Хроматографический анализ трансформаторного масла нормы

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:

Цвет, прозрачность, запах.
Наличие газовых фракций, вкраплений воды.
Диэлектрическая проницаемость.
Тангенс угла диэлектрических потерь.
Степень кислотности, вязкости.
Способность к окислительным реакциям.
Электрическая прочность.
Глубина полимеризации.
Износ металла.
Выявление мелкодисперсных абразивных загрязнителей, полихлорированных бифенилов.

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

Плотность. В норме при t +20 градусов по Цельсию – 870кг/м 3 .
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.
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.
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:

Изоляционные данные.
Диэлектрическая прочность и потери в изоляции.
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.
Содержание механических примесей воды (%).

Исследование масла проводится поэтапно:

Берутся образцы на пробу.
Подбирается оптимальная методика для испытаний, определяется проходимость электрического тока в условиях определенной температуры.
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:

Определяется количество примесей гравиметрическим способом, провоцирующих снижение коэффициента диэлектрической прочности.
Проверяется уровень диэлектрических потерь с учетом тангенса угла по итогам теста. Так удается выявить: насколько масло загрязнено или устарело.
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.
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:

Разделить сложные смеси на простейшие.
Определить количественное содержание примесей: метана, ацетилена, этилена, водорода в масле. Если оно перегреется, значит в составе – ацетилен. Если испорчена изоляционная обмотка, то двуокись водорода.
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:

Количественный вариант проводится за счет пропуска сухого чистого масла через бумажный фильтр. Далее он высушивается, взвешивается. Проводится тест-замер на количество механических примесей.
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:

Вверху (в шапке) прописывается марка масла, нормативы испытания по ГОСТу, номер документа.
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.
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

М _Ai — предел обнаружения в масле i-го газа, %об;

A _i — начальное значение концентрации i -г o газа, %об;

A_i — измеренное значение концентрации i -г o газа, %об;

Агр _i — граничная концентрация i -г o газа, %об;

a_i — относительная концентрация i -г o газа;

a_maxi — максимальная относительная концентрация i -г o газа;

F_Li — интегральная функция распределения;

N — общее число трансформаторов;

L — интервал измерения концентрации i -г o газа;

n_Li — число трансформаторов с концентрацией газа А_(1-1)_i

V абс _i — абсолютная скорость нарастания i -г o газа, %об/мес;

Am_i , A ( m -1) _i — два последовательных измерения концентрации i -г o газа, %об;

Td — периодичность диагностики, мес.;

V отн_i — относительная скорость нарастания i -г o газа, %/мес;

b — коэффициент кратности последовательных измерений (принимать b = 5);

T ₁_d — минимальное время до повторного отбора пробы масла, мес.;

Аг _i — концентрация i -г o газа в равновесии с газовой фазой, %об;

B_i — коэффициент растворимости i -г o газа в масле

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ДИАГНОСТИКЕ
РАЗВИВАЮЩИХСЯ ДЕФЕКТОВ ТРАНСФОРМАТОРНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ
ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ГАЗОВ,
РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ

Настоящие Методические указания составлены на основе накопленного в России опыта применения «Методических указаний по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов» РД 34.46.302-89 (М: СПО Союзтехэнерго, 1989), с учетом рекомендаций публикации МЭК 599 и СИГРЭ и вводятся взамен упомянутого выше РД 34.46.302-89 и взамен противоаварийного циркуляра Ц-06-88(Э) «О мерах по повышению надежности герметичных вводов 110-750 кВ» от 27.07.1988 г.

Настоящие Методические указания распространяются на трансформаторы напряжением 110 кВ и выше, блочные трансформаторы, трансформаторы собственных нужд с любым видом защиты масла от атмосферы и высоковольтные герметичные вводы напряжением 110 кВ и выше, залитые трансформаторным маслом любой марки.

В Методических указаниях изложены: критерии диагностики развивающихся в трансформаторах дефектов (критерий ключевых газов, критерий граничных концентраций газов, критерий отношения концентраций пар газов для определения вида и характера дефекта, критерий скорости нарастания газов в масле); эксплуатационные факторы, влияющие на результаты АРГ; дефекты, обнаруживаемые в трансформаторах с помощью АРГ; основы диагностики эксплуатационного состояния трансформаторов по результатам АРГ; определение наличия дефекта в высоковольтных герметичных вводах по результатам анализа растворенных в масле газов.

Вероятность совпадения прогнозируемого и фактического дефектов в трансформаторах при использовании настоящих Методических указаний — 95 %.

Методические указания рекомендуются к применению персоналу электрических станций, электрических сетей, подстанций, а также наладочных и ремонтных предприятий.

1.1 Хроматографический анализ растворенных в масле газов проводится в соответствии с методикой «Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов» (РД 34.46.303-98), обеспечивающей:

1.1.1 Определение концентраций следующих газов, растворенных в масле: водорода ( H ₂ ), метана (СН₄), ацетилена ( C ₂ H ₂ ), этилена ( C ₂ H ₄ ), этана ( C ₂ H ₆ ), оксида углерода (СО), диоксида углерода ( CO ₂ ).

— для метана, этилена, этана — 0,0001 % _об.

— для ацетилена — 0,00005 % _об.

— для оксида и диоксида углерода — 0,002 % _об.

1.1.3 Применяемые аппаратура и методики анализа должны обеспечивать погрешность измерения газов в масле не хуже указанной в таблице 1:

Суммарная погрешность измерения, %отн

1.2 Появлением газов в масле трансформатора считается значение концентрации, превышающее предел обнаружения в 5 раз.

С помощью АРГ в трансформаторах можно обнаружить две группы дефектов.

Основные газы: C ₄ H ₄ — в случае нагрева масла и бумажно-масляной изоляции выше 600 °С или C ₂ H ₂ — в случае перегрева масла, вызванного дуговым разрядом.

Характерными газами в обоих случаях являются: H ₂ , CH ₄ и C ₂ H ₆ .

2.1.1 Перегрев токоведущих соединений может определяться нагревом и выгоранием контактов переключающих устройств; ослаблением и нагревом места крепления электростатического экрана; обрывом электростатического экрана; ослаблением винтов компенсаторов отводов НН; ослаблением и нагревом контактных соединений отвода НН и шпильки проходного изолятора; лопнувшей пайкой элементов обмотки; замыканием параллельных и элементарных проводников обмотки и др.

2.1.2 Перегрев металлических элементов конструкции остова может определяться: неудовлетворительной изоляцией листов электротехнической стали; нарушением изоляции стяжных шпилек или накладок, ярмовых балок с образованием короткозамкнутого контура; общим нагревом и недопустимыми местными нагревами от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих кольцах и винтах; неправильным заземлением магнитопровода; нарушением изоляции амортизаторов и шипов поддона реактора, домкратов и прессующих колец при распрессовке и др.

2.2 Группа 2. Электрические разряды в масле

Электрические разряды в масле могут быть разрядами большой и малой мощности.

2.2.1 При частичных разрядах основным газом является H ₂ характерными газами с малым содержанием — CH ₄ и C ₂ H ₂ .

2.2.2 При искровых и дуговых разрядах основными газами являются Н₂ или C ₂ H ₂ ; характерными газами с любым содержанием — СН₄ и C ₂ H ₄ .

2.3 Превышение граничных концентраций СО и СО₂ может свидетельствовать об ускоренном старении и/или увлажнении твердой изоляции. При перегревах твердой изоляции основным газом является диоксид углерода.

2.4 Основные (ключевые) газы — наиболее характерные для определенного вида дефекта:

водород — частичные разряды, искровые и дуговые разряды;

ацетилен — электрическая дуга, искрение;

этилен — нагрев масла и бумажно-масляной изоляции выше 600 °С;

метан — нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (400-600) °С или нагрев масла и бумажно-масляной изоляции, сопровождающийся разрядами;

этан — нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (300-400) °С;

оксид и диоксид углерода — старение и увлажнение масла и/или твердой изоляции;

диоксид углерода — нагрев твердой изоляции.

2.5.1 Рассчитываются относительные концентрации газов (а _i ) по формуле:

Здесь и далее буквенные обозначения параметров в расчетных формулах приведены в списке использованных обозначений .

2.5.2 По расчетным относительным концентрациям максимальное значение a_maxi соответствует основному газу (кроме C О₂; C О₂ — основной газ, если C О₂ > 1);

а _i > 1 — характерный газ с высоким содержанием;

0,1 _i — характерный газ с малым содержанием;

2.6 Перед включением в работу новых или прошедших ремонт трансформаторов необходимо определить начальные концентрации растворенных газов ( A _i ) и последующие результаты анализов оценить по сравнению с этими значениями.

При этом, если измеренные концентрации A _i превышают предел обнаружения ( М_А_i , см. п. 1.1.2), то, по возможности, провести дегазацию масла. Если такой возможности нет, то следует принять за исходные значения, измеренные перед включением.

3. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ РОСТУ ИЛИ УМЕНЬШЕНИЮ КОНЦЕНТРАЦИЙ РАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ В МАСЛЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ

3.1 При анализе состава растворенных в масле газов для диагностики эксплуатационного состояния трансформаторов необходимо учитывать условия их эксплуа тации за предыдущий промежуток времени и факторы, вызывающие изменения этого состава газов нормально работающих трансформаторов.

— остаточные концентрации газов от устраненного дефекта во время ремонта трансформатора (если не была проведена дегазация масла),

— увеличение нагрузки трансформатора,

— перемешивание свежего масла с остатками старого, насыщенного газами, находящегося в системе охлаждения, баках РПН, расширителе и т.д.,

— доливка маслом, бывшим в эксплуатации и содержащим растворенные газы,

— проведение сварочных работ на баке,

— повреждения масляных насосов с неэкранированным статором,

— перегревы из-за дефектов системы охлаждения (засорение наружной поверхности охладителей, отключение части масляных насосов и др.),

— перегрев масла теплоэлектронагревателями при его обработке в дегазационных и других установках,

— переток газов из бака расширителя контактора РПН в бак расширителя трансформатора, имеющего РПН типа РС-3 или РС-4,

— сезонные изменения интенсивности процесса старения,

— воздействие токов короткого замыкания и др.

3.3 Эксплуатационные факторы, вызывающие уменьшение концентрации растворенных в масле газов бездефектных трансформаторов:

— продувка азотом в трансформаторах с азотной защитой масла,

— уменьшение нагрузки трансформатора,

— доливка дегазированным маслом,

— частичная или полная замена масла в баке трансформатора,

— заливка маслом под вакуумом, в том числе — частичным вакуумом,

— замена масла в маслопроводах, навесных баках, расширителе, избирателе устройств РПН и т.д.

В приложении 1 приведены примеры влияния эксплуатационных факторов на результаты АРГ.

4.1 Критерий граничных концентраций позволяет выделить из общего количества трансформаторного парка трансформаторы с возможными развивающимися дефектами.

Такие трансформаторы следует взять под хроматографический контроль с учащенным отбором проб масла и проведением АРГ.

4.2 Для бездефектных трансформаторов концентрации газов за срок службы не должны превысить граничных значений.

4.3 Рекомендуется определять граничные концентрации растворенных газов в масле нормально работающих трансформаторов как минимум через 5 лет.

Для каждого трансформатора в статистическую обработку включаются все измеренные концентрации i — o г o газа за последний год эксплуатации.

4.5 За граничную концентрацию любого газа следует принимать такое значение, ниже которого оказывается концентрация этого газа у 90 % общего числа обследованных трансформаторов принятой группы.

4.6 Граничные концентрации определяются по интегральной функции распределения ( F_i ) следующим образом:

4.6.1 Измеренные концентрации i-го газа от 0 до Аmax по всем трансформаторам, кроме тех, которые были выведены в ремонт по результатам АРГ, следует разбить на L интервалов (можно принять L = 10-15).

Вероятность P _Li приближенно оценивается как частота наблюдения концентрации в интервале от A _L_-1 до A _L_i .

