержанию;

Из состояния “свежее”, соответствующее всем нормируемым показателям и готовое к заливке в оборудование;

Восстановленное до требований нормативно-технической документации и пригодное к дальнейшему применению трансформаторное масло;

Залитое в оборудование, показатели которого соответствуют нормам на эксплуатационное масло;

Которое утратило в процессе эксплуатации качество по браковочным показателям, установленным нормативно-технической документацией, и слитое из оборудования.

Как известно, рабочее состояние техники зависит от состояния его жидкой изоляции. Для того, чтобы избежать непредвиденных ситуаций, аварий и простоев оборудования, на любом промышленном предприятии разработана четкая система эксплуатационного контроля.

Химический состав трансформаторного масла зависит от качества сырья для изготовления и примененных способов его первичной очистки. Так же химический состав отработанного масла зависит от качества процедуры регенерации с восстановлением полезных характеристик рабочей жидкости с помощью адсорбции и добавления различных стимулирующих присадок.

От уровня качества масла, определяемого тем самым химическим составом, зависят его рабочие свойства. Под воздействием электрических и магнитных полей, влажности и температуры внутри силовых трансформаторов, происходит разложение исходных органических соединений, содержащихся в смеси трансформаторного масла. Кроме того, в нем растворяются продукты разложения твердой изоляции и конструкционных материалов, вступающие во взаимодействие друг с другом, ускоряя процесс износа внутренней изоляции трансформатора.

Подобного рода процессы вызывают изменения химического состава трансформаторного масла. снижение его рабочих характеристик способствует снижению продуктивности трансформаторного оборудования, увеличение вероятности поломок и простоев. Для оценки состояния трансформаторного масла, а также для выявления возможных дефектов промышленной техники, применяют различные физико-химические исследования.

Испытываются основные характеристики трансформаторного масла. среди них много внимания уделяется главной электроизоляционной характеристике – уровню пробивного напряжения. На данный показатель влияет наличие в трансформаторном масле вредных механических примесей веществ извне изоляционной среды или результатов распада и разрушения элементов и материалов конструкции внутренних деталей трансформаторов.

Появляющиеся вредные вещества увеличивают потенциальную возможность электрических пробоев из-за снижения эксплуатационных характеристик трансформаторного масла и увеличивают значения тангенса угла диэлектрических потерь. Практически любое повреждение в трансформаторе со временем приводит к снижению пробивного напряжения масла. Пробивное напряжение и тангенс угла диэлектрических потерь определяют в электротехнической лаборатории.

Поскольку все процессы в природе взаимосвязаны, то контакт масла с водой, воздухом, появление механических примесей, снижение диэлектрической прочности способствует новой волне окислительных процессов, образования шламов из растворимых и нерастворимых компонентов. Растворимые вещества продолжают влиять на старение жидкой изоляции, в то время, как нерастворимые представляют опасность для работы твердой изоляции. Образующийся впоследствии осадок ухудшает охлаждение трансформаторов, уменьшая сечение каналов охлаждения обмоток.

Для измерения содержания механических примесей и воды при испытаниях масла применяют качественный и количественный методы.

При количественной оценке содержания механических примесей в масле оно сначала пропускается через сухой чистый, предварительно взвешенный бумажный фильтр. Затем фильтр высушивается и взвешивается, а разница в весе дает массу механических примесей. Качественное определение влагосодержания в масле производят путем нагрева масла до 130°С. Наличие воды подтверждается, если при вспенивании трансформаторного масла не менее двух раз слышен треск.

Наличие в масле водорастворимых кислот, которые являются достаточно агрессивными соединениями, вызывает коррозию металлов и ускоряет старение твердой изоляции. Определение содержания водорастворимых кислот и щелочей основывается на их извлечении из масла с помощью воды или водного раствора спирта. Так же для обнаружения щелочи и мыл используют 1%-ый спиртовой раствор фенолфталеина, который меняет свой цвет при наличии вредных компонентов. Впоследствии выявления водорастворимых кислот и щелочей производится регенерация масла.

Для выявления дефекта силового оборудования, проводят анализ температуры вспышки трансформаторного масла. Если температура, при которой пары масла, нагреваемого в закрытом сосуде, образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени, снижается более, чем на 5°С, требуется комплексное обследование трансформатора для выявления причины этого снижения.

Для того, чтобы выявить и установить проблемы качества и работы трансформаторного масла, анализа только одного из названных компонентов недостаточно. Кроме того, проводятся дополнительные испытания других химических и физических показателей, которые не рассматриваются в данной статье.

Своевременное выявление нарушений способствует эффективной эксплуатации масляных ресурсов.

Кроме соблюдения процедур различных видов анализа трансформаторного масла, необходимо учитывать требования к лаборатории, оборудованию и квалификации специалистов для проведения испытаний.

Обслуживающий персонал должен иметь навыки работы со всеми видами проверочного оборудования и уметь работать на персональном компьютере.

Ранняя диагностика силового масляного оборудования является одной из самых актуальных задач для предотвращения аварий в энергосистемах. Благодаря своевременному анализу трансформаторного масла, предприятие автоматически снижает статью непредвиденных и ремонтных расходов, урезая ненужные финансовые потери.

Если анализ изоляционного масла показал его непригодность к дальнейшей эксплуатации, то его качественные свойства можно восстановить с помощью специального оборудования. Компания GlobeCore представляет целый ряд различных установок для очистки и регенерации отработанных промышленных масел.

Также рекомендуем к просмотру видео, где показана установка УВР в работе:

источник