4.6.2 На каждом интервале определяем вероятность

4.6.3 Значения интегральной функции распределения с учетом (2) находятся как

4.6.4 Граничная концентрация i -го газа ( A г p_i ) определяется при F _Li = 0,9 наиболее просто графически (рис. 1)

Рис. 1. Определение граничной концентрации по интегральной функции распределения

4.7 При отсутствии достаточных статистических данных для определения граничных концентраций (п. 4.4) растворенных в масле трансформаторов газов можно пользоваться данными таблицы 2.

Граничные концентрации растворенных в масле газов

Трансформаторы напряжением 110-500 кВ

Трансформаторы напряжением 750 кВ

Реакторы напряжением 750 кВ

* для СО — в числителе приведено значение для трансформаторов с азотной или пленочной защитами масла, в знаменателе — для трансформаторов со свободным дыханием; для СО₂ — в числителе приведены значения для трансформато ров со свободным дыханием при сроке эксплуатации до 10 лет, в знаменателе — свыше 10 лет, в скобках приведены те же данные для трансформаторов с пленочной или азотной защитами масла

Вид и характер развивающихся в трансформаторе повреждений определяется по отношению концентраций следующих газов: Н₂, СН₄, С₂Н₂, С₂Н₄ и С₂Н₆.

При этом рекомендуется использовать такие результаты АРГ, в которых концентрация хотя бы одного газа (из пяти перечисленных выше газов) была больше соответствующего граничного значения в 1,5 раза.

5.1.1 Условия прогнозирования «разряда»:

5.1.2 Условия прогнозирования «перегрева»:

Если при этом концентрация СО 0,05 %об — «перегрев твердой изоляции».

5.1.3 Условия прогнозирования «перегрева» и «разряда»:

— если повреждением не затронута твердая изоляция, то

— если повреждением затронута твердая изоляция, то

При интерпретации полученных значений отношений СО₂/СО следует учитывать влияние эксплуатационных факторов п. 3.

5.3.1 Следует иметь в виду, что СО₂ и СО образуются в масле трансформаторов при нормальных рабочих температурах в результате естественного старения изоляции.

Определение характера дефекта в трансформаторе по отношению концентраций пар газов

Характер прогнозируемого дефекта

Отношение концентраций характерных газов

Частичные разряды с низкой плотностью энергии

Разряды в заполненных газом полостях, образовавшихся вследствие не полной пропитки или влажности изоляции.

Частичные разряды с высокой плотностью энергии

То же, что и в п. 2 , но ведет к оставлению следа или пробою твердой изоляции.

Непрерывное искрение в масле между соединениями различных потенциалов или плавающего потенциала. Пробой масла между твердыми материалами.

Дуговые разряды; искрение, пробой масла между обмотками или катушками или между катушками на землю.

Термический дефект низкой температуры (

Перегрев изолированного проводника.

Термический дефект в диапазоне низких температур (150-300 °С)

Местный перегрев сердечника из-за концентрации потока. Возрастание температуры «горячей точки».

Термический дефект в диапазоне средних температур (300-700 °С)

То же, что и в п. 7 , но при дальнейшем повышении температуры «горячей точки».

Термический дефект высокой температуры (> 700 °С)

Горячая точка в сердечнике; перегрев меди из-за вихревых токов, плохих контактов; циркулирующие токи в сердечнике или баке.

5.3.2 Содержание СО₂ в масле зависит от срока работы трансформатора и способа защиты масла от окисления.

В трансформаторах со «свободным дыханием» СО₂ может попасть в масло из воздуха приблизительно до 0,03 %об.

6.1 Критерий скорости нарастания газов в масле определяет степень опасности развивающегося дефекта для работающих трансформаторов.

6.2 Изменение во времени концентрации отдельных газов в масле бездефектных трансформаторов может происходить под воздействием различных факторов (пп. 2.4.1 и 2.4.2), а также вследствие естественного старения изоляции.

6.3 Наличие развивающегося дефекта в трансформаторе, накладываясь на эти факторы, приводит, как правило, к заметному росту концентрации одного или нескольких газов.

6.4 Абсолютная скорость нарастания i -го газа определяется по формуле:

6.5 Относительная скорость нарастания i -го газа определяется по формуле:

Если относительная скорость нарастания газа/газов превышает 10 % в месяц, то это указывает на наличие быстро развивающегося дефекта в трансформаторе.

В случае выявления дефекта повторные анализы следует провести через короткие промежутки времени с целью подтверждения наличия дефекта и определения скорости нарастания газов.

Отбор проб масла для определения скорости нарастания газов рекомендуется проводить 1 раз в 7-10 дней в течение месяца для медленно развивающихся дефектов и через 2-3 дня — для быстро развивающихся дефектов.

7.1 Хроматографический контроль должен осуществляться в следующие сроки [ 1]:

● трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью менее 60 МВА и блочные трансформаторы собственных нужд — через 6 мес. после включения и далее не реже 1 раза в 6 мес.;

● трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью 60 МВА и более, а также все трансформаторы 220-500 кВ в течение первых суток, через 1, 3 и 6 мес. после включения и далее — не реже 1 раза в 6 мес.

● трансформаторы напряжением 750 кВ — в течение первых суток, через 2 недели, 1, 3 и 6 месяцев после включения и далее — не реже 1 раза в 6 мес.

7.2 Периодичность АРГ для трансформаторов с развивающимися дефектами определяется динамикой изменения концентраций газов и продолжительностью развития дефектов.

Все дефекты в зависимости от продолжительности развития можно подразделить на:

7.2.1 Мгновенно развивающиеся дефекты — продолжительность развития которых имеет порядок от долей секунды до минут.

7.2.2 Быстро развивающиеся дефекты — продолжительность развития которых имеет порядок от часов до недель.

7.2.3 Медленно развивающиеся дефекты — продолжительность развития которых имеет порядок от месяцев до нескольких лет.

7.2.4 Методом хроматографического анализа растворенных в масле газов обнаруживаются медленно развивающиеся дефекты, возможно — быстро развивающиеся дефекты и нельзя определить мгновенно развивающиеся дефекты.

7.3 В случае выявления дефекта ( A_i > A г p_i . и/или V отн _i > 10 % в мес.) необходимо выполнить 2-3 повторных анализа растворенных газов (с периодичностью анализов по п.п. 6.6 ) для подтверждения вида и характера дефекта и принятия решения о дальнейшей эксплуатации трансформатора и/или выводе его из работы.

Минимальное время повторного отбора пробы масла ( T ₁_d ) для проведения анализа можно рассчитать по формуле:

8.1 Если в результате анализа А _i _i и V_i отн то нет данных, указывающих на наличие развивающегося дефекта в этом трансформаторе; контроль по АРГ проводится по графику — один раз в 6 мес.

8.2 Если в результате анализа А _i > Агр _i и V_i отн то провести повторный отбор пробы масла и хроматографический анализ растворенных в нем газов для подтверждения результатов измерения и соответственно:

8.2.4 Если в результате выполнения операций по п. 8.2.3 скорость V_i отн растет, то трансформатор оставить на учащенном контроле с периодичностью АРГ, определяемой по п. 7.3.

8.2.6 Если при выполнении п.п. 8.2.5 получается неравенство А _i > Агр _i и V_i отн > 10 % в месяц, а скорость V отн _i , продолжает увеличиваться (быстро развивающийся дефект), то планировать вывод трансформатора из работы.

8.2.6.1 Если при выполнении п.п. 8.2.5 сохраняется неравенство А _i > Агр _i и V_i отн остается постоянной и меньше 10 % в мес., то для выяснения наличия повреждения рекомендуется провести дегазацию масла и выполнить несколько последовательных анализов.

Если после проведения дегазации концентрации газов меньше соответствующих граничных значений и не увеличиваются, то это свидетельствует об отсутствии повреждения. Такой трансформатор снимается с контроля, и дальнейшая периодичность отбора проб масла устанавливается один раз в 6 мес.

Если же после проведения дегазации масла вновь наблюдается рост концентрации растворенных газов при повторных АРГ со скоростью:

— V отн > 10 % в мес., то следует планировать вывод трансформатора из работы;

8.2.7 Если А _i > Агр _i и V_i отн £ 0, то следует проверить влияние эксплуатационных факторов согласно п. 3.4 и при их отсутствии можно предположить, что дефект развивается «вглубь» (выгорание контактов переключающих устройств, листов магнитопровода, металлических шпилек и т.д.). В этом случае следует планировать вывод трансформатора из работы.

8.3. Для трансформаторов с РПН, учитывая особенности их конструктивного выполнения, рекомендуется:

8.3.1 Для РПН в навесных баках в целях определения возможного перетока газов вследствие нарушения герметичности между баками контактора и трансформатора необходимо отобрать одновременно пробу масла из баков контактора и трансформатора.

8.3.2. Если измеренные концентрации одного или нескольких углеводородных газов в обоих пробах масла одинаковые, то это может указывать на переток газов.

В этом случае следует проверить состояние контактов контактора и состояние уплотнения между баками контактора и трансформатора. Если дефект выявлен, то его следует устранить.

8.3.3. Для РПН погружного типа может быть три вида дефектов:

— переток из бака контактора в бак трансформатора,

— переток в расширителе по уровню масла,

— переток газовой фазы по надмасляному пространству, если перегородка в общем расширителе выполнена не до самого верха.

8.3.3.1. Для РПН погружного типа отборы проб масла в целях выявления перетока следует производить одновременно из бака трансформатора и из расширителя контактора.

8.3.3.2. Если концентрации газов в пробе масла из бака трансформатора выше, чем в пробе масла из расширителя, то «перетока» нет и в этом случае диагностика по АРГ выполняется в соответствии с п. 8.2.6.

8.4. При срабатывании газового реле на сигнал или на отключение для диагностики возможного дефекта следует:

8.4.1. Отобрать пробу газа из газового реле (свободный газ) и одновременно пробу масла из бака трансформатора.

8.4.2. Определить концентрации газов отдельно в каждой из отобранных проб (Ас _i — концентрации газов в свободном газе, А _i — концентрации газов в масле).

8.4.3. По полученным концентрациям газов, растворенных в масле из бака трансформатора рассчитать концентрации этих же газов, соответствующих равновесному состоянию с газовой фазой, по формуле:

Коэффициент растворимости i -г o газа в масле принимается по табл. 4.

Значения коэффициентов растворимости (В _i ) газов в масле (при температуре 20 °С и давлении 760 мм рт. ст.)

8.4.4. Сравнить концентрации свободного газа (Ас _i ) с расчетными значениями Аг _i и соответственно:

8.4.4.1 Если концентрации Ас _i примерно равны Аг _i , то это свидетельствует о том, что газ в реле выделился в равновесном состоянии в результате подсоса воздуха в газовое реле или в систему охлаждения трансформатора, или резкого снижения уровня масла в расширителе бака трансформатора и др. причин.

В этом случае следует определить причину срабатывания газового реле и устранить дефект.

8.4.4.2 Если концентрация Ас _i значительно больше, чем Аг _i , то это свидетельствует о быстро развивающемся дефекте, как правило, электрического вида. Обычно такие дефекты характеризуются высокими концентрациями водорода и ацетилена в пробе газа из газового реле.

В этом случае трансформатор требуется немедленно вывести из работы для устранения дефекта.

8.5. Во всех случаях при решении вопроса о дальнейшей эксплуатации трансформатора, в котором подозревается наличие того или иного дефекта, следует учитывать:

— возможность появления характерных газов, не связанных с дефектом трансформатора (например, неисправности в системе охлаждения, повреждения системы защиты масла и т.п.);

— особенности эксплуатации трансформатора;

8.6. Примеры диагностики эксплуатационного состояния трансформатора по результатам АРГ приведены в приложении 2.

9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАЛИЧИЯ ДЕФЕКТА В ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ГЕРМЕТИЧНЫХ ВВОДАХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ АНАЛИЗА РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ ГАЗОВ

9.1 С помощью АРГ в высоковольтных герметичных вводах трансформаторов можно обнаружить нарушение контактных соединений (искрение), проявление острых краев деталей (микроразряды в масле), ослабление контактных соединений верхней контактной шпильки (термическая деструкция масла) и локальные дефекты остова (микроразряды в остове).

В таблице 5 приведен перечень обнаруживаемых с помощью АРГ дефектов и их хроматографические признаки.

9.2 Основные газы, свидетельствующие о наличии дефектов: ацетилен (С₂ H ₂ ) и сумма концентраций углеводородных газов (ΣС_x H _y ); метан — С H ₄ , этан — С₂ H ₆ , этилен — С₂ H ₄ и ацетилен — С₂ H ₂ .

9.3 Вводы подлежат отбраковке при достижении концентраций ацетилена — 0,0005 %об и более, либо при достижении суммы концентраций углеводородных газов:

— вводы (110-220) кВ — 0,03 %об и более;

— вводы (330-750) кВ — 0,015 %об и более

9.4 В процессе эксплуатации герметичных вводов, имеющих удовлетворительные результаты измерений в соответствии с [1] рекомендуется следующая периодичность измерений растворенных газов в масле вводов:

— вводы (110-220) кВ — 1 раз в четыре года;

— вводы (330-750) кВ — 1 раз в два года

Для всех вновь вводимых в работу высоковольтных герметичных вводов — через два года после начала их эксплуатации.

Дефекты высоковольтных герметичных вводов трансформаторов, обнаруживаемые с помощью АРГ

Основные хроматографические признаки дефекта

Образование углеродосодержащих частиц вследствие разрядов — ацетилен. Появление незавершенных искровых разрядов — водород. Возможно отложение загрязнений по поверхностям и прорастание по ним разряда — водород и ацетилен.

Острые края деталей в масле

Появление незавершенных искровых разрядов — водород. Накопление продуктов деструкции масла по поверхностям и прорастание по ним разряда — водород и ацетилен.

Нарушение контактных соединений

Появление искрового разряда в масле — водород и ацетилен. Отложение продуктов деструкции масла по поверхностям и прорастание по ним разряда — водород и ацетилен. Накопление продуктов деструкции масла — водород и ацетилен.

Ослабление контактных соединений верхней контактной шпильки

Термическая деструкция масла (осмоление) — метан, этан.

Микроразряды в остове — ацетилен и водород.

Приведены случаи появления в трансформаторном масле газов разложения, которые к дефектам активных частей отнести нельзя. Недостаточно внимательное интерпретирование результатов АРГ может привести к необоснованному выводу оборудования из работы и тем самым к серьезному экономическому ущербу в особенности, когда речь идет о мощном или диспетчерски ответственном трансформаторе.

1. В случае перегрузки или перенапряжения увеличиваются, как правило в два и более раза концентрации СО₂ и СО по сравнению с граничными значениями, например, вследствие отказа или неправильной работы разрядников, выключателей, грозовых и коммутационных перенапряжений, перекоса фаз, короткого замыкания в электрически связанной сети и т.д. За таким трансформатором необходимо проследить. Если причина роста концентраций относится к вышеупомянутым случаям, то через 1-2 мес. концентрации вернутся к исходным; если же они будут увеличиваться или тем более появятся углеводородные газы, то причиной этого может быть развивающееся повреждение, интерпретация которого будет зависеть от состава газов и их соотношений.

2. В случае отказа системы охлаждения происходит активное газовыделение с превалированием этана над всеми остальными газами и резким ростом содержания СО₂.

3. При сгорании двигателя маслонасоса может появиться весь состав газов, включая ацетилен. Одним из косвенных подтверждений этого дефекта может быть резкий рост их концентраций с последующим быстрым убыванием в случае трансформатора со свободным дыханием и стабилизация этих концентраций у трансформаторов с азотной и пленочной защитами масла.

4. Одной из причин появления газов в масле может быть предшествующее повреждение. Если при этом масло после аварии долго находилось в трансформаторе, то целлюлозная изоляция могла абсорбировать значительное количество газов разложения. После устранения повреждения и смены масла при включении трансформатора в работу из пор целлюлозной изоляции в масло будут выделяться ранее поглощенные газы, состав которых будет соответствовать предшествующему повреждению (кроме водорода, которого, как правило, при этом не бывает, так как он просто улетучивается). Этот процесс зависит от нагрузки трансформатора. Если нагрузка значительна, то газы активно выделяются в масло, а затем либо сравнительно быстро исчезают у трансформаторов со свободным дыханием, либо стабилизируются у трансформаторов с азотной и пленочной защитой.

При незначительной нагрузке выделение газов может начаться не сразу после включения, а примерно через месяц, и нарастание концентраций может продолжаться до 2-3 мес. и лишь после этого начнет убывать. В этом случае требуется особое внимание, чтобы не вывести в ремонт трансформатор без фактических показателей к этому.

5. Появление газов разложения масла и твердой изоляции, наблюдаемое после доливки масла, также должно нацелить на тщательную проверку масла, которое доливалось в трансформатор, так как доливка масла из поврежденного трансформатора может создать иллюзию возникновения повреждения.

Если подтвердится, что в доливаемом масле были растворены газы, характерные для того или иного дефекта, трансформатор должен быть все равно взят под учащенный контроль, чтобы убедиться, что концентрации газов убывают или хотя бы не растут, так как возможно случайное наложение двух факторов: доливка плохим маслом и возникновение дефекта. Только отсутствие роста концентраций газов позволяет считать причиной их появления доливку маслом из аварийного трансформатора.

6. Как правило, заливаемое в трансформатор масло проходит обработку через маслоочистительную установку, снабженную электроподогревателем. При сгорании одного из элементов электроподогревателя или нарушении режима подогрева масло, находящееся в этот момент в контакте с ним, перегревается с выделением газов, характерных для температуры, при которой произошел перегрев. Этот дефект легко устанавливается проверкой масла из трансформатора на газосодержание непосредственно перед включением его в работу. Поэтому это измерение должно быть проведено обязательно.

Если есть основание подозревать, что причина появления в масле газов разложения вызвана эксплуатационными факторами, самым эффективным способом уточнения этой причины является дегазация масла с помощью передвижной установки.

Если причина была установлена правильно, то выделение газов после дегазации не будет. В противном случае в трансформаторе имеется очаг повреждения.

В трансформаторе ТДЦГ-400000/330 при очередном анализе по графику были зарегистрированы следующие концентрации газов (%об):

1-ый анализ СО₂ = 0,17; СО = 0,02; СН₄ = 0,0045; С₂Н₄ = 0,005; С₂Н₂ — отсутствует; С₂Н₆ = 0,002; Н₂ = 0,008. Так как концентрации каждого из газов не превышают граничные значения ( A_i A г p_i ), следующий анализ был проведен через 6 мес. и дал следующие результаты:

Для подтверждения результатов АРГ следующий анализ проведен через 6 дней. Получили следующие результаты:

Анализ условий эксплуатации за предшествующий период показал, что отсутствуют факторы, которые могли бы вызвать рост концентраций углеводородных газов (п. 3.2).

По полученным концентрациям углеводородных газов определим характер развивающегося в трансформаторе дефекта по таблице 3 текста РД:

На основании полученных данных прогнозируется дефект термического характера — «термический дефект высокой температуры, > 700 °С».

Так как СО₂/СО = 0,16/0,02 = 8, то делаем вывод, что дефект не затрагивает твердую изоляцию и относится к группе 1 (п. 2.1).

Определим минимальную периодичность следующего отбора проб масла по формуле 6:

— рассчитаем величины абсолютных скоростей нарастания концентраций каждого газа:

Так как максимальная абсолютная скорость нарастания у водорода, то Т₁_d определяем по ней:

T ₁_d = 5 ´ 5 ´ 10 4 /0,0125 = 0,2 мес., т.е. 6 дней

Фактически следующий отбор пробы масла и АРГ были проведены через 7 дней и получены следующие концентрации газов:

По данным этого анализа в трансформаторе подтвердилось наличие быстроразвивающегося дефекта термического характера, не затрагивающего твердую изоляцию — «термический дефект высокой температуры, > 700 °С» и относящегося к 1 группе дефектов «Перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова».

Трансформатор был выведен в ремонт. Во время ремонта в нем было обнаружено выгорание меди отвода обмотки 330 кВ, что подтвердило правильность поставленного диагноза.

В трансформаторе ТДТГ — 10000/110 после срабатывания газовой защиты на отключение (отбор пробы масла был проведен из бака трансформатора) определен следующий состав растворенных в масле газов (концентрации в %об.):

Из результатов анализа следует, что концентрации метана и этилена более, чем в 2 раза превышают соответствующие граничные значения (табл. 2 РД), концентрация водорода в 20 раз превышает граничное значение, а ацетилена — более, чем в 100 раз.

На основании полученных данных прогнозируется дефект электрического характера — «разряды большой мощности».

Трансформатор был выведен в ремонт, в нем был обнаружен обрыв токопровода переключателя.

В трансформаторе ТДТН-31500/110 газовая защита сработала на сигнал.

Отобрали пробу газа из газового реле и пробу масла из бака трансформатора. Определили концентрации растворенных в масле газов и газа из газового реле; результаты анализов приведены в таблице:

источник

Эффективный метод выявления дефектов оборудования на ранней стадии развития, не обнаруживаемых традиционными способами

Хроматографический анализ газов растворенных в масле, является специальным методом, служащим для обнаружения повреждений и дефектов конструктивных узлов электрооборудования, но практически не информирующем о качестве и состоянии самого масла. Хроматографический анализ (ХАРГ) позволяет:

отслеживать развитие процессов в оборудовании,
выявлять дефекты на ранней стадии их развития, не обнаруживаемые традиционными способами,
определять предполагаемый характер дефекта и степень имеющегося повреждения
ориентироваться при определении места повреждения.

Для оценки состояния маслонаполненного оборудования используются газы: водород (Н2), метан (CH4), этан (C2H6), этилен (C2H4), ацетилен (С2Н2), угарный газ (CO), углекислый газ (CO2). Кроме этого, всегда присутствуют кислород и азот, а их концентрация изменяется в зависимости от герметичности корпуса трансформатора и могут выделяться такие газы как пропан, бутан, бутен и другие, но их исследование в диагностических целях не получило широкого распространения.

Состояние оборудования оценивается сопоставлением полученных при анализе количественных данных с граничными значениями концентрации газов и по скорости роста концентрации газов в масле. Важно различать нормальные и чрезмерные объемы газа. Нормальное старение или газовая генерация изменяется в зависимости от конструкции трансформатора, нагрузки и типа изоляционных материалов.

Взаимосвязь основных газов и наиболее характерных видов дефектов.

Водород (Н2)	Дефекты электрического характера: частичные разряды, искровые и дуговые разряды
Метан (CH4)	Дефекты термического характера: нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (400-600)°С или нагрев масла и бумажно-масляной изоляции, сопровождающийся разрядами;
Этан (C2H6)	Дефекты термического характера: нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (300-400)°С;
Этилен (C2H4)	Дефекты термического характера: нагрев масла и бумажно-масляной изоляции выше 600°С
Ацетилен (С2Н2)	Дефекты электрического характера: электрическая дуга, искрение
Угарный газ (CO)	Дефекты термического характера: старение и увлажнение масла и/или твердой изоляции;
Углекислый газ (CO2)	Дефекты термического характера: старение и увлажнение масла и/или твердой изоляции; нагрев твердой изоляции

С₂Н₄ — в случае нагрева масла
и бумажно-масляной
изоляции выше 600°С

— нагрев и выгорание контактов переключающих устройств;
— ослабление и нагрев места крепления электростатического экрана;
— обрыв электростатического экрана; — ослабление винтов компенсаторов отводов НН;
— ослабление и нагрев контактных соединений отвода НН и шпильки проходного изолятора;
— лопнувшая пайка элементов обмотки: замыкание параллельных и элементарных проводников обмотки и др

С₂Н₂ — в случае перегрева масла,
вызванного дуговым разрядом.

Перегревы элементов конструкции остова. — неудовлетворительная изоляция листов электротехнической стали;
— нарушение изоляции стяжных шпилек или накладок, ярмовых балок с образованием короткозамкнутого контура;
— общий нагрев и недопустимый местный нагрев от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах,
рессующих кольцах и винтах;
— неправильное заземление магнитопровода;
— нарушение изоляции амортизаторов и шипов поддона реактора, домкратов и прессующих колец
при распрессовке и др. Частичные разряды Н₂ СН₄и С₂Н₂
с малым содержанием Искровые и дуговые разряды Н₂ или С₂Н₂ СН₄и С₂Н₂
с любым содержанием Ускоренное старении и/или увлажнение твердой изоляции СО и СO₂ Перегрев твердой изоляции СO₂

Для получения объективных результатов хроматографического анализа трансформаторного масла необходимо квалифицированно произвести отбор проб из маслонаполненного оборудования. Более подробные требования по отбору проб трансформаторного масла представлены в разделе Отбор проб масла

Периодичность проведения ХАРГ трансформаторного масла

Наименование оборудования	Периодичность
для трансформаторов 110 кВ и выше	не реже 1 раза в 6 месяцев
для герметичных вводов, имеющих удовлетворительные результаты регламентных испытаний — для вводов 110-220 кВ — для вводов 330-750 кВ	1 раз в 4 года 1 раз в 2 года

Преимущество этого метода состоит в том, что образцы масла можно отобрать в любое время без вывода оборудования из работы.

Детальную информацию по проведению и использованию хроматографического анализа трансформаторного масла вы можете получить из руководящих документов:

РД 153-34.0-46.302-00 «Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле»
РД 34.46.303-98 «Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов»

источник

РД 34.46.303-98. Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов

2. Отбор, транспортировка и хранение проб масла

3. Извлечение газов из масла по методам АРП и ВТИ и способы их дозирования в хроматографические установки

4. Хроматографический метод анализа газовой смеси

5. Хроматографический анализ газов, растворенных в масле

6. Обработка результатов хроматографического анализа газов, растворенных в масле

Приложение 1. Расчет линейной градуировочной характеристики и ее метрологических параметров

Приложение 2. Способ проведения метанации СО и СО2

Приложение 3. Определение внутреннего объема газового крана-дозатора

Приложение 4. Пример определения градуировочной характеристики хроматографического комплекса и ее метрологических параметров по С2Н4

Приложение 5. Пример обработки результатов анализа, растворенных в масле газов

Приложение 6. Организации, производящие хроматографическую аппаратуру и аттестованные газовые смеси, рекомендованные в настоящих методических указаниях

Список дополнительной литературы

Разработан: ВС АО Ленэнерго

Принят: ИМПиТМ им. Е.И. Марциновского Минздрава СССР

Принят: ЦК профсоюза рабочих нефтяной и газовой промышленности

Утвержден: АООТ ВТИ 13.03.1998

Утвержден: Московский институт пожарной безопасности (МИПБ) МВД России 13.03.1998

Утвержден: РАО ЕЭС России 13.03.1998

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ РАО «ЕЭС РОССИИ»

ДЕПАРТАМЕНТ СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ И НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ

Первый зам. начальника Департамента

стратегии развития и научно-технической

_______________________ А.П. Берсенев

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПОДГОТОВКЕ И ПРОВЕДЕНИЮ
ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ГАЗОВ,
РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

с 01.05.1998 г. до 01.05.2003 г.

Разработано: АО ВНИИЭ, АО ВТИ и ВС АО Ленэнерго.

Исполнители: В.В. Бузаев, Г.К. Колобаев, Ю.Н. Львов, Н.Ю. Смоленская, Ю.М. Сапожников (АО ВНИИЭ); Т.В. Глазунова, Р.А. Липштейн (АО ВТИ); Н.И. Калачева (ВС АО Ленэнерго).

Утверждено: Департамент стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России» «13» марта 1998 г.

hшум — величина шума детектора, см;

— поправка, учитывающая потерю i-ого газа в газовом пузырьке, образовавшемся при транспортировке и хранении пробы масла;

Vгп — объем газового пузырька, образовавшегося в шприце при транспортировке и хранении пробы масла, мл;

Vмш — объем масла в шприце при транспортировке и хранении, мл;

Вi — коэффициент растворимости i-ого газа в масле;

с — больший (продольный) размер газового пузырька, см;

d — меньший (поперечный) размер газового пузырька, см;

dкол. — внутренний диаметр хроматографической колонки, см;

dчacт. — размер частиц сорбента, см;

lкол.. — длина хроматографической колонки, см;

Vсорб. — объем сорбента в колонке, мл;

tотн. — относительное время удерживания;

tx — время удерживания компонента х, сек;

tcт. — время удерживания компонента, выбранного за стандарт, сек;

Si — площадь пика i-ого газа на хроматограмме, см;

hi — высота пика i-ого газа на хроматограмме, см;

— ширина пика i-ого газа на половине его высоты, см;

Aiгр — граничная концентрация i-ого газа в масле, % об.;

а и b — ширина неполностью разделенных пиков, измеренная на половине высоты каждого пика, соответственно, с внешней стороны к области перекрывания, см;

aiг — концентрация i-ого газа в газовой фазе, % об.;

Vni — объем i-ой градуировочной петли, мл;

Vдоз. — внутренний объем крана-дозатора, мл;

Ai (1.2)г — концентрация i-ого газа в градуировочной смеси в баллоне (1 или 2 уровень), % об.;

Vпр — объем рабочей петли крана-дозатора, мл;

Т — температура, при которой проводится градуировка, °С;

Siг — площадь пика i-ого газа на хроматограмме при градуировке по газовым смесям, см2;

ais(г) — градуировочный коэффициент аi для i-ого газа при градуировке по газовым смесям и площади в качестве измеряемого параметра;

bis(г) — градуировочный коэффициент bi для i-ого газа при градуировке по газовым смесям и площади в качестве измеряемого параметра;

hiг — высота пика i-ого газа на хроматограмме при градуировке по газовым смесям, см;

аih(г) — градуировочный коэффициент аi для i-ого газа при градуировке по газовым смесям и высоте в качестве измеряемого параметра;

bih(г) — градуировочный коэффициент bi для i-ого газа при градуировке по газовым смесям и высоте в качестве измеряемого параметра;

Viг — объем пробы i-ого газа, взятый для приготовления газовой смеси, мл;

Р — атмосферное давление в момент приготовления градуировочной смеси, мм рт. ст.;

Агi — концентрация основного компонента в i-ом газе, взятом для приготовления градуировочной газовой смеси, % об.;

Vш — общий объем газа в шприце при приготовлении градуировочной смеси, мл;

Ai(град)м — концентрация i-ого газа в градуировочном масляном растворе, % об.;

Vдг — объем пробы газовой смеси, взятой для приготовления раствора газов в масле, мл;

Vг — объем газовой фазы в шприце, мл;

Vм — объем масла в шприце, мл;

V0 — общий объем системы газ-масло в шприце, мл;

Siм — площадь пика i-ого газа на хроматограмме при градуировке по растворам газов в масле, см2;

ais(м) — градуировочный коэффициент ai для i-ого газа при градуировке по растворам газов в масле и площади в качестве измеряемого параметра;

bis(м) — градуировочный коэффициент bi для i-ого газа при градуировке по растворам газов в масле и площади в качестве измеряемого параметра;

hiм — высота пика i-ого газа на хроматограмме при градуировке по растворам газов в масле, см;

aih(м) — градуировочный коэффициент аi для i-того газа при градуировке по растворам газов в масле и высоте в качестве проверяемого параметра;

bih(м ) — градуировочный коэффициент bi для i-того газа при градуировке по растворам газов в масле и высоте в качестве измеряемого параметра;

Aiм — концентрация i-того газа в масле, % об.;

Аi(нас)м — концентрация i-того газа в насыщенном газом масле, % об.;

Vдм — объем пробы насыщенного газом масла, взятый для приготовления раствора газа в масле, мл;

Vмс — объем масла в сосуде, в котором подготавливается раствор газа в масле, мл;

— среднее квадратическое отклонение за счет случайной погрешности измерения концентрации i-того газа в масле;

L — число параллельных анализов образца масла;

l — число контрольных точек на градуировочной характеристике;

m — число параллельных измерений в каждой контрольной точке на градуировочной характеристике;

Уi(ан) — высота или площадь пика i-ого газа при анализе, см или см2, соответственно;

— генеральное среднее значение высоты или площади i-ого газа при градуировке, см или см2;

xi — концентрация i-ого газа в газовой смеси или масляном растворе, % об.;

(отн) — относительная неучтенная систематическая погрешность;

Yi — площадь или высота пика на хроматограмме, см или см2, соответственно;

DВi, DVг, DVм, DYi — погрешности измерения коэффициента растворимости i-oгo газа, газового и масляного объемов в шприце, а также высоты или площади пика i-ого газа на хроматограмме;

D — суммарная погрешность измерения;

(абс) — абсолютная неучтенная систематическая погрешность;

К — коэффициент для расчета суммарной погрешности измерения;

tp, f — коэффициент Стьюдента;

S — суммарное среднее квадратическое отклонение результата измерения.

Настоящие Методические указания составлены на основе накопленного в России опыта применения «Методических указаний по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов» РД 34.46.303-89 (М: СПО Союзтехэнерго, 1990), с учетом рекомендаций публикации МЭК 567 и вводятся взамен «Методических указаний по обнаружению повреждений в силовых трансформаторах с помощью анализа растворенных в масле газов» (М: СПО Союзтехэнерго, 1979), упомянутого выше РД 34.46.303-89, Приложения № 1 к РД 34.46.303-89, утвержденного Департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России» 29.12.1994 г. и «Инструкции по калибровке хроматографического комплекса, предназначенного для измерения растворенных в изоляционных маслах газов, с использованием относительных коэффициентов чувствительности» № 34-70-008-84 (М: СПО Союзтехэнерго, 1985).

В Методических указаниях изложены: способы отбора, транспортировки и хранения проб масла, извлечения газов из масла, приготовления градуировочных газовых смесей и растворов газов в масле, градуировки хроматографического комплекса, обработки результатов анализа с учетом суммарной погрешности измерения, а также рекомендуемая аппаратура для проведения измерения содержания газов в масле силовых трансформаторов.

1.1. Настоящие Методические указания предназначены для определения растворенных в трансформаторных маслах: водорода — Н2, оксида углерода — СО, диоксида углерода — СО2, метана — СН4, ацетилена — С2Н2, этилена — С2Н4, этана — С2Н6.

1.2. Определение указанных газов в трансформаторном масле проводят с использованием методов анализа равновесного пара (АРП) или «полного извлечения» без вакуума.

Метод АРП предполагает извлечение газов из масла путем равновесного распределения анализируемых компонентов между жидкой (масло) и газовой фазами. Метод «полного извлечения» без вакуума реализуется в приставке ВТИ с использованием барботажа.

пламенно-ионизационный детектор (ДИП) для определения метана, ацетилена, этилена, этана, а также для определения оксида и диоксида углерода в виде метана при их анализе на хроматографических установках, имеющих в своем составе устройства, превращающие их в метан (метанаторы) с использованием в качестве газов-носителей гелия или аргона;

детектор по теплопроводности (ДТП) для прямого определения водорода с использованием в качестве газа-носителя аргона, а также оксида и диоксида углерода с использованием в качестве газа-носителя гелия;

термохимический детектор (ДТХ) для определения водорода и оксида углерода с использованием в качестве газа-носителя гелия.

для метана, этилена, этана — 0,0001 % об.

для ацетилена — 0,00005 % об.

для оксида и диоксида углерода — 0,002 % об.

Предел обнаружения газов в масле в зависимости от метода градуировки определяется следующим образом:

при градуировке по газовым смесям по формуле

Предел обнаружения = (1)

при градуировке по растворам газов в масле по формуле

Предел обнаружения = (2)

Здесь и далее буквенные обозначения параметров в расчетных формулах приведены на стр. 4 — 5.

1.5. Градуировку хроматографических установок осуществляют по растворам всех анализируемых газов с известной концентрацией в газе-носителе или в масле.

1.6. Требования к суммарной погрешности выполнения измерений концентраций газов, растворенных в трансформаторном масле, приведены в таблице 1.

Суммарная погрешность измерения, (% отн.)

1.7. Сходимость результатов двух параллельных анализов одного и того же образца масла при концентрации анализируемого газа в нем выше 0,001 % не должна превышать 10 % относительно среднего значения.

2.1.1. Отбор проб масла из трансформаторов осуществляют в стеклянные медицинские шприцы емкостью 10 — 100 мл.

Недопустим отбор масла в пластмассовые шприцы.

Недопустим отбор проб масла из открытой струи.

Недопустим контакт масла с атмосферным воздухом при отборе.

2.1.4. При отборе проб масла из трансформатора (рис. 1) маслоотборный штуцер (6) должен быть очищен от загрязнений. Отбор масла из штуцера бака трансформатора (6) осуществляют с помощью маслоотборного устройства, которое может состоять, например, из резиновой трубки (5) с внутренним диаметром 4 — 6 мм, металлического или стеклянного переходника (4) и вакуумной или обычной резиновой трубки (3) с внутренним диаметром 2 — 3 мм. Основным требованием к маслоотборному устройству является обеспечение герметичного соединения штуцера бака трансформатора и шприца-пробоотборника, поэтому один его конец должен плотно надеваться на штуцер (6), а другой на шлиф (конюлю) шприца (2). В другом варианте устройство состоит из резиновой трубки и металлической трубки с приваренным наконечником медицинской иглы. Резиновая трубка плотно надевается на маслоотборный штуцер, а наконечник иглы — на шлиф шприца.

При отборе масла в шприцы необходимо поддерживать такую скорость истечения масла из маслоотборного устройства, чтобы исключить попадание в шприц атмосферного воздуха и выделение газов из масла (отсутствие видимых пузырей и завихрений в струе масла).

Из каждого трансформатора целесообразно отбирать два шприца с маслом. При использовании шприцев емкостью более 20 мл допускается отбор масла в один шприц.

2.1.5. Для отбора проб масла к маслоотборному штуцеру (6) подсоединить маслоотборное устройство (3 — 5). Осторожно открыть вентиль (7) на баке трансформатора (8) и слить 1 — 2 л масла (для промывки отверстия штуцера и шланга), приподняв вверх свободный конец маслоотборного устройства для удаления из него пузырьков воздуха.

Перед заполнением маслом шприц промывается. Для этого в свободный конец маслоотборного устройства ввести шприц шлифом в отверстие шланга и заполнить его маслом. Масло из шприца слить. Процедуру промывки шприца повторить не менее 3 раз. После промывки заполнить шприц маслом, повернуть его шлифом вертикально вверх и заглушить либо заглушкой, выполненной из обрезанной и запаянной медицинской иглы, либо медицинской иглой, заглушенной резиновой пробкой. Закрыть вентиль (7). При установке заглушки на шлиф шприца необходимо следить за тем, чтобы в шприц не попал воздух, для чего эту операцию проводят с одновременным надавливанием на поршень шприца.

Насухо обтереть шприц, провести его маркировку и подготовить сопроводительную документацию.

2.1.6. В сопроводительной документации должны быть указаны следующие сведения: место установки трансформатора, его тип, мощность, класс напряжения, завод изготовитель, заводской номер, станционный (подстанционный) номер, дата изготовления и ввода в эксплуатацию, нагрузка во время отбора пробы, марка масла, температура масла, вид защиты масла, причина отбора, дата отбора, фамилия лица, проводившего отбор пробы.

2.2. Транспортировка проб масла.

2.2.1. Пробы масла транспортируют в герметично закрытых шприцах, помещенных либо горизонтально, либо вертикально заглушками вниз в специальных контейнерах (рис. 2).

2.2.2. При транспортировке необходимо избегать сильной вибрации и тряски, резких перепадов температур и попадания света на пробы масла.

2.3.1. Пробы масла хранят при комнатной температуре в защищенном от света месте в герметично закрытых шприцах, проверенных по п. 2.1.2. настоящих МУ, до семи дней, проверенных по п. 2.1.3. — до двух недель.

3. Извлечение газов из масла по методам АРП и ВТИ и способы их дозирования в хроматографические установки

Если в шприце с отобранной пробой масла имеется пузырек газа, его необходимо удалить из шприца, причем, в зависимости от его размера потерей анализируемого газа в нем можно либо пренебречь, либо учитывать ее при расчетах.

Если объем пузырька газа не превышает 0,25 % от объема масла, то потерю газов в нем можно не учитывать. Например, для объема масла 20 мл допустим пузырек газа диаметром менее 5 мм.

Если объем пузырька газа в шприце превышает 0,25 % от объема масла, то в конечный результат расчета содержания каждого газа в масле (п. 6 настоящих МУ) необходимо внести соответствующую поправку. В общем виде эта поправка выглядит следующим образом

(3)

Объем пузырька газа в шприце, образовавшегося при транспортировке и хранении, рассчитывается по формуле

(4)

Разгерметизированные шприцы анализу не подвергаются.

Метод заключается в извлечении инертным газом растворенных в масле газовых компонентов до их равновесного распределения между жидкой и газовой фазами герметичного сосуда при комнатной температуре и атмосферном давлении.

Выделение газов из масла может проводиться как в шприцах-пробоотборниках с заводской градуировкой, так и в специальных градуированных устройствах.

При отборе масла из бака трансформатора в один шприц, часть масла переводится в другой шприц для параллельного анализа. При отборе масла в два шприца излишки масла из них можно либо удалить, либо перевести в другие шприцы для повторного анализа.

Перевод масла из одного шприца в другой производится с помощью переходника, надетого на шлифы шприцев. В качестве переходника можно использовать, например, кусок хлорвиниловой трубки длиной 1,5 — 2 см с внутренним диаметром около 3 мм.

Шприц заполняется инертным газом, объем (Vг) которого соответствует объему в выбранном соотношении Vг/ Vм. При заполнении шприца инертным газом возможно применение устройства, показанного на рис. 3. При этом инертный газ с давлением не более 0,05 мПа (0,5 кГс/см2) и расходом 20 — 30 мл/мин. подается в медицинскую иглу (10) через металлический капилляр (3) и соединительный узел (4). Игла (10) продувается инертным газом в течение 1 мин., после чего в нее вводится шлиф медицинского шприца (11) и шприц заполняется инертным газом.

Шприц, при заполнении его инертным газом, следует располагать шлифом вверх, а шток поршня придерживать, чтобы исключить его самопроизвольное опускание и для фиксации его в нужном положении.

Шприц, после заполнения газом, герметизируется при помощи заглушки. Таким образом, получается замкнутый объем с заданным соотношением газа и масла (Vг /Vм).

Отношение объемов газа и масла в шприце (Vг /Vм) выбирается так, чтобы объем анализируемой газовой фазы обеспечивал продувку петли дозатора и линии, соединяющей шприц с дозатором, трехкратным объемом газа.

Как правило, отношение Vг/Vм находится в пределах 1,0 — 3,0.

Специальные градуированные устройства изготавливаются на основе стеклянных медицинских шприцев 50 — 100 мл со стеклянным поршнем (рис. 4).

Это устройство многофункционально и может использоваться, кроме того, для составления и разбавления газовых смесей, приготовления стандартных образцов масла с известным содержанием газов и определения коэффициента распределения.

Градуировка такого шприца проводится весовым способом по пятикратному заполнению дистиллированной водой с фиксированием положения поршня шаблонами разной высоты, отвечающими объему дозируемого масла Vм и общему объему гетерогенной системы Vo.

Из шприца-пробоотборника с помощью специальной иглы (с внешним диаметром 2 мм) в вертикально закрепленный сосуд для установления равновесия вводят чуть более 20 мл трансформаторного масла. Затем к выдвинутой части поршня прижимают шаблон для дозирования масла Vм (как показано на рис. 4) и движением поршня вверх вытесняют избыток масла в шприц-пробоотборник, оставляя в сосуде для установления равновесия объем масла, определенный предварительной градуировкой шприца с применением шаблона Vм.

3.1.2.2. Дозирование инертного газа.

При фиксировании положения поршня специального устройства по шаблону Vм шприц-пробоотборник отсоединяют от этого устройства, подсоединяют к нему инертный газ (аргон или гелий) с расходом до 30 мл/мин. и вводят газ до максимального соприкосновения поверхности поршня и шаблона Vo, соответствующего общему объему системы газ-масло в устройстве. Затем перекрывают подачу газа, отсоединяют газовую линию, движением поршня вверх фиксируют общий объем гетерогенной системы по шаблону Vo и герметизируют шприц заглушкой.

Устройство для извлечения газов из масла переводят в горизонтальное положение и перемешивают содержимое шприца на механических установках в течение времени, определенного ниже описанным способом.

Равновесное распределение газовых компонентов, растворенных в масле, между жидкой и газовой фазами характеризуется отсутствием зависимости концентраций газовых компонентов в газовой фазе от времени контакта фаз.

Время достижения равновесия, главным образом, зависит от способа перемешивания и соотношения объемов фаз и устанавливается экспериментально путем построения графической зависимости сигнала детектора наиболее растворимого в масле газового компонента от времени контакта фаз.

Для этого при прочих равных условиях (заполнение сосуда для установления равновесия проводится по п.п. 3.1.1. и 3.1.2.) и увеличении времени контакта фаз на 2 — 5 мин. проводится 6 — 7 анализов одного и того же масла. На оси ординат откладываются площади или высоты пиков на хроматограмме (сигналы детекторов). На оси абсцисс — время контакта фаз газовой фазы и масла. Результаты анализа представляют в виде линии, проходящей через экспериментальные точки в указанной системе координат.

За равновесный сигнал детектора принимают среднее значение сигналов 2 — 3 последовательных анализов, различие между которыми не превышает 5 % от среднего значения. «Равновесное» значение сигнала детектора откладывают на оси ординат и через эту точку проводят прямую линию, параллельную оси абсцисс. Из точки пересечения или касания прямой и кривой линии опускают перпендикуляр на ось абсцисс и определяют минимальное время контакта фаз, обеспечивающее равновесное распределение газового компонента в гетерогенной системе (рис. 5).

При извлечении газов из масла установленное таким образом время контакта фаз по этану будет справедливо и для всех остальных компонентов — Н2, СО, СО2, СН4, С2Н4, С2Н2.

Описанная выше процедура определения времени установления равновесия проводится один раз на стадии разработки на основе данных МУ конкретной методики выполнения измерений.

Для ускорения процесса установления равновесия рекомендуется использование различных механических установок, в частности, представленной на рис. 6. В такой установке при вращении устройства для установления равновесия в ней со скоростью 30 об/мин, и соотношении объемов фаз 1:1 минимальное время контакта фаз составляет 10 мин.

При изменении способа перемешивания и соотношения объемов фаз Vг/Vм время установления равновесия определяется заново.

3.1.4. Дозирование газовой фазы в хроматограф.

После достижения равновесного состояния сосуд для установления равновесия в вертикальном положении подсоединяется к петлевому дозатору и равновесная газовая фаза подается в хроматограф путем продувки объема петли крана-дозатора и стального капилляра не менее чем трехкратным объемом газовой фазы.

3.2. Извлечение газов из масла по методу ВТИ.

Извлечение растворенных в масле газов по методике ВТИ проводится в двух приставках объемом 8,0 и 1,25 мл без вакуума, встроенных в линию газа-носителя.

Для определения СО2, СО и Н2 предназначена приставка объемом 8,0 мл, а для определения СН4, С2Н2, С2Н4 и С2Н6, а также при определении СО и СО2 с применением метанации — приставка объемом 1,25 мл.

Схемы приставок приведены на рис. 7. Приставка состоит из реакционного сосуда (5) с внешним электрообогревом (4), обеспечивающим нагрев масла, введенного в реакционный сосуд приставки для анализа, устройства для ввода масла (7) в реакционный сосуд и металлических капиллярных трубок для подключения приставки к линии газа-носителя. Кроме того, приставка объемом 8,0 мл имеет три одноходовых металлических крана (1 — 3).

Приставку подключают к хроматографу в линию газа-носителя перед колонкой.

Перед работой приставку продувают газом-носителем. При продувке приставки объемом 8,0 мл (рис. 7а) краны (1) и (3) открыты, кран (2) закрыт.

Приставку объемом 8,0 мл проверяют на герметичность. Для этого закрывают краны (1) и (3), открывают кран (2). Выдерживают приставку в таком состоянии 3 мин. и открывают краны (1) и (3), одновременно закрывая кран (2). Отсутствие пиков на хроматограмме указывает на герметичность приставки.

Рабочая температура реакционного сосуда приставки — 60 °С.

При работе с приставкой объемом 1,25 мл (рис. 7б) проба масла объемом 50 мкл вводится в реакционный сосуд (5) через устройство для ввода масла (7), а после проведения анализа отработанное масло удаляется через кран для слива масла (6).

При работе с приставкой объемом 8,0 мл (рис. 7а) различают два режима работы в зависимости от применяемого газа-носителя (аргона или гелия).

При использовании гелия проба масла объемом 1,0 мл вводится в реакционный сосуд (5) при открытых кранах (1) и (3) и закрытом кране (2). При этих же положениях кранов происходит и слив масла через кран (6).

При использовании аргона кран (2) продутой газом-носителем приставки открывают, а краны (1) и (3) закрывают. После этого пробу масла объемом 1,0 мл вводят в реакционный сосуд (5) и выдерживают пробу масла при таком положении кранов 3 мин. После этого открывают кран (1) и уравнивают давление в системе. Когда перо самописца возвращается в исходное положение, открывают кран (3) и закрывают кран (2).

4.1. Метод основан на газоадсорбционном хроматографическом разделении смеси газов, выделенных из трансформаторного масла, с определением разделенных на хроматографической колонке компонентов с помощью различных комбинаций ДИП, ДТП и ДТХ.

4.2. Анализируемая газовая смесь перемещают по колонке с помощью газа-носителя (подвижная фаза). В качестве газа-носителя используется гелий или аргон.

Разделение компонентов смеси происходит за счет их различной адсорбции на поверхности адсорбента, заполняющего хроматографическую колонку (неподвижная фаза). В результате этого из колонки компоненты выходят индивидуально разделенными один за другим в потоке газа-носителя, попадают в детектор и регистрируются каким-либо прибором, которым может быть либо электронный самописец, либо интегратор, либо ПЭВМ, имеющая устройство сопряжения с хроматографом. Каждый проходящий через детектор компонент фиксируется регистратором в виде кривой (рис. 8), называемой хроматограммой.

5.1. Аппаратура для проведения анализа.

Рекомендуемой аппаратурой для проведения анализа газов, растворенных в трансформаторном масле, с применением метода АРП являются «Хроматографический комплекс для анализа газов, растворенных в трансформаторном масле», производимый ООО НПФ «ЭЛЕКТРА» (г. Москва) или хроматограф «Цвет 500-ТМ», производимый АО «ЦВЕТ» (г. Дзержинск, Нижегородской обл.), позволяющие проводить анализ с использованием для анализа одного газа-носителя.

Применяется при самостоятельном изготовлении комплексов для анализа газов, растворенных в трансформаторном масле, с использованием метода АРП или методики ВТИ для извлечения газов.

В качестве такой аппаратуры рекомендуется использовать хроматографы модель 3700, Цвет 500 и другие не снятые с производства заводами-изготовителями и удовлетворяющие по своим характеристикам пп. 1.3 и 1.4 настоящих Методических указаний.

Не рекомендуется использовать при создании хроматографических комплексов хроматографы серий ЛХМ-8МД, ЛХМ-80, Агат, Биохром, Цвет-100 и другие хроматографы, снятые с производства более 10 лет назад.

Для обработки результатов анализа рекомендуется использовать, например, системы «Диахром» (НПФ «ИНФОХРОМ», г. Москва) или «Мультихром» (НТК «АМПЕРСЕНД», г. Москва), позволяющие через устройства сопряжения вести с помощью ПЭВМ обработку поступающей хроматографической информации одновременно не менее чем по 4 каналам.

При отсутствии указанных средств автоматической обработки результатов хроматографического анализа допускается применение электронных интеграторов, а также таких средств измерения, как металлическая измерительная линейка и измерительная лупа с делениями.

5.2. Применяемые колонки и сорбенты.

В качестве сорбентов для разделения Н2 и СО можно применять, например, цеолиты СаА, NaX и ПАУ-1.

5.2.3. Для заполнения колонок размер частиц сорбента выбирается таким образом, что dкол./dчacт. составляет в среднем величину не менее 8 — 10.

Для приготовления колонок берут либо готовые сорбенты с необходимым размером частиц, либо размельченные и рассеянные на ситах для получения нужных фракций (0,1 — 0,25 мм для колонок с внутренним диаметром 2 мм и 0,25 — 0,5 мм для колонок с внутренним диаметром 3 мм).

5.3. Заполнение хроматографических колонок.

5.3.1. Перед заполнением колонок следует снять заусенцы и острые кромки на их краях, а также очистить их от пыли, окалины, машинного масла и т.п. Для этого необходимо последовательно промыть колонку водой, этиловым спиртом, гексаном (гептаном, бензином Б-70 и т.п.). После этого колонка помещается в сушильный шкаф или термостат колонок хроматографа где сушится при 70 — 80 °С в течение 2 — 3 часов. Сушку колонок в термостате колонок хроматографа рекомендуется проводить в токе газа-носителя.

Заполнение колонок может производиться тремя способами: под вакуумом, без перепада давлений и под давлением.

Колонку закрепляют в штативе и на ее свободный конец надевают воронку для насыпания сорбента.

Создав разряжение в вакуумном насосе, в воронку маленькими порциями (примерно 1 мл) всыпают сорбент. Для равномерного заполнения колонки сорбентом по ней постукивают деревянной палочкой или используют электромеханический вибратор с частотой колебаний 20 Гц.

В колонку должно войти сорбента не менее, чем

(5)

После заполнения колонки ее свободный конец заполняют стекловатой (стеклотканью) и подключают его к испарителю хроматографа.

5.3.1.2. При заполнении колонки без перепада давления в отличие от п. 5.3.1.1 колонку предварительно распрямляют и не подключают к вакуумному насосу. Заполнение колонки сорбентом ведут сверху вниз, постукивая по ней деревянной палочкой. После заполнения колонку сворачивают в спираль. Конец колонки, через который шло ее заполнение, заполняют стекловатой (стеклотканью) и подключают к испарителю хроматографа.

5.3.1.3. При заполнении колонки под давлением (колонка может остаться спиральной) один конец колонки закрывают стекловатой (стеклотканью), а другой конец колонки соединяют резиновой трубкой с колбой, имеющей два штуцера и заполненной необходимым количеством сорбента. Свободный штуцер колбы через редуктор соединяют с газовым баллоном. Подавая избыточное давление и постукивая по колонке деревянной палочкой, добиваются равномерного заполнения колонки сорбентом. После заполнения колонки конец, через который шло ее заполнение, заполняют стекловатой (стеклотканью) и подключают к испарителю хроматографа.

5.4.1. Для удаления веществ, сорбированных в заполненной колонке и стабилизации ее хроматографических характеристик колонку подвергают термообработке в токе газа-носителя, которая проводится ниже следующим образом.

5.4.1.1. Заполненную сорбентом колонку помещают в термостат хроматографа и концом, через который засыпался сорбент, подключают к испарителю. Другой конец колонки, который должен подключаться к детектору, остается свободным.

5.4.1.2. Через колонку устанавливается расход газа-носителя (гелия или аргона) примерно 20 — 30 мл/мин.

Запрещается использовать водород в качестве газа-носителя.

5.4.1.3. Проводят нагрев колонки от 50 °С до оптимальной температуры кондиционирования сорбента в токе газа-носителя в режиме программирования температуры со скоростью 1 — 2 °С/мин, или в другом режиме, рекомендованном для данного сорбента.

Так, например, для ПАУ-1 рекомендуется ступенчатый подъем температуры с дискретным ее изменением на 50 °С через каждые 30 мин.

Такой же режим может быть рекомендован для хроматографов, в которых отсутствует блок программирования температуры.

Оптимальной температурой кондиционирования, для рекомендованных в настоящих Методических указаниях сорбентов, является:

5.4.1.4. Для всех рекомендованных сорбентов продолжительность кондиционирования составляет 6 — 8 часов, включая время подъема температуры.

5.5. Оценка хроматографических характеристик колонок.

5.5.1. Оценка работоспособности колонки производится по ее способности разделять анализируемые компоненты.

5.5.1.1. По окончании процесса кондиционирования свободный конец колонки подключают к детектору и проводят проверку ее разделяющей способности по тестовым газовым смесям.

В качестве таких смесей можно использовать газовые смеси, применяемые для градуировки хроматографических комплексов (см. п. 5.7.1.1.).

5.5.1.2. В случае полного разделения компонентов тестовой смеси при рабочих температурах и расходах газа-носителя и вспомогательных газов колонка может считаться работоспособной.

5.5.1.3. После длительной работы работоспособность колонки может ухудшиться. Это выражается в изменении времен удерживания и формы пиков компонентов тестовой смеси при неизменных температуре колонки и расходе газа-носителя.

5.5.1.4. При сильном изменении времен удерживания необходимо провести кондиционирование колонки в соответствии с п. 5.4. Если кондиционирование не дало результатов, необходимо либо изменить режимные параметры (температура термостата колонок и расход газа-носителя), так чтобы получить удовлетворительное разделение тестовой смеси, либо заменить ее на новую.

При изменении режимных параметров необходимо учитывать, что увеличение расхода газа-носителя и/или температуры термостата колонок приводит к уменьшению времен удерживания анализируемых компонентов, а их уменьшение — к увеличению времен удерживания.

5.5.1.5. Одним из критериев необходимости замены колонки на новую является изменение относительного времени удерживания хотя бы одного из компонентов тестовой смеси более чем на 30 %.

Относительное время удерживания определяется по формуле

В качестве стандартного газа выбирается один из газов тестовой смеси и относительно его времени удерживания считаются времена удерживания всех компонентов тестовой смеси на хроматограмме.

5.6. Количественная обработка хроматограмм.

5.6.1. Основным способом обработки хроматограмм является автоматическая обработка с помощью аппаратуры для обработки результатов анализа, сопряженной с хроматографическими комплексами (см. п. 5.1.3.). Этот способ дает минимальную погрешность при проведении измерений.

5.6.2. Другим способом обработки хроматограмм является ручная обработка с помощью металлической измерительной линейки (расстояния более 10 мм) и специальной лупы с делениями (расстояния до 10 мм).

5.6.3. Высота или площадь пика на хроматограмме пропорциональны количеству анализируемого вещества.

Хроматограмма представляет собой набор пиков по форме, как правило, близких к треугольнику (рис. 8).

5.6.3.1. В случае полного разделения пиков на хроматограмме (рис. 8, пик 5) одним из способов обработки хроматограмм вручную является расчет площадей пиков по методу треугольника

5.6.3.2. Если пики на хроматограмме разделяются неполностью, то при выходе пика на дрейфе нулевой линии или на хвосте большого пика (рис. 8, пик 2) расчет его площади ведется по формуле

При неполном разделении достаточно симметричных пиков (рис. 8, пики 3 и 4) расчет их площадей ведется по формулам

5.6.4. При проведении анализов на рекомендованных в п. 5.1.1 хроматографических установках с применением сорбентов, рекомендованных в п. 5.2.2, возможна обработка хроматограмм по высотам пиков. Во всех других случаях обработка хроматограмм должна проводиться только по площадям пиков.

5.7. Градуировка хроматографического комплекса и оперативный контроль точности выполняемых измерений.

Градуировка хроматографического комплекса проводится при вводе его в эксплуатацию или при непопадании результатов оперативного контроля точности выполняемых измерений (ВИ) в доверительный интервал градуировочной характеристики.

Градуировка комплекса заключается в установлении градуировочных характеристик (зависимостей между площадями или высотами пиков на хроматограммах градуировочных смесей и концентрациями газов в этих смесях) с определением их метрологических параметров.

Оперативный контроль точности ВИ осуществляется каждый раз перед началом рабочих измерений. Для проведения оперативного контроля применяются две градуировочные смеси из разных диапазонов измеряемых концентраций.

Градуировка хроматографического комплекса проводится в области концентраций от 0,5 до 10 Ai гр.м не менее чем в шести точках диапазона при пяти параллельных измерениях в каждой точке.

Градуировка комплекса и оперативный контроль точности ВИ осуществляются либо с применением газовых смесей всех анализируемых газов, приготовленных в газе-носителе, либо с применением растворов газов в масле. Погрешность приготовления смесей и растворов не должна превышать 10 %.

Такая градуировка осуществляется либо с применением аттестованных газовых смесей в баллонах, либо с применением газовых смесей, приготовленных из чистых газов в специальном устройстве.

В качестве смесей можно использовать аттестованные газовые смеси, выпускаемые НИИ Химии при Нижегородском государственном университете (г. Нижний Новгород), кислородный завод (г. Балашиха, Московской обл.), ВНИИМ (г. Санкт-Петербург) и др.

Для градуировки используют баллоны с градуировочными газовыми смесями, имеющими два уровня концентраций. Рекомендуемые уровни концентраций приведены в таблице 2.

Газ и его концентрация в смеси, % об.

Уровни концентраций соответствующих компонентов смесей 1 и 2 должны отличаться друг от друга не менее чем в 5 раз. При этом концентрации могут отличаться от приведенных в таблице 2 в 1,2 — 1,5 раза.

Градуировку проводят с применением рекомендуемых газовых смесей и набора градуированных весовым методом дозирующих петель объемом от 0,1 до 2 мл. Относительная погрешность градуировки петель не должна превышать 3 %.

Концентрацию газа в точке на градуировочной характеристике рассчитывают по формуле

Внутренний объем газового крана-дозатора определяется в соответствии с Приложением 3.

Результатом градуировки являются, полученные в диапазоне измеряемых концентраций, величины коэффициентов аi и bi зависимостей вида

Siг = ais(r) + bis(г) Аiг (11)

и величины доверительных интервалов этих коэффициентов для каждого газа в диапазоне измеряемых концентраций.

Расчет параметров градуировочной характеристики проводят с применением ПЭВМ или вручную.

Схема расчета вручную приведена в Приложении 1.

Приготовление газовых смесей в газе-носителе (гелии или аргоне) проводят в устройстве, приведенном на рис. 4.

Приготовление газовой смеси в таком устройстве осуществляется следующим образом.

Специальное градуировочное устройство (рис. 4) через шестиходовой кран (5) несколько раз продувается соответствующим газом-носителем (аргоном или гелием), в котором будет проходить приготовление газовой смеси. Шприц проверяется на чистоту на хроматографе. Образец газа подается в дозирующую петлю (6) шестиходового крана (5) и через соответствующий штуцер (5) вводится поток газа-носителя из резиновой камеры при атмосферном давлении с одновременным перемещением поршня вниз. Объем газа-носителя, которым выдувается проба газа, должен составлять не менее 10 объемов дозирующей петли (6). Объем петли (6) составляет 0,25 — 0,5 мл. Процедура ввода образца газа повторяется для всех газов. При вводе последнего газа шприц (1) заполняется газом-носителем до фиксированного, например, с помощью шаблона (10) объема и герметизируется.

Перед приготовлением газовой смеси шприц и дозирующие петли градуируются весовым методом.

Концентрация газа в газовой смеси рассчитывается по формуле

После анализа исходной градуировочной газовой смеси оставляют по шаблону примерно 2/5 объема и разбавляют эту дозу газом-носителем из резиновой камеры до объема Vш. Разбавление с помощью градуированных шаблонов проводят несколько раз, получая тем самым градуировочные газовые смеси для всего рекомендуемого диапазона концентраций. Расчет концентраций в разбавленных газовых смесях проводят по уравнению (13) без учета поправки на температуру и давление.

Вместо приготовления исходной градуированной концентрации по вышеописанной процедуре можно использовать аттестованную газовую смесь (табл. 2) и проводить процедуру разбавления с помощью градуированных шаблонов.

В зависимости от определяемого компонента для градуировки хроматографического комплекса готовят газовые смеси с концентрациями от 0,001 до 1,0 % об. Причем в каждом диапазоне концентраций (0,001 — 0,01; 0,01 — 0,1; 0,1 — 1,0 % об.) готовят не менее двух смесей с различными концентрациями газов, которые вводят в комплекс газовым краном-дозатором с той же дозирующей петлей, с которой будет проводиться анализ.

Результатом градуировки являются коэффициенты ai и bi уравнений (11) и (12).

Расчет параметров градуировочной характеристики проводят также, как в п. 5.7.1.1.

Такая градуировка осуществляется с применением растворов газов в масле, приготовленных либо методом равновесного распределения газов между газовой фазой и маслом в герметичном сосуде, либо методом насыщения масла чистым газом.

Приготовление растворов газов в масле осуществляется в устройстве, приведенном на рис. 4, также как и выделение газов из масла (см. п. 3.1.2). Отличие заключается в том, что в шприце находится известный объем масла (VM), содержание газов в котором не влияет на результаты градуировки в выбранном диапазоне концентраций, а проба газовой смеси, приготовленная в аналогичном устройстве или из баллона с градуировочной смесью подается в шприц до определенного объема V0 либо напрямую, либо через петлю крана-дозатора с последующим заполнением шприца газом-носителем до объема V0. После этого шприц помещается в устройство ускорения достижения равновесия. Время достижения равновесия при растворении газов в масле рекомендуется устанавливать втрое больше времени извлечения газов из масла по п. 3.1.3 или устанавливается экспериментально по специальной процедуре.

После достижения равновесия газовая фаза из шприца удаляется. Концентрации газов, растворенных в масле рассчитывают по формуле

Аi(град)м = AiгVдгbi/[Vм(Bi + Vг/Vм)] (14)

Содержание газов в масле, приготовленном для градуировки комплекса, контролируют с применением градуировочных газовых смесей.

Значения коэффициентов растворимости Оствальда некоторых газов в трансформаторном масле при температуре 20 °С и давлении 760 мм рт. ст. приведены в таблице 3.

Коэффициент растворимости Bi

Изменение температуры в интервале от 18 до 25 °С приводит к изменению коэффициентов растворимости до 5 % отн.

Приготовленные растворы газов в масле хранятся в герметично закрытых шприцах при комнатной температуре в темном месте и могут быть использованы для градуировки комплекса в течение 5 дней.

Приготовленными растворами газов в масле можно проводить градуировку комплексов, применяющих как методику ВТИ, так и метод АРП.

В случае градуировки комплекса по методу ВТИ в приставку вводят одинаковые пробы масла с различным содержанием газов. Результатом градуировки являются коэффициенты аi и bi зависимостей вида

Расчет параметров градуировочной характеристики проводится также, как в п. 5.7.1.1.

В случае градуировки комплекса по методу АРП проводят выделение газов из градуировочного масляного раствора по п. 3.1 при тех же соотношениях Vг/Vм, при которых будет проводиться анализ образцов масла из оборудования и выделенные газы вводят в дозирующую петлю газового крана-дозатора комплекса.

Результатом такой градуировки являются величины коэффициентов аi и bi уравнений (15) или (16).

5.7.2.2. Градуировка комплекса с применением метода насыщения масла чистым газом.

Этот метод заключается в насыщении масла анализируемым газом и разбавлении его тем же маслом, насыщенным газом-носителем. Приготовление градуировочных масел производится в устройстве, изображенном на рис. 9, при 18 — 22 °С.

Насыщение масла газами ведут в приборе из металла, состоящем из сосуда (1) емкостью 5 мл, в котором имеется трубка для подвода газа (2), трубка для вывода газа (3) через масляный затвор (7) и приспособление с резиновой прокладкой (4) для введения иглы шприца (6).

Насыщение масла газом проводят путем барботажа. Чистый сухой сосуд (1) с расширителем (5) заполняют маслом и собирают прибор согласно рис. 9. Вводят иглу предварительно отградуированного шприца через резиновую прокладку, насыщают масло газом в течение 30 мин. с расходом 15 мл/мин. при этом избыток масла сливается через масляный затвор (7). По окончании насыщения прибор выдерживают в течение 15 мин.

В процессе насыщения масла газом шприц следует промыть. Для промывки набирают в шприц (6) масло, содержимое шприца вводят обратно в сосуд (1) и вновь набирают масло. Операцию повторяют трижды. После окончания процедуры насыщения через 15 мин. заполняют шприц маслом, вынимают иглу из приспособления (4) и герметизируют ее резиновой пробкой.

Концентрацию газа в масле определяют с учетом его коэффициента растворимости (табл. 3) с поправкой на атмосферное давление

Аi(нас)м = Bi Р×Агi / 760 (17)

Разбавление масла, насыщенного газом, до необходимой концентрации проводят в приборе, изображенном на рис 10.

Прибор состоит из предварительно отградуированного сосуда (1) емкостью 2 л с нижним тубусом, приспособления для ввода и отбора проб масла (2), резиновой прокладки (3), трубок для подвода газа-носителя (4) и для вывода газа-носителя (5), снабженных кранами (9, 10, 11), магнита (6), магнитной мешалки (7) и масляного затвора (8).

Собирают прибор согласно рис. 10. В тубус сосуда (1) через пробку вставляют приспособление (2) с резиновой прокладкой (3). В сосуд опускают магнит (6). Заливают маслом сосуд (1) и масляный затвор (8). Закрывают сосуд пробкой с трубками для подвода и вывода газа-носителя. Соединяют прибор с трубкой для подвода газа-носителя (4), открывают краны (9) и (11), закрывают кран (10) и продувают газ-носитель через масло в течение 3 час. Закрывают кран (9). Шприц, содержащий насыщенное градуировочным газом масло, приготовленное в приборе, приведенном на рис. 9, вкалывают в приспособление (2) и вводят из него заданное количество масла в сосуд (1) с маслом, насыщенным газом-носителем. Масло перемешивают с помощью магнитной мешалки в течение 1 часа. Открывают кран (10) для ввода газа-носителя в сосуд (1) и под его напором отбирают масло через иглы в несколько шприцев. Иглы герметизируют резиновыми пробками. Операция отбора проб масла в шприцы проводится быстро (до 10 мин). Из сосуда отбирают не более половины объема масла. В этих условиях газ из нижней половины масла практически не успевает перейти в газовое пространство.

Концентрация газа в масле рассчитывается по формуле

Аi(град)м = Аi(нас)м×Vдм / Vмс (18)

Градуировка комплекса проводится также, как в п. 5.7.2.1. Результатом градуировки являются коэффициенты ai и bi уравнений (15) и (16).

5.7.3. Оперативный контроль точности выполнения измерений.

Оперативный контроль точности ВИ проводится перед рабочими измерениями на градуированном комплексе для подтверждения попадания рабочих измерений в доверительный интервал градуировочной характеристики.

Для проведения оперативного контроля используют два градуировочных раствора (смеси), которые содержат газы с концентрациями — из начальной и конечной области градуировочной характеристики. Предварительно для этих смесей по градуировочным характеристикам (11, 12) или (15, 16) с учетом доверительных интервалов параметров ai и bi рассчитывают максимальную и минимальную величину площади или высоты пика, соответствующую концентрации газа в градуировочной смеси.

Далее в комплекс вводят обе смеси по три раза каждую, рассчитывают средние значения величин площадей или высот пиков для всех компонентов введенных смесей и определяют, попадают ли определенные при оперативном контроле площади или высоты пиков в интервал между их максимальным и минимальным значениями, рассчитанными из градуировочных характеристик. Если величины площадей или высот пиков попадают в эти интервалы, то комплекс можно использовать для проведения анализов. Если нет, то необходимо либо устранить причину несоответствия (в основном это может быть связано с нарушением режимных параметров), либо провести новую градуировку комплекса.

5.8. Анализ газов, растворенных в масле.

Анализ растворенных в масле газов, извлеченных с применением метода АРП или методики ВТИ проводится в тех же условиях, что и градуировка.

Процедура извлечения газов из масла описана в п. 3. Все анализы проводятся не менее двух раз.

5.8.1. Анализ газов на специализированной аппаратуре.

Для проведения анализа рекомендуется применять оборудование, указанное в п. 5.1.1. Это оборудование снабжено всеми необходимыми устройствами (колонки, устройства выделения газов из масла и т.п.) для проведения анализа и полным комплектом методической документации.

5.8.2. Анализ газов на неспециализированной аппаратуре.

Для проведения анализа рекомендуется применять оборудование, указанное в п. 5.1.2, с помощью которого могут быть реализованы различные схемы проведения анализа.

В качестве основных рекомендуются две схемы.

5.8.2.1. Анализ извлеченных из масла газов с применением двух газов-носителей — гелия и аргона.

Хроматографический комплекс при применении такой схемы состоит из двух хроматографов, один из которых имеет два детектора (ДТП и ДИП), а второй ДТП. В качестве таких хроматографов можно использовать, например, хроматографы модель 3700 и Цвет-500 с двумя детекторами (ДТП и ДИП).

Хроматограф с двумя детекторами (ДТП и ДИП), которые соединены последовательно, предназначен для анализа СО, СO2, СН4, С2Н2, С2Н4 и С2Н6, а хроматограф с ДТП — для анализа Н2.

В хроматограф с двумя детекторами помещают колонки с ПАУ-1 для анализа СО2 и углеводородов, а также для анализа СО. В качестве газа-носителя в этом хроматографе используют гелий.

В хроматограф с ДТП помещают колонку с ПАУ-1 для анализа Н2. В качестве газа-носителя в этом хроматографе используют аргон.

Схема хроматографического комплекса приведена на рис. 11. Извлечение газов из масла при применении такой схемы анализа может вестись как методом АРП, так и по методике ВТИ. При применении для извлечения газов из масла метода АРП в качестве дозаторов (2, 3, 10) используют газовые краны-дозаторы с объемом рабочих петель 2 мл.

При применении для извлечения газов из масла методики ВТИ в качестве дозаторов используют приставки ВТИ объемом 8,0 мл (дозаторы 2 и 10) и объемом 1,25 мл (дозатор 3).

По схеме, приведенной на рис. 11, анализ проводится следующим образом.

В хроматографы подаются газы-носители аргон и гелий, а также водород и воздух.

Температуры: термостатов колонок (8 и 14) составляют 80 — 120 °С, ДТП (6 и 13) и ДИП (7) — 150 — 250 °С. Ток моста ДТП (6) хроматографа для анализа СО, СO2 и углеводородов составляет 140 — 160 мА, а ДТП (13) хроматографа для анализа Н2 — 80 — 90 мА. Расходы аргона и гелия составляют 20 — 30 мл/мин. Расходы вспомогательных газов составляют: водорода 15 — 25 мл/мин, воздуха 200 — 300 мл/мин.

После выхода хроматографов на рабочий режим (примерно 2 часа) с помощью дозатора (3) в хроматограф для анализа СО, СO2 и углеводородов вводят пробу для анализа СO2, СН4, С2Н2 и С2Н6. Извлеченные из масла компоненты, разделенные на колонке (5), попадают в ДТП (6), который регистрирует пики воздуха и СO2, а затем в ДИП (7), который регистрирует СН4, С2Н2, С2Н4 и С2Н6.

После того как из колонки (5) выйдут все компоненты с помощью дозатора (2) того же хроматографа в него вводят пробу для анализа со. Разделенные на колонке (4) компоненты попадают в ДТП (6), который регистрирует пики воздуха и СО.

При работе с хроматографом для анализа СО, СО2 и углеводородов с извлечением газов из масла методом АРП газовый объем в шприце с маслом организуется гелием.

Одновременно с проведением анализа СО, СО2 и углеводородов в хроматограф для анализа Н2 с помощью дозатора (10) вводят пробу для анализа Н2. Извлеченные из масла компоненты, разделенные на колонке (11), попадают в ДТП (13), который регистрирует пики водорода и воздуха.

При работе с хроматографом для анализа Н2 с извлечением газов из масла методом АРП газовый объем в шприце с маслом организуется аргоном.

5.8.2.2. Анализ извлеченных из масла газов по схеме с применением метанатора и одного газа-носителя аргона.

Хроматографический комплекс при применении такой схемы состоит из одного хроматографа с двумя детекторами (ДТП и ДИП), в который встроен метанатор, позволяющий определять СО и СО2 после превращения их в метан.

В термостат хроматографа помещают колонку для анализа СО, СО2 и углеводородов с Порапаком N и колонку с цеолитом СаА или NaX.

В одном из испарителей хроматографа монтируется метанатор, заполненный катализатором. Процедура приготовления катализатора описана в Приложении 2.

Схема хроматографического комплекса приведена на рис. 12. Извлечение газов из масла может вестись методами, описанными в п. 3. В качестве дозаторов (2 и 6) можно использовать либо газовые краны-дозаторы с объемом рабочих петель 1 — 2 мл, либо приставки ВТИ объемом 1,25 мл (дозатор 6) и 8,0 мл (дозатор 2).

По схеме, приведенной на рис. 12, анализ проводится следующим образом.

В хроматограф подается газ-носитель аргон, а также водород и воздух, причем, водород через тройник (9) подается в метанатор (10).

Температуры: термостата колонок (12) составляет 60 — 80 °С, ДТП (4) и ДИП (5) — 150 — 250 °С, метанатора — 375 °С. Ток моста ДТП (4) составляет 70 — 90 мА. Расход аргона составляет 20 — 30 мл/мин. Расходы вспомогательных газов составляют: водорода — 20 — 30 мл/мин., воздуха 200 — 300 мл/мин.

После выхода хроматографа на рабочий режим (примерно 2 часа) с помощью дозатора (2) в колонку для анализа Н2 (3) вводят пробу для анализа Н2. Извлеченные из масла компоненты, разделенные на колонке (3), попадают в ДТП (4), который регистрирует пики Н2, О2 и N2.

Одновременно с анализом Н2 с помощью дозатора (6) в колонку для анализа СО, СO2 и углеводородов (7) вводят пробу для анализа СО, СО2, СН4, С2Н4, С2Н6 и С2Н2. Извлеченные из масла компоненты, разделенные на колонке (7), попадают сначала в метанатор (10), где СО и СО2 превращаются в метан, а затем в ДИП (5), который регистрирует СО (в виде СН4), СН4, СO2 (в виде СН4), С2Н4, С2Н6 и С2Н2.

При проведении анализа газов, извлеченных из масла с применением метода АРП, газовый объем в шприце с маслом организуется аргоном.

Обработка результатов хроматографического анализа газов, растворенных в масле, связана с видом применяемой в анализе методики извлечения газов из масла и связанной с ней методикой градуировки комплекса.

6.1. Обработка результатов хроматографического анализа при извлечении газов из масла по методу АРП и градуировке комплекса по газовым смесям (п. 5.7.1).

При обработке результатов, полученных с использованием такой методики применяются формулы

Aiм = (Siг -ais(г))×(Bi +Vг/Vм)×ai / bis(г) (19)

Aiм = (hiг — aih(г))×(bi + Vг/Vм)×ai / bih(r) (20)

В этих формулах учтены параметры градуировочной характеристики и наличие пузырька в шприце перед анализом (см. п. 3).

Необходимо иметь в виду, что при проведении градуировки комплекса по методике, описанной в п. 5.7.1.2, градуировка и анализ должны проводиться с применением одной и той же дозирующей петли.

6.2. Обработка результатов хроматографического анализа при любом методе извлечения газов из масла и градуировке комплекса по растворам газов в масле (п. 5.7.2).

При обработке результатов, полученных с использованием таких методик, применяются формулы

Aiм = (Siм — ais(м))×ai / bis(м) (21)

Aiм — (hiм — aih(м))×ai / bih(м) (22)

Необходимым условием при применении метода АРП и градуировки по аттестованным растворам газов в масле является использование одной и той же дозирующей петли и отношения Vг/Vм при градуировке и анализе.

Необходимым условием при применении методики ВТИ и градуировки по аттестованным растворам газов в масле является введение в комплекс одного и того же объема масла при градуировке и анализе.

Суммарная погрешность измерения оценивается в соответствии с ГОСТ 8.207-76 (п. 5) с учетом случайной погрешности измерения и относительной неучтенной систематической погрешности определения коэффициента растворимости Вi, погрешности установки Vг и Vм, а также возможной потери газов при хранении пробы в течение недели.

Среднее квадратическое отклонение за счет случайной погрешности измерения Aiм рассчитывают по формуле

Относительную неучтенную систематическую погрешность при применении метода АРП рассчитывают по формуле

При применении методики ВТИ член (Vг/Vг)2 не учитывается.

Абсолютную неучтенную систематическую погрешность рассчитывают по формуле

Суммарная погрешность измерения D оценивается в зависимости от величины отношения

Если это отношение меньше 0,8, то суммарная погрешность D оценивается по формуле (23).

Если это отношение больше 8, то суммарная погрешность D оценивается по формуле (24).

Если это отношение попадает в интервал между 0,8 и 8, то суммарная погрешность оценивается по формуле

В этом случае для оценки суммарного среднего квадратического отклонения результата измерения используют формулу

Коэффициент К вычисляют по формуле

Расчет суммарной погрешности измерения может быть выполнен на ЭВМ или вручную.

Пример ручного расчета суммарной погрешности измерения приведен в Приложении 4.

6.4. Запись результатов измерений.

Результаты измерений должны представляться в виде

В протоколе анализов указывается вероятность, для которой определена суммарная погрешность измерения.

Числовое значение результата измерения должно оканчиваться цифрой того же разряда, что и значение погрешности D.

Расчет градуировочной характеристики заключается в расчете коэффициентов аi и bi и при отсутствии средств вычислительной техники производится вручную. Для этого результаты градуировки вносятся в таблицу П1.

источник

Наименование документа:	РД 34.46.303-98
Тип документа:	РД(Руководящий документ)
Статус документа:	Действует
Название:	Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов
Название англ.:	Procedural Guidelines for Preparation for and Performance of Chromatographic Analysis of Gases Dissolved in the Oil of Power Transformers
Область применения:	Методические указания предназначены для определения растворенных в трансформаторных маслах: водорода — Н2, оксида углерода — СО, диоксида углерода, метана, ацетилена, этилена, этана. В Методических указаниях изложены: способы отбора, транспортировки и хранения проб масла, извлечения газов из масла, приготовления градуировочных газовых смесей и растворов газов в масле, градуировки хроматографического комплекса, обработки результатов анализа с учетом суммарной погрешности измерения, а также рекомендуемая аппаратура для проведения измерения содержания газов в масле силовых трансформаторов. Методические указания рекомендуются к применению персоналу электрических станций, электрических сетей, подстанций, а также наладочных и ремонтных предприятий.
Краткое содержание:
Дата добавления в базу:	01.09.2013
Дата актуализации:	01.12.2013
Дата введение:	01.05.1998
Доступно сейчас для просмотра:	100% текста. Полная версия документа.
Организации: